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GEOTHERMISCHE ENERGIE

Ausgewählte Länder (II)

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 wurden kostenlos an die Endverbraucher übertragen.

Seit Mitte der 1980er Jahre, im Rahmen der Privatisierung und Liberalisierung der Wirtschaft, werden nationale Investitionen in die Exploration verringert, und im Zeitraum von 2000 bis 2005 entstehen gar keine neuen Anlagen mehr.

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.

Schon in den frühen 1990er Jahren beginnt man in der Stadt Xianyang die Nutzung der Geothermie zu erforschen, wodurch inzwischen 23 Erdwärmebrunnen für physikalische Therapie, Bad, Heizung und Schwimmen genutzt werden. Inzwischen will man 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, von in 1.500 m – 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.

Enercret Energiepfahl

Enercret Energiepfahl

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. Gemeinsam wird beides an 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 einer Konsultation der deutschen Geothermie-Spezialisten der EWS Erdwärme-Systemtechnik in Delbrück soll eruiert werden, 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 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.

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 beträgt.

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 bis 40°C, und in 2.000 m sogar schon 60°C bis 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.

1990 gibt es drei Projekte unter der Regie des VEB Geothermie Neubrandenburg. Nach Waren gingen 1987/1988 Geothermie-Anlagen in Neubrandenburg (5,5 MW) und in Prenzlau (3,6 MW) in Betrieb – und weitere sechs Projekte befinden sich kurz vor der Wiedervereinigung in der Vorbereitungsphase, das größte davon bei Schwerin, wo 1989 mit dem Bau einer 50 MW Anlage begonnen wird, die 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 allerdings bis auf 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 ließ.

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, deren Maximum mit 74 Anlagen um 1986 erreicht wird, die heißes Wasser und Wärme für 200.000 Wohneinheiten bereitstellen. 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 Anlage auf zur Zeit 39. Das Korrosionsproblem wird durch die WBBT-Technik (kontinuierlicher Zufluß von Korrosionsschutz in die Produktionsleitung) unter Kontrolle gebracht.

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.

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.

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, von etwa 500 m bis zu mehreren Kilometern unterhalb der Erdoberfläche.

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 m - 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 auf Eis gelegt.

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.

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.

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 erste Bohrung erfolgt 1904 in Larderello, in der Toskana südlich von Florenz, die gewonnene Energie wird für eine Erdwärmeheizung genutzt. Die Nutzung heißer Quellen kann hier bis 270 v.Chr. belegt werden. 1905 wird dann eine erste 25 kW Anlage in Betrieb genommen - solange bis die Dampfmaschine ihren Geist aufgibt, da sie aufgrund der gelösten Salze innen völlig zerfressen ist.

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 - 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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