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GEOTHERMISCHE ENERGIE

Ausgewählte Länder (II)

Chile


Das bis jetzt weitgehend ungenutzte geothermische Potential des Landes, das sich im sogenannten Pazifischen Feuerring befindet, wird von der Bundesanstalt für Geologie und Rohstoffe (BGR) in Deutschland auf 1,2 – 3,3 GW geschätzt. Besonders der vulkanisch aktive Norden des Landes bietet sehr gute Voraussetzungen für eine geothermische Energiegewinnung, mit der 20 – 40 % des heutigen Energiebedarfs gedeckt werden könnte.

Eine Schätzung der chilenischen Energiekommission und dem Ministerium für Bergbau aus dem Jahr 2008 geht dagegen von 3,5 – 20 GW aus – während das Energieministerium 2009 von einem Potential in Höhe von 16 GW ausgeht. 2011 wird sogar von einem Potential zwischen 6 GW und 112 GW gesprochen.


Die ersten Anstrengungen zur Nutzung der Geothermie im Norden Chiles gehen auf das Jahr 1908 zurück, als Mitglieder der italienischen Gemeinde in Antofagasta eine private Firma namens Comunidad Preliminar de El Tatio gründeten. Es ist das erste geothermische Erkundungsprojekt des Landes, bei dem zwischen 1921 und 1922 in der Region zwei 70 - 80 m tiefe Brunnen gegraben werden. Andere Quellen nennen das Jahr 1931.

Die systematischen Explorationsarbeiten zur Entwicklung von Geothermieprojekten im Gebiet von El Tatio im Norden des Landes beginnen aber erst 1968 im Rahmen einer Vereinbarung zwischen der chilenischen Regierung und dem Entwicklungsprogramm der Vereinten Nationen (UNDP). Zuständig ist die Corporación de Fomento a la Producción (CORFO), weitere Kooperationspartner neben der UN sind  Italien, Neuseeland und die Japan International Cooperation Agency (JICA). Anfang der 1990er Jahre wird der gesamte Wissensbestand der CORFO an den Nationalen Dienst für Geologie und Bergbau (SERNAGEOMIN) übertragen. Diese Erkundungen enden jedoch 1976, als die Militärregierung unter Pinochet Chile aus dem Kooperationsprogramm zurückzog.

Neues Interesse an der Geothermie führt im Januar 2000 zur Verabschiedung des Gesetzes über Geothermiekonzessionen, das die Exploration und Ausbeutung geothermischer Ressourcen regelt. Die Nationale Energiekommission überlegt 2005, in den nächsten zehn Jahren drei 100 MWe Geothermie-Projekte zu starten.

Geysirfeld El Tatio

Geysirfeld El Tatio


Ebenfalls im Jahr 2005 wird die Firma Geotérmica del Norte S.A. (GDN; auch: Empresa Geotérmica Norte, EGN) gegründet, ein Joint-Venture zwischen der italienischen Staatsunternehmen Enel Green Power SpA (EGP) (51,4 %) und der staatlichen chilenischen Ölgesellschaft Empresa Nacional del Petroleo S.A. (ENAP) (48,6 %), um die geothermischen Ressourcen in Chile zu erschließen, zu erforschen und auszubeuten (spätere Quellen: EGP 51 %; ENAP 44 %; Codelco 5 %, s.u.). Hierzu besitzt die Firma Produktionsrechte in vier Konzessionsgebieten, darunter auch in El Tatio.

Das Geysirfeld El Tatio in über 4.000 m Höhe im Andengebirge besteht aus mehr als 100 Quellen, die jeden Morgen wie ein Uhrwerk ausbrechen und ein bis mehrere Meter hohe Wasserfontänen in die Luft schleudern. Das größte Geysirfeld der Südhalbkugel liegt in der Gemeinde Calama in der nordchilenischen Region Antofagasta.

El Tatio, im Besitz des Ministeriums für Nationalvermögen, war im Jahr 2000 zum touristisch besonders interessanten Reiseziel erklärt worden. Zudem gab es den Vorschlag, das Gebiet zum Nationalpark zu erklären. Da das Territorium jedoch von den indigenen Gemeinden beansprucht wird, übergibt der Staat seine Verwaltung 2006 an die zwei Dörfer Toconce und Caspana.

Auch für Umweltschützer sind die Hochebenen unberührbar, denn hier befinden sich die Quellen, welche die Atacama-Wüste mit etwas Wasser speisen. Von diesem sind wiederum die in den Oasen und Tälern lebenden indigenen Gemeinschaften der Lickan-Antay-Atacameño-Völker abhängig: „Für uns sind die Geysire die Quelle des Lebens.“

Eine Bohrgenehmigung wird trotz dieser Bedenken erteilt. Als die GDN im April 2009 in der Schlucht Zoquete (Quebrada del Zoquete), 4 km von den Geysiren entfernt, mit Tiefbohrungen beginnt, sind die meisten Atacama-Indianer zwar dagegen, die lokalen Führer von Toconce und Caspana schließen jedoch eine Vereinbarung mit dem Joint-Venture.

In Vorbereitung auf das Geothermie-Projekt, das nun 40 MW erzeugen soll, um diese in das nördliche Stromnetz einzuspeisen, sieht ein 18-monatiger Plan vier Bohrungen in einer Tiefe von 2.000 – 2.500 m vor, um die technische und wirtschaftliche Machbarkeit der Stromproduktion zu beurteilen.

Im September 2009 führt eine fehlgeschlagene Explorationsbohrung  in der Nähe von San Pedro jedoch zur Entwicklung einer 60 m hohen künstlichen Fumarole, d.h. einem Dampfaustritt, den das Unternehmen 27 Tage lang nicht versiegeln kann. Der größte jemals registrierte Ausbruch vor dem aktuellen Geschehen war demgegenüber weniger als 6 m Meter hoch. Den Ausbruch der Fumarole begleiten starke unterirdische Geräusche, Bodenschwingungen und ein deutlicher Rückgang aller Geysire in der Region, bis auf die aktivsten.

Dies veranlaßt die regionale Umweltkommission von Antofagasta ,COREMA’ Anfang Oktober alle Prospektionsaktivitäten in der Zone auf unbestimmte Zeit auszusetzen. Regierungsinspektoren werfen der GDN zudem operative Verstöße in 14 Fällen vor und eröffnen eine Untersuchung. Deren Ergebnis weist darauf hin, daß der Hochdruck-Geysir durch den Ausfall von Ventilen und Rohrleitungen in einem 4,5 km tiefen Brunnen verursacht wurde.

Im Januar 2010 fordert der chilenische Senat die Deklaration der Geysire von El Tatio zum Naturdenkmal und Naturschutzgebiet – um eine geothermische Erschließung des Gebietes endgültig zu verhindern. Präsidentin Michelle Bachelet muß dem Gesetz allerdings noch zustimmen. Im Mai kündigt die Regierung ihre Absicht an, jegliche weiteren Erkundungen in diesem Gebiet aufzugeben.

Die GDN gibt ihr Interesse an der Region aber nicht auf und verweist auf Studien, denen zufolge die Umweltparameter keine Schwankungen erfahren haben: „Weder die oberflächlichen Manifestationen (die Geysire) noch die Umwelt scheinen betroffen zu sein.“

Nach El Tatio liegt die nächste Priorität des Unternehmens, das in diesem Jahr mehr als 15 Mio. $ ausgibt, um neue Gebiete zu erkunden, im Gebiet der Apacheta Pampa, 70 km nördlich der Geysire. Die GDN hat auch schon im Süden Chiles in Chillán gebohrt, doch dieses Projekt bleibt vorerst auf Eis, weil das Energiepotential dort geringer ist als im Norden.

Meldungen vom August 2010 zufolge (die den obigen Angaben z.T. widersprechen) ist die EGP an zwei chilenischen Geothermie-Gemeinschaftsunternehmen beteiligt: zusammen mit dem staatlichen Kupfergewinnungsunternehmen Corporacion Nacional del Cobre (Codelco) an der genannten Geotérmica del Norte S.A. (GDN), sowie gemeinsam mit dem staatlichen Öl- und Gasunternehmen Empresa Nacional del Petroleo S.A. (ENAP) an der Empresa Nacional de Geotermica S.A. (ENG). Im Rahmen eines Börsengangs wird 2010 die Enel Green Power aus der Enel ausgegliedert.

Zeitgleich ist zu erfahren, daß die Firma Enel Chile, ebenfalls eine Einheit des italienischen Energieversorgers Enel SpA, ihre Pläne für ein 40 MW Geothermieprojekt Apacheta im Norden Chiles fortsetzt, das allerdings noch der Umweltgenehmigung bedarf. Die Inbetriebnahme ist bis 2014 vorgesehen.

Die chilenische Vereinigung für Geothermie erwartet demgegenüber, daß schon 2013 zwei bis drei Geothermieanlagen am Netz sind, deren Leistung bis 2018 auf etwa 800 MW angehoben werden könnte. Die erste Anlage wäre das genannte, nördlich von Calama geplante Kraftwerk in der Apacheta Pampa. Eine weitere Anlage würde demnach in der Laguna del Maule errichtet werden – gefolgt von einem Werk in San Gregorio im Gebiet Tolhuaca (Region Araucania). Darüber mehr weiter unten.

Im Mai 2011 ist die GDN noch immer dabei, die Genehmigung für den Bau einer 50 MW Anlage einzuholen. Das geplante Geothermiekraftwerk soll bei Cerro Pabellón in Ollagüe (Antofagasta) errichtet werden – in einer Höhe von 4.500 m über dem Meeresspiegel. Beantragt werden eine 40 MW Geothermieanlage sowie ein 10 MW Zweikreis-Kraftwerk mit Wärmetauschern. Das Unternehmen plant, noch in diesem Jahr mit dem Bau zu beginnen. Die erwartete Projektkosten betragen 180 Mio. $ (später: rund 320 Mio. $).

Enel kündigt im August 2011 an, in Erneuerbare-Energien-Projekte in Chile bis zu 570 Mio. $ zu investieren, darunter auch in Geothermie-Projekte. Dem Stand vom März 2012 zufolge konkurrieren um das erste Geothermiekraftwerk in Chile neben der Enel Green Power noch die Firmen GeoGlobal Energy, Energy Andean und Magma Energy. Mehr über diese findet sich weiter unten.

Ebenfalls im März 2012 erhält die EGP drei weitere Konzessionen für Colorado (Antofagasta), San José (östlich von Santiago) und Yeguas Muertas (nahe von Rancagua und südöstlich von Santiago), womit sich die Gesamtzahl der Konzessionen von Enel in Chile auf acht erhöht.

Im Januar 2013 meldet die EGP, daß die Leistung des Geothermieprojekts Cerro Pabellón, das bis 2016 in Betrieb genommen werden soll, möglicherweise auf 120 MW erhöht werden kann. Bislang wartet die Firma aber noch auf die Ergebnisse entsprechender Umweltanalysen der chilenischen Behörden.

Immerhin gelingt es der Tochtergesellschaft Enel Latin America im August 2013, sich von der chilenischen Banco de Crédito e Inversiones ein fünfjähriges Darlehen in Höhe von 100 Mio. $ für Energieprojekte in Chile zu sichern. Und im September hat Enel Green Power mit der nun erteilten Genehmigung für die Errichtung der Übertragungsleitung endlich alle Zulassungen zur vollständigen Umsetzung des Cerro Pabellón Geothermieprojekts zusammen.

Im Dezember wird berichtet, daß das Geothermieprojekt El Tatio aufgrund der Nichteinhaltung von Sicherheitsvorschriften durch die Geotérmica del Norte nun endgültig abgesagt wurde. Zudem wird das Unternehmen durch die COREMA mit einer Geldstrafe von 384.000 $ belegt. Die Firma will nun ihre Bohranlagen innerhalb von drei Monaten aus dem Gebiet zurückziehen und die geothermische Exploration auf unbestimmte Zeit aussetzen.

Im Januar 2014 gibt die (weitere) Tochtergesellschaft Enel Green Power Chile bekannt, daß sie mit der Banco Bilbao Vizcaya Argentaria Chile (BBVA) einen Kreditvertrag über 150 Mio. $ mit einer Laufzeit von 5 Jahren abgeschlossen habe, die zur anteiligen Deckung ihres Investitionsplans für die nächsten Jahre in Chile verwendet werden sollen (der auch Solarparks und Windkraftprojekte umfaßt).

Bohrung in Cerro Pabellón

Bohrung in Cerro Pabellón

Nach einer längeren Pause ist im Februar 2015 zu erfahren, daß die nationale Erdölgesellschaft ENAP die anstehenden Probleme um das 50 MW Geothermieprojekt Cerro Pabellón in diesem Jahr lösen will, um Mitte 2017 den ersten geothermischen Strom für das Land erzeugen zu können. Der Projektbeginn soll noch in diesem Jahr stattfinden.

Im Mai 2015 wird bekannt, daß der knapp 90 Mio. $ betragende EPC-Auftrag für das Geothermieprojekt an das US-Unternehmen Ormat Technologies Inc. bzw. der Tochter Orandina I SpA gegangen ist (EPC bedeutet ,Engineering, Procurement and Construction’ und umfaßt die Detail-Planung und Kontrolle, das Beschaffungswesen sowie die Ausführung der Bau- und Montagearbeiten). Im Rahmen des Vertrages wird Ormat zwei luftgekühlte Ormat Energy Converter (OEC) liefern.

Die Besitzrechte an dem Projekt liegen zu 51 % bei der Enel und zu 49 % bei der ENAP, der im Juli 2015 von der chilenischen Abgeordnetenkammer erlaubt wird, in die Strom- und Geothermieerzeugung einzusteigen. Später stimmt auch der Senat zu.

Zur gleichen Zeit stellt Enel eine hoch automatisierte Hydraulikanlage der neuesten Generation mit dem Namen DRILLMEC HH300 vor, welche den Bereich der Geothermiebohrungen vorantreiben soll. Die Anlage sei ideal, um Ziele in Geothermiegebieten bis zu einer Tiefe von 5.000 m sicher und mit maximaler betrieblicher Effizienz zu erreichen. Damit können im November endlich die Bohrarbeiten für Cerro Pabellón beginnen, die bis zu 34 Monate dauern werden.

Das nun geplante 48 MW Kraftwerk, das sich im Besitz der Geotérmica del Norte S.A. befinden wird, soll aus zwei 24 MW Anlagen bestehen und mit einer erwarteten Stromerzeugung von jährlich fast 340 GWh den Energieverbrauch von rund 165.000 chilenischen Haushalten decken. Den Grundstein für das Geothermieprojekt legt der italienische Premierminister Matteo Renzi Cerro bei einem Staatsbesuch in Chile im Oktober 2015 – der tatsächliche Baubeginn erfolgt im Sommer 2016.

Bereits im November 2015 meldet die Presse, daß die ENAP ihren Anteil an dem Projekt schrittweise auf etwa 20 % reduzieren wird (später: 18,3 %; o. 16,35 %). Die EGP (inzwischen: Enel Green Power Chile Ltda., EGPC) wird dann als Mehrheitsaktionär die restlichen 80 % halten (bzw. 81,7 %; o. 83,65 %). Die italienische Enel wiederum bereitet eine strategische Reorganisation ihres Lateinamerikageschäfts vor, um die chilenischen Operationen von denen anderer lateinamerikanischer Länder zu trennen.

Diese sichert sich im März 2017 von der Inter-American Investment Corp., einem Teil der Inter-American Development Bank, ein Darlehen über 30 Mio. $ für das Geothermieprojekt.

Geothermieanlage Cerro Pabellón

Geothermieanlage
Cerro Pabellón

Ende März 2017 nimmt der erste 24 MW Block der Anlage in Cerro Pabellón den kommerziellen Betrieb auf, mit bislang sieben gebohrten Brunnen. Die offizielle Eröffnungszeremonie für das erste Geothermiekraftwerk Südamerikas wird im September durch Chiles Präsidentin Michelle Bachelet persönlich zelebriert. Die zweite 24 MW Einheit wird im Oktober voll einsatzbereit.

Ebenfalls im September schlägt die Enel Chile eine Fusion mit der 2010 ausgegliederten Enel Green Power vor und unterbreitet ein Angebot für 100 % der Anteile von Enel Generación Chile S.A. (früher bekannt als Endesa Chile und Empresa Nacional de Electricidad, das größte Energieversorgungsunternehmen in Chile) um alles in einem einzigen Unternehmen zu konsolidieren.

Gleichzeitig plant die EGP die Weiterentwicklung von Geothermieprojekten in den o.g. Konzessionsgebieten Colorado (16.800 ha), San José (74.800 ha) und Yeguas Muertas (74.100 ha).


Die chilenische Gesellschaft Geotermia del Pacífico erhält im Jahr 2005 vom Ministerium für Bergbau eine Konzession für das Gebiet von Tripán. Ab 2007 erforscht die Firma auch ein Konzessionsgebiet in der Nähe der Stadt Curacautín, um hier mit Unterstützung der staatlichen Corporación de Fomento a la Producción (CORFO) ein Geothermiekraftwerk zu errichten.

Die Studien verweisen auf zwei mögliche Geothermiefelder, eines bei San Gregorio in der Nähe der heißen Quellen von Tolhuaca, und das andere bei Tripán an den Quellen des Río Blanco. Nachdem das Unternehmen entdeckt hat, daß das letztgenannte Gebiet kein kommerzielles Potential besitzt, entscheidet es sich im April 2009 dafür, die Konzession für Bildungszwecke an die Universidad de Santiago (USACH) zu übertragen.

Das Hauptinteresse der Geotermia del Pacífico betrifft nun den Bau einer Geothermiezentralen in Puchuldiza, wo die Bauarbeiten bereits Ende 2009 beginnen und bis 2013 abgeschlossen sein sollen. Der Standort des Projekts befindet sich im Norden des Landes im Hochgebirge von Iquique, Gemeinde Colchane, Region Tarapacá.

Der Staat hatte hier bereits in den 1960er und 1970er Jahren mit Unterstützung internationaler Organisationen geothermische Explorationsaktivitäten durchgeführt, welche die Bohrung von sechs Bohrlöchern in Tiefen von 1.150 m einschlossen. Diese ergaben ein Potential für die Stromerzeugung von 120 – 180 MW.

1978 lieferte ein Erdwärme-Versuchskraftwerk eine Leistung von 10 kW; es war der erste Strom aus Erdwärme in Südamerika überhaupt. 1982 wurde jedoch festgestellt, daß die Durchflußmengen in Puchuldiza nicht ausreichend sind, um ein Geothermieprojekt zu rechtfertigen. Zweieinhalb Dekaden später hat sich die Meinungslage allerdings verändert.


Im November 2008 führt die chilenische Regierung die erste öffentliche Ausschreibung für Geothermieprojekte durch. Zur Erkundung der beiden Felder Puchuldiza Sur 1 und Puchuldiza Sur 2 in der Nähe von Colchane reichen bis Februar 2009 acht Unternehmen ihre Angebote ein.

Nach dieser Ausschreibung werden allerdings kaum konkrete Fortschritte erzielt, und erst im Jahr 2012 führt die Energía Andina S.A. (EASA) – ein 2008 gegründetes Joint-Venture der Firma Antofagasta Minerals S.A. (AMSA) (50,13 %; andere Quellen: 60 %) und der ENAP (49,83 %; 40 %) –, neue Explorations- und Machbarkeitsstudien zur Entwicklung von drei Geothermie-Kraftwerken durch. Zu den drei Projekten in der I. Region gehören Pampa Lirima, Polloquere 1 und Puchuldiza Sur 1.

Projektstandort Pampa Lirima

Projektstandort Pampa Lirima

Im Fall von Pampa Lirima wurde EASA die Konzession bereits im Jahr 2009 im Rahmen eines öffentlichen Ausschreibungsverfahrens zugesprochen und umfaßt eine Fläche von rund 78.000 ha mit einer durchschnittlichen Höhe von 4.100 m über dem Meeresspiegel südlich-südwestlich der Vulkankette Sillhajuay-Quimsachata. Die Fläche ist wiederum in vier benachbarte geothermische Explorationszonen unterteilt.

Die Firma führt ein umfangreiches und schnelles Oberflächenexplorationsprogramm durch, dem im Laufe des Jahre 2010 und 2011 eine Reihe von Bohrungen folgen, um das Vorhandensein eines nutzbaren geothermischen Systems nachzuweisen.

Polloquere 1 (oder Chiguana) hingegen liegt am Fuße des Vulkankomplexes Chiguana nahe der Grenze zu Bolivien und wurde ebenfalls schon 2009 konzessioniert mit einer Fläche von rund 24.000 ha vergeben. Es liegt auf einer Höhe von 4.300 m über dem Meeresspiegel. Ende 2013 bereitet die EASA hier eine Explorationsbohrung vor.

Das 2010 vergebene Projekt Puchuldiza Sur 1 schließlich umfaßt eine Konzession zur geothermischen Exploration von rund 12.000 ha. Weiter scheinen diese Projekte bislang aber nicht gediehen zu sein.


Statt dessen plant die EASA im August 2010, noch in diesem Jahr eine Bohrkampagne bei ihrem Projekt Tinguiririca in der Provinz Colchagua im Süden Zentralchiles zu starten. Falls bis 2014 wirtschaftlich realisierbar, soll hier ein entsprechendes Kraftwerk ab 2019 mindestens 80 MW produzieren. In einem Bericht der Universidad de Chile von 2012 werden die Ergebnisse einer Bohrung mit einer Tiefe von 813,15 m präsentiert. Die nutzbare Temperatur wird auf über 200°C und in einigen Fällen sogar über 250°C geschätzt.

Mai 2011 weitet die australische Firma Origin Energy Ltd. ihre Geothermie-Beteiligungen über Australien und Indonesien hinaus aus und läßt ihre Tochtergesellschaft Origin Energy Chile Ltd. 40 % der Energía Andina (den Anteil der ENAP) erwerben, die zu diesem Zeitpunkt als das führende Geothermie-Explorationsunternehmen in Chile gilt. Im Dezember 2012 berichtet die Mutterfirma Antofagasta Minerals, daß die EASA im Folgejahr bis zu 50 Mio. $ in die Entwicklung ihrer Geothermie-Projekte in Chile investieren wird.

Im Mai 2013 werden gemeinsam mit dem chilenischen Energieministerium u.a. in Baños del Toro und Hoyos Pircados, 3.500 m über dem Meeresspiegel, geologische, geochemische und geophysikalische Studien durchgeführt, die auch vielversprechenden Ergebnisse zeigen. Aufgrund der Wassergeochemie ist in Baños del Toro mit einer geschätzten Temperatur von 210 – 230°C und in Pircados Hoyos von 190 – 210°C zu rechnen.

Aufgrund der Informationen soll nun ein Bohrgebiet definiert werden um dann zu prüfen, ob der Dampf für die Stromerzeugung geeignet ist. Im April 2014 beantragt die EASA eine Betriebsgenehmigung für Baños del Toro, um Anfang des Folgejahrs mit der Bohrerkundung zu beginnen. Das energetische Potential dieses Standorts wird auf mindestens 25 MW geschätzt. Doch auch in den vorangegangenen Fällen scheint es noch zu keiner weiteren Umsetzung gekommen zu sein.


Schon im Mai 2009 hatte die Firma GeoGlobal Energy Chile Ltd. (GGE) – eine 2007 gegründete 100 %-ige Tochtergesellschaft der US-Firma GeoGlobal Energy LLC, die als Nachfolgerin der Geotermia del Pacífico betrachtet wird – die Entdeckung eines kommerziellen geothermischen Feldes in der Region Curacautín bekannt gegeben, das während der im Vorjahr erfolgten Erkundung von San Gregorio gefunden worden sei, wo bereits seit 2004 Studien durchgeführt worden sind.

In Bohrloch Tolguaca-1 wird mit 275°C die in Chile bislang höchste registrierte Temperatur nachgewiesen. Ende des Jahres will die GGE daher mit zwei oder drei Großbohrungen beginnen, die mit 15 – 20 Mio. $ veranschlagt werden. Die Firma erwägt nun den Bau einer 75 MW Anlage, was dem gegenwärtigen Energieverbrauch der Regionen Temuco und Valdivia entspricht. Das Unternehmen schätzt, daß der Bau eine Investition von 250 Mio. $ (später: 400 Mio. $) in den nächsten 3 Jahren erforderlich macht.

Finanzpartner von GGE ist die neuseeländische, staatseigene Firma Mighty River Power Ltd. (MRP), einer der größten Energieversorger und Geothermieproduzenten in Neuseeland. Durch die GGE hat die MRP bereits 6,7 Mio. $ für die Finanzierung von Geothermiebohrungen im Konzessionsgebiet Tolhuaga ausgegeben.

Für 2010 ist geplant, die von den Behörden geforderten Umweltstudien abzuschließen. Da es in der Nähe von San Gregorio keine Gemeinden gibt, die von diesem Projekt betroffen sein könnten, sind keine Probleme zu erwarten. Die Übergabe im Rahmen eines Leasing-Vertrages erfolgt im Februar 2010, und der Baubeginn ist für den Sommer 2011 geplant, so daß die Energieerzeugung ab 2013 möglich sein wird. Strategisches Ziel des Unternehmens ist die Entwicklung von 500 MW in den nächsten fünf Jahren.

Im März 2010 meldet die GGE, daß sie 226 Mio. $ in die Geothermie im Süden Chiles investieren wird. Das Unternehmen plant den Bau von zwei Geothermieanlagen mit einem 9,4 MW Kraftwerk für 38,3 Mio. $ und einem 70 MW Kraftwerk für 187,7 Mio. $ bei Tolhuaca. Der Auftrag für die Bohrkampagne 2011 – 2012, die 4 – 6 Brunnen umfassen soll, wird der Firma Estrella International Energy Services Ltd. im April 2011 erteilt. Die Umweltverträglichkeitsprüfung wird dann im März 2012 eingereicht, nun mit dem Plan, 2016 ans Netz zu gehen.

Nach Verzögerungen bei der ersten Bohrung im Winter 2011, kann zweite Bohrung planmäßig im Juni 2012 fertiggestellt werden. Der nächste Schritt ist die Prüfung der Brunnen auf Temperatur und Durchfluß. Im August gibt die GGE bekannt, daß das Explorationsbohrprogramm erfolgreich abgeschlossen werden konnte, wobei sich eine der Produktionsbohrungen (Tolhuaca Nr. 4) als die produktivste geothermische Bohrung herausgestellt hat, die jemals in Südamerika gebohrt wurde. Sie wurde in einer Tiefe von 2.300 m gebohrt und liefert Hochtemperaturdampf, der ausreicht, um 12 MW elektrische Energie zu erzeugen.

Im Januar 2013 teilt die GGE das auf nun 70 MW veranschlagte Curacautín-Projekt in verschiedene Phasen auf und plant die Inbetriebnahme der ersten 12 MW Anlage schon Mitte 2014, wobei die Fertigstellung der Gesamtanlage zwischen 2017 und 2018 geplant ist.

Im Februar 2013 übernimmt die die neuseeländische Mighty River Power (MRP) die direkte Kontrolle über die Geothermie-Investitionen von GeoGlobal Energy in den USA (EnergySource) und Chile – was die Entwicklungsprojekte in Tolhuaca im Süden und Puchuldiza im Norden Chiles sowie das operative Geschäfts mit Sitz in Santiago nebst den etwa 50 Mitarbeitern umfaßt.

Nur ein Jahr später, im Februar 2014, kündigt die MRP allerdings an, aufgrund von Kosteneinsparungen und einer langsameren Herangehensweise an internationale Geothermieprojekte neue Investitionen zurückfahren zu wollen – und im Dezember wird sogar der komplette Ausstieg aus der Geothermie in Chile (und Deutschland) bekanntgegeben. Einzig die Beteiligung an einem laufenden Geothermie-Kraftwerk in den USA wird beibehalten.

Es gelingt der Firma bis November 2015 aber nicht, einen Käufer für ihre Geothermieprojekte in Chile zu finden (im Mai 2016 verändert die MRP ihren Namen – und wird zu Mercury).


Ein weiteres Unternehmen, das in Chile auf dem Geothermie-Markt konkurriert, ist die 2008 gegründete Magma Energy Corp., die im März 2009 im Explorationsgebiet von Laguna de Maule (Maule), 300 km südlich von Santiago, Gas- und Dampfkondensatproben aus den dortigen Fumarolen analysiert (Mariposa Geothermal Resource). Die Ergebnisse weisen auf eine große Wärmeanomalie hin, so daß die Temperaturen in der Tiefe über 290°C liegen könnten.

Bohrung in Mariposa (MP-01)

Bohrung in Mariposa
(MP-01)

Im Juli stellt die Firma ihr erstes Explorationsbohrloch fertig (MP-01), das 1,6 Mio. $ kostet. Damit kann nachgewiesen werden, daß die Temperaturen in 650 m Tiefe die 200°C  übersteigen, womit sich eine Stromerzeugung von schätzungsweise 140 MW realisieren ließe. Die Bohrergebnisse und die Ressourcenschätzung dienen als Grundlage für die Einreichung eines geothermischen Entwicklungsplans für ein 50 MW Kraftwerksprojekt. Das Unternehmen wartet nun auf eine Nutzungslizenz.

Im Januar 2010 erhält die Magma Energy den Zuschlag für 100.000 ha in Pellado, das an das Explorationsgebiet von Maule angrenzt. Magmas Berater, die kanadische Firma Sinclair Knight Mertz (SKM), schätzt derweil, daß das beide Gebiete umfassende Geothermiefeld Mariposa eine elektrische Erzeugungskapazität von 320 MW enthält, einschließlich der zuvor erwähnten 140 MW.

Die Magma baut derzeit eine 13 km lange Zufahrtsstraße, die es ermöglichen wird, im Februar weitere Bohrungen durchzuführen. Das diesjährige Explorationsprogramm im Wert von 15 Mio. $ umfaßt Bohrungen in Pellado bzw. Maule. Die Betriebsgenehmigung für die Erschließung des letztgenannten Gebiets erhält die Firma im Mai 2010. Zeitgleich wird am Rande des Mariposa-Reservoirs das zweite von fünf Bohrlöchern abgeteuft, das im Juni mit einer Tiefe von fast 900 m fertiggestellt wird. Die Zieltiefe der restlichen Bohrungen beträgt 1.500 m.

Im August 2010 gibt die Magma Energy bekannt, daß sie ihr 50 MW Geothermieprojekt in Mariposa 2014 in Betrieb nehmen möchte, wobei weitere 50 MW zu einem späteren Zeitpunkt geplant sind, eventuell bereits 2015. Die Firma beabsichtigt, rund 230 Mio. $ in die Entwicklung zu investieren.

Im März 2011 fusionieren die Firmen Magma Energy und Plutonic Power zu dem kanadischen Unternehmen Alterra Power Corp. (mit bestehenden Geothermie-, Wasser- und Windkraftwerken an Standorten in den USA, Kanada und Island – sowie Projekten in Chile, Peru und Italien).

Die Alterra gibt im September bekannt, daß sie auf Grundlage der Geothermie-Lizenz Mariposa an dem 50 MW Kraftwerk festhalten wird und dieses bis 2016 in Betrieb nehmen möchte. Hierfür soll im November eine 50 Mio. $ teure Bohrlocherkundungskampagne starten. Neben diesem Standort hat die Alterra zwei weitere Aktivposten in Chile: Los Cristales südlich von Mariposa und Tres Puntas im Norden.

Im Oktober 2012 meldet die Alterra, daß sie mit der philippinischen Firma Energy Development Corp. (EDC), dem weltweit zweitgrößten Unternehmen der Geothermiebranche, eine Vereinbarung bezüglich der Entwicklung des Projekts Mariposa geschlossen habe, bei der die EDC eine Beteiligung von bis zu 70 % an diesen Projekt erhält, indem sie die nächsten 58,3 Mio. $ der Projektausgaben finanziert. Das formale Joint-Venture Abkommen wird im Mai 2013 abgeschlossen, es erhält den Namen Compañía de Energía Limitada bzw. ENERCO.

Die EDC hatte schon im März 2011 bekanntgegeben, daß sie weltweit expandieren und sich um 6 – 10 potentielle Konzessionsgebiete bewerben will, die von der chilenischen Regierung angeboten werden. Im Juli beantragt die Firma dann sogar 13 Konzessionen für geothermische Energie in Chile – und  plant, (weltweit) rund eine Milliarde US-Dollar für die neuen Projekte auszugeben.

Zur Vorbereitung der geplanten Aktivitäten gründet die EDC auch die EDC Chile Ltd. mit Sitz in Santiago, die das Ziel hat, Mineralien oder Stoffe zur Gewinnung von Geothermie zu untersuchen, zu bewerten und zu gewinnen.

Im November 2011 meldet die EDC, daß sie Mehrheitsbeteiligungen in Höhe von 70 % an vier Geothermie-Standorten des australischen Entwicklers Hot Rock Ltd. (HRL) in Chile und Peru erworben habe. Die Gebiete in Chile befinden sich in den vulkanischen Regionen Calerias und Longavi. Die Vereinbarung sieht die Gründung von Joint-Venture-Unternehmen für jeden Standort vor.

Die Hot Rock Ltd. (ab Dezember 2014: Hot Rock Holding Ltd., HRH) hatte bereits im September 2009 eine chilenische Tochtergesellschaft mit Sitz in Santiago gegründet, die als Hot Rock Chile S.A. registriert wurde. Das Unternehmen reicht beim chilenischen Bergbauministerium zwölf Anträge auf geothermische Claims ein. Im Januar 2010 erhält es drei Konzessionen für Galo (in der Metropolregion Santiago) sowie Santa Sonia und Santa Antonia. Die drei Standorte umfassen ein Gebiet von insgesamt 1.650 km2.

Die HRL beginnt nun mit detaillierten Felderkundungsuntersuchungen an diesen drei Standorten. Dazu gehören in den ersten zwölf Monaten detaillierte geologische und geochemische Arbeiten, während im Laufe des zweiten Jahres Explorationsbohrungen, Fließversuche und detaillierte Ressourcenevaluierungen durchgeführt werden sollen. Zur Finanzierung der Explorationskosten für die Projekte in Chile (und Peru) startet die Firma im November 2010 eine Kapitalbeschaffung über 3,1 Mio. $.

Im März 2011 schließt die HRL die Felddatenerfassung für das 300 km südlich von Santiago de Chile gelegene Longavi-Projekt ab, dem nun eine gleichartige geophysikalische Untersuchung des Calerias-Projekts folgt, das 100 km südöstlich der Hauptstadt liegt. Hier kann bereits im August eine geothermische Ressource von bis zu 185 MW potentieller Stromerzeugungskapazität bestätigt werden. Für Anfang 2012 ist hier ein Bohrprogramm geplant.

Im November 2011 übernimmt die Energy Development Corp. (EDC), wie oben bereits erwähnt, Mehrheitsbeteiligungen an den Geothermie-Standorten der HRL, weshalb es nun auch mit der EDC weitergeht.

Im Januar 2012 erhält die EDC ihre erste Konzession zur geothermischen Exploration in Newen und will noch im Verlaufe des Jahres mit allen erforderlichen geologischen und geophysikalischen Untersuchungen beginnen, um die Bereiche zu identifizieren, in denen gebohrt werden soll. Daneben bestätigt das chilenische Energieministerium auch die Vergabe der Explorations-Konzessionsgebiete San Rafael und Batea an die EDC.

Nachdem die ersten Explorationsergebnisse in Calerias nicht so vielversprechend sind wie erwartet, entscheidet sich die EDC im Mai dafür, aus dem gemeinsam mit der HRL hier geplanten Projekt eines 185 MW Geothermiekraftwerks auszusteigen. Auch aus dem Projekt in Longavi steigt die EDC aus, nachdem herausgefunden wurde, daß das Gebiet wirtschaftlich nicht rentabel ist.

Im Januar 2013 meldet die Firma, daß sie in den nächsten zwei Jahren bis zu drei Bohrungen in Chile durchzuführen plant, deren Kosten mit jeweils 9 Mio. $ angesetzt werden. Im Rahmen eines im vergangenen Oktober unterzeichneten Abkommens mit der kanadischen Alterra Power Corp. (s.o.) wird die EDC die Weiterentwicklung des Geothermieprojektes Mariposa von Alterra untersuchen.

Im Mai unterzeichnen die beiden Unternehmen einen ab Juni gültigen Joint-Venture-Vertrag über die gemeinsame Entwicklung von vier geothermischen Konzessionsgebieten in Chile und Peru – darunter auch das Mariposa-Projekt, was die Übernahme einer 70 %-igen Beteiligung durch die EDC beinhaltet. Die Alterra behält über ihre Tochtergesellschaft Magma Energy Chile Ltd. eine 30 %-ige Beteiligung an der ENERCO.

Wenn alles nach Plan läuft, könnte Mariposa bereits 2017 mit der Stromproduktion beginnen, wobei die Entwicklung schrittweise in 25 MW Blöcken erfolgen soll. Die EDC wird 58,3 Mio. $ ausgeben, um in den nächsten 18 Monaten den Bau von Infrastrukturen für das Mariposa-Projekt voranzutreiben.

Im November 2013 gibt die EDC bekannt, daß ihre hundertprozentige Tochtergesellschaft EDC Hong Kong Ltd. mit der Hot Rock Holding Ltd. (HRH) einen Aktienverkaufsvertrag in Höhe von 3 Mio. $ unterzeichnet hat, in dessen Rahmen die EDC alle Anteile der HRH an den Töchtern Hot Rock Chile Ltd. (HRC) sowie Hot Rock Peru Ltd. (HRP) übernimmt – und damit auch die Konzessionen des Unternehmens in den beiden Ländern.

Im Januar 2014 meldet die EDC, daß sie sich nun auf das Mariposa-Projekt in Talca konzentrieren und bis zu 54 Mio. $ darin investieren wird – mit dem Schwerpunkt von Explorationsbohrungen am Projektstandort, die im Oktober 2015 beginnen sollen. Zwischen 2015 und 2016 will man hier dann weitere 45 Mio. $ ausgeben. Im Mai 2015 ist sogar von 85 Mio. $ die Rede, welche die Firma in diesem Jahr für Explorationsaktivitäten investieren will.

Tatsächlich wird im Oktober 2015 jedoch bekannt, daß die EDC die Bohrkampagne in Mariposa aufgrund der ungünstigen Projektökonomie und niedriger Öl- und Gaspreise bis Ende 2016 verschiebt, während die Gesamtentwicklung des Projektes fortgesetzt wird.


Weiter mit der allgemeinen Chronologie:

Anfang August 2009 erhält das chilenische Bergbauministerium von Hot Rock Chile drei Anfragen für Geothermie-Projekte in Santa Victoria, Santa Edita und San Román – sowie von GeoGlobal Energy Chile für San Gregorio (s.o.). Die Anträge müssen nun vom Bergbau- und Geologiebüro (Sernageomin), dem nationalen Grenzdienst (Difrol), der nationalen Wasserbehörde (DGA), dem indigenen Volksrat (Conadi), dem nationalen Forstdienst (Conaf) und dem Verteidigungsministerium genehmigt werden.

Ende des Monats werden dem Bergbauministerium von neun Unternehmen insgesamt 59 Angebote für 19 (oder 20) geothermische Explorationskonzessionen vorgelegt, die Gesamtinvestitionen von rund 120 Mio. $ auslösen sollen. Zu den Bietern zählen der chilenische Stromerzeuger Colbún SA (COLBUN), die ENAP in Partnerschaft mit der Enel SpA, die Magma Energy Chile Ltda., die Polaris Energy Chile Ltda. (Tochter der kanadischen Polaris Geothermal Inc.), die Ormat Andina SA, die Energía Andina SA, die Origin Energy Chile SA, die Empresa Nacional de Geotermia SA, die Serviland Minergy SA (Abteilung für Bergbau- und Energieprojekte der chilenischen Firma ECM Ingeniería SA) sowie die Hot Rock SA.

Der Energiekonzern Colbún meldet übrigens im Juni 2010, daß er in den nächsten zehn Jahren die Entwicklung einer geothermischen Leistung im Umfang von etwa 100 MW plant – ohne daß man später je wieder etwas darüber hört.


Im September 2009 berichtet die Presse, daß das chilenische, gemeinsam von Xstrata und AngloAmerican kontrollierte Bergbauunternehmen Minera Dona Ines de Collahuasi (Collahuasi) plant, rund 180 Mio. $ zu investieren, um ein eigenes 30 MW Geothermieprojekt zu entwickeln, das 5 – 10 % seines Strombedarfs im Norden Chiles decken soll. Die Konzessionen dafür war bereits im Oktober 2008 erteilt worden. Anfang des Jahres hatte das Unternehmen daraufhin eine Reihe von Oberflächenexplorationsarbeiten durchgeführt, um die Kapazität der geothermischen Standorte in der Stadt Pica, Region Tarapacá, sowie in Ollagüe, Region Antofagasta, zu ermitteln.

Die Ergebnisse sind so vielversprechend, daß im Oktober die zweite Phase mit einer detaillierten Exploration zwischen 1.500 und 1.800 m beginnt. Details über weitere Projektschritte sind bislang nicht zu finden.


Ebenfalls im September 2009 ist zu erfahren, daß im Zuge eines Kooperationsabkommens zwischen der Universidad Técnica Federico Santa María (USM), der Hochschule Bochum und dem NRW-Geothermiezentrum ein chilenisches Exzellenzzentrum für Geothermie nach nordrhein-westfälischem Vorbild entstehen wird. Das neue Institut in Valparaiso soll Forschung, Ausbildung und Projektarbeit bündeln.

Schon im Oktober werden die ersten Wissenschaftler aus NRW gemeinsam mit chilenischen Kollegen an einem Pilotprojekt zur geothermischen Energieversorgung von mehreren Krankenhauskomplexen im Bundesstaat Valparaiso arbeiten. Einen weiteren Schwerpunkt wird die allgemeine Forschung zu geothermischen Kraftwerken in Chile darstellen, da das Land mit seinen Andenvulkanen eine der interessantesten Erdwärmeregionen weltweit darstellt – die mehr als 5 % aller aktiven Vulkane der Welt umfaßt.

Auch das Bundesamt für Geowissenschaften und Ressourcen arbeitet bereits an einem gemeinsamen deutsch-chilenischen Projekt, in welchem die Eignung eines Geothermie-Standortes und die Minimierung des Investitionsrisikos durch Explorationsarbeiten geprüft werden. Das durch die chilenische Entwicklungsbank CORFO kofinanzierte Projekt wird in Zusammenarbeit mit der o.g. Firma Geotermia del Pacífico umgesetzt.


Im Oktober 2009 wird mit der Asociación Chilena de Energía Geotérmica A.G. (ACHEGEO) ein Handelsverband aus nationalen und ausländischen natürlichen und juristischen Personen gegründet, dessen Aufgabe es ist, die Nutzung der Geothermie in Chile zu fördern.


Im November 2009 gibt die Enel bekannt, daß sie plant, in den nächsten vier Jahren 240 Mio. $ in die Entwicklung der Geothermie zu investieren.


Das chilenische Bergbauministerium vergibt im Dezember 2009 neun geothermische Explorationsgebiete die Firmen Minera El Abra (Chile), Magma Energy Chile (Kanada), Hot Rock Chile (Australien) und Pacific Geothermal (Chile). Die Gebiete befinden sich in den Regionen Antofagasta, El Maule, Bíobío, La Araucanía und der Región Metropolitana O’Higgins – und sollen Investitionen von ungefähr 8 Mrd. $ auslösen, was etwas sehr hoch gegriffen klingt.

Der nächste Schritt erfolgt im Februar 2010, als ein weiteres Ausschreibungsverfahren für geothermische Explorationskonzessionen mit der Zuteilung von 17 geothermischen Flächen an neun Unternehmen endet. Hier wird von geplanten Investitionen von über 106 Mio. $ in den nächsten zwei Jahren geredet.

Im Mai 2010 plant das chilenische Energieministerium die Versteigerung von 15 geothermischen Explorationslizenzen. Das Ende 2009 neu gegründete Ministerium hatte vom Bergbauministerium die Verantwortung für die Geothermieentwicklung im Land übernommen. Im September 2010 folgt eine Ausschreibung über 21 neue Konzessionsgebiete, woraufhin im November dreizehn Unternehmen insgesamt 70 Angebote abgeben.


Im März 2011 meldet die Presse die Entstehung des Andean Geothermal Center of Excellence (CEGA) in Santiago, mit dem das Internationale GeothermieZentrum in Bochum (GZB) ein Memorandum of understanding unterzeichnet, das u.a. eine GZB-Außenstelle in Santiago vorsieht. Beteiligt sind fünf der wichtigsten chilenischen Universitäten. Dies sind die Universidad de Chile, die Pontificia Universidad Católica de Chile, die Universidad Católica del Norte, die Universidad de Atacama und die Universidad de Concepción. Dem CEGA stehen Fördermittel der Wissenschaftsförderungsagentur in Höhe von 5,5 Mio. € zur Verfügung.


Die isländische Geothermie- und Consulting-Gruppe Mannvit gibt im April 2011 bekannt, daß sie sich an der GTN Latin America (GTN LA) beteiligt, die im Jahr 2009 von der Fundación Chile und der Firma Geothermie Neubrandenburg GmbH (GTN) aus Deutschland gegründet wurde, um den wachsenden lateinamerikanischen Geothermiemarkt zu bedienen. Die chilenischen Projekte umfassen in erster Linie geothermische Heiz- und Kühlsysteme.

Im September 2013 unterzeichnet das CEGA einen Kooperationsvertrag über zwei Jahre mit der GTN, um technisch und wirtschaftlich tragfähige geothermische Projekte zu ermitteln. Eine ähnliche Zusammenarbeit beginnt die CEGA im Oktober 2014 mit der lokalen Regierung der Region Aysén (SEREMI).

Bereits im Februar 2014 war ein Konsortium unter der Leitung von Rödl & Partner aus Deutschland damit beauftragt worden, einen Risikominderungsfonds für die geothermische Entwicklung in Chile, Bolivien, Kolumbien, Ecuador und Peru bereitzustellen. Der Fonds wurde mit der Finanzierung der Europäischen Kommission von der Zentralamerikanischen Entwicklungsbank (CAF) und der Deutschen Entwicklungsbank KfW gegründet.

Auch von der GTN LA ist später nichts mehr zu hören – bis auf eine einzige Meldung im Januar 2016, der zufolge Mannvit gemeinsam mit der chilenischen Tochtergesellschaft, der Fundación Chile und weiteren lokalen Partnern eine umfassende Studie des chilenischen Geothermiebohrsektors für die Weltbank erstellen wird. Der Vertrag wird finanziell vom chilenischen Energieministerium und der Weltbank unterstützt.


Im Mai 2011 schließen sich in einem als historisch bezeichneten Abkommen der European Geothermal Energy Council (EGEC), die US Geothermal Energy Association (GEA), die Canadian Geothermal Energy Association (CanGEA), die Australian Geothermal Energy Association (AGEA) und die Chilean Geothermal Energy Association (ACHEGEO A.G.) zusammen, um die International Geothermal Business Coalition zu bilden.


Transmark Chile SpA, eine 100 %-ige Tochtergesellschaft der holländischen Firma Transmark Renewable Products B.V., erhält im November 2011 eine Explorationskonzession für San Alberto im Norden der Region Antofagasta. Das vulkanisch aktive Gebiet zeigt thermische Werte an der Oberfläche von 20°C bei Ojos de Tara, und 50°C bei Aguas Calientes. Die erste Exploration soll Anfang 2012 beginnen.

Um geothermische Ressourcen in Chile zu entwickeln, gründen die Transmark Chile und die Firma ECM Geotermia SpA, 100 %-ige Tochtergesellschaft der ECM S.A., ein Joint-Venture namens Infinergeo SpA mit Sitz in Santiago. Dieses wird sich zunächst auf die Exploration von sechs Lizenzen in Hochpotentialgebieten im Norden und Süden von Chile konzentrieren. Die erste explorative Bohrkampagne ist bis Ende 2012 bzw. im 1. Halbjahr 2013 geplant.

Tatsächlich wird im November 2013 bekannt gegeben, daß Transmark auf dem Projektgelände San Alberto erfolgreich die erste Explorationsbohrung abgeteuft habe. Wie tief die Bohrung geht, wird allerdings nicht gesagt – nur, daß in größerer Tiefe Temperaturen von 180 – 220°C erwartet werden.

Im Januar 2014 wird das Joint-Venture allerdings wieder zwischen seinen Eigentümern ECM Geotermia und Transmark Chile aufgeteilt, wobei Transmark die Entwicklung der Lizenz von Licancura III in der Region Tarapaca fortsetzen wird, während die ECM weiter an der Entwicklung der Lizenzen Volcan Tacora in der Region Arica y Parinacota, sowie Callaqui und Callaqui Este in der Region Bio-Bio arbeiten wird. Im März erhält Transmark sechs neue Explorationskonzessionen in der Region Antofagasta (Láscar, Linzor, Tocor, Del Inca, San Alberto II und San Alberto III). Mehr darüber ist bislang nicht zu erfahren.


An dem Rennen, Chiles erste Geothermieanlage ans Netz zu bringen, nimmt laut Meldungen vom März 2012 auch die Firma North Geothermal Co. teil, eine Tochtergesellschaft der Enel Green Power. Das Projekt Cerro Pampa Hall-Barrow wird zu diesem Zeitpunkt von vielen als der sichere Kandidat für die erste Anlage gesehen. Sobald die Explorationsphase und eine Machbarkeitsstudie einer 50 MW Anlage abgeschlossen sind, soll hier eine Investition von 180 Mio. $ erfolgen. Doch auch dieses Projekt gehört zu jenen, über die später nie wieder etwas zu hören ist.


Im April 2012 wird die bereits im September 2010 begonnene Ausschreibung für 20 Explorationsgebiete abgeschlossen, die sich in acht Regionen des Landes befinden und sich auf den zentralen Norden konzentrieren. Diesmal beteiligen sich 13 Unternehmen mit insgesamt 70 Angeboten.

Im Juni prüft das chilenische Energieministerium weitere 83 Explorationskonzessionen. Mehr als die Hälfte der Anfragen kommt von Serviland Minergy (25), Energía Andina (10), Minera Escondida (10), Hot Rock (8) und GeoGlobal Energy. Im November lehnt das Berufungsgericht in Santiago indigene Ansprüche auf die Einstellung von acht dieser Konzessionen ab. Es wird jedoch erwartet, daß das Urteil angefochten und an den Obersten Gerichtshof gehen wird.


Im September 2013 melden die Fachblogs, daß die Agricultural Innovation Foundation (FIA) in Chile einen Test zur Nutzung von Geothermie für die Beheizung von Gewächshäusern plant. Bei einem Pilotprojekt außerhalb von Santiago in Lampa sollen die Energiekosten in einem ersten Gewächshaus um 50 % gesenkt werden. Das Projekt wird voraussichtlich 136.000 $ kosten, weitere Kooperationspartner sind das Ministerium für Landwirtschaft und das Agrarunternehmen Sergio Aguilar.


Eine vom nationalen Dienst für Geologie und Bergbau (SERNAGEOMIN) durchgeführte, aber noch unveröffentlichte Studie, über die im April 2015 berichtet wird, identifiziert in der Region Los Lagos insgesamt 14 Gebiete mit hohem geothermischen Potential, das auf vielfältige Weise genutzt werden kann.


Im Dezember 2015 beanstandet die Fachpresse, daß es in Chile zu diesem Zeitpunkt rund 80 geothermische Konzessionsgebiete mit einer Fläche von mehr als 330.000 Hektar gibt – jedoch nur ein einziges Projekt, das auch aktiv entwickelt wird: Cerro Pabellón (s.o.). Der Hauptgrund für diese Art von spekulativer Aktivität liegt in den geringen Investitionen, die für eine solche Genehmigung erforderlich sind. Wenn alles gut läuft, kann man diese dann zu einem höheren Preis verkaufen.

Zwar hatte die chilenische Regierung bereits im Mai 2014 angekündigt, einen Gesetzesentwurf zur Verbesserung des Systems der geothermischen Konzessionen vorzulegen, um Spekulationen zu vermeiden, doch bislang ist dies nicht verwirklicht worden. Im März 2016 wird daher konstatiert, daß diverse Unternehmen aufgrund der mangelnden Unterstützung der Regierung nach mehr als 15 Jahren ihre Explorations- und Entwicklungsarbeiten an vielversprechenden Projekten beenden.

Die Firma Mighty River Power verläßt Chile endgültig – und auch das Joint-Venture Energía Andina S.A. (EASA) wird im April nach achtjähriger Aktivität ohne ein konkretes Projekt geschlossen. Dem Unternehmen zufolge gelten die bislang investierten mehr als 300 Mio. $ als verloren, und alles, was übrig bleibt, sind das Wissen und die Informationen, die in dieser Zeit gesammelt worden sind.

An der Situation ändert auch nichts, daß die Weltbank dem chilenischen Energieministerium im Oktober 2016 im Rahmen des Clean Technology Fund (CTF) 1,78 Mio. $ zur Verfügung stellt, um die geothermische Entwicklung des Landes zu unterstützen. Wirkungsvoller ist möglicherweise ein Workshop des Energieministeriums in Zusammenarbeit mit der Weltbank im Dezember, der darauf abzielt, die geothermische Entwicklung im Rahmen eines technischen Hilfsprogramms der Weltbank wieder aufzunehmen.


Ende März 2017 nimmt der erste 24 MW Block der Anlage in Cerro Pabellón den kommerziellen Betrieb auf, die offizielle Eröffnung erfolgt im September, und im Oktober wird die zweite 24 MW Einheit einsatzbereit (s.o.).


China


Die Nutzung der Geothermie zu Heizzwecken beginnt in China um das Jahr 1970 herum. In der sozialistischen Planwirtschaft erfolgt die geothermische Exploration durch nationale Stellen, produktive Brunnen werden dann kostenlos an die Endverbraucher übertragen. Ab Mitte der 1980er Jahre werden die nationalen Investitionen in die Exploration im Rahmen der Privatisierung und Liberalisierung der Wirtschaft aber verringert.

Dampfaustritt in Yangbajing

Dampfaustritt
in Yangbajing

Die einzigen Strom produzierenden Felder liegen bislang in Tibet, wo die geothermischen Ressourcen 1975 entdeckt werden. Im Jahr 1977 wird in der Stadt Yangbajing (o. Yangbajain), etwa 87 km nordwestlich von Lhasa, Hauptstadt des Autonomen Gebiets Tibet, als erstes geothermisches Dampfkraftwerk in ganz China die Yangbajing Geothermal Power Station errichtet. Es steht am Rande des Yangbajain-Geothermiefeldes, das 20 – 30 km2 umfaßt. Die höchste Temperatur im Bohrloch beträgt 125,5°C. Anderen Quellen zufolge entspringt 140 – 160°C heißes Wasser aus 18 Brunnen mit einer Tiefe von 200 - 300 m.

Ab 1981 (andere Quellen: 1982) werden von hier 4 MW Elektrizität nach Lhasa geliefert, welche die einzige Stromquelle der Stadt und ihrer Umgebung bilden, bis 1998 das Wasserkraftwerk Yamdrok in Betrieb geht. Lhasa verläßt sich hauptsächlich während des Winters auch weiterhin auf die geothermische Station, wenn die Wasserkraftwerke nicht funktionieren.

Im Rahmen des Entwicklungsprogramms der Vereinten Nationen (UNDP) und mit Hilfe der italienischen Regierung werden ab dem Juli 1982 Techniker und finanzielle Mittel zur Verfügung gestellt, das Kraftwerk bis 1985 mit Stromerzeugern mit einer installierten Leistung von insgesamt 10 MW ausgestattet.

Im Jahr 2000 hilft die Japan International Cooperation Agency (JICA) bei der Finanzierung des Kraftwerks und erarbeitet einen Plan zur Nutzung der geothermischen Energie, wodurch das Kraftwerk weitere 30 Jahre arbeiten kann. Bis Ende des Jahres werden acht neue Dampfturbosätze mit einer Leistung von jeweils 3 MW installiert, die insgesamt 24 MW nach Lhasa liefern (andere Quellen: 25,1 MW).

Unter dem flachen Yangbajain-Feld wird zudem ein noch tieferes Reservoir entdeckt, wo in 1.500 – 1.800 m Tiefe Wassertemperaturen von 250 – 330°C gemessen werden. 2004 wird zu Versuchszwecken ein 2.500 m tiefer Brunnen gebohrt.

Meldungen vom März 2010 zufolge beginnt die China Longyuan Power Group Corp. Ltd. in der Stadt Yangbajing eine neue geothermische Anlage sowie Tibets größtes Solarkraftwerk zu errichten (10 kW), was die kleine Stadt zu einem Demonstrationsgebiet für neue Energieentwicklungen machen wird.


Zwischen 1981 und 1994 sind in Taiwan eine 3 MW Anlage in Qingshui (150 – 220°C) und eine 300 kW Anlage in Tu Chang (170°C) in Betrieb, die dann jedoch wieder außer Dienst gestellt werden.

In den frühen 1990er Jahren beginnt man in der Stadt Xianyang die Nutzung der Geothermie zu erforschen - wo später 23 Erdwärmebrunnen für die physiologische Therapie, Bäder und die Beheizung genutzt werden. Inzwischen will Xianyang zur ,Geothemiestadt Chinas’ werden.

Innerhalb des Entwicklungsprogramms der Vereinten Nationen (UNDP) wird im Jahr 1993 in Nagqu, im Himalaya-Teil Chinas, durch die Firma Ormat ein geothermisches Kraftwerk mit einer Leistung von 1 MW gebaut (60 – 170°C).

Eine weitere Anlage gibt es in Langju im West-Tibet (1 MW, 80 – 180°C), zudem sind zwei kleine 300 kW Anlagen in Guangdong und Hunan installiert.


Bereits 2003 werden Überlegungen angestellt, neben dem Erdöl aus Chinas zweitgrößtes Ölfeld Shengli in Provinz Shandong (das mit seinen 40.000 km2 fast der Fläche der Niederlande entspricht), auch das zusammen mit dem Öl geförderte heiße Wasser zu nutzen. Beides wird an zusammen die Oberfläche gepumpt und dort voneinander getrennt. Das Öl geht in die Weiterverarbeitung, während das Wasser immer noch eine Temperatur von 65°C hat.

Mittels Konsultation der Geothermie-Spezialisten der deutschen Firma EWS Erdwärme-Systemtechnik aus Delbrück wird untersucht, ob die Möglichkeiten für ein Fernwärmenetz bestehen. Die Machbarkeitsstudie belegt, daß das energetisch, ökologisch und wirtschaftlich günstigste System aus einer Kombination von Thermalwasser, Spezialwärmetauscher, Wärmepumpen und einem Blockheizkraftwerk besteht. Über ein derartiges System können mehr als 55 % der benötigten Heizleistung von jährlich 30.720 MWh für rund 160.000 m2 Nutzflächen bereitgestellt werden.


Laut dem ,2005 Chinese Geothermal Environment Bulletin’ des chinesischen Ministeriums für Land und Ressourcen soll die direkte Nutzung der Geothermie in China langfristig 10.779 MW erreichen. Dieses Programm wurde bislang jedoch noch nicht gestartet.

Auch der 13. Fünfjahresplan der Regierung, der die Jahre 20162020 abdeckt, umfaßt Pläne für eine geothermische Entwicklung. Im Rahmen dieses Plans sollen bis zum Jahr 2015 in Nord-, Zentral- und Südwestchina 100 MW Geothermie entwickelt werden.

Noch immer wird die Geothermie in China am stärksten für die Wärmeversorgung eingesetzt. Den Daten von 2005 zufolge beträgt die installierte Leistung für ganz China 3.687 MW thermisch. Diese umfassen die Fernwärme (550 MW), die Gewächshausheizung (103 MW) die Fischzucht (174 MW), die landwirtschaftliche Trocknung (80 MW), die industrielle Prozeßwärme (139 MW), Baden und Schwimmen (1.991 MW), Wärmepumpen (631 MW) und anderes. Es gibt etwa 1.600 öffentliche Thermalbäder und Schwimmbäder, die geothermisch beheizt werden.

Im September 2005 wird in Beijing das 20-jährige Bestehen des China Geothermal Energy Committee gefeiert.


Die Zusammenarbeit zwischen China und Island beginnt im Mai 2005, als die Shaanxi Zhongdi Energy Development Co. Ltd. mit der isländischen Firma ENEX hf – einer Tochter der Geysir Green Energy – Kooperationsvereinbarungen zur Entwicklung und Nutzung von geothermischen Ressourcen in der Stadt Xianyang, Provinz Shaanxi, unterschreibt. Dem folgt im September 2006 ein Investitions-Rahmenabkommen, und im Oktober die Gründung des Joint-Ventures Shaanxi Green Energy Geothermal Development Co. Ltd., gemeinsam mit der Bank of Iceland.

Ebenfalls im Jahr 2006 wird die Sinopec Green Energy Geothermal Development Co. Ltd. (SGE) gegründet, mit dem Ziel das geothermische Fernwärme-Geschäft aufzubauen. Es ist ein Joint-Venture, an dem Chinas größter staatlicher Ölkonzern, die Sinopec Star Petroleum Co. Ltd. (Sinopec Star), 51 % der Anteile hält, während die isländische Arctic Green Energy Corp. 49 % besitzt (s.u.).

Im Zuge der geologischen Forschung und der Öl- und Gasexploration hatte die Sinopec Star schon in den 1960er Jahren im Weihe-Becken reiche geothermische Ressourcen entdeckt. 1998 wurde hier der erste geothermische Brunnen gebohrt. Nähere Details dazu konnte ich bislang nicht herausfinden.

Im November 2006 beginnt die SGE mit der Umsetzung von Fernwärmeprojekten in drei Colleges in Xianyang, darunter das Shaanxi Post and Telecommunication College. Im Jahr 2007 folgen gegenseitige Delegationsbesuche, Trainingsprogramme sowie Seminare über die kooperative Entwicklung von geothermischen Ressourcen durch China und Island, an denen im Oktober sogar der isländische Präsident Olafur Ragnar Grimsson teilnimmt.

Ende Februar 2008 hält das Unternehmen das ,China-Island Geothermal Technology Seminar’ mit Experten und Verantwortlichen aus beiden Ländern ab, im Mai unterzeichnen China und Island das ,Strategic Cooperation Memorandum Geothermal Development’, und im August unterschreibt die SGE mit der Volksregierung des Bezirks Wugong eine Vereinbarung über die Entwicklung der Geothermie. Im November beginnt die Bohrung des ersten geothermischen Rückgewinnungsbrunnens in Shaanxi.

Der erste Richtbohrbrunnen des Unternehmens wird im Juli 2009 im Weihe-Becken abgeteuft. Im Oktober folgt die Unterzeichnung eines Kooperationsabkommens über die Entwicklung der Geothermie mit der Volksregierung des Bezirks Xiongxian, Provinz Hebei, wo die SGE auch eine Filiale gründet. Im November wird hier erfolgreich ein geothermisches Reinjektionsexperiment durchgeführt.

Die Enex kündigt im November 2009 an, daß die Shaanxi Green Energy (ebenfalls SGE gekürzt) - ein Joint Venture zwischen den Firman Enex und Sinopec Star - einen Vertrag mit der Gemeinde Xiong über die Implementierung eines neuen geothermischen Fernwärmenetz unterzeichnet hat, das in diesem Jahr für die Beheizung von 250.000 m2 der Gemeinde, und bis 2012 von bis zu 3 Mio. m2 sorgen wird. Die Region besitzt geothermische Felder mit relativ niedrigen Wassertemperaturen von 55 - 86°C.

Im April 2010 unterzeichnen der Mutterkonzern Sinopec Star, die Enex und das Management der Jingwei New Area in Xianyang eine die Absichtserklärung über die Entwicklung geothermischer Ressourcen im Flughafen-Industriepark von Jingwei New Area. Im Oktober folgt ein Rahmenabkommen mit der Geysir Green Energy und der ENEX über die Entwicklung geothermischer Ressourcen in der Stadt Baoding, Provinz Hebei. Im Dezember erhält SGE vom Ministerium für Land und Ressourcen die Genehmigung zur Entwicklung und Nutzung geothermischer Quellen.

Weitere Entwicklungsvereinbarungen werden – nun von der Sinopec Star – 2011 im April mit der Volksregierung des Kreises Shanghe, und im August mit der Volksregierung des Kreises Rongcheng unterzeichnet. Im gleichen Monat vereinbaren die chinesischen und isländischen Aktionäre der SGE eine Erhöhung des Grundkapitals um 50 Mio. $ sowie den Ausbau der Kapazität für die geothermische Raumheizung von 3 Mio. m2 auf 20 Mio. m2. Hier wird die Enex China übrigens als ein Tochterunternehmen des isländischen Geothermieentwicklers Orka Energy Ltd. (später: Arctic Green Energy) bezeichnet, einer ebenfalls isländischen Firma mit Hauptsitz in Singapur.

Im März 2012 wird das Erdwärme-Heizprojekt in Xianyang bei den Vereinten Nationen erfolgreich als das weltweit erste CDM-Projekt der geothermischen Industrie registriert (CDM  = Clean Development Mechanism des Kyoto-Protokolls). Im April folgt wieder einmal ein Rahmenabkommen – diesmal zwischen der Sinopec und der Orka Energy. In diesem Zusammenhang soll das gemeinsame Joint-Venture Shaanxi Green Energy Geothermal Development Co. Ltd. (s.o.) mit dem Ziel ausgebaut werden, die Geothermie-Beheizung in China bis 2020 auf mindestens 100 Mio. m2 Hausfläche auszudehnen.

Im September werden die ersten Projekte im Bezirk Boye in der Provinz Hebei offiziell gestartet, während zeitgleich ein Franchise-Abkommen über ein Fernwärmesystem in Xianyang mit dem Xianyang Heating and Gas Administrative Office unterzeichnet wird. Im November ändert sich der Name des Unternehmens in Sinopec Green Energy Geothermal Development Co. Ltd. (wie er allerdings schon seit 2006 in der Presse erschienen ist, s.o.).

Im Jahr 2013 wird im März ein strategische Rahmenabkommen und Kooperationsabkommen über die Entwicklung geothermischer Ressourcen mit der Regierung der Stadt Heze, Provinz Shandong, unterzeichnet, im Mai mit der Volksregierung des Kreises Shanghe in der Provinz Shandong, und im Juli mit der Volksregierung des Kreises Huaxian.

Im September wird mit der Bohrung des zweiten Einleitungsbrunnens in Xianyang begonnen, der auch als ein „wichtiges Forschungsobjekt der Sinopec Group“ bezeichnet wird. Im November folgt eine Kooperationsvereinbarung mit der Yangling Agricultural Hi-tech Industries Demonstration Zone, und im Dezember unterzeichnen die Sinopec Star, die Volksregierung der Stadt Xianyang und die Firma Orka Energy ein Entwicklungsabkommen für Xianyang. Gleichzeitig wird auch eine Absichtserklärung über die Entwicklung der Geothermie mit dem Bezirk Baodi von Tianjin unterschrieben.

Ähnliche Kooperationsabkommen werden im Januar 2014 mit der Regierung der Volksrepublik Meixian, im Mai mit den Volksregierungen der Verwaltungsbezirke Gucheng und Pingxiang in der Provinz Hebei, im Juni mit der Volksregierung des Kreises Zhouzhi, und im September mit der des Verwaltungsbezirks Xuyi in der Provinz Jiangsu unterzeichnet. Das letztgenannte Abkommen sieht die Entwicklung der geothermische Ressourcen in Xuyi vor, woraus später das erste Geothermieprojekt des Unternehmens erwächst.

Ende Februar findet im Bezirk Xiongxian die Nationale Konferenz zur Entwicklung und Nutzung der Geothermie statt – mit Vertretern der nationalen Energieverwaltung, des Ministeriums für Land und Ressourcen, des Ministeriums für Wohnungswesen und Stadt-Land-Entwicklung sowie Abgesandten von über 20 Provinzregierungen und Unternehmen. Im Mai folgt die erste Konferenz des Beratungs- und Technologiekomitees des Nationalen Geothermiezentrums, die in Peking stattfindet und eine starke nationale Unterstützung für die geothermische Entwicklung symbolisiert.

Im Juni geht das erste Projekt des Unternehmens zur Erdwärmepumpen-Kühlung in Betrieb, ohne daß sich bislang Details darüber finden ließen. Im September erhält die SGE drei Patente: ein Reinjektionssystem für Sandstein; eine komplexe Wassersperre für geothermische Produktions- und Reinjektionsbohrungen; sowie ein mehrstufiges Heizsystem, das geothermisches Wasser mit einer Wärmepumpe kombiniert. Das erste geothermische Heizprojekt in Juancheng, Provinz Shandong, wird im November in Betrieb genommen.

Interessanterweise ist die Sinopec auch verantwortlich für den Bau der 280 MW Geothermieanlage Olkaria IV in Kenia (s.d.), die Ende 2014 in Betrieb genommen werden soll. Der Ölkonzern, größter Entwickler von konventionellen Geothermieprojekten in China, beansprucht ein Sechstel der globalen Geothermie-Ressourcen und wird nun von der Nationalen Energiebehörde mit der führenden Kommerzialisierung der Geothermie beauftragt, denn das Land selbst verfügt zu diesem Zeitpunkt über eine Geothermiekapazität von nur knapp 28 MW.

Pressemeldungen vom März 2015 zufolge habe die Firma bereits mehr als 2 Milliarden RMB (~ 320 Mio. $) für Projekte in 14 Provinzen und Regionen ausgegeben – darunter in Peking, Shaanxi, Hebei, Shandong, Liaoning und Sichuan. Dabei wurden 213 geothermische Brunnen gebohrt, welche die unterirdische Hitze durch die Leitung von Wasser von der Oberfläche durch 206 Wärmeaustauschstationen erschließen.

Im November erklärt die Sinopec, daß sie im Rahmen des 13. Fünfjahresplans (20162020) den Fokus auf Geothermie-Projekte in Nordeuropa, Ostafrika und Südostasien sowie geothermische Stromerzeugungsprojekte in China richten wird. Durch Joint-Ventures und Akquisitionen will man im In- und Ausland eine installierte Kapazität von 100 MW erreichen.

Ende 2016 ist SGE das größte geothermische Fernwärmeunternehmen des Landes mit einem Marktanteil von 35 %. Es hat in 16 Provinzen insgesamt mehr als 300 geothermische Brunnen gebohrt (ein Drittel davon sind Injektionsbohrungen) und betreibt über 270 Wärmezentralen, vier Abwärmeprojekte und ein Erdwärmepumpen-Projekt. Insgesamt werden mehr als eine Million Kunden versorgt bzw. eine Gesamtfläche von 40 Mio. m2 beheizt.

Im Februar 2017 stellt die Sinopec Star einen Plan zur Schaffung von 20 ,rauchfreien Städten’ vor, in denen die Kohle durch Geothermie ersetzt wird, um ihre Luft zu reinigen. Die entsprechende Installation einer Beheizung von 100 Mio. m2 (andere Quellen: 1,1 bzw. 1,6 Mrd. m2) soll ebenfalls im Rahmen des 13. Fünfjahresplans geschehen. Außerdem will China im Zuges dieses Planes eine zusätzliche Geothermie-Stromerzeugungskapazität im Umfang von 530 MW erreichen, was Investitionen im Wert von umgerechnet 5,8 Mrd. $ anstoßen könnte.

Zu Chinas erster smogfreien Stadt wird im April der Bezirk Xiong (o. Xiongxian) erklärt, der zum Verwaltungsgebiet der bezirksfreien Stadt Baoding gehört. In Zusammenarbeit mit den Behörden ist es der SGE in weniger als sechs Jahren gelungen, 90 % der Kohleverbrennung durch Geothermie zu ersetzen. Der ultimative Beweis des Konzepts in dem Bezirk mit knapp 400.000 Einwohnern führt zu ähnlichen Abkommen in 15 anderen Landkreisen von Baoding. Die SGE ist entschlossen, das Xiongxian-Modell in den nächsten Jahren in China mindestens 20 mal zu wiederholen.


Weiter mit der allgemeinen Chronik: Um die Entwicklung und Nutzung von Geothermie voranzutreiben, startet das Ministeriums für Land und Ressourcen (MLR) im Jahr 2008 in der Stadt Tianjin ein Pilotprojekt zur Bewertung der oberflächennahen Geothermie. Das Projekt belegt, daß diese Energiequelle gut von öffentlichen Einrichtungen wie Ausstellungszentren und Sporthallen genutzt werden kann.

Das Ministerium plant, das Pilotprojekt in den nächsten drei Jahren auch auf andere Provinzhauptstädte auszudehnen, um die Größe der verfügbaren Reserven an geothermischen Energieressourcen in jeder Stadt sowie die Bereiche ihrer bestmöglichen Nutzung zu bestimmen.


In Jiading, einem Teil Schanghais, baut das deutsche Unternehmen Mann + Hummel, ein Filterhersteller in Ludwigsburg, Ende 2009 ein neues Werk, das ebenfalls auf Geothermie setzt, damit in dem Bau ganzjährig angenehme Temperaturen herrschen. Die mittels 290 Polyethylenrohren im Boden angezapfte Geothermie dient dabei sowohl zum Heizen als auch zum Kühlen.

Enercret Energiepfahl

Enercret Energiepfahl


Ebenfalls im Jahr 2009 realisiert die österreichische Firma Enercret GmbH aus Röthis mit ihrem Tochterunternehmen in Wuhan die bislang weltweit größte geothermische Nutzung im Bauwesen. Der 95 m hohe Wuxi Guolian Financial Tower mit seinen 117.000 m2 Nettogeschoßfläche Büros und einem Shoppingcenter wird mit umweltfreundlicher Erdwärme gekühlt beziehungsweise geheizt.

Hierfür werden sogenannte Energiepfähle verwendet – aus konstruktiven Gründen das ohnehin erforderliche Fundament des Gebäudes. In die Betonpfähle werden Kunststoffrohre für den Flüssigkeitstransport integriert, womit der Energieaustausch über den direkten Bodenkontakt der Rohre erfolgt. Der so gewonnene Temperaturausgleich heizt beziehungsweise kühlt das Gebäude.

Als Erdwärmetauscher kommen 513 Energiepfähle mit je 35 m, 88 Erdsonden mit je 100 m und 15.000 m2 der Bodenplatte zum Einsatz. Diese dienen als Wärmequelle für die Wärmepumpe mit einer Leistung von zirka 4.000 kW. Die Gesamtleistung für die Kühlung des Towers beträgt 8.738 kW. Davon wird die Hälfte über umweltschonende Energie aus Erdwärme abgedeckt. Für die Heizleistung sind 3.917 kW erforderlich. Das Auftragsvolumen beträgt 2 Mio. €.

Linked Hybrid

Linked Hybrid


Im Jahr 2009 wird zudem der Bau des Linked Hybrid abgeschlossen, einem umweltfreundlichen Gebäude, das als eines der „berühmtesten der neuen grünen Wunder des Landes“ bezeichnet wird. Das 2003 begonnene Bauwerk beweist, daß sich Nachhaltigkeit und intelligentes Design nicht ausschließen.

Das Büro Steven Holl Architects und der Co-Designer Li Hu errichten zwischen den acht farbenfrohen 20-stöckigen Türmen sanft abfallende Fußgängerbrücken, die den freien Verkehr zwischen Geschäften, Cafés und einem Hotel ermöglichen. Darunter befindet sich eine Abwasseraufbereitungsanlage und eines der größten Geothermiesysteme der Welt.

Das Erdwärmepumpensystem aus 655 Brunnen, 100 m unter dem Kellerfundament, deckt 70 % der jährlichen Heiz- und Kühllast des Komplexes ab. Indem die unterirdischen Brunnen den normalerweise für Kühltürme benötigten oberirdischen Raum ersetzen, können die verfügbaren Grünflächen vergrößert und die Lärmbelästigung minimiert werden. Zudem wird eine Technik namens Verdrängungslüftung verwendet, bei der Luft, die geringfügig unter der gewünschten Temperatur in einem Raum liegt, vom Boden freigesetzt wird und die wärmere Luft verdrängt.


Anfang 2010 stellt das Architekturbüro Skidmore, Owings and Merrill LLP (SOM) Pläne für ein neues urbanes Zentrum im Pekinger Distrikt Dawangjing vor, das eine integrierte Heiz- und Kühllösung beinhalten wird. Diese wird einen zentralen Park umfassen, der ein geothermisches Wärmeaustauschsystem nutzt, um passiv alle Gebäude des Viertels zu beheizen und zu kühlen. Dieses Projekt scheint bislang aber noch nicht umgesetzt worden zu sein.


Im Mai 2011 gibt das Ministeriums für Land und Ressourcen (MLR) bekannt, daß China in den nächsten fünf Jahren ein Explorations- und Erschließungsprojekt starten werde, um die Nutzung von Geothermie im ganzen Land zu fördern. Bis 2015 sollen bereits 560.000 GWh Strom erzeugt werden, was einem Anteil am Gesamtenergieverbrauch des Landes von 1,7 % entspricht.

Daten auf Grundlage des gegenwärtigen Entwicklungsmodells zeigen, daß die nutzbare Wärme von flachen geothermischen Energieressourcen in den 287 Präfektur-Städten oder größeren Städten jährlich mehr als 2,8 Millionen GWh Strom liefern könnten. Alleine die Energiereserven in den 12 großen geothermischen Einzugsgebieten des Landes würden etwa 7 Mrd. GWh Strom entsprechen.

Im Dezember 2011 meldet die Fachpresse, daß sich China zunehmend auf die Entwicklung und Nutzung von Geothermie konzentriert, so z.B. in der Provinz Shandong, wo geschätzt wird, daß die oberflächennahen geothermischen Energieressourcen innerhalb der ersten 200 m unter der Oberfläche umgerechnet etwa 40 % der Kohlevorkommen der Provinz entsprechen. Der potentielle Wert dieser Ressourcen würde bei über einer Billion US-Dollar liegen.

Der Markt für die Entwicklung und Nutzung von geothermischer Energie wird in den nächsten fünf Jahren auf etwa 100 Milliarden Yuan (~ 15 Mrd. $) steigen. Der Absatz von Erdwärmepumpen übersteigt bereits 8 Mrd. Yuan und wächst jährlich um 20 %. Die anfänglichen Installationsgebühren für die Pumpen sind ebenfalls deutlich gesunken, was den Weg für die Nutzung von oberflächennaher Geothermie im ganzen Land ebnet.


Im Oktober 2012 gibt das Ministerium für Land und Ressourcen die Ergebnisse einer zwischen 2009 und 2011 durchgeführten landesweiten Erhebung der geothermischen Energieressourcen bekannt. Der Studie zufolge, bei der die Geothermie in 287 Städten, zwölf Sedimentbecken und bei 2.562 Thermalquellen untersucht wurde, besteht in Tiefen von 3.000 – 10.000 m ein enormes Potential, das einer Menge von 860 Billionen Tonnen Kohleäquivalent (tce) entspricht.


Ebenfalls im Jahr 2012 wird in Chengdu der Bau des Sliced Porosity Block fertiggestellt, dessen Bau 2008 begann und eigentlich schon 2010 beendet werden sollte. Das unregelmäßige Design der fünf gemischt genutzten Türmen mit Büros, Wohnungen, Einzelhandel und einem Hotel soll Sonnenlicht zu einem großen, zentralen öffentlichen Platz ziehen, während die Sonneneinstrahlung für die umliegenden Gebäude erhalten bleibt. Entworfen ist der Komplex vom Büro Steven Holl Architects.

Auf dem Platz befinden sich große Teiche, die recyceltes Regenwasser sammeln, während Gräser und Seerosenblätter einen natürlichen Kühleffekt erzeugen. Zudem wird der Komplex geothermisch geheizt und gekühlt. Hierfür gibt es auf dem Gelände 468 geothermische Brunnen.


Im Dezember 2013 unterzeichnet die isländische Firma Orka Energy ein neues Kooperationsabkommen mit der Provinz Shaanxi zur weiteren Entwicklung von geothermischen Fernwärmesystemen. Das oben bereits erwähnte Unternehmen, das eine Minderheitsbeteiligung an der Sinopec Green Energy Geothermal Development Co. Ltd. hält, arbeitet in Shaanxi hauptsächlich in der Gemeinde Xian Yang, der Hauptstadt der Provinz.

Die Orka Energy, die auch in der Provinz Hebei aktiv ist, hatte Anfang dieses Jahres bekanntgegeben, daß sie für ihre Fernwärmeprojekte in China bereits mehr als 100 Brunnen gebohrt habe.


Im Mai 2014 werden von den lokalen Regierungen zwar neue Projekte genehmigt, doch es ist noch ein weiter Weg bis zum breiten Einsatz der Geothermie als grüne und lebensfähige Energiequelle im Land. In Bezug auf die installierte Geothermie-Kapazität rangierte China im Jahr 2010 weltweit auf Platz 18. Dabei besteht aufgrund des hohen Wirtschaftswachstums in China ein enormer Bedarf an Elektrizität.

Ein Schritt in die richtige Richtung ist die angekündigte Gründung einer nationalen geothermischen Vereinigung, die sich auf den internationalen akademischen Austausch und technologische Innovationen konzentrieren wird. Zudem werden die lokalen Regierungen im Juli von Peking aufgefordert, Pläne für die Nutzung der Geothermie bis 2020 zu entwerfen und bis Ende des Jahres vorzulegen.


Die chinesischen Firmen sind derweil viel aktiver im Ausland. Im Januar 2015 unterzeichnet beispielsweise der EPC-Auftragnehmer Landocean Energy Services Co. Ltd. einen EPC-Vertrag für das Kraftwerksprojekt Pohang Enhanced Geothermal Systems in Südkorea, der sich auf knapp 32 Mio. $ beläuft. Vertragspartner ist die Pohang Geothermal Power, eine Tochtergesellschaft von NexGeo.


Als die International Renewable Energy Agency (Irena) zusammen mit dem European Space Agency (ESA) im April 2015 ein neues Instrument vorstellen, mit dem die weltweiten Potentiale der Geoenergie online untersucht werden können, wird deutlich, welche gewaltigen Möglichkeiten in China verborgen sind. Die Technik beruht auf Daten der sogenannten Gravitationsanomalie, die Aufschluß über Unregelmäßigkeiten der Massenverteilung im Untergrund geben können. Die Daten zeigen, daß etwa ein Sechstel der geothermischen Ressourcen der Welt in China liegt.


Im Juli 2015 gibt das Generalbüro der Volksregierung von Jinan ein Sonderprogramm zur Umsetzung des Umbaus von Jinan zu einer Stadt der heißen Quellen heraus. Im Laufe von drei Jahren sollen acht Demonstrationsprojekte gebaut werden, von denen bis zu drei Projekte die oberflächennahen geothermischen Ressourcen nutzen und vier geothermische Bäder sein werden.


Im selben Monat wird gemeldet, daß der chinesische Automobilhersteller Geely in die geothermisch betriebene Methanolproduktion investieren wird, indem er über drei Jahre hinweg eine unbestimmte Anzahl von Anteilen an der isländischen Carbon Recycling International Inc. (CRI) erwerben und so zu einem Hauptaktionär des Unternehmens werden wird. Die CRI ist führendes Unternehmen bei der Herstellung von erneuerbarem Methanol aus Kohlendioxid, Wasserstoff (durch Elektrolyse von Wasser produziert) und Elektrizität. Geely plant, 45,5 Mio. $ zu investieren.


Fast zeitgleich ist zu erfahren, daß die China Overseas Investment Union (COIU) an Investitionen in das geothermische Kraftwerksprojekt Canoe Reach in British Columbia, Kanada, interessiert sei.


Im August folgt die Meldung, daß die chinesische Regierung Interesse an Investitionen in Westsumatra, Indonesien, zeigt. Hier stehen bereits 17 geothermische Anlagen zur Verfügung, die bis zu 1.650 MW Strom erzeugen können.


Im November 2015 wird in der Provinz Shaanxi die Geothermal Scientific and Technological Base der Chinesischen Akademie der Wissenschaften (CAS) vorgestellt. Die gemeinsam vom Institut für Geologie und Geophysik, der CAS und der Sinopec Green Energy gegründete Base will im Rahmen der Initiative ,One Belt, one Road’ (auch als Neue Seidenstraße bekannt) geothermische Demonstrationsvorhaben fördern und die wissenschaftliche Entwicklung der geothermischen Industrie vorantreiben.

Im Zuge der Vorstellung berichtet die Fachpresse, daß die jährliche Energieerzeugung durch Erdwärmepumpen in China die der USA derweil übertroffen hat und damit gegenwärtig an der Weltspitze steht. Man rechnet im Land, daß ein geothermischer Brunnen für die Heizung jährlich mehr als 3.000 Tonnen Kohle sparen und damit die Emissionen um 7.500 Tonnen Kohlendioxid, 30 Tonnen Schwefeldioxid und 900 Tonnen Asche reduzieren kann.


Eine neue Studie, die im Januar 2016 von den Behörden der Autonomen Region Tibet veröffentlicht wird, wird die geothermische Stromerzeugungsk apazität an 672 geothermischen Standorten auf insgesamt 800 MW geschätzt wird. Dabei sollen die Hochtemperaturressourcen von über 150°C etwa 80 % des Potentials ausmachen.


Im Juni 2016 berichtet die chinesische Presse, daß die Nationale Energiebehörde eine neue Initiative für die Entwicklung erneuerbarer Energien in Tibet vorantreibt. Die Initiative ,Umwelt an erster Stelle setzen’ soll in den nächsten fünf Jahren die Entwicklung beschleunigen, die lokale Wirtschaft stärken und die strategischen Reserven an sauberer Energie erhöhen.

Die Regierung will hierfür neue Wasserkraftprojekte bauen, zur Nutzung von Solarenergie einschließlich der Photovoltaik ermutigen und Unternehmen auffordern, die reichen geothermischen Ressourcen der Region zu erschließen.


Meldungen vom September 2016 zufolge wird in Serbien die lokale Firma Betec Resources d.o.o. - gegründet von der chinesischen Beijing Exploration Technology and Engineering Co. Ltd. - nächsten Monat mit den ersten Explorationsarbeiten am Geothermieprojekt Vranjska Banja im Süden von Serbien beginnen, das die Entwicklung einer geothermischen Kraft- und Heizungsanlage vorsieht.


Ein neues Abkommen zwischen China und Kenia zur Förderung der weiteren geothermischen Entwicklung wird im November bekanntgegeben. Im Rahmen der Änderungen einer Vereinbarung von 2013 kündigt China nun Pläne für Investitionen in Höhe von bis zu 970 Mio. $ über einen Zeitraum von 30 Jahren an, wobei der Schwerpunkt auf der Ausrüstung geothermischer Kraftwerke durch chinesische Unternehmen liegt.


Ebenfalls im November findet in Peking das China Geothermal International Forum statt.


Im Dezember 2016 meldet die Fachpresse, daß in heißen trockenen Gesteinsformationen in der Provinz Shandong neue geothermische Wärmequellen gefunden wurden. Das Institut für Geologie und Mineralressourcen der Provinz hat unter den Städten Weihai und Yantai in einer Tiefe von 1.240 m Gesteinstemperaturen von bis zu 110°C festgestellt. Bei der maximalen Bohrtiefe von 4.000 m werden 150 – 200°C erwartet. Um Daten für die gesamte Explorationsarbeit zu sammeln, werden zwei weitere Jahre veranschlagt.


Mit ehrgeizigen und umfassenden Investitionsplänen geht es auch im Januar 2017 weiter, als bekannt wird, daß die Nationale Energiebehörde (NEA) plant, bis 2020 rund 2,5 Billionen Yuan (~ 361 Mrd. $) in erneuerbare Energien zu investieren und dabei über 13 Millionen Arbeitsplätze in diesem Sektor zu schaffen.

Rund 700 Mrd. Yuan sollen für Windparks verwendet werden, 500 Mrd. Yuan für die Wasserkraft, während Gezeiten und Geothermie den Rest erhalten. Sollte die Geothermie die Hälfte der letztgenannten Mittel erhalten, würden damit umgerechnet bis zu 90 Mrd. $ für die geothermische Entwicklung des Landes bereitstehen.


Im gleichen Monat genehmigt die Asiatische Entwicklungsbank (ADB) ein im November des Vorjahres angekündigtes Darlehen in Höhe von 150 Mio. $ für die Finanzierung von Energie-Investitionen in der Provinz Shaanxi, das auch für geothermische Fernwärmesysteme der o.g. chinesisch-isländischen Shaanxi Green Energy eingesetzt werden kann. Zu den weiteren Projekten, die ebenfalls gefördert werden sollen, zählen die industrielle Wärmerückgewinnung für Stromerzeugung und Heizung, die Photovoltaik, die Biogas- und Biokraftstoffgewinnung aus landwirtschaftlichen Abfällen sowie die Nutzung industrieller Abgase zur Stromerzeugung.


Nach einer achtjährigen Studie wird im Juli 2017 der Fund von zwei neuen geothermischen Feldern auf der Pamir-Hochebene in der autonomen Region Xinjiang Uygur im Nordwesten Chinas bekanntgegeben. In die Suche waren rund 7 Mio. $ investiert worden.

Das eine Feld im Dorf Quman im autonomen Kreis Taschkurgan Tajik umfaßt 8 km2, und die Analyse der geologischen Struktur, der Temperatur und des Drucks zeigt, daß es für mehr als 100 Jahre stabile Erträge verspricht. Die Fachleute schätzen, daß das Quman-Feld 12.000 Einwohnern eine Heizung bieten könnte. Das zweite Feld mit einer Fläche von 7 km2 eignet sich wegen der geothermischen Ressourcen mit niedriger Temperatur eher für Thermalquellen und Freizeitaktivitäten.


Ebenfalls im Juli erhält ein chinesisch-kenianisches Konsortium unter Leitung der Yantai Jereh Petroleum Equipment & Technologies Co. Ltd., einer hundertprozentigen Tochtergesellschaft der Jereh Group (China), und dem lokalen Auftragnehmer H-Young & Company (Ostafrika) Ltd. (Kenia), den Auftrag der Kenya Electricity Generating Company (KenGen) zum Bau eines geothermischen Kraftwerks in Olkaria in Kenia (s.d.).


Nachdem China im April ankündigt hatte, die Xiongan New Area zu gründen, eine neue Wirtschaftszone etwa 100 km südwestlich von Peking, die die Bezirke Xiongxian, Rongcheng und Anxin in der Provinz Hebei abdeckt, wird im August eine geologische Studie veröffentlicht, der zufolge das Gebiet in den flachen Schichten, bis zu 200 m tief, über reiche geothermische Energiequellen verfügt, die leicht zugängliche Wärme für großflächige Heizprojekte bereitstellen.


Im September 2017 berichten Wissenschaftler vom ersten erfolgreichen Bohrloch im Gonghe-Becken in der nordwestlichen Provinz Qinghai, das in heißes, trockenes Gestein (hot dry rock) gebohrt wurde. Die in einer Bohrtiefe von 3.705 m gefundene Temperatur von 236°C könnte für ein technisch fortschrittliches Geothermie-Projekt ausreichen.

Zum gegenwärtigen Zeitpunkt wird geschätzt, daß China in Tiefen von 3.000 – 10.000 m etwa 856 Billionen Tonnen dichtes, undurchlässiges Hochtemperaturgestein ohne Wasser oder Dampf enthält, von dem etwa 2 % als Energiequelle nutzbar sind. Die als förderbar angesehene Energie entspricht vorläufigen Berechnungen zufolge dem Zehnfachen der Energie von Erdöl, Erdgas und Kohle der gesamten Welt.


Im Oktober 2017 erhält die chinesische Firma Zhejiang Kaishan Compressor Co. Ltd. eine geothermische Explorations- und Erschießungsgenehmigung für ein Lizenzgebiet in der Nähe von Suswa in Kenia. Das Unternehmen wird nun drei Jahre lang Geothermie-Explorationen durchführen, um danach mit dem Bau und Betrieb von Kraftwerken in der Region zu beginnen.


Anfang Dezember 2017 gründet die China National Nuclear Corporation (CNNC) in Peking die CNNC Geothermal Industry Alliance, eine nicht eingetragene Körperschaft mit dem Ziel, die Entwicklung der chinesischen Geothermie-Industrie zu beschleunigen und die Nutzung der geothermischen Energie Chinas zu fördern.


Costa Rica

Costa Rica, am südlichen Ende der mittelamerikanischen Landbrücke, hat 4,5 Millionen Einwohner und besitzt fünf derzeit aktive sowie Dutzende inaktiver Vulkane, wodurch sehr gute Möglichkeiten zur Energieerzeugung mittels Tiefengeothermie bestehen. Die größte Eignung für die Stromerzeugung hat der vulkanische Gebirgskamm in der Provinz Guanacaste mit den Vulkanen Miravalles, Rincón de la Vieja und Tenorio. Mit der Erforschung der geothermischen Ressourcen wird schon 1963 begonnen.

Das Potential des gesamten Landes wird auf 986 MW geschätzt. Die Nutzung der Oberflächengeothermie soll allerdings aus ökologischen Gründen nicht möglich sein, da die meisten enstprechenden Gebiete Teil eines Systems von Nationalparks sind, die ein Zehntel des Territoriums des Landes repräsentieren. Zusammen mit anderen Schutzgebieten machen sie sogar rund 25 % der Fläche aus.


Das erste Erdwärmekraftwerk von Costa Rica befindet sich im Norden von Fortuna in Bagaces, in der nordwestlichen Provinz Guanacaste. Die Anlage Boca de Pozo besteht aus drei Einheiten mit einer Kapazität von 5 MW. Die erste Einheit wird im November 1994 in Betrieb genommen, die zweite im September 1996, und die letzte im April 1997. Betrieben wird die Anlage vom Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), dem staatlichen Strom- und Telekommunikationsdienstleister.

Miravalles I

Miravalles I


Die erste große geothermische Anlage Miravalles I, ebenfalls in Bagaces, wird bereits im März 1994 mit 55 MW in Betrieb genommen. Das zweite Geothermiekraftwerk Miravalles II mit egleichfalls 55 MW folgt im November, und die dritte Einheit Miravalles III mit 29,5 MW (andere Quellen: 27 MW) dann im August 1998.

Die Tiefe der Brunnen beträgt 700 – 1.700 m, wo Temperaturen bis 255°C genutzt werden können.

Die Konstruktion und der Bau der Anlagen erfolgt durch die japanischen Firmen West Japan Engineering, Marubeni und Ansaldo, Hersteller der Turbinen ist die Firma Toshiba. Auch diese Anlagen werden vom ICE betrieben.

Im Jahr 2000 wird eine vierte Flash-Anlage in Betrieb genommen - sowie eine binäre Anlage Miravalles V aus zwei Einheiten mit einer gemeinsamen Kapazität von 15,45 MW (andere Quellen: 19 MW), deren erste im Januar 2004 startet und von Ormat Industries betrieben wird. Dieses Kraftwerk verwendet heiße Sole mit einer Temperatur von 165°C, die von den Anlagen Miravalles I – III abgegeben wird.

Die fünf Anlagen des geothermischen Feldes Miravalles sind mit 42 km Rohrleitungen verbunden, welche die Turbinen mit den 25 produzierenden, über 1.600 m tiefen, Bohrlöchern verbinden. Sie erzeugen zusammengenommen 163,5 MW Strom.

Miravalles III

Miravalles III

Direkt neben der Anlage Miravalles III sind zudem 4.300 Photovoltaikmodule montiert. Die von der japanischen Regierung installierte Versuchsanlage hat eine Kapazität von 1 MW.


Laut einem Bericht der Internationale Energieagentur (IEA) aus dem Jahr 2006 erzeugt Costa Rica schon 94 % seines Stroms aus erneuerbaren Ressourcen: 76 % aus der Wasserkraft, 14 % aus der Geothermie (~ 163,5 MW aus den fünf Anlagen des Geothermiefeldes Miravalles), 3 % aus der Windkraft und 1 % aus der Biomasse.


Im Januar 2009 gibt die Firma Ormat Technologies aus Nevada bekannt, daß sie mit der Banco Centroamericano de Intergracíon Económia (BCIE) einen Vertrag über 65 Mio. $ unterzeichnet hat, um auf dem Geothermiefeld Las Pailas innerhalb von 18 Monaten ein neues Erdwärmekraftwerk fertigzustellen.


Die Präsidenten von Costa Rica, Laura Chinchilla Miranda, erklärt im Februar 2010, daß sie plant, die „Geothermie und die Solarenergie auf die Agenda für das ehrgeizige Ziel zu setzen, bis 2021 ein Land ohne CO2-Emissionen zu werden. (…) Unser Land kann innerhalb von vier Jahren seine gesamte Energie aus erneuerbaren Quellen erzeugen und damit vollkommen autark werden.“ Hierzu soll insbesondere die Nutzung des geothermischen Potentials der vielen Vulkane des Landes gefördert werden.

SWEGS-Technik Grafik

SWEGS-Technik
(Grafik)


Ab Oktober 2010 wird vom ICE der Bau eines 12 MW Pilotprojekts untersucht, bei dem das geothermische Kraftwerk auf der Basis des Systems der US-Firma GTherm mit einem einzigen Bohrloch ausgeführt wird (Single-Well Engineered Geothermal System, SWEGS). Die Technologie basiert auf einem geschlossenen Kreislaufsystem, das kein Wasserreservoir benötigt und daher auch viel weniger Wasser verbraucht, als andere vergleichbare Systeme. Zudem bleibt die Infrastruktur größtenteils unterirdisch und erzeugt auch keine Verschmutzung.


Im Mai 2011 meldet die Presse, daß der steigende Energiebedarf und der langsame Fortschritt des Elektrizitätsgesetzes die Regierung dazu antreiben, die Nutzung der Geothermie zu fördern. Die vorliegenden Projekte würden eine geothermische Nutzung in den Schutzgebieten von Rincón de la Vieja und Tenorio ermöglichen. Studien des ICE schätzen das Stromerzeugungspotential in Rincón de la Vieja auf bis zu 137 MW, und in Tenorio auf etwa 100 MW.


Im Juli 2011 geht in Liberia in Guanacaste das – eigentlich schon für Ende 2010 geplante – Geothermiekraftwerk Pailas I (o. Las Pailas) mit 35 MW in Betrieb, das nominal auf 42,5 MW ausgelegt war und sich außerhalb des Nationalparks Rincón de la Vieja befindet, der den 600.000 Jahre alten und größten Vulkan in der nordwestlichen Region von Costa Rica umgibt.

Die Entwicklungskosten der Anlage mit fünf geothermische Brunnen hatten 221,8 Mio. $ betragen. An der offiziellen Eröffnung im August nimmt Präsidentin Chinchilla persönlich teil.


Im Dezember 2011 unterzeichnet die ICE während des offiziellen Besuchs der Präsidentin Chinchilla in Japan ein Memorandum of Understanding mit der Japanese International Cooperation Agency (JICA), in dessen Rahmen die japanische Regierung Machbarkeitsstudien für zwei Geothermieprojekte in Costa Rica finanzieren wird: Pailas II und Borinquen in der Provinz Guanacaste, auf der Nordostseite des Vulkans Rincón de la Vieja.

Laut Meldungen vom März 2012 führt das ICE bereits die notwendigen Studien durch, um die Machbarkeit einer neuen 50 MW (andere Quellen: 55 MW) Geothermieanlage Pailas II zu ermitteln, die in vier oder fünf Jahren in Betrieb gehen könnte.

Im Laufe dieses Jahres wird auch an den Gesetzgebungsproblemene gearbeitet, welche der Förderung von geothermischen Anlagen in dem Nationalparksystem bislang entgegenstanden. Für die Entwicklung ist auch nur ein relativ kleines Stück Land erforderlich (z.B. 5 – 10 km2 der 140 km2, die am Vulkan Rincon de la Vieja geschützt sind).

Die Argumente der Befürworten klingen schlüssig: Das für die Entwicklung benötigte Land könnte durch nahe gelegenes und in den Nationalpark aufgenommenes Ackerland ersetzt werden. Darüber hinaus würde die Entwicklung Gebühren zur Verfügung stellen, die wiederum das Nationalparksystem finanzieren und die Instandhaltung der unter die Zuständigkeit der Nationalparks fallenden Gebiete verbessern könnten.

Die Fachpresse muß im September 2012 allerdings konstatieren, daß der der anhaltende Widerstand der costa-ricanischen Gesetzgeber gegen die geothermische Entwicklung in den Schutzgebieten des Landes – allen Bekundungen der Präsidentin zum Trotze – auch weiterhin die erdölbetriebene Stromerzeugung begünstigt. Dessen ungeachtet findet im gleichen Monate in Costa Rica der von der Regierung des Landes mitveranstaltete Geothermalkongreß für Lateinamerika und die Karibik (GEOLAC) statt.


Im November unterzeichnet die Präsidentin ein Dekret, um die Untersuchung der potentiellen geothermischen Energie im Nationalpark von Rincon de la Vieja in der Cordillera de Guanacaste, 140 km westlich von San Jose, zu starten – im öffentlichen Interesse –, und im Dezember wird von Seiten der Umweltkommission des Landes auch die Gesetzgebung angepaßt, um eine geothermische Entwicklung im Naturschutzgebiet von Guanacaste zu ermöglichen.

Im März 2013 berichten die Medien, daß die neue Gesetzgebung, die den Nationalpark Rincon de la Vieja für die geothermische Entwicklung öffnen würde, von einem Dutzend Umweltorganisationen abgelehnt wird – obwohl zwischenzeitlich der Nachweis erbracht wurde, die die Umweltbelastung durch fossile Kraftwerke im Vergleich zur Geothermie wesentlich schwerwiegender ausfallen. Das ICE schlägt daraufhin im April einen Kompromiß vor, der eine Verkleinerung des für die Entwicklung geöffneten Gebiets vorsieht.


Auf dem bereits 21. Jahreskongress der Mexican Geothermal Association im Oktober 2013 wird eine besondere Anerkennung posthum an Dr. Alfredo Mainieri Protti vergeben, der als Vater der Geothermie in Costa Rica bekannt ist. Er war im vergangenen Januar verstorben. Eine weitere Ehre wird Protti, der seit den 1970er Jahren die Geothermie-Forschung des Landes leitete, im Juli 2017 zuteil, als das ICE beschließt, das Geothermiefeld Miravalles nach ihm zu benennen.


Im November 2013 meldet die Fachpresse, daß Costa Rica nun in der Nähe des bestehenden Werks Pailas I die Entwicklung von drei weiteren Projekten mit einer kombinierten Leistung von 155 MW plant. Die Entwicklung wird durch ein Darlehen der Japanese International Cooperation Agency (JICA) mit einer 40-jährigen Laufzeit in Höhe von 540 Mio. $ (andere Quellen: 560 Mio. $) finanziert.

Die erste geplante Anlage, Pailas II, soll eine Stromerzeugungskapazität von 55 MW mit geschätzten Investitionskosten von etwa 333 Mio. $ haben, während die zwei weiteren 50 MW (andere Quellen: 55 MW) Kraftwerke Borinquen I und Borinquen II rund 40 km von den Pailas-Anlagen entfernt errichtet werden sollen. Keine der drei vorgeschlagenen Anlagen wird innerhalb des Naturschutzparks gebaut. Für Pailas II, dessen Bau in diesem Jahr beginnt, gibt es zudem von der Europäischen Investitionsbank (EIB) einen 25-jährigen Kredit in Höhe von 70 Mio. $. Der Bau des Projekts Borinquen I wird voraussichtlich 2018 beginnen und soll bis 2023 abgeschlossen sein, Borinquen II dann bis 2024 folgen.   


Im Jahr 2013 werden etwa 70 % des Strom-Mixes von Costa Rica mit Wasserkraft, 15 % mit Erdwärme, etwa 5 % mit Windkraft, 0,8 % mit Kraft-Wärme-Kopplung, 0,01 % mit Solarenergie und etwa 11,8 % mit nicht erneuerbaren Wärmequellen gedeckt.


Im Januar 2014 gibt es von der Europäischen Investitionsbank (EIB) einen 25-jährigen Kredit in Höhe von 70 Mio. $ für die 20 MW Erweiterung des geothermischen Kraftwerks Pailas namens Pailas II, das bereits Ende 2018 in Betrieb gehen soll. Die Gesamtkosten für die Projekte Paillas I und II belaufen sich auf geschätzte Gesamtinvestitionskosten von 350 Mio. $.


Auch der GEOLAC 2014 findet in Costa Rica statt. Der Kongreß im Juli wird diesmal gemeinsam mit der Weltbank ausgerichtet. An der Eröffnungsveranstaltung nehmen 100 Teilnehmer aus 21 Ländern teil, darunter hochrangige Vertreter von acht Regierungen.

Zeitgleich genehmigen die Mitglieder der Legislativversammlung bereits in der ersten Debatte und einstimmig eine Reihe von Kreditverträgen zur Entwicklung der Geothermie in Guanacaste. Dabei geht es um die drei Erdwärmekraftwerke Pailas II, Borinquen I und Borinquen II, die zwischen Bagaces und Cañas in Guanacaste errichtet werden sollen, um die Abhängigkeit des Landes von der Wasserkraft weiter zu verringern.

Die Geothermieprojekte im Gesamtumfang von 958 Mio. $ werden von den o.g. Darlehen der JICA und der EIB unterstützt, den Rest wird des ICE finanzieren. Die Vereinbarung mit der JICA wird im August unterzeichnet.

Bisher wurden übrigens alle geothermischen Projekte vom ICE als Private-Public-Partnership-Projekte (PPP) durchgeführt, bei denen das ICE eine öffentliche Ausschreibung herausgibt, und der Interessent, der den Zuschlag erhält, die Anlagen für einen vorher festgelegten Zeitraum von 15 – 20 Jahren betreiben darf. Nach Ablauf der Frist gehen die Anlagen in den Besitz des ICE über. Ein Marktzugang außerhalb von PPPs ist bislang nicht möglich.


Als das ICE im Mai 2014 Pläne vorlegt, 1.000 Hektar Land im Nationalpark Rincón de la Vieja zu beschlagnahmen, Teil des 1999 zum UNESCO-Weltkulturerbe erklärten Naturschutzgebiets Guanacaste, folgt ein Aufschrei der Naturschützer.

Erst im Oktober meldet die Presse, daß es Anzeichen für einen Konsens zwischen den wichtigsten Gesetzgebungsfraktionen über die Notwendigkeit gibt, die geothermische Energie in Nationalparks zu nutzen und den Markt für den privaten Sektor zu öffnen. Eine Einigung darüber, wer sich an der Nutzung der Ressourcen beteiligen soll, gibt es aber noch nicht. Die Gesetzgeber sind allerdings der Ansicht, daß eine deutliche Erhöhung der geothermischen Energieerzeugung die beste Lösung zur Senkung der Strompreise des Landes darstellt.

Die Debatte zieht sich hin, bis der seit Mai 2014 amtierende neue Präsident von Costa Rica, Luis Guillermo Solís Rivera, im Dezember überraschenderweise bekannt gibt, daß er während seiner Amtszeit die Entwicklung der geothermischen Energie in den Nationalparks des Landes nicht unterstützen wird – und dies, obwohl es derzeit drei Gesetzentwürfe gibt, die sich durch die Gesetzgebende Versammlung bewegen und darauf abzielen, die geothermische Energieproduktion in dem Land, einschließlich der Nationalparks, erheblich auszuweiten.

Die Opposition des Präsidenten überraschte sogar seine eigene Partei, die erst im Oktober einen Plan vorgelegt hatte, der eine bedeutende Ausweitung der geothermischen Stromerzeugung vorsieht.


Im Februar 2015 veröffentlicht das ICE eine internationale Ausschreibung für die Planung und den Bau des inzwischen mit einer Investition von 319 Mio. $ verbundenen Geothermieprojekts Pailas II. Die Frist für die Einreichung von Angeboten endet am 30. April. Weitere Details darüber sind bislang nicht bekannt.

Im gleichen Monat unterzeichnen Costa Rica und Bolivien eine Vereinbarung, um ein 100 MW Geothermie-Projekt der bolivianischen staatlichen nationalen Elektrizitätsgesellschaft (ENDE) zu unterstützen (s.d.).


Ende März 2015 kann das ICE voller Stolz melden, daß das Land in den ersten drei Monaten des neuen Jahres zu 100 % mit Strom aus Erneuerbare Energien versorgt wurde, was auch die Stromtarife für die Verbraucher um 12 % gesenkt habe. Paradoxerweise hat ausgerechnet schlechtes Wetter diesen Rekord möglich gemacht: Durch starke Regenfälle haben die Wasserkraftwerke mehr Energie erzeugen können, als dies etwa im vergangenen Jahr der Fall war, als das Land von einer starken Trockenheit betroffen war. Trotzdem hatte das Land schon im Gesamtjahr 2014 seinen Strombedarf zu 94 % über Ökostrom decken können.


Im Juni wird erstmals darüber berichtet, daß die nationalen Behörden von Costa Rica erwägen, die Geothermie auch jenseits der gegenwärtigen hochenthalpischen Energiegewinnung zu nutzen. Das Projekt Libertarian Movement (libertäre Bewegung), dessen Idee auch durch das Ministerium für Umwelt und Energie (MINAE) geprüft wird, soll es Privatpersonen ermöglichen, auf geothermische Ressourcen mit Temperaturen von bis zu 80°C und Tiefen von 200 – 300 m zuzugreifen.


Im August 2015 unterzeichnet Costa Rica ein Abkommen über geothermische Zusammenarbeit mit Indonesien. Die beide Länder möchten diesen Schlüsselsektor durch den Austausch von Know-how weiterentwickeln.


Von einer siebten Geothermie-Anlage an den Hängen des Vulkans Rincon de la Vieja redet das ICE im Oktober 2015 zum ersten mal. Dieses Kraftwerk soll 2019 in Betrieb gehen.


Ein neuer Gesetzentwurf der Bürgeraktions-Partei vom November 2015 könnte die geothermische Entwicklung in den Nationalparks der drei geschützten vulkanischen Gebiete Rincón de la Vieja, Tenorio und Arenal ermöglichen, jedoch mit Naturschutzmaßnahmen, die den Erhaltungszielen entsprechen, indem die Entwickler dazu verpflichtet werden, die Projektflächen mit Land außerhalb des Parks zu kompensieren.

Das Land würde auch nicht, wie ursprünglich vorgeschlagen, von ICE beschlagnahmt werden, sondern verbleibt in den Händen des Costa Rica National Park Service, der den Schutz des Lebensraums weiterhin sicherstellen würde. Die Naturschützer waren besonders über eine Beschlagnahme von Parkland besorgt, die einen Präzedenzfall für das gesamte Nationalparksystem bedeuten würde.

Der neue Plan würde die o.e. Pläne des ICE vom Mai 2014 ersetzen – obwohl die Regierung auch weiterhin darauf besteht, daß sie nicht versuchen wird, die Gesetze zu ändern, um die Entwicklung in den Nationalparks zu erlauben.


Im Dezember 2015 meldet die Fachpresse, daß Costa Rica eine Kreditlinie der Interamerikanischen Entwicklungsbank (IDB) in Höhe von 500 Mio. $ für die Entwicklung erneuerbarer Energien und damit zusammenhängender Projekte nutzen wird, wobei der Fokus insbesondere auf der Geothermie liegt. So sollen rund 200 Mio. $ zur Finanzierung der Geothermieprojekte Pailas II und Borinquen I verwendet werden. Die verbleibenden 300 Mio. $ sollen in das Geothermieprojekt Borinquen II fließen, sowie in die Modernisierung des Wasserkraftwerks Arenal und des Übertragungs- und Verteilungsnetzes des Landes.


Ende 2015 beträgt die installierte Gesamtkapazität der geothermischen Energie in Costa Rica 217 MW (andere Quellen variieren von 204 MW bis 207 MW), was etwa 15 % des gesamten Stromverbrauchs des Landes entspricht.


Im August 2016 berichten die Medien, daß viele Umweltschützer der Ansicht sind, die geothermische Energiegewinnung in den Nationalparks des Landes würde Umweltschäden verursachen. Tatsächlich habe das ICE jedoch nahezu 12.000 Hektar Dschungel wiederbelebt, die früher Weidelandwüsten waren.

Die Presseabteilung des Unternehmens betont: „Neben der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen haben diese Projekte auch touristische Aktivitäten, Freizeitaktivitäten sowie Freiflächen gefördert, von denen die Einwohner von Bagaces und der angrenzenden Regionen profitieren. Die Vision des ICE basiert auf der Koexistenz von geothermischer Stromproduktion, Umweltschutz und sozialer Entwicklung.“ Ein Slogan, der auf den o.g. Geothermie-Pionier Mainieri Protti zurückgeht.

Der Kampf der Gruppen, die die Erschließung der Nationalparks für die geothermische Entwicklung vorschlagen, und derjenigen, die dagegen sind, zieht sich trotzdem weiter hin, und noch im November lehnt die Umweltkommission des Parlaments einen neuen Vorschlag ab, die Parks wenigstens teilweise für die Entwicklung zu öffnen.


Ebenfalls im August 2016 wird  die erste Tranche in Höhe von 234 Mio. $ (andere Quellen: 241 Mio. $) des bereits im November 2013 vereinbarten Darlehens der JICA für das Geothermieprojekt Borinquen I festgeschrieben, unterzeichnet wird sie aber erst im folgenden Juni 2017. Die beiden übrigen Tranchen betreffen Pailas II (167 Mio. $) und Borinquen II (157 Mio. $).

Es verwundert daher nicht, daß der Auftrag für die 55 MW Turbine des Geothermieprojekts Pailas II im Oktober 2016 an die Firma Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd. (MHPS) geht (das Unternehmen hatte im Jahr 2000 auch schon die Dampfturbine für das Kraftwerk Miravalles III geliefert). Der Generator stammt von der Mitsubishi Electric Corp., die EPCM-Arbeiten (Engineering und Beschaffungsmanagement) leitet das spanische Ingenieurbüro INITEC Energía S.A., und das Baumanagement wird vom ICE selbst durchgeführt.

Es wird die erste Geothermieanlage in der Region, die mit einem Kühlturm aus verstärkter Glasfaser ausgeführt wird, was die Investition in das Projekt reduziert und die Betriebskosten senkt.


Im Februar 2017 nimmt das ICE den Betrieb des geothermischen Kraftwerks Miravalles III wieder auf, nachdem die Anlage aufgrund von Schäden durch den Hurrikan Otto im November 2016 nicht mehr einsatzfähig war. Die Schäden betrafen auch teilweise Miravalles I, das aber schon ab Anfang Dezember wieder funktionierte und sich ab da mit Miravalles II abwechselte, aufgrund der hohen Verfügbarkeit von Wind- und Wasserkraft.


Im Juni 2017 wird im Parlament eine neue Gesetzesinitiative (Gesetzgebung 19.233) diskutiert, deren Ziel es ist, „dem ICE durch das Nationale System der Schutzgebiete eine spezielle und exklusive behördliche Genehmigung zu erteilen, die Geothermie in Nationalparks oder anderen Schutzgebieten zu nutzen, wie den Nationalparks Rincón de la Vieja, Tenorio Volcano und Arenal Volcano.“


Dänemark


Der Geologische Dienst von Dänemark und Grönland (GEUS) hat in Tiefen von 1 – 3 km fünf Formationen identifiziert und kartographiert, von denen angenommen wird, daß sie die geothermischen Reservoirs mit dem besten Potential darstellen: Frederikshavn, Haldager, Gassum, Skagerrak und Bunter. Kraftwerke sind hier aber noch keine gebaut worden.


Im September 1984 geht auf der Nordwestseite der Halbinsel Jütland das geothermische Fernheizwerk in Thisted in Betrieb, als Demonstrationsanlage mit einer elektrisch angetriebenen Kompressionswärmepumpe. Es ist das erste in Dänemark, gilt heute als das drittgünstigste der etwa 400 Fernwärmesysteme des Landes und ist auch weiterhin in Funktion.

Bohrung in Thisted

Bohrung in Thisted

1981 war eine Erkundungsbohrung bis in eine Tiefe von etwa 3.000 m durchgeführt worden, die allerdings zeigte, daß die Durchlässigkeit in dieser Tiefe zu gering war. Stattdessen konnte ein Produktionbrunnen in 1.243 m Tiefe fertiggestellt werden, wo sich die Durchlässigkeit als günstig erwies. Ein weiterer Brunnen wurde 1983 gebohrt. 1988 wurde die elektrisch betriebene Wärmepumpe gegen zwei wärmebetriebene Absorptionswärmepumpen ausgetauscht und die Anlage in den kommerziellen Betrieb übernommen. In anderen Quellen wird berichtet, daß die beiden geothermischen Brunnen in den frühen 1980er Jahren von einer staatlichen Öl- und Gasgesellschaft gebohrt wurden.

Das lokale Fernwärmeunternehmen Thisted Varmeforsyning kümmert sich um den Betrieb und die Wartung der Anlage, die 7,7 MW Wärme aus dem Untergrund produziert. Hinzu kommen 10 MW Wärme aus der Antriebswärme für die Absorptionswärmepumpe, die in erster Linie aus einer nahegelegenen strohbefeuerten Kesselanlage, alternativ aus der Müllverbrennungsanlage der Stadt Thisted stammt. Das Unternehmen versorgt Thisted seit 1961 mit Fernwärme, die damals allerdings von ölbefeuerten Kesseln erzeugt wurde.

Im Oktober 2017 wird eine dritte Bohrung für das Geothermie-Heizkraftwerk abgeschlossen, die mit einer Tiefe von 1.170 m nun als zusätzliches Injektionsbohrloch verwendet wird, um eine erhöhte Wasserproduktion aus dem Reservoir zu ermöglichen. Noch nicht verifiziert ist die Angabe einer installierten Leistung von 78 MW thermisch, wie sie in einigen Quellen erscheint, möglicherweise ist es nur ein Kommafehler.


Im Jahr 2000 schließt die erst im Vorjahr gegründete Hovedstadsområdets Geotermiske Samarbejde (HGS), die Geothermische Kooperation von Kopenhagen, ihre seismischen Untersuchungen sowohl im Onshore- als auch im Offshore-Bereich ab. Auf Grundlage der Ergebnisse wird beschlossen, in Amagerværket eine weitere geothermische Demonstrationsanlage zu errichten, das Heizkraftwerk Amager. Die HGS erhält 2001 die Lizenz zur Exploration und Produktion von Geothermie im Großraum Kopenhagen.

Bei der HGS handelt es sich um ein Konsortium aus vier Unternehmen, der DONG Energy A/S mit einem Anteil von 46%, sowie den Firmen Københavns Energi A/S, Central Local Transmission Company I/S und Vestegnens Cogeneration Company I/S mit jeweils 18 %.

Nachdem in den Jahren 2002 und 2003 zwei etwa 2,6 km tiefe Geothermiebohrungen gebohrt werden, zeigen die Tests, daß die Dicke, die Durchlässigkeit und die Temperatur des Reservoirs von 73°C ausreichend sind, und nach dem Bau der Oberflächeninstallationen wird die Anlage im November 2004 in Betrieb genommen. Offiziell eröffnet wird sie im Mai 2006. Die drei Absorptionswärmepumpen des Kraftwerks werden mit Dampf aus dem klassischen Fernwärmenetz betrieben, das in einigen Teilen Kopenhagens noch im Einsatz ist.

Insgesamt kann die Kopenhagener Geothermieanlage Amager – die sich am äußeren Hafen der Stadt, in der nordöstlichen Ecke der Insel Amager befindet – mit ihren zwei Brunnen bis zu 27 MW Fernwärme erzeugen, aufgeteilt in 14 MW aus dem geothermischen Reservoir und 13 MW aus dem Dampf, der für die Absorption der Wärmepumpen verwendet wird. Damit werden 5.000 Haushalte bedient. Die Investition für die zwei geothermischen Brunnen haben 15 Mio. € betragen, weitere 13 Mio. € kostete die geothermische Heizstation selbst.


Nach fünfjähriger Planung und Umsetzung wird im Oktober 2008 in der Stadt Heerlen das weltweit erste geothermische Pilotkraftwerk in Betrieb genommen, dessen Wasser in den Stollen einer seit den 1970er Jahren aufgegebenen Kohlemine der Oranje Nassau erwärmt wird (Minewater Project).

Nach neuen Abteufungen mit zwei Brunnen von 825 m Tiefe wird das Wasser mit einer Temperatur von 32°C (andere Quellen: 35°C) heraufgepumpt. Nachdem es 350 Häuser und Unternehmen beheizt hat, wird es in die Mine zurückgepumpt. Die installierte thermische Kapazität beträgt 10 MW.

Das im Rahmen des europäischen Programms Interreg IIIB NWE und des 6. Rahmenprogramms EC-REMINING-lowex unter dem Motto ,Alte Minen - Neue Energie’ geförderte Minenwasserprojekt in Heerlerheide, das 125.000 m2 Bodenfläche versorgt, wird später von einem einfachen Pilotsystem zu einer vollständigen hybriden Energiestruktur namens Minewater 2.0 ausgebaut, deren erste Phase im Juni 2013 in Betrieb geht.

Das völlig neues Konzept, das einen wesentlichen Teil des nachhaltigen Energiestrukturplans von Heerlen ausmacht, umfaßt u.a. einen Energieaustausch statt einer Energieversorgung, indem Cluster-Netze für den Energieaustausch zwischen Gebäuden und dem bestehenden Grubenwassernetz sorgen, eine Energiespeicherung und Regeneration in den Grubenwasserreservoirs zur Vermeidung ihrer Erschöpfung erfolgt, und zur Ergänzung der Polygeneration eine Bio-KWK, die Solarenergie, die Einspeisung von Abwärme (Rechenzentren und Industrie), sowie Kühltürme für Spitzenkältebedarf integriert werden.

Zudem werden alle geographisch verteilten Grubenwasseranlagen in Gebäuden, Clustern und Brunnen mit ausgeklügelten Prozeßsteuerungseinheiten ausgestattet, die über das Internet mit einem zentralen Überwachungssystem (CMS) kommunizieren.

Im Jahr 2015 werden schon 500.000 m2 Bodenfläche mit Gruben-Heizwasser versorgt. Ähnliche Pilotprojekte werden übrigens im schottischen Midlothian und im französischen Gardanne durchgeführt. Mehr dazu unter Wärmespeicherung.

Bohrung in Sønderborg

Bohrung in Sønderborg


Nach einigen Verschiebungen wird im Jahr 2010 der Bau einer dritten Geothermieanlage begonnen.

Im nordöstlichen Teil der Stadt Sønderborg werden von dem lokalen Fernwärmeunternehmen Sønderborg Fjernvarme zwei geothermische Brunnen gebohrt, die oberirdischen Anlagen errichtet und neben der örtlichen KWK-Anlage zwei neue Holzhackschnitzelkessel gebaut, welche die Antriebswärme für die vier Absorptionswärmepumpen der Geothermieanlage liefern. Diese wird im April 2013 in Betrieb genommen.


Im Januar 2011 gründet der dänische Fernwärmeverband zusammen mit einer Reihe von führenden Fernwärmeunternehmen mit geothermischen Aktivitäten die Initiative Dansk Fjernvarme, um den Zugang seiner Mitglieder zu den notwendigen Kenntnissen über Bau und Betrieb von geothermische Fernwärmeanlagen zu sichern.

Die Initiative wird aber schon im Februar 2016 wegen fehlender Unterstützung durch die dänische Regierung wieder aufgelöst, was die geothermischen Heizungsambitionen stark beeinträchtigt. Im Staatshaushalt war die Finanzierung des lang erwarteten nationalen Garantiefonds gestrichen worden.


Die deutsche Firma Rehau AG liefert Ende 2011 die Erdwärmesonden und das Know-How für den nach Unternehmensangaben bislang größten saisonalen Erdsonden-Wärmespeicher Europas, der zusammen mit einem Solarthermie-System im dänischen Breadstrup entsteht. Der Speicher dient dazu, im Sommer gesammelte Sonnenwärme im Winter nutzbar zu machen. Das Projekt soll als Fallstudie und Vorbild für weitere dänische Fernwärme-Betreiber fungieren.

In Breadstrup besteht bereits eine Solarkollektorfläche von 8.000 m2, die nun in der ersten Ausbaustufe des Projekts auf 18.000 m2 erweitert werden soll. Langfristig sind sogar 60.000 m2 in Kombination mit 300 - 400 Sonden geplant. Da in den Solarkollektoren hohe Temperaturen entstehen, ist das Wärmetauschersystem zur Wärmeübertragung in den Boden sehr temperaturbeständig.


Während der jährlichen Konferenz für erneuerbare Wärme und Kälte im April 2012 in Kopenhagen findet auch eine Exkursion statt, bei der die Teilnehmer als Höhepunkt die Geothermieanlage Amager besuchen können.


Im Jahr 2012 führt das Fernwärmeunternehmen der dänischen Stadt Hjørring (Hjørring Varmeforsyning) eine seismische Untersuchung im östlichen Teil der Stadt und in Richtung eines bestehenden Tiefbrunnens in der Nähe von Sæby durch. Die Interpretation der Daten zusammen mit den vorhandenen geologischen und geophysikalischen Daten zeigt, daß der Untergrund unter Hjørring für geothermische Energie geeignet ist.

Als 2014 eine neue Kesselanlage gebaut und in Betrieb genommen wird, die alle Arten von Biomasse verbrennen kann, ist diese bereitsfür die Wärmeversorgung der Absorptionswärmepumpen in einer Geothermieanlage vorbereitet, falls eine solche Anlage zu einem späteren Zeitpunkt errichtet werden sollte. Das Fernwärmeunternehmen wartet auf die Einrichtung eines Fonds zur Förderung der geothermischen Fernwärme, der Teil des Staatshaushalts für 2015 werden soll.


Dänemark beteiligt sich auch an dem von 2012 bis 2014 laufenden europäischen Forschungsprojekt ,GeoDH - Förderung geothermischer Fernwärmesysteme in Europa’ bei dem eine Datenbank mit einer interaktiven Karte des geothermischen Potentials für Fernwärmesysteme entsteht, die mit Informationen zu bestehenden Einrichtungen ergänzt wird. Eine weitere Datenbank mit den ,Best Practices’ verschiedener Anlagentypen in verschiedenen Ländern soll den Wissens- und Erfahrungsaustausch über geothermische Fernwärmesysteme fördern.

Zu diesem Zeitpunkt  gibt es in Europa über 5.000 Fernwärmesysteme, von denen mehr als 240 geothermische Fernwärmesysteme (Geothermal District Heating, GeoDH) sind.


Der 2. Runde Tisch des Global Geothermal Development Program (GGDP), eine Plattform für Geber, multilaterale Finanzierungsinstitutionen, Regierungsbeamte und Praktiker, um Erfahrungen über Maßnahmen zur geothermischen Ressourcenrisiko-Minderung auszutauschen, findet im Oktober 2014 in Kopenhagen statt. Im November berichtet die Presse, daß Dänemark, das bis 2050 ein Land völlig ohne fossile Brennstoffe werden möchte, nun auch die Geothermie subventionieren will.


Weitere Neuigkeiten gibt es erst im Oktober 2017, als eine neue dänisch-isländische Gruppe gebildet wird, um weitere geothermische Fernwärmeprojekte zu realisieren. Die beteiligten Partner sind das Energieunternehmen E.ON und die Firma Geothermal Operations Co. (GEOOP), die das Geschäftspotential von Geothermie in einer Reihe von Großstädten wie Kopenhagen, Hillerød, Roskilde und Aalborg untersucht. Die GEOOP gehört E.ON, der Iceland Drilling Company und einer Gruppe von Experten mit langjährigen Erfahrungen in den Bereichen Geologie, Reservoirs und Bohrungen.

Im Vorjahr war die GEOOP Partner in einem Forschungsprojekt, das von dem ,Grünen Entwicklungs- und Demonstrationsprogramm EUDP’ unterstützt wurde. Das Projekt zeigte die Möglichkeit, Geothermie in großem Umfang zu nutzen, und lieferte neue Daten über den Untergrund unter Kopenhagen.


Im November 2017 veröffentlicht das dänische Engineering- und Beratungsunternehmen WellPerform auf seiner Website sechs verschiedene Berichte mit Best Practices Guidelines zur geothermischen Entwicklung in Dänemark, welche die Dänische Energieagentur bereits 2015 vorgelegt hatte. Die Dokumente sind anscheinend nur auf Dänisch verfügbar.

Unter anderem geht es um Einzelheiten zur ,dänischen Ausgleichsgarantie für geothermische Projekte’, die damals eingeführt wurde, um die Erschließung geothermischer Energiequellen zu fördern. Demzufolge umfaßt die Kompensationsgarantie eine Nutzergebühr, die sich auf einen Prozentsatz des Budgets bezieht: 13,5 % für die erste Bohrung, und 9 % für jede folgende Bohrung. Im Gegenzug deckt die Versicherungspolice insgesamt drei Garantien ab:

Die Drill Risk Guarantee übernimmt die Deckung von Budgetüberschreitungen während des Bohrens, die Total Damage Guarantee deckt teilweise die Bohrkosten, sofern das Projekt wegen technischer Probleme aufgegeben werden muß, und die Reservoir Risk Guarantee ist zur teilweisen Deckung der Bohrkosten, falls das Reservoir nicht wie erwartet funktioniert.


Deutsche Demokratische Republik (bis 1990)


Die Geschichte der Geothermie in dieser Weltregion geht bis lange vor Gründung der DDR zurück. Um die Mächtigkeit und die genauen geologischen Verhältnisse des Gipses bei Sperenberg zu untersuchen, wird seitens der Bergbaubehörde im März 1867 mit der Durchführung der ersten Tiefenbohrung der Welt begonnen. Dazu errichtet man in der Sohle eines verlassenen Gipsbruchs einen 20 m hohen Bohrturm, um mit drei Zentner schweren Meißelbohrern die Bohrung durchzuführen.

Infostele der Bohrung in Sperenberg

Infostele der Bohrung
in Sperenberg

Da bald darauf die Muskelkraft allein nicht mehr ausreicht, um das 40 Zentner schwere Bohrgestänge heraufzuwinden, werden 1868 Dampfmaschinen herangeschafft, um die Arbeit zu unterstützen. Im September 1871 erreicht man mit 1.271,6 m das damals tiefste Bohrloch der Welt. Im Zuge dieser Bohrung wird auch die sogenannte geothermische Tiefenstufe ermittelt.

Alexander von Humboldt hatte in Sperenbergbereits 1791 auf seiner Forschungsreise durch Südamerika mit einem Reisethermometer Messungen der Erdwärme in tiefen Höhlen vorgenommen und einen Temperaturanstieg mit zunehmender Tiefe festgestellt. Die Bohrung , bei der in 1.000 m Tiefe Temperaturen von 30 – 40°C gemessen werden, belegt nun erstmals präzise den Wert der Temperaturzunahme von 3° pro 100 m, welcher bis heute weltweit als Mittelwert anerkannt ist.


Bei neuzeitlichen Bohrungen zur Erdöl- und Erdgasprospektion im Norden der DDR werden in 8.000 m Tiefe sogar Temperaturen von 280°C gemessen, was zeitweilig einen Weltrekord darstellt.


Ab 1980 wird die Erschließung der Erwärme dann in verschiedenen Projekten vorangetrieben. Eine erste Bohrungsdublette – noch zu Forschungszwecken – wird 1981 abgeteuft. Hier starten 1982 Testreihen zur Förderung und Reinjektion, was zur Inbetriebnahme der ersten Geothermischen Heizzentrale (GHZ) im Jahr 1984 führt: In Waren-Papenberg am Müritzsee wird 60 - 90°C heißes Thermalwasser aus 1.500 m Tiefe gefördert, das für die Beheizung und den Warmwasserbedarf von 860 Wohnungen, 11 Einfamilienhäusern, einer Schule und einem Kindergarten der Stadt genutzt wird.

Da das Wasser einen sehr hohen Salzgehalt von 250 – 350 g pro Liter hat (Ostsee: 9 – 10 g/l), wird es über eine Verpreß-Sonde wieder in den Boden gepumpt. Die Energieleistung der Anlage beträgt 3,5 MW, gekostet hat sie 10 Mio. Ost-Mark.

Die Anlage wird bis Mitte der 1990er Jahre grundlegend saniert. In die 1986 abgeteufte zweite Reinjektionsbohrung wird seit vielen Jahren erfolgreich ausgekühltes Thermalwasser reinjiziert – unter vergleichbaren geologischen Bedingungen eine weltweit einmalige technische Leistung. Und auch das umfangreiche Know-how, welches beim Betrieb der Anlage angesammelt wurde, ist später für die Weiterentwicklung der Geothermie im wiedervereinten Deutschland von großer Bedeutung.


Ebenfalls 1984 kommt der erste Geothermie-Atlas der DDR heraus – und der VEB Geothermie Neubrandenburg wird gegründet, der zuletzt 800 Beschäftigte hat und die Entwicklung der Geothermie in der DDR vorantreiben soll. Mit Schwerpunkt im norddeutschen Becken treibt das Unternehmen landesweit 30 Tiefenbohrungen bis zu 2.600 m weit in die Erde.


Nach Waren-Papenberg gehen unter der Regie des VEB in den Jahren 1987/1988 noch zwei weitere geothermische Heizzentralen als Pilotprojekte in Betrieb: die Anlage Neubrandenburg mit 5,5 MW, sowie Prenzlau mit 3,6 MW. Nach anderen Quellen erreichen die beiden Projekte zusammen eine Wärmeleistung von insgesamt etwa 12 MW.

In der GHZ Neubrandenburg wird nach vier Geothermiebohrungen in den Jahren 1985/1986 das aus der Tiefe geförderte Thermalwasser ab 1987 (andere Quellen: 1989) zur Fernwärmeversorgung genutzt, wobei allerdings eine zusätzliche Beheizung erforderlich ist. Von 2001 bis 2004 wird die Anlage zu einem geothermischen Langzeit-Tiefenspeicher ausgebaut, bei dem im Sommer die überschüssige Wärme eines Gas-und-Dampf-Kombikraftwerks in den Tiefen gespeichert wird, die im Winter zur Beheizung von Haushalten verwendet wird.

Die GHZ Prenzlau weist dagegen erhebliche Schwächen auf und wird 1989 stillgelegt, obwohl hier die Temperatur in 1.000 m Tiefe etwa 42°C beträgt. Um eine der vorhandenen Erdwärmesonden weiter nutzen zu können, wird später bis in eine Tiefe von nahezu 3.000 m weitergebohrt, wo Temperaturen von 110°C gemessen werden. Die Sonde am Thomas-Müntzer-Platz erzeugt eine maximale Leistung von 500 kW.

Das 2.786 m tiefe Bohrloch mit mehr als 108°C im Gestein liefert über die Sonde 60°C warmes Wasser, das durch ein Fernwärmenetz des aktuellen Betreibers, der Prenzlauer Stadtwerke, mit Hilfe einer Wärmepumpe 550 Haushalte versorgt.


Noch Anfang November 1989 faßt der Ministerrat einen Beschluß über die ,Grundlinie für die Nutzung regenerativer Energiequellen in der DDR’, dem zufolge die geothermische Wärmeleistung auf dem Gebiet der DDR bis 1995 auf circa 110 MW gesteigert werden sollte. Zu jenem Zeitpunkt rechnet man mit einer wirtschaftlich erzielbaren Heizenergie von 600 - 1.000 MW für den Norden des Landes.


Kurz vor der Wiedervereinigung 1990 gibt es in der DDR neben den drei o.g. Projekten sechs weitere, die sich in der Vorbereitungsphase befinden. Das größte davon steht bei Schwerin, wo 1989 der Bau einer 50 MW Anlage beginnt, welcher dann aufgrund der unsicheren Finanzierung jedoch auf Eis gelegt wird.

Ebenso ergeht es den Projekten in Neuruppin und in Karlshagen auf Usedom – sowie in Stralsund, wo die Neubrandenburger Geothermiker zwischen 1985 und 1989 drei Bohrungen 1.600 m tief in Bundsandstein-Speicher treiben. Das rund 60°C warme Thermalwasser sollte an die Oberfläche gepumpt werden, um ihm dort die Wärme zu entziehen.


Das endgültige Ende für diese Projekte kommt, als am 01.01.1991 der Vertrag ausläuft, mit dem bis dahin die Niederbringung neuer Bohrungen von staatlicher Seite finanziert wurde. Auch der VEB Geothermie Neubrandenburg wird nach der Wende aufgelöst. Im ,Management Buy Out’-Verfahren werden zwar mehrere neue Unternehmen gegründet, doch keines in Rechtsnachfolge des volkseigenen Betriebes, um Zugriff auf die Bohrungen zu bekommen.

Anfang 1991 werden zum Erhalt und zur Erweiterung des geothermischen Fachwissens der ‚Neuen Bundesländer’ vom BMFT kurzfristig 3 Mio. DM bewilligt. Auf Grundlage der Untersuchungen aus DDR-Zeiten wird so seit 1995 in Neustadt-Glewe eine neue geothermische Heizzentrale betrieben, die seinerzeit größte der Bundesrepublik.


Nach Angaben des Energieministeriums von 2015 existieren aktuell landesweit zehn ,juristisch herrenlose’ Tiefenbohrungen, die nun nach und nach auf Kosten des Landes verfüllt werden. Diese belaufen sich pro Bohrloch auf mindestens 250.000 €, könnten je nach geologischen Gegebenheiten aber auch das Doppelte erreichen.


Die Entwicklung nach der Wiedervereinigung wird im Absatz Bundesrepublik Deutschland dokumentiert (s.d.).


Frankreich


Archäologische Stätten aus der Römerzeit beweisen, daß heißes Wasser aus Thermalquellen nicht nur für Badezwecke verwendet, sondern auch mittels Leitungen in Becken und Gebäude für Bodenheizungen transportiert wurde. Geothermische Heizungen existieren hier also schon seit mehr als 2000 Jahren.

In Chaudes-Aigues, einem Dorf im Süden des französischen Zentralmassivs, wird 1332 das weltweit erste städtische Wärmenetz installiert. Das 82°C heiße Thermalwasser wird mit hölzernen Wasserleitungsrohren in die Häuser geleitet.


Reich an potenziellen Mittel- bis Hochenthalpie-Ressourcen ist insbesondere der französische Oberrheingraben mit geothermischen Gradienten von durchschnittlich 80°C/km. Niedrigenthalpie-Ressourcen (> 50°C) in aus geotechnischer Sicht einfachen Verhältnissen gibt es im Aquitain-Becken und im Pariser Becken, wo in ca. 2.000 m ein 56 – 85°C heißer Dogger-Aquifer liegt, der zwar ein gutes geothermisches Potential aufweist, durch den Salz- und Gasgehalt jedoch auch hoch korrosiv wirkt. Das Pariser Becken erstreckt sich auf über 15.000 km2 und besteht aus fünf großen geothermischen Aquiferen, deren bekannteste die von Chevilly-Larue, L’Haÿ-les-Roses und Villejuif sind. Unter komplizierteren Verhältnissen befinden sich Erdwärmepotentiale auch im Elsaß und in der Auvergne (Limagne).


Im Pariser Becken wird schon seit 1969 geothermische Energie zur Wärmeversorgung genutzt. Das erste moderne geothermische Fernwärmeheizwerk Frankreichs wird in diesem Jahr bei Paris in Melun l’Almont errichtet, wo es noch immer im Betrieb ist. Hier kommt erstmals eine ,Dublette’ zum Einsatz (Injektion und Produktion nebeneinander in einer Bohrung), wobei sich der Ertrag mittels einer späteren, zweiten Bohrung allerdings erheblich steigern läßt.

In den 1970ern wird in Frankreich von staatlicher Seite und in Zusammenarbeit mit dem Ölkonzern Elf Aquitaine eine geothermische Ressourcenstudie durchgeführt. In den 1980ern wird die Geothermie stark forciert, was zu einer Reihe von geothermisch gespeisten Fernwärmeanlagen führt, die heißes Wasser und Wärme für Wohnungen bereitstellen, und deren Maximum mit 74 Anlagen im Jahr 1986 erreicht wird.

In den Orten Melun und Creil beispielsweise, in der Umgebung von Paris, deckt ca. 70°C heißes Tiefenwasser den Heizungs- und Warmwasserbedarf von 5.000 Wohneinheiten (Stand 1979). 1982 werden in fünf Departements insgesamt 20.000 Wohnungen beheizt, und bis 1985/1986 sollten es bereits 500.000 Wohnungen sein. Im Jahr 1985 wird zudem ein Geothermie-Heizungsnetz entwickelt, das für etwa 29.000 Einwohner von Val-de-Marnais im Großraum Paris ausreichend Wärme liefert.

Aufgrund technischer Probleme, vor allem die Korrosion durch die aggressiven Doggerwässer im Pariser Becken, sowie die Verringerungen der (relativen) Wirtschaftlichkeit sinkt die Zahl dieser Anlagen später auf 39 (Stand 2007), obwohl das Korrosionsproblem durch die sogenannte WBBT-Technik (kontinuierlicher Zufluß von Korrosionsschutz in die Produktionsleitung) unter Kontrolle gebracht werden kann.


Mitte 1980 beendet die staatlich kontrollierte Mineralölgesellschaft Elf-Aquitaine eine Bohrung in Soultz bei Cronenburg, nördlich von Straßburg, beim Erreichen einer Tiefe von 3.220 m. Das 140°C heiße Wasser soll 5.000 Wohneinheiten beheizen. Ebenso wird die Geowärme in der Gegend von Bordeaux genutzt.


Im Jahr 1983 berichtet die Presse von dem französischen ,Danaides’-Projekt zur Nutzung geothermischer Energie. Es handelt sich um ein Kraftwerk mit geschlossenem Kreislauf. Ein Fluid, Freon, wird durch die Wirkung der Wärmequelle Erdwärme verdampft. Der Dampf steigt in einem Rohr an und wird durch die Abkühlung beim Kontakt mit der Atmosphäre wieder kondensiert. Die Flüssigkeit läuft dann im Kreislauf zurück und treibt eine Turbine an, die über einen Generator Strom erzeugt. Natürlich muß der Generator hierfür in ziemlich großer Tiefe eingebaut werden, d.h. von etwa 500 m bis zu mehreren Kilometern unterhalb der Erdoberfläche.


In dem französischen Überseedepartement Guadeloupe existiert seit 1984 ein Geothermiekraftwerk mit 4,7 MW (andere Quellen: 4 MW), das einen 250°C heißen Aquifer in 350 m Tiefe nutzt.

Die Produktion der Anlage in Bouillante macht einen Anteil von 2 % des Gesamtstrombedarfs der Vulkaninsel aus. Geplant ist eine Ausweitung der Leistung auf 20 MW durch das Anbohren eines weiteren Aquifers in 1.100 m Tiefe. Tatsächlich wird hier 2004 eine zweite Anlage in Betrieb genommen, allerdings mit nur 11,5 MW (s.u.).


Im Rahmen eines Gemeinschaftsprojektes der EU wird im nördlichen Elsaß, in Soultz-sous-Forêts bei Haguenau, das Hot-Dry-Rock-Verfahren (HDR, inzwischen meist EGS = Enhanced Geothermal System genannt) umgesetzt. Von den Startkosten übernimmt die EG 4,5 Mio. DM und das BMFT 3 Mio. DM. Der Standort war bereits 1984 ausgewählt worden, da hier schon mehrere Bohrungen zur Exploration von Öl und Gas niedergebracht worden waren. Das im Grunde französisch-deutsche Forschungsprojekt wird 1990 ins Leben gerufen, und verantwortlich für die Errichtung des Kraftwerks ist die französische Firma ES Energy Group.

Geothermieanlage Soultz

Geothermieanlage Soultz

Zwischen Juli und September 1997 wird in 2.800 - 3.500 m Tiefe und im Bereich einer Temperatur von 168°C ein künstliches Kreislaufsystem geschaffen, in das pro Stunde 90 m3 Wasser mit 20 bar eingebracht und aus einem zweiten Bohrloch mit einer Temperatur von 142°C wieder gefördert wird, was  einer Leistung von 11 MW entspricht.

Der Wärmetauscher in der Tiefe hat eine Fläche von 3 km2 (andere Quellen sprechen von einem Volumen von 3 km3). Mittels einer erst vor wenigen Jahren entwickelten Tauchpumpe, die bis zu 150°C heißes Wasser fördern kann, gelingt es sogar, das Kreislaufsystem ohne Flüssigkeitsverluste zu betreiben, und man stellt mittels Tracermarkierungen fest, daß das Wasser drei bis vier Tage benötigt, um die 450 m lange Strecke zwischen Verpressung und Förderbohrung zurückzulegen.

Die Anlage selbst verbraucht zu ihrem Betrieb etwa 5 % der erzeugten Energie. Aus der thermischen Leistung von 10 MW lassen sich derzeit aber erst 4 MW Elektrizität gewinnen (andere Quellen: 1,5 MW). 1999 wird die Bohrung auf 5.084 m Tiefe fortgesetzt, wo man 200°C heißes Gestein erwartet. Damit ließe sich eine Wasseraustrittstemperatur von 180°C erreichen, die zur Stromerzeugung besser geeignet ist. Bis 2002 ist die Inbetriebnahme einer 5 MW Turbine geplant.

Im badischen Bühl, nur 50 km entfernt, sollte übrigens das erste kommerziellen HDR-Kraftwerk der Welt entstehen. Es hätte sich die hohen Temperaturen in 4.500 m Tiefe zunutze machen und 10 MW elektrische sowie 90 MW thermische Leistung erreichen sollen. 1999 wird das Projekt aufgrund der auf dem europäischen Markt stark gesunkenen Strompreise jedoch eingefroren.

Neue Geothermieanlage Soultz

Neue Geothermieanlage
in Soultz

Das europäische Forschungskraftwerk in Soultz-sous-Forêts wiederum nimmt im Sommer 2008 den Probebetrieb auf, geht aber erst Anfang 2010 als Pilotanlage ans Netz. Seitdem versorgt das experimentelle Kraftwerk 1.500 Menschen mit Strom, und 6.000 Menschen mit Wärme.

Anfang Oktober 2011 findet vor Ort die die erste Soultz Geothermiekonferenz mit über 150 Teilnehmern statt. Die Bedeutung der Geothermieanlage für die Wissenschaft wird in einer Präsentation hervorgehoben, in der gezeigt wird, daß bisher mehr als 41 Doktorarbeiten und noch mehr Master-Arbeiten über das Projekt geschrieben wurden, das einen Präzedenzfall für die verschiedenen Geothermieprojekte am Oberrhein sowie für die EGS-Entwicklung weltweit geschaffen hat.

Tatsächlich dient die Anlage in den ersten 30 Jahren rein zu Forschungszwecken – und erst im Juli 2016 wird gemeldet, daß das Geothermiekraftwerk nach neun Monaten Bauzeit in den kommerziellen Betrieb überführt worden sei. Partner des Projekts sind die Electricité de Strasbourg (ES-Gruppe) und die deutsche EnBW, der Bau erfolgte durch die italienische Firma Turboden. Die Anlage geht nun mit einer Leistung von 1,7 MW (andere Quellen: 2,1 MW) in den Probebetrieb, womit der Verbrauch von 2.400 Haushalten gedeckt werden soll. Die offizielle Eröffnung erfolgt im September.

Bei einer ,Stimulation’ des Projekts, deren genauer Zeitpunkt ich bisher noch nicht herausfinden konnte, wird ein seismisches Ereignis gemessen, das eine Stärke von 2,9 hat und auch an der Oberfläche zu spüren ist.


In einer weiteren Präsentation der erwähnten Konferenz wird das Projekt ECOGI vorgestellt (Exploitation de la Chaleur d’Origine Géothermale pour l’Industrie – Industrielle Nutzung von Wärme aus Geothermie in der Industrie), bei dem eine geothermische Heizanlage für eine Fabrik in Rittershoffen im Elsaß entwickelt werden soll. Das Projekt, dessen Kosten sich auf rund 50 Mio. € belaufen, wird von der französischen Agentur für Umwelt und Energie (ADEME) mit 18 Mio. € unterstützt.

Das 2011 von dem lokalen Energieversorger der Stadt Électricité de Strasbourg (ÉS, eine Tochtergesellschaft der EDF), dem weltweit führenden Stärkehersteller Roquette Frères und dem privaten Investor Caisse des Dépôts gegründete Joint-Venture will mit seinem Geothermieheizkraftwerk die Versorgung der 15 km entfernten Bioraffinerie von Roquette Frères in Beinheim mit Wärme aus geothermischer Quelle sicherstellen.

Die ÉS hatte über ihre Tochtergesellschaft ÉS Géothermie in Rittershoffen eine 3.000 m tiefe Erdwärmequelle identifiziert, die wesentlich besser zugänglich ist, als Beinheim selbst, wo man bis zu 6.000 m Tiefe hätte bohren müssen. Die Installation der 15 km langen Verbindung, bestehend aus einem Hin- und einem Rücklaufrohr in einer Tiefe von 1,5 m und gut isoliert, die u.a. unter der Autobahn A35 und unter der Eisenbahnlinie von Straßburg-Lauterbourg hindurchführt, kostet allerdings rund 15 Mio. €.

Bei den Arbeiten werden übrigens bemerkenswerte neolithische Überreste gefunden, die zu archäologischen Ausgrabungen durch Teams des Pôle Archéologique Interdépartemental Rhénan (PAIR) führten, der regionalen französischen archäologischen Behörde, deren Resultate nun im Konservierungszentrum von Sélestat untersucht werden.

Die erste geothermische Bohrung in mehr als 2.500 m Tiefe wird im Oktober 2012 begonnen und Mitte 2013 abgeschlossen,  die zweite Bohrung im März 2014 begonnen und im Oktober beendet. Die Heizkraftanlage geht Ende 2015 in Betrieb und wird im Juli 2016 offiziell eingeweiht. Durch das 160°C warme Thermalwasser mit einer thermischen Leistung von 24 MW kann das Werk von Roquette Frères nun 75 % seines Energiebedarfs, den es bisher über fossile Brennstoffe bezogen hat, durch erneuerbare Energie aus Erdwärme (25 %) und aus Biomasse (50 %) decken. Mit dem Projekt ECOGI wird zum ersten Mal in Frankreich Wärme geothermischen Ursprungs auch industriell genutzt. Die Kosten dafür haben etwa 44 Mio. € betragen.


Ebenfalls im Jahr 2001 wird durch die Unternehmen Electricité de France (EDF), Electricité de Strasbourg, EnBW, Pfalzwerke, Steag und Bestec eine europäische wirtschaftliche Interessenvereinigung (EWIV) zur Erschließung der Erdwärme gegründet.


Geothermiestrom wird 2006 in Frankreich mit 12 Eurocents pro Kilowattstunde vergütet, in den französischen Überseegebieten mit 10 Cent je kWh. In diesen Überseedepartements gibt es geothermische Hochenthalpie-Ressourcen (> 150°C) in Guadeloupe, Martinique und La Réunion.

Flughafen Orly

Flughafen Orly


Getreu den Verpflichtungen, die 2007 auf dem Umweltforum von Grenelle eingegangen wurden, errichtet der Flughafenbetreiber Aéroports de Paris (ADP) ein geothermisches Kraftwerk zur Beheizung der Gebäude des Flughafens Paris-Orly. In The Dogger, einem 1,8 km tiefen Aquifer, werden zwei Brunnen gebohrt, aus denen das Wasser durch natürlichen Druck mit einer Temperatur von 74°C an die Oberfläche kommt, um über einen Wärmetauscher in das Heizsystem des Flughafens übertragen zu werden. Nach seiner Abkühlung auf 40°C  wird es wieder in die Erde zurückgepumpt.

Die Bauarbeiten beginnen 2008, Mitte 2010 die Bohrungen werden abgeschlossen, und 2011 wird die Anlage mit einer installierten Erdwärmekapazität von 12 MW für die Heizung und das Sanitärwasser in Betrieb genommen – eine Premiere für einen französischen Flughafen. Angeschlossen sind das Terminal Orly-West, Teile von Orly-Süd, das Hilton Hotel des Flughafens sowie zwei Geschäftsbezirke, der Gewerbepark Orlytech und das Geschäftsviertel Coeur d’Orly. In dem System zirkulieren pro Stunde 250 m3 Wasser, es soll 35 % der im Flughafen benötigten Wärme bereitstellen. Die Investitionen für das Dublettensystem haben 9 Mio. € betragen, für das gesamte Projekt 12 Mio. €.


Die geothermische Energie trägt 10 % zu der Nahwärmeversorgung und 0,4 % zu der Energieversorgung Frankreichs bei (Stand 2009).


Im Februar 2010 wird der Geothermie-Tarif in Frankreich um fast 70 % von 0,12 €/kWh auf 0,20 €/kWh erhöht. Der Tarif für die französischen Überseegebiete, von denen einige ein erhebliches geothermisches Potential haben, wird um 30 % von 0,10 €/kWh auf 0,13 €/kWh angehoben.


Meldungen im gleichen Monat zufolge wird Kenia von dem Französischen Fonds der Schwellenländer eine besondere Kreditlinie erhalten, einschließlich Darlehen, die u.a. für die Bohrarbeiten des dortigen Olkaria-Geothermieprojekts verwendet werden sollen (s.d.).

Tatsächlich planen die französische Entwicklungsagentur und die chinesische Export-Import-Bank (Exim) Januar 2011, Kenia 163 Mio. $ für den Erwerb von fünf Geothermie-Bohranlagen zur Verfügung zu stellen. Der französische Anteil beträgt 73 Mio. $.


Im Juni 2010 wird in Paris die Association Française des Professionnels de la Géothermie (AFPG) gegründet. Und im August startet Frankreich ein Investitionsprogramm für erneuerbare Energien in Höhe von 1,35 Mrd. €, das insbesondere auf Technologien mit hohen Entwicklungskosten, u.a. für Geothermie, zugeschnitten ist.


Im April 2011 berichtet die Presse über ein Versuchsprojekt, bei dem die bis zu 20°C betragenden Temperaturen in den Abwasserkanälen (Égouts) von Paris zum Aufbau eines geothermischen Systems genutzt werden sollen. Unter den Straßen der Stadt existiert ein weit verzweigtes Netz von Kanälen mit einer Gesamtlänge von fast 2.400 km.

Hier sollen Rohre, die von einer speziellen Wärmeträgerflüssigkeit durchströmt werden, dem warmen Abwasser die Energie entziehen - die zumindest teilweise aus der Geothermie stammt. Den Gestank des Abwasser überträgt das geschlossene System, das derzeit in einer Schule getestet wird, aber nicht, wie besonders betont wird.

Die U-Bahn des Élysée-Palastes soll einer der ersten Orte werden, um diese Technik auszuprobieren. Auf der Liste der Objekte, die geothermische Kanalisationsenergie erhalten sollen, stehen neben dem Élysée-Palast, dem Amtssitz des Staatspräsidenten, noch ein Rathaus und ein öffentliches Schwimmbad. Einen großen Nachteil hat das System allerdings, denn momentan funktioniert es nur, wenn der Verbraucher weniger als 200 m vom Wärmegewinnungsgebiet entfernt ist.

Die Umsetzung der Technik, bei der auf dem Boden des Abwasserkanals ein Wärmetauscher verlegt wird, erfolgt übrigens durch die deutsche Firma Uhrig Kanaltechnik GmbH mit Sitz in Geisingen. Diese hatte schon im Jahr 2009 einen Kooperationsvertrag mit der Suez-Gruppe Paris zur Energiegewinnung aus Abwasser geschlossen. Mit dem 2011 erteilten Auftrag, den Élysée Palast zu beheizen, wird die bereits achte entsprechende Anlage in Paris realisiert.


Nach Meldungen vom Juli 2011 planen französische Unternehmen, darunter auch der Energiekonzern Total, in die Geothermie-Entwicklung von Indonesien bis zu 2 Mrd. $ zu investieren.


Berichten vom Dezember 2011 zufolge soll in den im Süden von Paris liegenden Städten Gentilly und Arcueil geothermische Energie aus 1.600 m Tiefe genutzt werden, in Zusammenarbeit mit dem Gemeindeverband für Elektrizität und Kommunikationsnetze des Pariser Stadtrands (Syndicat Intercommunal de la Périphérie de Paris pour l’Énergie et les Réseaux de Communication, SIPPEREC). Die Geothermie-Anlage in Arcueil, deren Investitionsvolumen 32,2 Mio. € betragen wird, soll als Dublette in der Nähe der Autobahn A6 verwirklicht werden. 23 % der Gesamtkosten übernehmen die französische Umwelt- und Energiemanagement-Agentur (ADEME) und die Regionalregierung. Verschiedene technisch-wirtschaftliche Studien zu Potentialermittlung des Projekts waren bereits ab Februar 2011 durchgeführt worden.

Das durch die Förderbohrung auf 62°C erwärmte Wasser soll über einen Wärmetauscher und ein 15 km langes Fernwärmenetz 60 – 70 % des Wärmebedarfs von rund 9.000 Mehrfamilienhäusern, öffentlichen Gebäuden und Unternehmen in den beiden Gemeinden decken. Der Baubeginn ist für 2013 vorgesehen. Benachbarte Städte wie Fresnes, Chevilly-Larue und Cachan nutzen die Geothermie bereits.

In Betrieb geht das ArGéo genannte Erdwärmenetz von Arcueil und Gentilly im Oktober 2015. Mit einer Leistung von 48 MW beheizt derzeit rund 7.500 Wohneinheiten, darunter kommunale Gebäude und Sozialwohnungen in den beiden Städten. Es ist das erste von Grund auf neu geschaffene Projekt dieser Art in 30 Jahren.


Im September 2012 wird bekannt, daß in der Region Île-de-France, zu der auch der Großraum Paris gehört, die gegenwärtige Nutzung von Geothermie für Heizzwecke fast verdoppelt werden soll – als Teil eines größeren Plans der Region, längerfristig 50 % der gesamten Wärme aus erneuerbaren Quellen wie Geothermie und Biomasse zu beziehen.

Die finanzielle Unterstützung für die Region und Unternehmen, die an solchen Projekten interessiert sind, soll etwa 20 Mio. € pro Jahr betragen, mit zusätzlichen Mitteln aus dem Europäischen Fonds von bis zu 13 Mio. €.


Ebenfalls im Jahr 2012 renoviert die Firma ENGIE Réseaux (Tochter des französischen Energieversorgungskonzerns ENGIE SA, früher: GDF Suez SA) die Thiais-Anlage in der Pariser Region Ile-de-France. Das Netzwerk – nun mit einer der modernsten Geothermieanlagen Europas – ist das Erste, das von automatisierten und Remote-Management-Systemen profitiert. Es liefert alleine 87 % des Energiebedarfs der angeschlossenen Gebäude.


Ende Februar 2013 erteilt das Französisches Ministerium für Ökologie, nachhaltige Entwicklung und Energie der Firma Fonroche Géothermie SAS für die Region Pau-Tarbes (Departements Pyrénées-Atlantiques und Hautes-Pyrénées) an der Grenze zu Spanien – und der Firma Electerre de France SAS für das Chaudes Aigues-Coren (Departements Cantal und Lozère) in der Region Languedoc-Roussillon zwei Exklusiv-Genehmigungen zur Erforschung von geothermischen Hochtemperatur-Lagerstätten mit angenommenen Wassertemperaturen von mehr als 150°C. Die Fonroche Géothermie ist eine Tochter der 2008 gegründeten Fonroche Ènergie.

Im April berichtet die Presse, daß das Land bei der Umsetzung seiner Pläne, die geothermische Energie zu nutzen, Bohrverfahren verwendet, von denen die Ölindustrie sagt, daß sie wie Fracking sind, was Frankreich seit 2011 verboten ist. Die Energieabteilung des Ministeriums kontert mit der Aussage, daß „Geothermie-Fracking weiterhin erlaubt sein werde, da das Gesetz es nicht verboten hat“. Das Ministerium bearbeitet zu diesem Zeitpunkt 18 weitere Anträge zur Erteilung entsprechender Lizenzen, die zum Teil auch Pilotprojekte für Demonstrationsanlagen beinhalten.

Fonroche plant jedenfalls, rund 82 Mio. € zu investieren, um das geothermische Potential im Lizenzgebiet Pau-Tarbes mit einer Fläche von etwa 1.000 km2 zu erkunden. Hierfür will man innovative Methoden entwickeln, um ohne Umweltrisiken oder Erdbeben zu verursachen 4 – 6 km tief zu bohren. Zu den Projektträgern gehören neben der Fonroche noch die Électricité de Strasbourg (ÉS) und die Firma Moore Geothermie Sarl.

Fonroche Bohrturm

Fonroche Bohrturm

Fonroche, die seit 2010 einen integrierten Ansatz und ehrgeizige Industriepläne für die Entwicklung von Geothermieprojekten in Frankreich entwickelt, erhält nun mehrere Lizenzen, darunter im März 2014 für das Val de Drôme, im Juli für Vistrenque Cézallier oder im August für Allier-Andlot.

Im Dezember 2014 folgt eine Explorationslizenz für die größere Gemeinde von Straßburg, wo die Firma plant, die Arbeiten im Januar 2015 mit Tests in der Nähe von Illkirche und Eckbolsheim bei Straßburg aufzunehmen.

Das Unternehmen will in einem EGS-System Wasser in geologische Verwerfungen in einer Tiefe von 3.500 m injizieren und dann heißes Wasser für die Wärmeproduktion – und wenn möglich auch für die Stromerzeugung – abzuleiten.

Das ehrgeizige Ziel der Gruppe Fonroche, die laut ihrer Website bereits zehn Geothermie-Projekte in der Entwicklung und für diese Aktivitäten eine eigene Bohranlage gekauft hat, ist es, in Zukunft bis zu 80 % des Wärmebedarfs der Großgemeinde Straßburg zu sichern. Das aktuelle Erdwärmeprojekt trägt den Namen Flurelec und ist ein deutsch-französisches Joint-Venture zwischen Fonroche Góethermie, Herrenknecht Vertical und H. Anger & Söhne.

Die neu entwickelte Bohranlage der beiden deutschen Partner ist speziell für den Einsatz im städtischen oder stadtnahen Bereich konzipiert worden. Der Bohrturm arbeitet vibrationsfrei, ohne Staub und ohne Lärm, und 100 m entfernt soll der Lärmpegel bei 50 Dezibel liegen, was so laut ist wie ein Gespräch.

Im Juli 2014 erhält das französisch-deutsche grenzüberschreitende Projekt, das auf die Erzeugung von 6,7 MW Elektrizität und 34,7 MW Wärme in der Nähe von Straßburg abzielt und nun unter dem Namen GEOSTRAS geführt wird, Fördermittel in Höhe von 16,8 Mio. € aus dem NER300-Förderprogramm der EU-Kommission.

Für die geplante Geothermieanlage der Fonroche soll eine mehrere Kilometer lange Zirkulationsschleife in einer Tiefe von 4 – 5 km geschaffen werden, die als halboffener unterirdischer Wärmetauscher fungiert. Zu einer Umsetzung scheint es bislang aber nicht gekommen zu sein.

Die Firma Electerre France bekommt wiederum im Juli 2014 die Explorationslizenz Sancy im Departement Puy-de-Dome.

Die beiden Unternehmen planen bis 2025 Investitionen in Höhe von 240 Mio. € (andere Quellen: mehr als 400 Mio. €) in den Bau von bis zu vier Geothermie-Heizwerke zu stecken, die im Großraum Straßburg sowie in den im Norden und an Deutschland angrenzenden Gemeinden entstehen und 160 – 200°C warmes Grundwasser aus einer Tiefe von 3.500 – 4.500 m liefern sollen. Die Stromerzeugung wird ebenfalls eine Option sein.

In einer Pressemitteilung vom April 2015 wird gemeldet, daß ein von der Fonroche Géothermie geleitetes Konsortium von den französischen Energieagenturen ADEME und CGI ausgewählt worden sei, um mehr als 80 Mio. € für das Projekt FONGEOSEC in den atlantischen Pyrenäen zu erhalten, das sich mit Unterstützung der großen Universitätslabore der tiefen Hochtemperatur-Geothermie widmet.

Fonroche ist der Initiator von FONGEOSEC, während die Firma ENERTIME, einer der Partner, unter Verwendung ihrer ORC-Technologie die Strom- und Wärmeproduktionstechnologie für das geplante 5,5 MW Kraftwerk bereitstellen wird. Die 2008 gegründete ENERTIME ist das einzige französische Unternehmen, welches das Design, die Herstellung und die Installation von großen ORC-Modulen (≥ 1 MW) beherrscht.

Das Joint-Venture der Fonroche Géothermie und der Electerre de France - die von dem französischen Investor Charles Beigbeder unterstützt wird - erhält im Juni 2015 eine neue Genehmigung für die geothermische Exploration in der Auvergne auf einer Fläche von 827 km2. Hier werden in einer Tiefe von 3.500 – 5.500 m Temperaturen von bis zu 150°C erwartet.

Im Dezember 2015 unterzeichnet die Fonroche eine Partnerschaft mit Omnes Capital für die Entwicklung, den Bau und den Betrieb von Tiefengeothermieprojekten in Frankreich.

Im Januar 2016 folgt eine neue 707 km2 große und exklusive 5-jährige geothermische Explorationslizenz. Diese umfaßt die Gebiete der Städte Riom und Clermont-Ferrand in der Gemeinde Maringues in der Region Auvergne im Département Puy-de-Dôme. Dort liegt auch der 1.465 m hohe gleichnamige Vulkan Puy de Dôme, dessen letzte Eruption im Jahr 5.760 v. Chr. stattfand. Die heißen Quellen in der Region bieten Grund für die Annahme, daß hier ein großes Potential für die Entwicklung der Geothermie besteht. Die Explorationsarbeiten beginnen im Januar 2017 mit einer Ultraschalluntersuchung der Ebene von Limagne.

Fonroche und Electerre haben zwar Explorationslizenzen für Riom und Clermont-Ferrand erworben, in der unmittelbaren Zukunft wird aber nur das Gebiet Riom erforscht. Sind die Ergebnisse positiv, planen die beiden Unternehmen den Bau eines 5 MW Geothermiekraftwerks in einem Industriepark in Riom, das in der Lage sein wird, die Industrie in Ladoux zu beliefern, in Riom eine zusätzliche Beheizung der Häusern zu bieten und Gewächshäuser in der Landwirtschaft zu versorgen.

Kann die Umsetzung im Jahr 2018 gestartet werden, ist eine Inbetriebnahme für 2020 geplant. Die Gesamtkosten des Projekts werden auf 60 Mio. € geschätzt. Die Erkundungsphase mit den Sondierungsstudien (2 Mio. €) und Bohrungen (30 Mio. €) wird von der Agentur für Umwelt und Energiemanagement (ADEME) und lokalen Behörden unterstützt.

Im April 2016 erhält Fonroche zudem eine weitere, bereits im Januar 2015 beantragte, Explorationsgenehmigung für einen geothermischen Standort am Stadtrand von Vendenheim im Elsaß, welcher der Gemeinde Strom und Wärme liefern könnte. Es wäre das erste Tiefengeothermie-Kraft-Wärme-Kopplungs-Projekt in städtischen Gebieten in Frankreich.

Im Juni 2017 wird berichtet, daß die Firma mit den Bohrungen dem Gelände der ehemaligen Reichstett-Raffinerie in der Gemeinde Vendenheim – Teil der Eurometropole von Straßburg – sowie am Standort Eckbolsheim begonnen hat. Das Projekt besteht aus zwei bis vier Bohrlöchern, die in Dubletten auf 1.700 – 3.400 m abgeteuft werden.

Wenn sich die Tests als erfolgreich erweisen, soll das Blockheizkraftwerk ab März 2018 gebaut und im Laufe des Jahres 2019 in Betrieb gehen, um den Strombedarf von 7.000 sowie den Heizbedarf von 24.000 Wohnungen zu decken. Die Entwicklungskosten des Projekts werden auf 80 Mio. € geschätzt.


Zurück zur allgemeinen Chronologie:

Die Fachpresse meldet im April 2013, daß sich die französische Électricité de France SA (EDF) aus dem Projekt einer geothermischen Anlage auf dem karibischen Inselstaat Dominica zurückgezogen hat und damit seine Projektpartner hinsichtlich der Auswirkungen auf das Projekt und die Region so erschreckt, daß der Ministerpräsident von Dominica nach Paris reist ist, um Unterstützung für das Projekt zu sammeln.

Dieses zielt darauf ab, den französischen Gebieten Guadeloupe und Martinique, die in den letzten fünf bis acht Jahren stark an dem Projekt beteiligt waren, jeweils 50 MW zur Verfügung zu stellen, um ihre Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu verringern und dadurch rund 100 Mio. € pro Jahr einzusparen. Dem Nachbarn Dominica würde es helfen, sich vollständig mit Ökostrom zu versorgen. Die EDF begründet die Entscheidung, ihren Kapitalbeitrag zu reduzieren, mit einer mangelnden Rentabilität der Investition. Es scheint aber auch eine Verschiebung des Investitionsinteresses hin zu anderen Projekten zu geben.

Im August 2013 wird bekannt, daß das französische Außenministerium nun einen anderen französischen Entwickler und Betreiber für das geplante 130 MW Geothermieprojekt auf Dominica sucht, dessen Kosten auf 600 Mio. € geschätzt werden. Unabhängig von den Ergebnissen bestätigt die Französische Entwicklungsagentur (AFD), daß sie bereit ist, den Bau einer ersten, kleineren 15 MW Geothermieanlage auf Dominica zu finanzieren, um Strom für den lokalen Verbrauch bereitzustellen Zudem sei die französische Regierung auch weiterhin an der Finanzierung einer größeren Anlage und dem Strombezug von Dominica interessiert. Dort bereits aktiv am Bohren ist übrigens die Firma Iceland Drilling Company (IDC).

In Bezug auf Guadeloupe ist im Oktober 2015 zu erfahren, daß das französische Ministerium für Ökologie, nachhaltige Entwicklung und Energie den Antrag auf eine exklusive geothermische Explorationslizenz für die Insel prüft. Der Antrag wurde von der Firma Géothermie de Guadeloupe zur Exploration bei Vieux-Habitants eingereicht und umfaßt eine Fläche von 119 km2. Die Bohrungen in den vielversprechendsten Gebieten werden voraussichtlich 2019 beginnen. Stimmen die Ergebnisse mit den Erwartungen überein, könnte hier eine neue Anlage bis 2022 betriebsbereit sein.

Das Gebiet weist starke Ähnlichkeiten mit dem o.e. Standort Bouillante auf, der ein geothermisches Kraftwerk beherbergt, das aus zwei 1986 und 2004 in Betrieb genommenen Produktionsanlagen von 4 MW bzw. 11,5 MW besteht. Interessanterweise wird die vorhandene geothermische Kapazität offiziell in europäische Statistiken eingeordnet.

Im November 2015 werden im Rahmen einer öffentlichen Ausschreibung die Dokumente für den Antrag auf eine exklusive Lizenz für die Hochtemperatur-Geothermie-Lagerstättenforschung auf Guadeloupe veröffentlicht.

Die Firma Ormat Technologies Inc. gibt im März 2016 bekannt, daß sie mit der Sageos Holding, einer 100 %-igen Tochtergesellschaft des Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM), der staatlich-französischen geologischen Vermessungsgesellschaft, eine Investitions- und Aktionärsvereinbarung unterzeichnet hat, um schrittweise 85 % der Firma Geothermie Bouillante SA (GB) zu übernehmen, die das geothermische Kraftwerk Bouillante besitzt und betreibt.

Diese Anlage erzeugt derzeit rund 10 MW und besitzt zwei Explorationslizenzen mit einer zusätzlichen Gesamtkapazität von bis zu 30 MW. Für 79,6 % der Anteile wird Ormat rund 22 Mio. € an GB zahlen. Darüber hinaus verpflichtet sich Ormat, in den ersten zwei Jahren weitere 10 Mio. € zu investieren, wodurch sich die Kapitalbeteiligung auf 85 % erhöhen wird. Das Geld soll hauptsächlich für die Erweiterung des Kraftwerks verwendet werden.

Ormat ist zuversichtlich, die derzeitige Produktion bis Mitte 2017 auf die ursprüngliche Auslegungskapazität von 14,75 MW steigern zu können. Darüber hinaus plant die Firma Änderungen an der vorhandenen Ausrüstung sowie die schrittweise Weiterentwicklung der Anlage bis 2021 bis zu einem Potential von insgesamt 45 MW.

Laut dem lokalen Unternehmen Teranov, das auf diesen Bereich spezialisiert ist, könnte Guadeloupe mit seinen Ressourcen in vier bis fünf Jahren bis zu 50 MW oder sogar 60 MW leisten. Die Firma hatte übrigens schon im November 2015 gemeldet, daß sie mit der Geothermie-Exploration auf St. Kitts in der Karibik begonnen habe, einer westindischen Insel der Föderation von St. Kitts und Nevis, die bereits Anfang des Jahres ein Memorandum of Understanding mit Teranov für das Projekt unterzeichnet hatte.

Der Start von Demonstrationsbohrungen im kommerziellen Maßstab wird für 2017 erwartet, die Inbetriebnahme der Geothermiekraftwerks für 2020. Geothermische Entwicklungen sind zudem auf St. Vincent und den Grenadinen im Gange, während auf Grenada und St. Lucia Vor-Ort-Ressourcenbewertungen durchgeführt und die Möglichkeit einer geothermischen Förderung im kommerziellen Maßstab untersucht werden.

Im April 2017 kündigt die EDF zwar ihr fortlaufendes Engagement für erneuerbare Energien an, darunter explizit auch für Geothermie, doch nach dem Stopp der geothermischen Aktivitäten in der Karibik ist bislang unklar, was dies bedeutet.


Berichten vom September 2013 zufolge wird nun auch in Neuilly-sur-Marne, 13 km östlich von Paris, eine geothermische Wärmeversorgung geplant, die 61 % des Bedarf decken soll, während für die restlichen 39 % Gas eingesetzt wird. Die geothermische Wärme soll in Form von bis zu 65°C heißem Tiefengrundwasser aus der jurassischen Dogger-Formation in ca. 1.800 m Tiefe gefördert werden.


Genau ein Jahr später, im September 2014, meldet die Fachpresse, daß es einen neuen Anstoß für die Entwicklung der Geothermie in Frankreich gibt, und zwar nach einer strengeren und stärker erneuerbaren Gesetzgebung, die aus der EU stammt. Die Regierung will nun eine Renaissance der Geothermie im Bereich der Fernwärme anstoßen, die seit ihrem Start in den 1980er Jahren nicht mehr weiterentwickelt wurde.

Neben staatlichen Subventionen sollen auch 30 Mio. € in die Anlagen des unabhängigen Energieversorgungsunternehmens SEMHACH SA investiert werden, ehemals eine Firma der gemischten Wirtschaft, das im März in eine lokale Aktiengesellschaft (SPL) umgewandelt worden war, als sich der Stadt Villejuif an dem Stammkapital des Unternehmens beteiligte. Dieses betreibt das derzeit größte europäische Geothermie-Netz, das die Städte L’Haÿ-les-Roses, Chevilly-Larue und Villejuif umfaßt.

Die Ursprünge der SEMHACH gehen auf das Jahr 1983 zurück, als die Bürgermeister der beiden erstgenannten Städte beschließen, ein gemeinsames Erdwärmenetz zu errichten und hierfür ein interkommunales Konsortium für Geothermie aus der Taufe heben. Die ersten Bohrungen und die Installation eines 60 km langen Wärmenetzes erfolgen 1985 und können bereits 9.000 Wohneinheiten versorgen. Die SEMHACH selbst wird im April 1988 gegründet.


Ein besonderer Schwerpunkt der aktuellen Entwicklung ist die Hauptstadtregion Paris, welche das weltweit zweitgrößte geothermische Fernwärmesystem nach Reykavik in Island besitzt.

Bereits 2016 soll ein neues Fernwärmenetz mit einer Länge von 13 km in Rosny-sous-Bois und Noisy-le-Sec im Departement Seine-Saint-Denis, auf der Ostseite von Paris, weitere 10.000 Wohnungen mit Wärme und Warmwasser versorgen. Auch die Stadt Montreuil von den neuen geothermischen Brunnen profitieren. Der SIPBEREC-Ausschuß vergibt den Outsourcing-Vertrag für öffentliche Dienstleistungen an die GDF SUEZ-Tochtergesellschaft Cofely Réseaux.

Die Bohrarbeiten für das YGéo genannte Heizungsnetz beginnen im Februar 2015 und zielen auf eine Tiefe von 1.800 m, wo die Temperatur bei etwa 65°C liegt. Die Anlage soll eine geothermische Leistung von 10 MW erreichen, ergänzt durch 7 MW von den Wärmepumpen. Ein Anteil von 6,4 Mio. € der Gesamtkosten in Höhe von 32 Mio. € (andere Quellen: 35 Mio. €) wird von der Regierung übernommen. Das Projekt geht tatsächlich im Dezember 2016 in Betrieb.

Zudem sollen in den nächsten fünf Jahren ein bis zwei neue geothermische Projekte pro Jahr geplant werden. Als Gründe für den aktuellen Boom gilt einmal, daß die geothermische Wärme für Haushalte mit Erdgas konkurrieren kann (sie ist z.Zt. 30 % billiger), und daß die Fördergelder der Regierung rund ein Fünftel der Projektkosten übernehmen, einschließlich der Bohrversicherung. Frankreich könnte damit zum Katalysator für eine EU-weite Verbreitung der geothermischen Fernwärme werden.

Im Juni 2015 folgen Berichte, daß die ENGIE SA und der Energieversorger EDF die geothermische Wärmenutzung im Pariser Becken weiter ausbauen wollen. Bis Ende des Jahres sollen dann (wieder) 40 Projekte geothermische Wärme liefern. ENGIE will über das für Geothermie verantwortliche Tocherunternehmen Cofely Réseaux mehrere Projekte im Großraum Paris umsetzen, welche die installierte geothermische Wärmeleistung des Unternehmens auf 100 MW verdoppeln sollen.

Hierfür sind u.a. Bohrungen im Süden von Paris in eine Tiefe von bis zu 2.000 m geplant, um Wasser bei etwa 65°C zu gewinnen. Das Projekt in Bagneux wird Heizung und Warmwasser an rund 10.000 Haushalte in Bagneux und Châtillon liefern. Der Konzessionsnehmer Bagéops investiert insgesamt 38 Mio. € in das Projekt, wobei 20 % der Mittel von der ADEME und dem Wärmefonds stammen, den der Regionalrat von Île-de-France errichtet hat.

Die Bauarbeiten für das zukünftige Geothermiekraftwerk, das in Verbindung mit einer Wärmepumpe auf eine thermische Gesamtleistung von 13 MW kommt, sowie für das 12 km lange Vertriebsnetz, beginnen Ende des Jahres und werden mit Errichtung der Wärmezentrale im April 2016 abgeschlossen.

Erdwärmeheizwerk in Chevilly-Larue

Erdwärmeheizwerk
in Chevilly-Larue

Zudem soll das o.e. SEMHACH-Wärmenetz der Städte L’Haÿ-les-Roses, Chevilly-Larue und Villejuif, das derzeit von zwei Geothermieanlagen versorgt wird (deren Korrosionsschäden kürzlich saniert wurden, indem man die Stahlrohre des Brunnen durch Glasfaserrohre ersetzte), durch ein drittes Werk verstärkt werden, welches voraussichtlich im Winter 2016 in Betrieb gehen und ab 2020 bis zu 40.000 Haushalte mit Wärme versorgen wird.

Tatsächlich wird das neue Erdwärmeheizwerk Chevilly-L’Haÿ-Villejuif erst im Mai 2017 eingeweiht. Mit einer Produktion von 220 GWh/Jahr gilt es als das größte geothermische Fernwärmesystem in Europa. Was die Investitionen betrifft, so kostete das neue Werk 30 Mio. €, die zu 30 % durch Eigenfinanzierung, zu 20 % durch Subventionen und zu 50 % durch Darlehen finanziert wurden.

Im Oktober 2015 beginnt die ENGIE in der Stadt Ivry-sur-Seine mit den 1.600 m tiefen Bohrungen für ein Geothermieprojekt namens Géotelluence, dessen Fernwärmesystem mit einer Gesamtleistung von 70 MW – davon 10 MW aus der Geothermie – zukünftig 12.500 Wohneinheiten im Stadtzentrum sowie in der Entwicklungszone Ivry Confluences versorgen soll.

Die ENGIE ist zu diesem Zeitpunkt übrigens auch in ein Geothermie-Kraftwerksprojekt in Indonesien bei Rantau Dedap in Süd-Sumatra involviert, wo die ersten Experimenten 2011 durchgeführt worden sind, und das ab dem nächsten Jahr Strom erzeugen soll.

Über ein vom Energiedienstleister Dalkia, eine Tochtergesellschaft der EDF-Gruppe, geplantes Projekt eines brandneuen Öko-Distrikts in dem Vorort Issy-les-Moulineaux im Südwesten von Paris wird im Dezember 2015 erstmals berichtet. Für seine Gebäude, Geschäfte, zwei Schulen und eine Mediathek wird das neue Viertel ein geothermisches Fernwärmesystem nutzen, das 1.500 Haushalte versorgen kann. In diesem Fall liegt die Wasserquelle 750 m tief und hat im Sommer wie im Winter eine Temperatur von 28°C. Damit lassen sich etwa 80 % des Warmwasserbedarfs decken.

Das Geothermieprojekt Grigny außerhalb von Paris erreicht im Dezember 2016 seine Zieltiefe von 1.650 m, wo 71°C warmes Wasser gefunden wird, das ab dem kommenden Winter Wärme an rund 10.000 Haushalte und kommunale Gebäude in den Gemeinden Grigny und Viry-Châtillon liefern wird. Der Bau des Netzes und der Unterstationen soll in wenigen Wochen beginnen. Entwickler ist die Societe d’Exploitation des Energies Renouvelables (SEER).

Weitere Bohraktivitäten finden in Neuilly-sur-Marne bei Paris statt. Hier ist Idex tätig, ein großes französisches Unternehmen im Energie- und Umweltsektor, das auch Energieprojekte entwickelt.

Ebenfalls im November 2016 wird in Villepinte, nordöstlich von Paris, ein Wärmenetz der ENGIE Réseaux-Tochter GéoPicta in Betrieb genommen, das ursprünglich im Jahr 1976 installiert wurde – und nun zu 60 % modernisiert und geothermisch umgebaut worden ist. Mit einer Gesamtleistung von 40 MW, einschließlich 11 MW aus der Geothermie, bietet das Netz Raumwärme und Brauchwarmwasser für 5.200 Haushalte.

Und auch im Jahr 2017 geht es so weiter. Im Februar nimmt ein neues geothermisches Fernheizwerk im Nordosten des 17. Arrondissement von Paris, in Clichy-Batignolles, seinen den Betrieb auf, das von den dem öffentlichen Unternehmen Eau de Paris und der Compagnie Parisienne de Chauffage Urbain (CPCU) im Auftrag der Stadt Paris umgesetzt wurde. Das ZAC Clichy-Batignolles Projekt versorgt mit seinen zwei Brunnen, die etwa 800 m tief sind, ein ganzes neues Stadtviertel, ein sogenanntes Ecoquartier mit 7.500 Einwohnern.

Eau de Paris betreibt die Brunnen und kombiniert in dem 2012 gestarteten Projekt die Wärmeproduktion, die Trinkwasserverorgung und die öffentlichen Trinkwasserbrunnen, während die Wärme an die CPCU verkauft wird, die sie dann über das Wärmenetz verteilt.

Im Mai 2017 wird etwas außerhalb von Paris ein neues geothermisches Fernwärmesystem in Tremblay-en-France eingeweiht, das von Dalkia und Idex über ihre gemeinsame Tochtergesellschaft Tremblay Géothermie umgesetzt wurde und nun rund 80 % des Wärmebedarfs der 10.000 Einwohner deckt.

Auch hier handelt es sich um die Erneuerung einer alternden geothermischen Anlage, die sich seit 30 Jahren in Betrieb befindet. Im Sommer 2015 waren zwei neuen Bohrlöcher in eine Tiefe von 1.900 m abgeteuft worden, aus denen Wasser mit einer Temperatur von 73°C gewonnen wird. Die Gesamtinvestitionskosten des Projekts beliefen sich auf 15 Mio. €.

Im Oktober 2017 ist auf dem Campus der École Polytechnique in Palaiseau, einem Teil der Universität Paris-Saclay, ein Bohrgerät in Betrieb, mit dem die bereits dritte Bohrung für ein neues Erdwärmesystem bis ca. 650 m abgeteuft wird. Das im Aquifer vorhandene Wasser hat eine Temperatur von etwa 28°C.

Die Anlage, die aus zwei zentralen Heiz- und Kühlanlagen auf dem Gelände der Hoschschule und auf dem Moulon ZAC besteht und in Zusammenarbeit zwischen der Idex und EGIS entwickelt wird, soll die Heizkosten der Universität um 20 % senken. Die öffentliche Umweltplanungsagentur Etablissement Public d’Aménagement Paris Saclay (EPA) hatte 2015 mit der Energiewende begonnen.

Im Dezember 2017 geht in Dammarie-lès-Lys, einer Gemeinde im Südosten von Paris, ein weiteres geothermisches Heizsystem mit einer Gesamtleistung von 20 MW in Betrieb, das Warmwasser und Heizung an Wohnhäuser, Schulen und Schwimmbäder liefert. Das Wasser aus einer Tiefe von 2.000 m wird mit 71°C gefördert.

Der Bau der Anlage des Betreibers Géodalys, einer Tochter der ENGIE Réseaux, war erst im Januar dieses Jahres begonnen worden, und das Bohren der zwei Brunnen dauert nur 80 Tage. Die Geothermie sichert durchschnittlich 85 % des Heizjahres, während der Rest mit Gas gedeckt wird. Im Sommer ohne Heizung kann die Erdwärme 100 % der benötigten Wärme liefern. Die Gemeinde hatte das Projekt im Jahr 2015 aus wirtschaftlichen und ökologischen Gründen beschlossen.

Bohrung in Cachan

Bohrung in Cachan


Im Januar 2018 folgt ein Bericht über die erste subhorizontale geothermische Bohrung, die erfolgreich im Pariser Becken gebohrt wurde. Das französische Ingenieurbüro GPC IP konzipiert und überwacht das Projekt in der Stadt Cachan für den Betreiber Dalkia, ein Unternehmen der EDF-Gruppe, das hierfür ein Joint-Venture mit der Stadt gebildet hat. Auch hier handelt es sich um eine Erneuerung, bei der ein einzelnes Dublett (zwei Bohrlöcher) die zwei bestehenden Dubletten (vier Bohrlöcher) ersetzt, die vor 34 Jahren gebohrt wurden.

Die Konstruktion des neuen Bohrlochs ist eine Premiere für die Geothermie, denn es erreicht das Zielreservoir auf 1.550 m wahrer vertikaler Tiefe in einem Winkel von 87°. Normalerweise beträgt der Winkel beim traditionellen Bohren 40°. Das Konzept dafür war erstmals im Februar 2011 auf dem Stanford Geothermal Engineering Workshop vorgestellt worden (Geomodelling and Well Architecture, Key Issues to Sustainable Reservoir Development, von Pierre Ungemach, Miklos Antics et al).

Das Investitionsvolumen für die neue Bohrkampagne beträgt rund 19 Mio. €, von denen 30 % durch den von der ADEME und der Region errichteten Wärmefonds gedeckt werden. Die Anlage, deren Inbetriebnahme im Oktober 2018 erwartet wird, soll den Heiz- und Warmwasserbedarf von mehr als 7.000 Wohneinheiten decken, darunter öffentliche Einrichtungen, Wohngebäude und Unternehmen.


Andere Entwicklungen – d.h. außerhalb des Pariser Beckens – sind z.B. die im April 2014 gemeldete Zusammenarbeit zwischen der Universität Straßburg und der Firma ES Energy, einer Tochtergesellschaft von EDF, um mit Geothermie-Schulungen der zunehmenden Nachfrage der Industrie nachzukommen.

Hierfür gründen die Partner den ersten Lehrstuhl für Geothermie, der das Wissen rund um diese Energie verbessern, die Technologie in industriellem Maßstab entwickeln und Spezialisten ausbilden soll. Mit einem Budget von 2,1 Mio. € über acht Jahre bietet die Universität drei Ausbildungskurse an der School and Observatory of Earth Sciences (EOST) an.

Die ES Energy Group hat langjährige Erfahrungen und war u.a. war für die Errichtung des europäischen Geothermie-Forschungskraftwerks in Soultz-sous-Forêts verantwortlich, das im Sommer 2008 den Probebetrieb aufgenommen hatte (s.o.)


Im Juni 2014 schließen sich französische Firmen zu einem GeoDEEP Cluster for Heat and Power zusammen, der aus zwölf (später: 18) Unternehmen mit viel Know-how und Renommee besteht. Der Cluster will einen 100 Mio. € schweren Risikoversicherungsfonds zusammenlegen, um die Projektfinanzierungen für vorkommerzielle EGS-Projekte sowie nationale und internationale Geothermieprojekte zu sichern. Das geologische Risiko wird heute von der Industrie als die größte finanzielle Barriere betrachtet.

Zudem fordert der Cluster die Entwicklung von etwa 20 Geothermieanlagen in Frankreich bis 2020, weshalb der Fonds in zwei Bereiche unterteilt werden soll: einer für vorkommerzielle EGS-Projekte (50 MW, 10 Dubletten), während der andere für Hochtemperaturprojekte in den französischen Überseedepartements (60 MW, 4 Projekte) und international (180 MW, 6 Projekte) gedacht ist.

Tatsächlich meldet der Europäische Rat für Geothermie (EGEC) im April 2015, daß die für Energiefragen zuständige französische Ministerin Ségolène Royale öffentlich die Schaffung eines neuen Risikoversicherungsfonds für die tiefe Geothermie mit (immerhin) 50 Mio € angekündigt hat, der die Projektbetreiber vor den geologischen Risiken während der Explorations- und Nutzungsphasen schützen soll.

Gemeinsam finanziert von ADEME, der öffentlichen Investitionsbank La Caisse des Dépôts und privaten Betreibern wird GeoDEEP die Projektbetreiber entschädigen, falls sie keine wirtschaftlich nachhaltige geothermische Ressource finden. Mit der Einführung eines nationalen geothermischen Risikominderungsfonds demonstriert die französische Regierung deutlich ihr Engagement für die Entwicklung erneuerbarer Energien und beweist die Schlüsselrolle der Geothermie.

Morandat-Minenschacht

Morandat-Minenschacht


Berichten vom August 2015 zufolge hat das für geologische Studien zuständige Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) der französischen Regierung in den Jahren 20132014 die potentielle Nutzung von Grubenwasser aus einer stillgelegten und teilweise überfluteten Kohlemine als Quelle für Geothermie untersucht. Die Studie für die Stadt Gardanne in der Nähe von Marseille sollte herausfinden, ob sich damit der Bedarf einer geplanten gemeinsamen Entwicklungszone (ZAC) oberhalb der Grube Yvon Morandat in Gardanne decken ließe.

Das das 2003 geschlossene Kohlebergwerk wurde überflutet, als das Fördersystem nach dem Abbau teilweise stillgelegt wurde – und bildet inzwischen ein großes Wasserreservoir mit einer Temperatur von 20 – 30°C je nach Tiefe (bis zu 1.000 m). Die Studie sollte eigentlich 2016 zu einer Pilotoperation führen, wofür sich bisher aber keine Belege finden lassen.


Im Oktober 2015 erhält die Électricité de Strasbourg eine Bohrgenehmigung für ihr Geothermieprojekt in Ostwald bei Straßburg, die sie ab dem Sommer 2016 umsetzen will. Das Projekt plant die Entwicklung eines Fernwärmesystems.


Anläßlich der UN-Klimakonferenz im Dezember 2015 in Paris wird die Global Geothermal Alliance (GGA) gegründet. Eine Gemeinschaft von 38 Mitgliederstaaten und mehr als 20 Partnern aus der Entwicklungshilfe und Industrie wollen die installierte Geothermie-Kapazität weltweit um 500 % steigern. Bis 2030 soll die installierte elektrische Leistung verfünffacht und die Wärmeleistung verdoppelt werden.

Viele Staaten sind bei der Gründungsveranstaltung auf höchster Ebene vertreten. Unter den Teilnehmern befinden sich neben der französischen Umweltministerin Ségolène Royal auch der isländische Präsident Olafur Ragnar Grimsson, die kenianische Umweltkabinettssekretärin Judy Wakhungu sowie der neuseeländische Energieminister Simon Bridges. Frankreich unterstützt die GGA insbesondere dabei, klare Ziele und den richtigen Regulierungsrahmen zu definieren, die Finanzierung zu mobilisieren und die technologische Zusammenarbeit zu entwickeln.

Bis Ende 2017 steigt die Zahl zwar auf 42 Mitglieder und 29 Partner – da jedoch die IRENA als Koordinator der Allianz handelt, ist bislang noch keinerlei sonstige Aktivität zu verbuchen. Immerhin wird im Mai 2016 von den Mitgliedern und Partnern ein sogenannter GGA-Aktionsplan gebilligt, und im September 2017 findet in Florenz, Italien, die erste Konferenz der GGA statt.


Im April 2016 schließt der französische Energiekonzern ENGIE eine Partnerschaft zur Entwicklung von geothermischen Fernwärmeprojekten mit dem Cheshire East Council in Großbritannien. Zur Förderung ökoeffizienter Fernwärmenetze in Cheshire East wird eine neue Gesellschaft namens Cheshire Energy Networks Ltd. gegründet.

ENGIE ist bereits an Geothermieprojekten in Indonesien beteiligt und will sich zu einem späteren Zeitpunkt auch in Mexiko engagieren. Hierfür bildet die ENGIE durch ihre Tochtergesellschaft Storengy mit dem isländischen Entwickler Reykjavik Geothermal eigens eine Allianz. Zudem gründet der Energiekonzern zu Jahresbeginn eine spezielle Geschäftsabteilung, die ausschließlich Afrika gewidmet ist.


Ebenfalls im April 2016 meldet die Fachpresse, daß die Villages Nature Paris, ein 32 km östlich von Paris liegender Ferienpark mit diversen Themenwelten in der Nähe von Euro Disney Paris, der in fünf Jahren mehr als 1.700 Wohnungen umfassen wird, das ganze Jahr über zu 100 % mit geothermischen Mitteln beheizt werden soll.

Ein Highlight der neuen Ökotourismus-Destination ist das Aqualagon, eine der größten überdachten Wasserflächen in Europa. Durch die Nutzung der Geothermie mit Wasser bei 30°C können das Aqualagon und die Außenlagune das ganze Jahr über zum Baden genutzt werden. Das Ressort wird im September 2017 eröffnet.


Im September 2016 berichtet die Presse über ein Demonstrationsprojekt namens CO2Dissolved, das die Erdwärme-Extraktion mit der CO2-Speicherung kombiniert (was immer man davon halten mag).

Unter der Koordination des französischen geologische Dienstes BRGM untersucht eine Forschungsgruppe aus sieben Partnern (hauptsächlich aus Frankreich, aber auch mit einem deutschen und US-Partner) die Speicherung von gelöstem CO2 in salinen Aquiferen in der Nähe industrieller Emissionsquellen als vielversprechende Alternative zur Speicherung im großen Maßstab. Bislang gibt es noch keine Meldungen über eine erfolgreiche Umsetzung.


Das erste marine Geothermiekraftwerk des Landes wird im November 2016 an der französischen Südküste in Marseille eingeweiht. Über diese Technologie berichte ich separat und ausführlich im Kapitelteil Temperaturgradient (OTEC), da die Quelle der Wärme ja nicht ausschließlich der Geothermie entspringt (s.d.).

Das Kraftwerk Thassalia des Energieversorgers ENGIE wird Meerwasser aus dem Hafen von Marseille in Wärmetauscher und Wärmepumpen pumpen, um Wärme und Kälte an ein spezielles Netzwerk zu liefern, welches in das Herz des Geschäftszentrums von Marseille integriert ist. Obwohl ähnliche Anlagen bereits in Betrieb sind – darunter eine weiterer von ENGIE in Paris, die an der Seine arbeitet –, ist das Werk in Thassalia das erste in Frankreich, das Salzwasser nutzt und Wärme und Kälte gleichzeitig liefert.

Meerwasser wird aus einer Tiefe von 6 m bei einer Temperatur von 16 – 24°C hochgepumpt, um die Kaltwasserkühler und thermischen Kältepumpen zu kühlen, die gleichzeitig kaltes (4°C) und heißes (60°C) Wasser produzieren können um den Energiebedarf von mehr als 500.000 m2 zu decken. Die Anlage erreicht eine Kapazität von 16 MW Kühlung und 18,6 MW Heizung, und um die Versorgung auch in Zeiten hoher Nachfrage sicherzustellen, gibt es einen Backup-Gaskessel.

Das Netzwerk, das derzeit eine Fläche von fast 500.000 m2 versorgt, soll in den kommenden Jahren weiter ausgebaut werden. Gekostet hat die Anlage 35 Mio. €, von denen 3,4 Mio. € bzw. 1,6 Mio. € durch die ADME und den Europäischen Fonds für wirtschaftliche und regionale Entwicklung übernommen werden. Die involvierten technischen Partner sind die Firmen Ineo, Cofely und Axima.

Darüber hinaus gibt es bereits Pläne zur Entwicklung eines erheblich größeren Meeres-Geothermieanlage auf der Insel La Réunion zur Lieferung von Kälte für Klimaanlagen. Es handelt sich um eine Investition in Höhe von 150 Mio. €, deren Meerwasser aus 1.100 m Tiefe kommen soll.


Im Januar 2017 erhält ENGIE einen Auftrag für den Bau und Betrieb eines geothermischen Heizwerks nebst Fernwärmenetz in der Region Plaine Rive Droite in Bordeaux. Die Konzession wird dem Unternehmen für einen Zeitraum von 30 Jahren erteilt. Die Region Bordeaux Métropole (bestehend aus der Stadt Bordeaux und einigen ihrer Vororte) setzt sich intensiv für eine Energiewende in ihrem Gebiet ein, und der Rat der Region wählt die Geothermie als grüne Energiequelle für das 25 km lange Heiznetz.

Das Angebot hatten die ENGIE-Tochtergesellschaften ENGIE Cofely und Storengy gemeinsam eingereicht. Die Bohrungen werden Anfang 2019 beginnen und vier Monate dauern. Ist das Projekt beendet, wird die natürliche Wärme der tiefen Grundwasserleiter 82 % des Wärmebedarfs von 28.000 Wohneinheiten decken, während der Rest durch Erdgas bereitgestellt werden soll. Die Investition des Projekt belaufen sich auf 43 Mio. €.

Im März 2017 gründen einige Firmen eine Unternehmensgruppe namens French Renewable Energy Group (FREG) , welche die Interessen französischer Unternehmen vertritt, die an Investitionen in erneuerbare Energien in Indonesien interessiert sind, darunter auch der Geothermie-Entwicklung. Damit soll die bilaterale Zusammenarbeit in diesem Bereich gestärkt werden. Darüber hinaus wird die Gruppe mit der Indonesian Renewable Energy Society (METI) zusammenarbeiten, um erneuerbare Energieprojekte im Land zu identifizieren und zu entwickeln.

Wie bereits erwähnt, arbeitet die ENGIE über ihre Tochterfirma Storengy bereits an zwei geothermischen Projekten in Indonesien. Zudem hat die Firma gemeinsam mit Reykjavik Geothermal drei Explorationsgenehmigungen in Mexiko erhalten.

Storengy/ENGIE und der ebenfalls französische Betreiber und Entwickler TLS Geothermics unterzeichnen im Juni 2017 eine Kooperationsvereinbarung auf dem Gebiet der Hochtemperatur-Geothermie, um gemeinsame Forschungsarbeiten durchzuführen und Explorationsanträge in Frankreich und Europa einzureichen. Die TLS Geothermics, die auch Beratungsdienstleistungen in geothermischer Geologie anbietet, hält zwei Geothermie-Lizenzen im französischen Zentralmassiv.

Im September emittiert ENGIE eine (dritte) grüne Anleihe in Höhe von bis zu 1,25 Mrd. € für das weitere Wachstum des Geschäfts mit erneuerbaren Energien. Damit erreicht der Gesamtbetrag der von ENGIE seit 2014 im Green-Bond-Format emittierten Anleihen 5,25 Mrd. €.

ENGIE erhält im Dezember 2017 bei den in New York stattfindenden 19. jährlichen Global Energy Awards von S & P Global Platts, oft als ,Oscars’ der Energie bezeichnet, die Auszeichnung ,Energieunternehmen des Jahres’.


Ein weiteres Projekt zur kommunalen Wärmeversorgung entwickelt die Electricité de Strasbourg in Illkrich-Graffenstaden im Département Bas-Rhin. Die Bohrungen dafür im Innovationspark Illkirch-Graffenstaden beginnen im Oktober 2017, sie sollen bis 3.500 m tief oder mehr reichen. Dioe Fertigstellung der Anlage ist für 2020 geplant.

Das neue Tiefengeothermie-Kraftwerk im nördlichen Elsaß wird das dritte, nach Eckbolsheim und Vendenheim. Langfristig könnten diese drei Kraftwerke genügend Strom produzieren, um den Bedarf von 50.000 Haushalten (ohne Heizung) oder 20.000 Haushalten (mit Heizung) zu decken.


Griechenland


Aufgrund seiner geologischen Gegebenheiten besitzt Griechenland ein vielversprechendes geothermisches Potential. Obwohl die geothermischen Vorkommen gut bekannt sind, beschränkt sich ihre Nutzung bislang zumeist auf die Beheizung von Gewächshäusern. Ende 2007 beträgt die installierte thermische Leistung zur Direktnutzung ca. 75 MWth, von denen etwa die Hälfte in die Nutzung für Thermalbäder und die Heizung von offenen oder geschlossenen Schwimmbädern fließt – in seltenen Fällen auch in Kombination mit Raumheizung. Neue geothermische Nutzungsarten beinhalten Fischzucht, Spirulina-Zucht sowie Gemüse- und Fruchttrocknung.

Trotz der großen Hochenthalpie-Ressourcen in den aktiven Vulkan-Regionen der Ägäis wird in Griechenland noch keine elektrische Energie aus der Geothermie gewonnen.

Hochtemperaturvorkommen, die sich zur Energiezeugung mit Wärme- oder Kältekopplung eignen, finden sich auf den ägäischen Inseln Milos, Santorini und Nisyros in einer Tiefe von 1 – 2 km, während zu den weiteren Standorten, an denen diese in einer Tiefe von 2 – 3 km vorgefunden werden können, Lesvos, Chios und Samothraki sowie die Senken in Zentralostmazedonien und Thrake zählen. Niedertemperaturvorkommen finden sich im Flachland von Mazedonien und Thrake, in deren Umkreis 56 heiße Quellen entdeckt worden sind. Zu diesen Gebieten gehören u.a. Loutra-Samothrakis, Lesvos, Chios, Alexandroupolis, Serres, Thermopyles und Chalkidiki.

Im Nordwesten der Insel Lesvos bort die Public Power Corporation (PPC) nach hochenthalpischen Lagerstätten.

 

weiter in Arbeit...

 

Großbritannien


Sir Charles Parsons (1845 - 1931), Erfinder der Parsons-Dampfturbine, dachte schon zu seiner Zeit daran, bis zu 7 km tiefe, mit Stahl ausgekleidete Schächte anzulegen, um an eine Temperatur von 200°C zu kommen. Zwischen jeweils zwei benachbarten Schächten sollten unterirdische Hohlräume das von der einen Seite zugeführte Waser zu Dampf erhitzen, der daraufhin durch den anderen Schacht entweichen und genutzt werden könnte.

Im Zuge der Ölkrise von 1973 wird das Potential der geothermischen Energie im Vereinigten Königreich vom Department of Energy auf kommerzielle Nutzung hin untersucht. Das Interesse an der Entwicklung sinkt jedoch rasch mit dem Fall des Erdölpreises. Unter der Leitung des damaligen Stadtrats Alan Whitehead beschließt Southampton jedoch, als Teil eines Plans mit dem Ziel einer ‚selbstversorgenden Stadt’ an der Geothermie festzuhalten.

Nach der Ablehnung einer Finanzierung durch das Department of Energy wird das geothermisch betriebene Fernwärmenetz von Southampton schließlich in Verbindung mit dem sich in französischem Besitz befindlichen Unternehmen Utilicom Ltd. sowie der Southampton Geothermal Heating Company entwickelt und umgesetzt. Die Bauarbeiten beginnen im Jahr 1987, um Wasser aus dem Grundwasserleiter des Wessex-Beckens aus einer Tiefe von 1.800 m und mit einer Temperatur von 76°C hinaufzupumpen. Das System beheizt eine Reihe von Gebäuden im Zentrum der Stadt, einschließlich dem Southampton Civic Centre und dem WestQuay Einkaufszentrum. Insgesamt liefert die Geothermie hier über 16 GWh Wärme pro Jahr.

Seit 1977 gibt es außerdem Versuche mit dem HDR-Verfahren in Camborne (Cornwall). 1980 wird in die Felsformation von Rosemonowes eine Parallel-Bohrung bis 2.200 m Tiefe eingebracht, die 80°C heißes Wasser findet. Das aus Granit bestehende Gestein weist eine hohe natürliche Radioaktivität auf. Die Kosten des Projektes betragen 20 Mio. Englische Pfund . Bei den Arbeiten zeigt sich jedoch, daß etwa 70 % des hinuntergepumpten Wassers einfach verschwindet. Nach Einbringung von Bindemitteln können diese Verluste auf 20 % reduziert werden. Das mit nur 50°C wieder hinaufgepumpte Wasser ist allerdings zu kalt, um wirtschaftlich genutzt zu werden.

Ein weiterer Bereich mit großem Potential für die geothermische Energie befindet in der Nordsee, und zwar auf dem Festlandsockel, wo die Erdkruste relativ dünn ist (weniger als 10 km). Da der Ertrag der Offshore-Plattformen zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen jährlich um 5 % fällt und bald unwirtschaftlich sein wird, könnte die anschließende Nutzung dieser Plattformen für die geothermische Stromerzeugung eine sinnvolle Alternative darstellen. Die Total Energy Conservation and Management Co. Ltd. führt 1986 erste Pionierarbeiten auf diesem Sektor durch.

Als weiteres Ziel wird eine 6 km tiefe Doppelbohrung genannt, mit der in den 1990ern etwa 6 MW Strom erzeugt werden sollen. Die geschätzten Baukosten betragen hierfür 50 Mio. Englische Pfund, die geplante Nutzungsdauer wird mit etwa 100 Jahren angegeben – danach würde es einige Tausend Jahre dauern, bis sich der Untergrund wieder ausreichend erwärmt.

Auf Anweisung der britischen Königin wird im Jahr 2002 unter dem Buckingham Palast eine 122 m tiefe Bohrung eingebracht. Das umweltfreundliche Klima-System für eine neue Kunst-Galerie, die anläßlich ihres goldenen Jubiläums erbaut wird, soll nämlich mit Erdwärme versorgt werden. Die Ergebnisse sind so beeindruckend, daß die Königin 2005 auch für einen anderen Teil des Palastes ein neues Heizsystem bestellt, das seine Wärme aus dem 1,6 ha großen See des Palastgartens bezieht.

2004 wird bekanntgegeben, daß auf dem Gelände einer Zementfabrik in Eastgate, nahe von Stanhope in der Grafschaft Durham, ein hot rocks project verwirklicht werden soll, welches das erste britische Modelldorf mit Erdwärme heizen wird.

Projekt Eden

Projekt Eden

Auf der zu Großbritannien gehörenden westindischen Insel Nevis wird ebenfalls erfolgreich nach Geothermischer Hitze gebohrt. Im Oktober 2008 bestätigt die West Indies Power (WIP), daß mindestens zwei der bislang niedergebrachten Bohrungen fündig geworden sind. Man rechnet mit einer Gesamtkapazität von mehreren Hundert MW.

Die Blogs melden im Juni 2009, daß das bekannte, britische Ökoprojekt ‚Eden’ gemeinsam mit der Firma EGS Energy Pläne für das erste stromproduzierende Geothermie-Kraftwerk in Großbritannien vorgestellt hat. Mit den entsprechenden Probebohrungen soll in Kürze begonnen werden. Geplant ist ein 3 MW Kraftwerk, das rund 5.000 Haushalte mit Strom versorgen und etwa 15 Mio. Englische Pfund (£) kosten soll. Der Standort wird in Nähe der großen Gewächshäuser des Eden-Projekts, nahe der Stadt St. Austell, sein. Experten gehen davon aus, daß es in dem Granit unter Cornwall genug Energie gibt, um bis zu 10 % des britischen Strombedarfs zu decken.

Im November 2009 meldet die Presse, daß das britische Ministerium für Energie und Klimawandel DECC kurzfristig einen Betrag von 6,7 Mio. € für die Exploration von Geothermieprojekten bereitgestellt.

Hawaii


Von den 40 Vulkanen auf Hawaii sollen 13 direkt anzapfbar sein. Ein 2.000 m tiefes Bohrloch am Kilauea-Vulkan erbringt 200°C heißen Wasserdampf, der später eine 3 MW Turbine betreiben soll.

Geothermieanlage in Puna

Geothermieanlage in Puna

1993 wird im Osten der Insel die Geothermie-Anlage Puna Geothermal Venture mit einer Leistung von 30 MW eröffnet, sie befindet sich rund 21 Meilen südlich von Hilo auf der Hauptinsel Hawaiis.

2005 stößt die betreibende US-Firma Ormat Technologies Inc. aus Reno, Nevada, bei weiteren Bohrungen auf dem Puna-Feld in 2.500 m Tiefe auf Magma mit einer Temperatur von 1.050°C.

Die Leistung der Puna-Anlage, die z.Zt. 20% des Strombedarfs von Hawaii deckt, soll bis Ende 2009 auf 38 MW ausgebaut werden. In der Region Kapoho-Pohoiki rechnet man sogar mit einer nutzbaren Gesamtkapazität von 200 MW.

(Siehe auch USA)

Holland


Die erste Geothermieanlage in Holland soll bereits 1980 in Betrieb gegangen sein.

Im Juli 2007 verkündet die niederländische Stadt Den Haag einen Plan zur Nutzung geothermischer Heizenergie für 4.000 Haushalte und mehrere Industriegebäude. Im Südwesten der Stadt war in einer Tiefe von 2.200 m Wasser von 75°C entdeckt worden. Die Kosten des bislang größten Projekts in den Niederlanden werden auf 46 Mio. € geschätzt, die ersten Häuser sollen im Winter 2008/2009 angeschlossen werden.

Seit Ende 2008 nutzt die Stadt Heerlen ein altes, seit über 30 Jahren verlassenes Bergwerk als Geothermie-Quelle für ein groß angelegtes Fernwärmesystem. 350 Häuser und Geschäfte der Stadt werden nun mit Warmwasser und Heizung im Winter bzw. mit kühlem Wasser im Sommer versorgt.

Hierfür sind im Umfeld der Stadt 5 zusätzliche Bohrungen von jeweils 700 m abgeteuft worden, die jeweils 80 m3 Wasser pro Stunde bereitstellen können. Die relativ niedrige Wassertemperatur von 32°C, die bis zum Erreichen der Oberfläche auf 28°C absinkt, wird mittels Wärmepumpen auf das im Winter benötigte Temperaturniveau angehoben.

Indien


Es gibt etwa 400 heiße Quellen in Indien. Aus einigen sprudeln pro Stunde bis zu 190 m3 Wasser mit Temperaturen um 90°C hervor. Fast kochendes Wasser liefern beispielsweise fünf Quellen in dem Ort Tattapani in Chattisgarh. Experten schätzen, daß das geothermische Potential Indiens etwa 10.000 MW beträgt.

Gegenüber 2000 wird die geothermische Thermalwassernutzung von 80 MW(th) auf 203 MW(th) im Jahr 2005 ausgebaut.

Im Januar 2009 meldet die Presse, der der Großkonzern Tata Power Company Ltd. nun auch in die Geothermie einsteigen will. Gemeinsam mit der Regierung des westlichen indischen Bundesstaates Gujarat wird eine Absichtserklärung unterzeichnet, in der sich das Energieunternehmen verpflicht, die Machbarkeit eines Geothermie-Kraftwerks mit einer Leistung von 5 MW zu prüfen. Parallel hierzu soll in Gujarat auch ein Photovoltaik-Kraftwerk mit ebenfalls 5 MW entwickelt werden.

Indonesien


Die ersten Versuche führen holländische Ingenieure hier bereits 1926 durch. Pro Bohrloch im Gebiet der Guntur-Vulkangruppe errechnet man eine Leistung von 900 kW.

Der Indonesische Archipel gilt als eines der weltgrößten Geothermiereservoirs mit einem Potential von 21 GW, also weit mehr als nur ausreichend für die 220 Mio. Einwohner (Stand 2006).

Schon früh führt die US-Firma Chevron erste Untersuchungen durch. Auf dem Geothermischen Weltkongresses 2005 in Antalya gibt das indonesische Energieministerium bekannt, daß das Land zukünftig verstärkt auf Erdwärme setzen will. Es werden zahlreiche Vorhaben in Angriff genommen und im September 2006 wird beschlossen, daß in Sarulla, Nord-Sumatra für rund 470 Mio. € das weltweit größte Geothermie-Kraftwerk mit einer Leistung von rund 340 MW entstehen soll.

Errichtet wird die Anlage von einem Konsortium aus der PT Medco Energi Internasional, dem wichtigsten privaten Unternehmen auf Indonesiens Erdöl- und Erdgasmarkt, der Itochu Gruppe, eines der bedeutendsten japanischen Handelshäuser, sowie der israelisch-amerikanischen Ormat, inzwischen Weltmarktführer beim Bau geothermischer Kraftwerke. Das Projekt wird in drei Phasen von je 110 MW – 120 MW umgesetzt, wobei die erste Kraftwerkseinheit nach 30 Monaten, und die letzte nach 48 Monaten den Betrieb aufnimmt und ihren Strom in das Netz von Nord-Sumatra und Aceh einspeist. Die Betreiber rechnen mit Stromerlösen von 86 Mio. € im Jahr.

2006 werden aus der Geothermie insgesamt bereits 800 MW Strom erzeugt, bis 2009 sollen weitere 1.200 MW hinzukommen.

Die Medco-Tochter PT Apexindo Pramata Duta führt zudem in West-Java Bohrarbeiten an einem weiteren neuen privaten Kraftwerk durch, in Wayang Windu, Pengalengan. Und der staatliche Erdöl- und Erdgaskonzern Pertamina kündigt Ende Juli 2006 die Aufnahme von Bohrarbeiten an insgesamt 9 Standorten, darunter in Kamojang in West Java, Ulubelu auf Sumatra und Lahendong in Nord Sulawesi an.

Das Bedugul Projekt in Nähe der Vulkane auf der Hindu-Enklave Bali soll bis zu 175 MW Leistung erzielen, was etwa der Hälfte des Bedarfs der Ferieninsel entspricht. Das Projekt liegt derzeit allerdings auf Eis, weil die Anwohner fürchten, es könnte einem heiligen Gebiet schaden und negative Auswirkungen auf die Wasserversorgung aus den nahe gelegenen Seen haben.

Mitte 2008 werden in Indonesien 1.931 MW aus der Erdwärme gewonnen, bis 2013 sollen es 3.131 MW werden, womit dann auch der Spitzenreiter USA auf den 2. Platz verwiesen würde. Der Bau einer 110 MW Anlage in West Java, Indonesiens am stärksten bewohnte Insel, wird von dem Energieunternehmen Indonesia Power (51 %) in Kooperation mit der US-Firma Raser Technologies Inc. (49 %) durchgeführt.

Im Mai 2009 wird bekannt, daß die Kosten des 2006 beschlossenen Sarulla-Projekts rund 800 Mio. $ betragen werden.

Island


Die Tradition, heiße Quellen zu nutzen, reicht in Island bis ins 12. Jahrhundert zurück.

In der Hauptstadt Reykjavik wird die Erdwärme schon seit langem zu Heizzwecken genutzt. Bereits 1928 wird dort mit systematischen Bohrungen nach natürlichem Heißwasser begonnen, und ab 1930 beginnt man mit dem Ausbau der Fernwärmeversorgung der Stadt. Man schätzt, daß die Wärmereserven erst in mehreren zehntausend Jahren aufgebraucht sein werden.

Geothermieanlage in Krafla

Geothermieanlage in Krafla

Die erste reguläre Geothermieanlage wird Anfang der 1970er in Krafla eröffnet. Nachdem das erste Bohrloch niedergebracht ist, wird die Gegend jahrelang von vulkanischen Eruptionen erschüttert.

1990 verbrauchen die Isländer pro Kopf etwa 17.500 kWh Geothermalenergie. 1991 gehört zum ordentlichen Eigenheim auch eine Heizung unter der Einfahrt und dem Fußweg – man müßte ja sonst Schnee schippen. Zu dieser Zeit gibt es in Island ein 15 MW Kraftwerk und insgesamt rund 100.000 m2 geobeheizte Gewächshäuser (1996: 175.000 m2).

Die Lava des 1973 erfolgten Vulkanausbruches auf der Insel Heimaey soll in der Hafenstadt Westmannaeyjar für mindestens zehn bis zwanzig Jahre zu Heizzwecken genutzt werden (Stand 1980). Bohrungen bis zu einer Tiefe von 2.000 m erbringen bis zu 140°C heißes Wasser.

1984 werden auf Island bereits 50 % aller Wohnungen geothermal beheizt. Als langfristiges Ziel werden sogar 75 % bis 89 % angepeilt. 1986 entsteht am Hengil-Vulkan das Kraftwerk Nesjavellir, das 150 MW Wärme erzeugt, aber von Anfang an schon für 400 MW ausgelegt ist. In Zukunft könnten außerdem noch 80 MW Strom produziert werden.

1992 verhandelt man mit Holland darüber, zwischen 2005 und 2020 gemeinsam mehrere geothermische Kraftwerke im 1.000 MW Bereich zu errichten, deren Elektrizität mit Hilfe unterseeischer Stromkabel in die Niederlande transportiert werden soll.

1996 beliefert der kommunale Fernwärmeversorger Hitaveita Reykjavíkur 99,7 % der Bevölkerung der Hauptstadt (155.000 Bewohnwer) und ihren sechs Nachbargemeinden mit ca. 75°C heißem Wasser für Heizkörper und Bäder. 56 Bohrungen, 640 MW installierte Wärmeleistung und 1.211 km Fernwärmeleitung bilden ein weltweit einmaliges System. Dazu gehören auch 250.000 m2 Bürgersteige und Parkplätze, unter denen Rohrleitungen mit 35°C warmem Wasser verlaufen und im Winter für Schnee- und Eisfreiheit sorgen. Insgesamt sind in Island zu diesem Zeitpunkt 1.450 MW geothermischer Wärmeleistung und 50 MW elektrischer Leistung installiert – was allerdings nur rund 1,5 % der erschließbaren Vorkommen entspricht. Der Grund hierfür liegt im Überangebot an Energie: Der isländische Strombedarf wird nämlich zu 95 % aus Wasserkraftwerken gedeckt.

1999 wird die Icelandic Hydrogen an Fuel Cell Company gegründet, an der DaimlerChrysler, der Ölmulti Shell und der norwegische Mischkonzern Norsk Hydro beteiligt sind. Mittels dem durch hydro- und geothermale Energiequellen erzeugten Wasserstoff soll Island das erste Land der Welt werden, das komplett auf einer Wasserstoffwirtschaft aufbaut.

Im Jahr 2004 startet das Iceland Deep Drilling Project (IDDP), das sich 5 km tief unter die Erdoberfläche graben will, um dort an die Energie des Magmas zu gelangen. Die Bohrarbeiten selbst beginnen Anfang 2005: Erst geht es 2,5 km tief, im Jahr darauf dann hinunter auf 4 km, und der endgültige Tiefpunkt soll 2007 erreicht werden. In dieser Tiefe wollen die Geologen auf 400°C bis 600°C heißes Wasser stoßen, das sich durch die direkt darunter liegende Magmaschicht in eine überkritisch-fluide Flüssigkeit verwandelt mit einem Druck von 221 Bar hat. Das bedeutet, daß sie über die Eigenschaften sowohl von Flüssigkeit als auch von Gas verfügt und voller gelöster Mineralien sowie Metallen ist. Diese höchst interessante Materieform verspricht eine extrem hohe Energieausbeute und könnte gleichzeitig eine echte ‚Goldmine’ sein falls es gelingt, seltene Stoffe aus ihr herauszufiltern. Aufgrund der technischen Schwierigkeiten verzögert sich das Erreichen der Endtiefe jedoch bis 2009.

Zu diesem Zeitpunkt heizen bereits 90 % der Einwohner Islands ihre Häuser und Wohnungen mit geothermischer Energie, während die elektrische Energiebereitstellung auf über 500 MW angewachsen ist.

Die Gesamtleistung der kommunalen Fernwärmesysteme in Island beträgt 2007 rund 1.400 MW. Etwa 30 regionale Fernwärmenetze werden von den Kommunen betrieben, an die mehr als 85 % der Haushalte angeschlossen sind. Daneben gibt es rund 25 kleinere, privat betriebene Netze, die jeweils mehr als 50 Haushalte versorgen. Große Anlagen und Kraftwerke sind das Svartsengi Kraftwerk im Südwesten Islands, das seit 30 Jahren Strom liefert und 15.000 Einwohner sowie den internationalen Flughafen Keflavik über ein Fernwärmesystem mit Wärme versorgt – sowie das Kraftwerk Hellisheiði mit einer elektrischen Leistung von derzeit 90 MW.

Mitte 2008 wird der Plan der Reykjavik Energy Invest bekannt, weitere fünf Geothermal-Kraftwerke mit jeweils 45 MW bauen zu wollen. Damit würde die dann insgesamt 15 isländischen Anlagen gemeinsam 565 MW Erdwärme-Strom produzieren.

Im Rahmen der International Partnership for Energy Development in Island Nations (EDIN) wird im April 2009 u.a. auch eine Kooperation zwischen Island und der Dominikanischen Republik bekanntgegeben.

Israel


2001
weist das Land eine installierte Leistung von 82,4 MW aus, 2008 sind es schon über 130 MW. Die Wärme wird primär in Bädern, Gewächshäusern und Aquakulturen genutzt. Der Großteil des Wassers für die Thermen stammt aus stillgelegten, tiefen Ölquellen.

Tiefbrunnen werden in der Senke des Toten Meeres und entlang der südlichen Küstenebene gebohrt. Auch unter der Negev-Wüste werden verfügbare Wärmequellen vermutet.

2009 ist das israelisch-amerikanische Unternehmen Ormat Technologies (ORO), der derzeitige internationale Marktführer, auch in die vorgeschlagene Konstruktion einer gigantischen geothermischen Energieanlage in Indonesien involviert.

Ein Jahr zuvor hatte das Unternehmen von einer nicht genannten Handelsbank eine dreijährige Kreditlinie in einer Höhe von 100 Mio. $ erhalten, außerdem hatte Ormat im Dezember 2008 in Alaska für 3,3 Mio. $ den Zuschlag für die Bohrrechte am Mount Spurr Vulkan, rund 120 km westlich von Anchorage, gewonnen.

Italien


Im späten 18. Jahrhundert analysieren Chemiker erstmals die heißen Flüssigkeiten aus dem Erdinnern und stellen darin das Vorhandensein vieler verschiedener Chemikalien fest. Eine damals entstandene Chemieanlage zur Gewinnung von Borsäure wird konsequenterweise auch mit Geothermalenergie betrieben.

Erwärmeheizung in Larderello 1904

Erdwärmeheizung in Larderello

Die Anwendung geothermischer Energie für die Stromerzeugung beginnt in Italien mit den Versuchen des Fürsten Piero Ginori Conti in den Jahren 1904 und 1905 in Larderello, in der Toskana südlich von Florenz, wo die Nutzung heißer Quellen bis 270 v.Chr. belegt werden kann.

Die erste Bohrung erfolgt 1904, wobei die gewonnene Energie anfänglich nur für eine Erdwärmeheizung genutzt wird. Anderen Berichten zufolge soll Conti schon damals fünf Glühlampen mit Geothermiestrom betrieben haben.

1905 wird eine erste 25 kW Anlage in Betrieb genommen - allerdings nur solange bis die Dampfmaschine ihren Geist aufgibt, da sie aufgrund der gelösten Salze innen völlig zerfressen ist.

Das erste Kraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 250 kW wird dann im Jahr 1913 in Larderello in Betrieb genommen.

1916 werden bereits 12 MW Strom erzeugt - inzwischen jedoch über korrosionsbeständige Wärmetauscher. Der erzeugte Strom geht über Fernleitungen in die Städte Volterra, Siena, Livorno, Cecina und Florenz, wo er u.a. auch die Straßenbahn versorgt.

Im März 1931 wird ein besonders leistungsstarker ,Sifffioni’ erbohrt. In etwa 360 m Tiefe durchstößt die Bohrsonde die Decke eines unterirdischen Kessels, worauf aus dem Bohrloch ein mit Wasser, Schlamm und Steinen beladener Dampfstrahl von 300 m Höhe hervorschießt, dessen ohrenbetäubendes Heulen noch in 50 km Entfernung zu hören ist!

Um 1936 liegt die Gesamtleistung der Werke im Larderollo-Feld bei 66 MW - und im Jahr 1940 werden italienweit schon 126,8 MW aus geothermischen Quellen gewonnen.

In Larderello und am Monte Amiata (Toscana) werden 1973 fast 390 MW produziert, 1975 sind es bereits 417 MW, und Mitte der 1980er sogar schon 455 MW. In Italien fahren inzwischen fast alle Staatsbahnen mit ‚Geo-Strom’.

Die Lage dort bildet insofern eine extreme Ausnahme, da der dem Erdinnern entströmende Dampf oftmals trocken und sauber ist, was sonst nicht oft der Fall ist. Der Dampf schießt mit 35 Atmosphären Druck und einer Austrittsgeschwindigkeit von 120 – 470 m/s aufwärts, und dies mit Temperaturen zwischen 140°C und 240°C.

Larderello heute

Larderello (heute)

Aus Italien wird übrigens auch von einer mehr als 100 km langen Warmwasserleitung berichtet, die seit 1969 ununterbrochen in Betrieb ist, und die dank ihrer guten Isolation einen thermischen Wirkungsgrad von 98,5 % aufweist.

2006 liegt der Anteil der Erneuerbaren Energien bei der Primärenergiegewinnung in Italien bei 7 %, wobei der Anteil der Geothermie bei 0,6 % liegt. Installiert sind zu diesem Zeitpunkt 810 MWe und 650 MWth.

2007 gibt es in Italien 32 stromproduzierende Anlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 810 MWe, davon im Larderello Feld alleine ca. 550 MWe.

2008 betreibt Enel 31 geothermische Anlagen in der Toskana, die rund 700 MW Strom erzeugen, darunter auch das erste Geothermie-Kraftwerk in Larderello.

Das Unternehmen ist auch in den USA aktiv, außerdem entwickelt es geothermische Kraftwerke in Südamerika. In Zusammenarbeit mit der chilenischen Empresa Nacional del Petróleo erfolgt die Exploration von Standorten, an denen mehr als 100 MW produziert werden können, während in El Salvador die erste Anlage des Unternehmens errichtet wurde, mit einer Kapazität von 44 MW.


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