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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.

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). Diese Erkundungen enden jedoch 1976, als die Militärregierung unter Pinochet Chile aus dem Kooperationsprogramm zurückzog.

Neues Interesse an der Geothermie führt im Jahr 2000 zur Verabschiedung des Gesetzes über Geothermiekonzessionen, das die Ausbeutung und Exploration 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 EPC-Auftrag für das Geothermieprojekt an das US-Unternehmen Ormat Technologies Inc. gegangen ist (EPC bedeutet ,Engineering, Procurement and Construction’ und umfaßt die Detail-Planung und Kontrolle, das Beschaffungswesen sowie die Ausführung der Bau- und Montagearbeiten).

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 Eeröffnungszeremonie 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 Production Development Corporation (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. Der Baubeginn soll dann im Sommer 2011 erfolgen, 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 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: HRL Holdings Ltd.) 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. 

 

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China


Die Nutzung der Geothermie zu Heizzwecken beginnt in China um 1970. In der sozialistischen Planwirtschaft erfolgt die geothermische Exploration durch nationale Stellen, produktive Brunnen werden kostenlos an die Endverbraucher übertragen.

Ab Mitte der 1980er Jahre, im Rahmen der Privatisierung und Liberalisierung der Wirtschaft, werden nationale Investitionen in die Exploration verringert.

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

In den frühen 1990er Jahren beginnt man in der Stadt Xianyang die Nutzung der Geothermie zu erforschen, wodurch später 23 Erdwärmebrunnen für physikalische Therapie, Bad, Heizung und Schwimmen genutzt werden. Inzwischen will man hier zur ,Geothemiestadt Chinas’ werden.


Die einzigen Strom produzierenden Felder liegen bislang in Tibet. Das wichtigste Feld ist Yangbajain mit einer Gesamtkapazität von 24 MW. Hier entspringt das 140°C – 160°C heiße Wasser aus 18 Brunnen mit einer durchschnittlichen Tiefe von 200 m. Die jährliche Energieerzeugung beträgt ca. 100 GWh, etwa 30 % des Bedarfs der tibetischen Hauptstadt Lhasa. Unter dem flachen Yangbajain-Feld wird allerdings noch ein tieferes Reservoir entdeckt, wo in 1.500 – 1.800 m Tiefe Wassertemperaturen von 250°C – 330°C gemessen werden. 2004 wird zu Versuchszwecken ein 2.500 m tiefer Brunnen gebohrt.

Weitere Anlagen sind in Langju, West-Tibet (1 MW, 80°C – 180°C), und in Nagqu (1 MW, 60°C – 170°C) installiert. Zwei kleine 300 kW Anlagen stehen in Guangdong und Hunan.


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.

Eine 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.


Im Zeitraum von 2000 bis 2005 entstehen keine neuen Anlagen.

Im September 2005 wird in Beijing das 20-jährige Bestehen des China Geothermal Energy Committee gefeiert. Noch immer wird die Geothermie in China am stärksten für die Wärmeversorgung eingesetzt.

Enercret Energiepfahl

Enercret Energiepfahl


Das Isländische Geothermie-Unternehmen Enex kündigt im November 2009 an, daß die Shaanxi Green Energy (SGE), ein Joint Venture zwischen Enex und Sinopec Star, mit der Gemeinde Xiong County, Provinz Hebei, einen Vertrag über die Implementierung einer neuen geothermischen Fernwärmeversorgung unterzeichnet hat. Das Fernwärmenetz wird für die Beheizung von 250.000 m2 der Gemeinde in diesem Jahr, und bis zu 3 Millionen Quadratmeter bis 2012 sorgen. Die Region besitzt geothermische Felder mit relativ niedrigen Wassertemperaturen zwischen 55°C und 86°C.

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.

Zeitgleich realisiert die Österreichische 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. €.


Dänemark


Hier wird in der Nähe von Aarhus wirtschaftlich nutzbare Erdwärme zur Versorgung der Stadt gesucht.

Ende September 2008 wird in der Stadt Heerlen das weltweit erste geothermische Kraftwerk in Betrieb genommen, dessen Wasser in den Stollen eines seit den 1970er Jahren aufgegebenen Kohlebergwerks erwärmt wird. Das Wasser wird aus einer Tiefe von 800 m heraufgepumpt, seine Temperatur beträgt 35°C. Nachdem es 350 Wohnungen beheizt, wird es in die Mine zurückgepumpt.

Die Technische Universität Delft ist an einem Projekt beteiligt, bei dem ein Aquifer in 2,5 km Tiefe unterhalb von Delft angebohrt werden soll, wo Wassertemperaturen von 80°C – 85°C herrschen.


Deutsche Demokratische Republik (bis 1990)


Die erste Tiefenbohrung der Welt wird 1867 in Sperenberg vorgenommen. Man findet heraus, daß in 1.000 m Tiefe Temperaturen von 30°C - 40°C, und in 2.000 m Temperaturen von sogar 60°C - 70°C vorkommen.

Seit 1980 wird die Erschließung der Erwärme in verschiedenen Projekten vorangetrieben. Bei Bohrungen zur Erdöl- und Erdgasprospektion im Norden der DDR werden in 8.000 m Tiefe 280°C gemessen, was zeitweilig sogar einen Weltrekord darstellt.

Ab 1984 wird in Waren-Papenberg (am Müritzsee) 60°C - 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.

Kurz vor der Wiedervereinigung 1990 gibt es in der DDR drei Projekte unter der Regie des VEB Geothermie Neubrandenburg. Nach Waren-Papenberg gingen nämlich 1987/1988 die Geothermie-Anlagen Neubrandenburg (5,5 MW) und Prenzlau (3,6 MW) in Betrieb. Sechs weitere Projekte befinden sich in der Vorbereitungsphase, das größte davon bei Schwerin, wo 1989 der Bau einer 50 MW Anlage beginnt, der aufgrund der unsicheren Finanzierung dann jedoch auf Eis gelegt wird.

Ebenso ergeht es den Projekten in Schwerin und Stralsund, nachdem am 01.01.1991 der Vertrag ausläuft, mit dem bis dahin die Niederbringung neuer Bohrungen von staatlicher Seite finanziert wurde. Zu jenem Zeitpunkt hatte man mit einer wirtschaftlich erzielbaren Heizenergie von 600 MW - 1.000 MW für den Norden der DDR gerechnet. Anfang 1991 werden zum Erhalt und zur Erweiterung des geothermischen know-hows der ‚Neuen Bundesländer’ vom BMFT kurzfristig 3 Mio. DM bewilligt.

Da die Geothermie-Anlage in Prenzlau erhebliche Schwächen aufweist, wird sie 1989 stillgelegt. Um eine der vorhandenen Sonden weiter nutzen zu können, wird später bis auf eine Tiefe von 3.000 m weitergebohrt.

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 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.

Das erste moderne geothermische Fernwärmeheizwerk Frankreichs wird 1969 bei Paris in Melun l’Almont errichtet. Hier kommt erstmals eine ,Dublette’ zum Einsatz (Injektion und Produktion nebeneinander in einer Bohrung), während sich der Ertrag mittels einer späteren, zweiten Bohrung 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 200.000 Wohneinheiten bereitstellen, und deren Maximum mit 74 Anlagen um 1986 erreicht wird.

In den Orten Melun und Creil, in der Umgebung von Paris, deckt etwa 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.

Auf Grund technischer Probleme, vor allem die Korrosion durch die aggressiven Doggerwässer im Pariser Becken, und durch die Verringerungen der (relativen) Wirtschaftlichkeit sinkt die Zahl dieser Anlagen auf 39 (Stand 2007). Das Korrosionsproblem wird später durch die WBBT-Technik (kontinuierlicher Zufluß von Korrosionsschutz in die Produktionsleitung) unter Kontrolle gebracht.

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.

1983 berichtet die Presse von dem ,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 Guadeloupe existiert seit 1984 ein Geothermiekraftwerk mit 4,7 MWe, das einen 250°C heißen Aquifer in 350 m Tiefe nutzt. Die Produktion macht einen Anteil von 2 % des Gesamtbedarfs der Vulkaninsel aus. Geplant ist eine Ausweitung der Leistung auf 20 MWe durch das Anbohren eines weiteren Aquifers in 1.100 m Tiefe.

Geothermieanlage Soultz

Geothermieanlage Soultz

1991 wird damit gerechnet, bis zum Jahr 2000 rund 800.000 Wohnungen an die Erdwärme aus den geologisch günstigen Schichten des Pariser Beckens angeschlossen sein werden.

Im Rahmen eines Gemeinschaftsprojektes der EU wird im nördlichen Elsaß, in Soultz-sous-Forêts bei Haguenau, das HDR-Verfahren umgesetzt. Von den Startkosten übernimmt die EG 4,5 Mio. DM und das BMFT 3 Mio. DM.

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. 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. 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, soll das erste kommerziellen HDR-Kraftwerk der Welt entstehen. Es soll sich die hohen Temperaturen in 4.500 m Tiefe zunutze machen und 10 MW elektrische sowie 90 MW thermische Leistung erreichen. 1999 wird das Projekt aufgrund der auf dem europäischen Markt stark gesunkenen Strompreise jedoch eingefroren.

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 (s.o.), Martinique und La Réunion.

Reich an potenziellen Mittel- bis Hochenthalpie-Ressourcen ist auch 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°C – 85°C heißer Dogger-Aquifer liegt, der zwar ein gutes geothermisches Potential aufweist, durch den Salz- und Gasgehalt jedoch auch hoch korrosiv wirkt. Unter komplizierteren Verhältnissen befinden sich Erdwärmepotentiale auch im Elsass und in der Auvergne (Limagne).


Im April 2008 macht die Meldung die Runde, daß die Betreiber des Pariser Flughafens Orly zwei Bohrungen im Umkreis des Flughafens in eine Tiefe von jeweils 1.700 m einbringen, um geothermisch erwärmtes Wasser zu finden. Das durch natürlichen Druck nach oben strebende Wasser wird an der Oberfläche mit seiner Temperatur von 74°C in das Heizsystem des Flughafens eingespeist werden. Nach seiner Abkühlung auf 45°C  soll es dann wieder in die Erde zurückgepumpt werden.

Das Projekt, das nach einer technischen und finanziellen Machbarkeitsstudie durchgeführt wird, soll rund 11 Mio. € kosten. Angeschlossen an das System werden ab 2011 das Flughafen-Terminal Orly-West, Teile von Orly-Süd, das Hilton Hotel des Flughafens sowie zwei Geschäftsbezirke. In dem System werden pro Stunde 250 m3 Wasser zirkulieren, es soll 35 % der im Flughafen benötigten Wärme bereitstellen. Baubeginn ist 2009, in Betrieb gehen soll die Anlage dann 2010.

Auch benachbarten Ortschaften von Orly, wie L’Hay-les-Roses südlich von Paris, nutzen bereits die Erdwärme.

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


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.

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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