TEIL C

GEOTHERMISCHE ENERGIE

AusgewÄhlte LÄnder (II)

Chile

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

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

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

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

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

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. $).

Die 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).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Weiter mit der allgemeinen Chronologie:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

China

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Auch der 13. Fünfjahresplan der Regierung, der die Jahre 2016 – 2020 abdeckt, umfaßt Pläne für eine geothermische Entwicklung. Im Rahmen dieses Plans sollen bis zum Jahr 2015 in Nord-, Zentral- und Südwestchina 100 MW Geothermie entwickelt werden.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Im November erklärt die Sinopec, daß sie im Rahmen des 13. Fünfjahresplans (2016 – 2020) den Fokus auf Geothermie-Projekte in Nordeuropa, Ostafrika und Südostasien sowie geothermische Stromerzeugungsprojekte in China richten wird. Durch Joint-Ventures und Akquisitionen will man im In- und Ausland eine installierte Kapazität von 100 MW erreichen.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Costa Rica

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

DÄnemark

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Deutsche Demokratische Republik (bis 1990)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Frankreich

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Zurück zur allgemeinen Chronologie:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Laut dem französischen Unternehmen Teranov, das auf diesen Bereich spezialisiert ist, könnte Guadeloupe mit seinen Ressourcen in vier bis fünf Jahren bis zu 50 MW oder sogar 60 MW leisten. Geothermische Entwicklungen sind zudem auf St. Vincent und den Grenadinen im Gange, während auf Grenada und St. Lucia Vor-Ort-Ressourcenbewertungen durchgeführt und die Möglichkeiten einer geothermischen Förderung im kommerziellen Maßstab untersucht werden.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Berichten vom August 2015 zufolge hat das für geologische Studien zuständige Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) der französischen Regierung in den Jahren 2013 – 2014 die potentielle Nutzung von Grubenwasser aus einer stillgelegten und teilweise überfluteten Kohlemine als Quelle für Geothermie untersucht. Die Studie für die Stadt Gardanne in der Nähe von Marseille sollte herausfinden, ob sich damit der Bedarf einer geplanten gemeinsamen Entwicklungszone (ZAC) oberhalb der Grube Yvon Morandat in Gardanne decken ließe.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Griechenland

Eigentlich sollte die Geothermie in Griechenland weit verbreitet sein – schließlich setzt sich der Begriff aus zwei griechischen Wortteilen zusammen: ,Geo’ leitet sich von ge für Erde ab und bezieht sich auf den Erdkörper, während ,-thermie’ rsprünglich von thermós kommt und im übertragenen Sinne warm bzw. heiß bedeutet.

Aufgrund der geologischen Gegebenheiten und signifikanten vulkanischen Aktivitäten besitzt das Land tatsächlich ein vielversprechendes geothermisches Potential. Doch obwohl die geothermischen Vorkommen gut bekannt sind, beschränkt sich ihre Nutzung neben den mehr als 700 Thermal- oder Heilquellen anfangs auf die Beheizung von Gewächshäusern.

Niedertemperaturvorkommen finden sich im Flachland von Mazedonien und Thrakien, in deren Umkreis 56 heiße Quellen entdeckt worden sind. Zu diesen Gebieten gehören u.a. Loutra-Samothrakis, Alexandroupolis, Serres, Thermopyles und Chalkidiki sowie Nigrita, Siderokastro, Neo Erasmio, Nea Kessani und Tychero Evrou. Hochtemperaturvorkommen wiederum, die sich zur Energiezeugung mit Wärme- oder Kältekopplung eignen, finden sich auf den ägäischen Vulkaninseln Milos, Santorini und Nisyros in einer Tiefe von 1 – 2 km, sowie auf Lesbos, Chios und Samothraki in einer Tiefe von 2 – 3 km.

Das technische Potential für die thermische Direktnutzungen übersteigt 1.000 MW, während es für die Stromnutzung – hauptsächlich auf den Inseln Milos und Nisyros – auf 150 MW bzw. 50 MW geschätzt wird.

Die geothermische Exploration in Griechenland beginnt im Jahr 1970 durch das Institute of Geological and Mineral Exploration (IGME). Von 1975 – 1981 werden auf der Ägäischen Insel Milos fünf geothermische Brunnen gebohrt, wo in Tiefen von 1.017 – 1.381 m Temperatur von 280 – 325°C gemessen werden. In den frühen 1980er Jahren werden außerdem in der Caldera im zentralen Teil der Insel Nisyros zwei Brunnen gebohrt (1.547 und 1.816 m tief). Hier beträgt die Temperatur in den Brunnen sogar ~ 350°C.

Vorreiter bei der Entwicklung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen ist die 1982 gegründete griechische Firma Public Power Corporation (PPC), das größte Energieerzeugungsunternehmen des Landes, die u.a. auf der Insel Kythnos einen der ersten Windparks der Welt errichtet. In Kombination mit einer Photovoltaik-Anlage erzeugt dieser Energie für ein isoliertes Stromversorgungssystem.

Nach Abschluß einer landesweiten Geothermie-Erkundungsstudie und den erfolgreichen sieben tiefen Geothermiebohrungen auf Milos und Nisyros unternimmt die PPC 1985 den ersten Schritt zur geothermischen Stromerzeugung, als sie auf der Zephyria-Ebene auf Milos ein Pilotkraftwerk mit einer Nennleistung von 2 MW installiert. Hier gab es schon immer konventionelle Brunnen mit einer höheren als normalen Wassertemperatur, und einige der Häuser in der Gegend verwenden heißes Thermalwasser zum Heizen.

Die Anlage wird bis Anfang 1989 intermittierend betrieben, wobei die Gesamtbetriebszeit neun Monate beträgt. Zwar werden die Probleme im Zusammenhang mit einem Langzeitbetrieb gelöst (Reinjektion der Saline mit hohem Salzgehalt, Lärm, Gase, Turbinenwäsche usw.), die Anlage aufgrund von Umweltprotesten dann aber doch abgeschaltet. Der starke Widerstand der lokalen Bevölkerung und Organisationen soll dabei auf falschen Informationen über H₂S-Emissionen beruht haben.

Ebenfalls Mitte der 1980er Jahre wird eine Machbarkeitsstudie bezüglich der Nutzung der geothermischen Ressourcen von Nisyros abgeschlossen – und die Insel über Seekabel elektrisch mit der Insel Kos verbunden. Ein Bohrauftrag für fünf neue geothermische Tiefbohrungen auf Nisyros wird wegen der Proteste aber nicht umgesetzt, und eine für Milos geplante Machbarkeitsstudie wird bis auf weiteres verschoben.

In den Folgejahren findet die Geothermie nur in Nischenbereichen ihren Einsatz. So beginnt in der Saison 1997 die geothermische Bodenerwärmung für den Spargelanbau, und im gleichen Jahr wird in Therma-Nigrita in Mazedonien das erste Unternehmen gegründet, das die Erdwärme zur Produktion von Spirulina-Algen nutzt. Eine zweite Firma folgt 2009. Zu diesem Zeitpunkt beginnt zudem in Neo Erasmio, im Regionalbezirk Xanthi, ein intensiver Salatanbau. Ein weiterer Nischenbereich ist die Gemüse- und Fruchttrocknung.

Seit 1998  wird in Porto Lagos und Magana, ebenfalls in Xanthi, auch die Beheizung von Aquakultur-Teichen praktiziert. Die Nutzung der Geothermie in diesen Fischzuchtbetrieben erwies sich während der starken Winterfröste in den Wintermonaten 2001 / 2002 und 2002 / 2003 als unverzichtbar und verhinderte den Totalverlust der Fischbestände, wie er in anderen Betrieben der Region aufgetreten ist. Die installierte thermische Kapazität beträgt dort ~ 8 MW.

Während der Jahre 2002 - 2008 werden von der IGME in vielen Regionen des Landes neue Explorationsaktivitäten durchgeführt. Dazu gehören die Inseln Lesbos und Chios, die Standorte Nea Apollonia, Almopia, Alexandria und Akropotamos in Mazedonien, Nordgriechenland, die Halbinsel Lichada, der Sperchios-Graben in Mittelgriechenland, Sykies, Arta, Riza und Antirrio in Westgriechenland u.a. Für die Geothermie-Exploration war ein Budget von 4 Mio. € bereitgestellt worden.

Ende 2007 beträgt die installierte thermische Leistung ca. 75 MW, von denen etwa die Hälfte in die Nutzung für Thermalbäder und die Beheizung von offenen und geschlossenen Schwimmbädern fließt – in seltenen Fällen auch in Kombination mit der Raumheizung.

Im Oktober 2009 wird gemeldet, daß die isländische Ingenieurgruppe Mannvit zusammen mit Mitarbeitern des Subunternehmers Island GeoSurvey (ISOR) im Auftrag des heimischen Bergbauunternehmens S&B Minerals an der Geothermie-Exploration auf den Inseln Milos und Komolos arbeitet. Es gibt auch eine Absichtserklärung für weitere Arbeiten von Mannvit, sollten sich aus den seismische Arbeiten und Machbarkeitsanalysen echte Projekte entwickeln.

Um das Jahr 2010 herum werden von der PPC im Gebiet von Stipsi auf Lesbos drei Explorationsbohrlöcher niedergebracht. Das Bohrloch S-1 erreicht eine Tiefe von ca. 1.400 m und findet Flüssigkeiten bei 80ºC, während die Bohrungen STE-1 und STE-2 auf 350 m bzw. 1.000 m abgeteuft werden, wo Temperaturen von 106°C bzw. 101°C festgestellt werden.

Mitte März 2011 endet die Frist für die Einreichung der Bewerbungen bei der ersten internationalen Ausschreibung des griechischen Ministerium für Umwelt, Energie und Klimawandel zur Verpachtung des geothermischen Potentials bislang unerschlossener Gebiete: (a) Mittel- und Süd-Chios, (b) das Nestos-Delta, (c) das Evros-Delta und (d) die Insel Samothraki (andere Quellen: die Insel Hios).

An dem Ausschreibungsverfahren beteiligen sich diverse Unternehmen oder Joint Ventures: die italienische Enel SpA, die Ormat International, die Hellenic Geothermal Holding Corp. (mit kanadischer Beteiligung) und große griechische Gruppen wie die PPC Renewables, die Aegean Energy SA und die ITA Group SA - TERNA ENERGY SA. Insgesamt werden 18 Investitionspläne eingereicht, deren Wert bei über 350 Mio. € liegt.

Die geothermischen Anwendungen in Griechenland betragen zu diesem Zeitpunkt ca. 175 MW thermisch. So gibt es 23 Gewächshauseinheiten, die von 17 Betreibern betrieben werden. Die überwiegende Mehrheit (79 %) des geothermischen Wassers hat eine Temperatur von weniger als 60°C. Daneben sind mehr als 500 Erdwärmepumpen mit einer installierten thermischen Gesamtkapazität von mindestens 60 MW im Dienst.

Im Juni 2011 gewinnt das griechische Energieunternehmen TERNA ENERGY SA die Ausschreibung der o.g. geothermischen Konzessionen für die nächsten fünf Jahre. Im Rahmen der Vereinbarung mit dem Energieministerium muß die Firma in den nächsten zwei Jahren 95 Mio. € in die Geothermie-Exploration investieren.

Schon im Juli plant das Ministerium eine zweite Ausschreibung für die Verpachtung von Geothermiefeldern, die sich auf Gebiete in den Regionalbezirken Fthiotida und Evia konzentriert. Im September folgt die Meldung, daß man nun bereit sei, eine weitere Ausschreibungsrunde für die geothermische Exploration in den vier Gebieten Kavala, Sousaki dem Spercheios-Becken und der Insel Ikaria zu öffnen. Für die Erforschung und Untersuchung dieser Regionen werden rund 100 Mio. € benötigt.

Danach gibt es mehrere Jahre lang keine weiteren Neuigkeiten - vermutlich wegen dem finanziellen Zusammenbruch und den anschließenden Sparmaßnahmen.

Erst im Mai 2014 ist zu erfahren, daß Griechenland mit der Finanzierung durch die Europäische Union nun plant, in den nächsten sieben Jahren bis zu 3 Mrd. € in die Energieentwicklung zu investieren, wobei besonders auf das kurzfristige Potential von 500 MW aus bestehenden und bekannten, sowie 1.000 MW aus potentiellen Geothermie-Standorten hingewiesen wird.

Eine Finanzierung in Höhe von 300 Mio. € wird im März 2017 durch die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBWE) genehmigt.

Im Februar 2015 berichtet die Presse, daß Vertreter der griechischen Regierung mit Geologen der russischen Firma JSC Rosgeologiya Gespräche über die Durchführung von geologischen Erkundungen zur Lokalisierung von Lagerstätten im Land, sowie den Bau von geothermischen Kraftwerken führen.

Einen Schritt weiter geht diese Kooperation aber erst im Juni 2017, als die griechische Copelouzos-Gruppe mit der Rosgeologiya eine Vereinbarung über die Zusammenarbeit bei einem geothermischen Projekt in Nordgriechenland unterzeichnet. Die beiden Parteien einigen sich darauf, eine gemeinsame Gesellschaft für die Durchführung dieses Projekts zu gründen.

Die PPC, die über ihre Tochter Public Power Company Renewables SA (PPCR) auf dem Sektor der erneuerbaren Energiequellen wie Wind, Kleinwasserkraft und Solarenergie aktiv ist, gibt im März 2017 bekannt, daß die Geothermie in Griechenland zukünftig eine wichtige(re) Rolle spielen wird. In den vergangenen Jahrzehnten hat die PPC etwa 62 Mio. € in die Geothermie-Forschung investiert, war bislang aber erfolglos, was die Umsetzung und großtechnische Nutzung anbelangt. Nun soll die Produktionskapazität der Geothermie verdreifacht werden.

Im Juni 2017 sucht die PPCR strategische Partner für verschiedene Geothermieprojekte, welche durch das isländische Ingenieurbüro Mannvit und die griechische Firma Euroconsultants vorbereitet worden sind. Der Aufruf soll Interesse dafür wecken, auf vier Geothermiefeldern geothermische Kraftwerke zu finanzieren, zu entwickeln und zu betreiben.

Bei den geplanten Geothermiekraftwerken handelt es sich um eine Anlage mit einer Nennkapazität von mindestens 8 MW im geothermischen Bereich der Insel Lesbos, sowie um drei Kraftwerke mit mindestens 5 MW auf der Inselgruppe Milos-Kimolos-Polyegos, auf der Insel Nisyros und auf der Halbinsel Methana auf dem Festland.

Die Firma berichtet im August von einem starken internationalen Interesse für den Aufruf, das zur Vorlage von sieben Interessenbekundungen führt. Diese stammen von den Unternehmen Storengy (Frankreich), KS Orka Renewables Pte Ltd. (Singapur), Enel Green Power Hellas SA (Griechenland), Terna Energie SA - Terna Aioliki Xerovouniou SA (Griechenland), Helector SA (Griechenland) und Zorlu Enerji Elektrik Uterim AS- Turboden SpA (Türkei/Italien) und Maren Maraş Elektrik Üretim Sanayi ve Ticaret A.Ş. Letztere Firma qualifiziert sich jedoch nicht.

Im September 2017 unterzeichnen die PPC und die China Development Bank (CDB) eine Absichtserklärung zur Finanzierung von Energieprojekten in Griechenland, welche die Bemühungen der PPC zur Förderung der Geothermie unterstützen könnten.

Eine weitere Absichtserklärung wird im Dezember 2017 zwischen der PPCR und der zentralen und der lokalen Regierung über die Entwicklung der geothermischen Felder auf der griechischen Insel Santorini unterzeichnet, die in enger Zusammenarbeit mit der Gemeinde Thira und der örtlichen Gemeinde erfolgt. Die PPCR will die Nutzung der geothermischen Energie zur Stromerzeugung, Heizung, Kühlung und Meerwasserentsalzung umsetzen, was auch das Problem der Bereitstellung von qualitativ hochwertigem Trinkwasser für Bewohner und Besucher endgültig lösen soll.

Ebenso ist eine Verwendung als heiße Quellen für Thermalbäder angedacht, welche die touristische Saison auf Santorin verlängern kann.

Im Januar 2018 gibt die PPCR die baldige Wahl ihres strategischen Partners für die Entwicklung der vier geothermischen Kraftwerken bekannt.

Bereits im Oktober 2017 stellt die Küstengemeinde Pangeo in der Region Kavala einen Investitionsvorschlag für die Nutzung des geothermischen Feldes von Akropotamos Kavala für die Entwicklung von Gewächshäusern vor. Studien, die hier zwischen 2003 und 2006 durchgeführt worden waren, führten zum Abteufen von sechs Forschungs- und Produktionsbohrungen. Dabei waren zwei geothermische Reservoirs in Tiefen von 250 und 500 m gefunden worden, mit einer Temperatur von etwa 90°C.

Die geothermischen Ressourcen werden auch als eine Möglichkeit zur Verbesserung des Heilungstourismus gesehen – die warmem Thermalquellen der Eleuthera-Bäder in Pangeo werden schließlich schon seit der Römerzeit genutzt.

Einem Bericht vom Dezember 2017 zufolge sind in Nordgriechenland in den letzten 5 – 6 Jahren bis zu 50 Mio. € in die Geothermie investiert worden, hauptsächlich bei der Entwicklung von groß angelegten Gewächshausbetrieben.

Im Januar 2018 wird bekannt, daß die Regierung bald einen Gesetzentwurf vorlegen soll, um den Rechtsrahmen für die nachhaltige Bewirtschaftung von geothermischen Ressourcen zu verbessern. Der Schwerpunkt liegt dabei auf Niedrigtemperaturfeldern (definiert als Wärme von 25 – 90°C), die in der Verantwortung der lokalen dezentralen Verwaltungen liegen und hauptsächlich für Gewächshäuser, Fischfarmen und Trocknungsanlagen verwendet werden können, aber auch um Häuser, Schulen und Krankenhäuser zu beheizen.

Geothermische Hochtemperaturfelder (über 90°C) werden weiterhin in der Verantwortung des Ministeriums für Umwelt und Energie verbleiben, da sie zur Stromerzeugung genutzt werden können und als nationale Ressource gelten.

Großbritannien

Eine antike Legende schreibt den frühen keltischen Königen die Entdeckung der Thermalquellen in den römischen Bädern von Aquae Sulis zu, von Ptolemäus Aquae Calidae (Kurort der heißen Quellen) genannt, an der Stelle der heutigen Stadt Bath. Es ist nicht bekannt, ob die Quellen schon in vorrömischer Zeit genutzt wurden. Das Gebiet, in der die Stadt liegt kam in den Jahren 44 – 45 n. Chr. unter römische Herrschaft.

Die Bäder verfielen dann während des Mittelalters und wurden erst im 18. Jahrhundert wiederentdeckt, zusammen mit den Quellen in Buxton und im Hochland-Gebiet Peak District.

Der englische Ingenieur Sir Charles Algernon Parsons, Erfinder der Parsons-Dampfturbine, schlägt im Jahr 1913 vor, ein 12 Meilen tiefes Loch zu bohren, um die Erdwärme zu nutzen. Hierzu sollten mit Stahl ausgekleidete Schächte angelegt werden, wobei unterirdische Hohlräume zwischen jeweils zwei benachbarten Schächten von der einen Seite zugeführte Wasser zu Dampf mit einer Temperatur von bis zu 600°C erhitzen würden, der daraufhin durch den anderen Schacht entweichen und genutzt werden könnte.

Mit viktorianischer Chuzpe bezeichnet Parsons seinen Plan als Hellfire Project – in modernen Begriffen handelt es sich um die Hot Dry Rock (HDR) Geothermie.

Im Gefolge der Ölkrise von 1973 wird vom britischen Energieministerium auch das Potential zur Nutzung der Geothermie im Vereinigten Königreich auf kommerzieller Basis untersucht und mehrere entsprechende Regionen des Landes identifiziert, doch das Interesse an deren Entwicklung geht verloren, als die Erdölpreise wieder fallen.

Von 1977 – 1994 läuft eine weitere, von der britischen Regierung und der Europäischen Kommission finanzierte, zweiphasige Untersuchung zur Abschätzung des geothermischen Potentials. Die Analyse zeigt, daß die gespeicherte Geothermie ausreichend Energie liefern könnte, um den gesamten Wärmebedarf Großbritanniens um ein Vielfaches zu decken. Als Hauptinteressengebiete zur Wärmegewinnung gelten East Yorkshire und Lincolnshire, Wessex, Worcester, Cheshire, West Lancashire, Carlisle und Becken in Nordirland. South West England, der Lake District, Weardale sowie die Eastern Highlands in Schottland haben wiederum das höchste Potential, Strom zu erzeugen.

In dieser Zeit wird im Steinbruch Rosemanowes, in der Nähe von Penryn in Cornwall ein HDR-Experiment durchgeführt. Der Forschungsstandort wird ausgewählt, da der Granit in diesem Gebiet den höchsten Wärmefluß in England aufweist. Es werden drei Bohrlöcher abgeteuft (2.180 m, 2.350 m und 2.800 m), wo eine Temperatur von etwa 100°C gemessen wird. Es zeigt sich jedoch, daß etwa 70 % des hinunter gepumpten Wassers einfach verschwindet. Nach Einbringung von Bindemitteln können diese Verluste auf 20 % reduziert werden. Das mit nur 50°C wieder hinauf gepumpte Wasser ist allerdings zu kalt, um wirtschaftlich genutzt zu werden. Die Kosten des Projektes betragen 20 Mio. Englische Pfund.

Die Versuche werden 1980 abgeschlossen, obwohl die Studien vor Ort noch bis 1991 fortgesetzt werden. Als Spin-off aus dem Forschungsprojekt wird zudem 1985 die Firma GeoScience Ltd. gegründet (s.u.). 1992 werden die Forschungseinrichtungen und das Personal an die Camborne School of Mines Associates (CSMA), den Handelsarm der Camborne School of Mines, übertragen. Das Fachwissen der Wissenschaftler und Ingenieure von Rosemanowes wird auch genutzt, um das europäische HDR-Projekt bei Soultz-sous-Forêts in Frankreich zu unterstützen (s.d.).

Der Steinbruch und die Vermögenswerte der CSMA, einschließlich des geistigen Eigentums, werden 1997 von Asea Brown Boveri erworben – und gehen 2004 weiter an Schlumberger. 2006 wird das Gelände dann von 3K Facilities übernommen, das hier Tiefbohr-Testanlagen anbietet. Im März 2013 wird der Steinbruch von den aktuellen Eigentümern 3K Facilities zum Verkauf angeboten und im Februar 2014 von der Firma Avalon Sciences Ltd. mit der Absicht gekauft, den Standort zu einer branchenführenden Einrichtung für die Erprobung von seismischen Bohr- und Bohrlochmeßgeräten auszubauen.

In den 1980er Jahren führt das britische Energieministerium erneut ein Forschungs- und Entwicklungsprogramm durch, um das Potential geothermischer Aquifere im Vereinigten Königreich zu untersuchen.

Ein weiterer Bereich mit großem geothermischen Potential 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.

Der größte Nutznießer der Geothermie ist die Stadt Southampton, die ihr Fernwärmenetz – nach Ablehnung einer Finanzierung durch das Energieministerium – selbständig entwickelt und umsetzt. Durchführendes Organ ist die Southampton Geothermal Heating Co. in Verbindung mit dem französischen Unternehmen Utilicom Ltd. Die Bauarbeiten beginnen im Jahr 1987.

Das von COFELY District Energy betriebene Kraftwerk besitzt ein 1.800 m tiefes Bohrloch, das sich in den wasserführenden Sandstein des Wessex-Beckens erstreckt und Wasser mit 76°C an das Fernwärmenetz liefert. Das Southampton-System versorgt das Rathaus, den Hafen, das WestQuay Einkaufszentrum, das Royal South Hants Hospital, die Solent University sowie Hotels und über 300 Wohnungen mit Wärme. Es ist das einzige betriebliche System in Großbritannien und soll neben den jährlichen 42 GWh Wärme auch 8 GWh Strom erzeugen.

Geplant wird zudem eine 6 km tiefe Doppelbohrung, 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 hat. Eine Umsetzung erfolgt allerdings nicht.

In den 1980er und frühen 1990er Jahren wird eine breitere Nutzung von Tiefengeothermie durch die niedrigeren Preise von Nordsee-Erdgas behindert. Das Interesse an den geothermischen Energieressourcen Großbritanniens steigt erst in den 2000er Jahren wieder an, als ein möglicher Weg, um einige der sogenannten ,Energielücken’ des Vereinigten Königreichs zu schließen.

Auf Anweisung der britischen Königin Elisabeth II. wird im Jahr 2002 unter dem Buckingham Palast eine 122 m tiefe Bohrung eingebracht. Das umweltfreundliche Klima-System für eine neue Kunstgalerie, 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.

Im Dezember 2004 wird bekanntgegeben, daß auf dem Gelände der seit 2002 geschlossenen Blue Circle Zementfabrik in Eastgate, nahe von Stanhope in der Grafschaft Durham, ein HDR-Projekt verwirklicht werden soll, welches das erste britische Modelldorf namens Eastgate Renewable Energy Village mit Erdwärme beheizen wird. Eine Einsatzgruppe, die nach der Schließung eingerichtet worden war, hatte sich für die Suche nach natürlichem heißem Wasser tief unter dem Standort entschieden.

Nachdem ab September unterhalb der Weardale-Hügel eine Bohrung auf rund 1.000 m abgeteuft wurde, konnten die Experten genug geothermische Energie nachweisen, um das Projekt lebensfähig zu machen. Die erste seit mehr als 20 Jahren im Vereinigten Königreich abgeschlossene explorative Bohrung findet in 995 m Tiefe eine Wassertemperatur von 46,2°C. Es wird geschätzt, daß die Temperatur eines Produktionsbohrlochs mit einer Tiefe von etwa 1.800 m im Bereich von 75 – 80°C liegen wird.

Der Erfolg ist größtenteils auf die Vorarbeiten von Mitarbeitern der Universität Newcastle zurückzuführen, die den genauen Ort für das Eastgate Geothermal Exploration Borehole ausfindig gemacht hatten, für das mehr als 500.000 £ an öffentlichen Geldern ausgegeben  werden. Das heiße Wasser soll zur Heizung und Stromerzeugung genutzt werden.

Im April 2008 wird der Planungsantrag für das Modelldorf eingereicht, in welchem fünf verschiedenen Formen erneuerbarer Energien eingesetzt werden sollen. Tatsächlich wird der Plan später aber nicht umgesetzt, u.a. deshalb, weil im September 2010 eine Finanzhilfe in Höhe von 1 Mio. £ als Teil des Haushaltskürzungs-Programms der Regierung gestrichen wird. Seitdem ist es still um das Projekt geworden.

Auch auf der westindischen Insel Nevis wird ab Januar 2008 nach geothermischer Hitze gebohrt. Im Oktober bestätigt die Firma West Indies Power (Nevis) Ltd. (WIP), daß mindestens zwei der bislang niedergebrachten Bohrungen fündig geworden sind. Ein entsprechendes Geothermie-Kraftwerk soll bereits ab 2011 Strom nach St. Kitts liefern. Die WIP ist ein privates Unternehmen, das seit 2006 die Bohrrechte für Exploration und Produktion von Geothermie auf Nevis besitzt.

Die Insel ist Teil der Föderation von St. Kitts & Nevis, die Mitglied im Commomwealth of Nations ist und damit Königin Elisabeth II. als Oberhaupt hat. Das National Renewable Energy Laboratory (NREL) der USA hatte geschätzt, daß auf Nevis bis zu 300 MW nutzbare Geothermie verfügbar sind. Andere Schätzungen, die auf Untersuchungen vor zehn Jahren durch das US-Energieministerium und die Organisation Amerikanischer Staaten (OAS) beruhen, sprechen von sogar 900 MW. Derzeit verbraucht die Insel selbst nur 9 MW Strom.

Im März 2009 wird berichtet, daß für dieses Dampfturbinen der Firma TurboCare Inc., eine 100 %-ige Tochtergesellschaft der Siemens Energy Inc., ins Auge gefaßt werden. Bei Nevis 1 in Spring Hill und bei dem drei Meilen entfernten Nevis 3 in Hamilton sollen Turbinen mit jeweils 5,8 MW in Betrieb gehen, wobei die Anlagen später auf bis zu zwei mal 20 MW aufgerüstet werden könnten. Über das dazwischen liegende Nevis 2 in Upper Jessups wird noch nichts gesagt.

An den drei Standorten waren schmale Explorationsbohrungen durchgeführt worden, bei denen am Standort Nevis 3 in einer Tiefe von knapp 900 m eine Temperatur von 260°C gemessen wird. Offiziell beginnt die WIP im April 2009 mit der Entwicklung eines 10 MW Geothermiekraftwerks bei Spring Hill auf Nevis, dessen Kosten auf 50 Mio. $ geschätzt werden. Hier soll im Juni mit den Produktionsbohrungen begonnen werden – um schon im ersten Quartal 2010 Strom produzieren zu können. Später wird dieser Termin auf das erste Halbjahr 2011 verschoben.

Ende Juni 2009 wird auf Nevis die 1. Ostkaribische Geothermiekonferenz abgehalten.

Meldungen Anfang 2010 zufolge sei die Finanzierung des Projekts in Höhe von 43 Mio. $ von der Scotia Bank mit einer Garantie der Export Import Bank (Ex-Im Bank) der USA zwischenzeitlich gesichert worden. Ansonsten geht es aber nicht weiter voran, und Ende des Jahres ist zu erfahren, daß die Verzögerungen auf den Zusammenbruch der Weltwirtschaft im Jahr 2008 zurückgeführt wird, der die Finanzierung des Projekts beeinträchtigt hatte. Nun soll die Bohrkampagne im Januar 2011 beginnen, doch auch dieser Termin läßt sich nicht halten.

Immerhin vergibt die WIP im Mai 2011 den Vertrag für die Nevis Geothermal Plant in Spring Hill an eine Gruppe von Unternehmen, darunter die CCC Group Inc., die o.e. TurboCare Inc., die Power Engineers Inc. und die Energy & Advanced Control Technologies Inc. (EACT). Der Auftrag mit einem Wert von ca. 29 Mio. $ betrifft das Engineering, die Beschaffung und den Bau eines 8,5 MW Single-Flash-Kraftwerks nebst der zugehörigen Anlagen, wie einer 33 kV-Unterstation, 8 km vergrabener Übertragungskabel usw.

Im Juni folgt ein Vertrag mit der PRMD West Indies Ltd., der lokalen Tochtergesellschaft der Marriott Drilling Group aus Großbritannien, um ab September zwei 1.800 m tiefe, gerichtete Produktionsbohrungen und eine 2.100 m vertikale Reinjektionsbohrung abzuteufen.

Im November 2011 bestätigt die Regierung, daß die WIP nicht auf eine staatliche Kreditbürgschaft in Höhe von 63 Mio. $ seitens der US-amerikanischen Ex-Im Bank für sein Geothermieprojekt zählen kann, wie es gerüchteweise schon vor mehreren Monaten verlautet (und dementiert) worden war.

Um das Projekt auf Nevis weiterzuführen, schließt sich die WIP im Juni 2012 mit Hezy Ram zusammen, dem Gründer und ehemaligen Chef der US-Geothermiefirma Ram Power Corp., der die Kosten des Projekts auf 70 – 80 Mio. $ schätzt. Ram hofft, bis Ende dieses Jahres mit dem Bau von bis zu 10 MW beginnen und diese Anfang 2015 in Betrieb nehmen zu können.

Im Januar 2013 gibt sich die Regierung von Nevis & St. Kitts zuversichtlich, daß das Geothermieprojekt auf Nevis Fortschritte machen wird, und berichtet von einem anhaltenden Interesse der Ex-Im Bank, Teile der Entwicklung zu finanzieren. Gleichzeitig gibt der Premierminister bekannt, daß man nun „frei sei, die Entwicklung der Geothermie mit eigenen Mitteln voranzutreiben.“

Dies folgt einem Urteil des Obersten Gerichtshofs, welches der Regierung das Recht gibt, dies zu tun und der WIP die Geothermie-Konzession aufgrund des Mangels an Fortschritten bei dem Projekt zu entziehen. Als Begründung wird angegeben, daß die WIP nicht in der Lage sei, ihren Verpflichtungen nachzukommen und ihre Schulden an andere Unternehmen zu zahlen – worauf diese umgehend in Berufung geht und behauptet, daß sie nur aufgrund von Hindernissen, welche die Inselverwaltung ihr in den Weg gelegt hätte, nicht fortfahren konnte.

Dessen ungeachtet diskutiert die Verwaltung im Mai 2013 mit mehreren potentiellen Entwicklern die mögliche Übernahme des Geothermieprojekts Nevis. Im September wird eine Ausschreibung über den Auftrag für die neue Geothermieanlage veranstaltet, die im November ein Konsortium aus den USA gewinnt. Die Nevis Renewable Energy International Inc. (NREI, später: Clean Power Nevis) besteht aus einer Reihe erfahrener Personen sowie aus dem Ingenieurbüro Tetra Tech und der Firma AltaRock Energy.

Im Juli 2014 verliert die WIP den Prozeß gegen die Kündigung ihres Geothermie-Vertrags – und im September unterzeichnet die Nevis Island Administration (NIA) mit der NREI eine (neue) Konzessionsvereinbarung für die geothermische Entwicklung.

Inzwischen taucht noch eine weitere Schwierigkeit auf – nämlich die Konkurrenz der Nachbarinsel St. Kitts, deren Behörden glauben, daß ihre Insel die besseren Ressourcen hat. Im September 2015 unterzeichnet die Regierung von St. Kitts-Nevis eine Absichtserklärung mit der in Guadeloupe ansässigen französischen Ingenieurfirma Teranov, die bereits im November mit der Geothermie-Exploration in Sandy Point, in der Umgebung von Brimstone Hill, beginnt.

Die geophysikalische Felduntersuchung auf St. Kitt läuft vom März bis zum Mai 2016, die Bewertung der geothermischen Quellen durch die Geothermal Resource Group Inc. (GRG) wird im Dezember beendet. Das Erzeugungspotential von Brimstone Hill wird auf 18 – 36 MW geschätzt. Der Start von Demonstrationsbohrungen wird für 2017 erwartet, die Inbetriebnahme des Geothermiekraftwerks für 2020.

Wie so häufig, geht es auch bei diesem Projekt nicht so schnell wie erhofft. Immerhin sichert Frankreich im Oktober 2017 der geothermischen Entwicklung auf St. Kitts verstärkte Unterstützung zu – und im November folgt mit Mitteln der Europäischen Union die Einrichtung eines neuen Geothermie-Risikominderungsprogramm für die Ostkaribik, das mit einem Umfang von 12 Mio. € die Erschließung von Geothermiekapazitäten von bis zu 60 MW auf St. Kitts-Nevis sowie auf Dominica, Grenada, St. Lucia und St. Vincent und den Grenadinen ermöglichen soll.

Zurück auf Nevis ist im November 2015 zu erfahren, daß ein über 25 Jahre laufender Geothermiestrom-Abnahmevertrag zwischen der NIA, der NREI und der Nevis Electric Co. Ltd. (NEVLEC) geschlossen wurde. Und im Dezember 2015 unterschreibt die US-Firma Thermal Energy Partners LLC (TEP), die in einigen Quellen auch als Muttergesellschaft der NREI bezeichnet wird, einen Vertrag im Wert von etwa 800 Mio. $ für das erste von vier geplanten Geothermieprojekten in der Karibik.

Die erste Phase könnte bereits Ende 2017 in Betrieb gehen und 9 MW Strom liefern. Sie wird auf einer luftgekühlten Technologie basieren, die kein Wasser verwendet, und ungefähr 65 Mio. $ kosten. Später ist eine Erweiterung angedacht, um den laufenden Strombedarf von Nevis zu decken und 40 – 50 MW zusätzlicher Energie an die Nachbarinseln zu exportieren.

Im März 2016 zu erfahren, daß sich die NREI für die Firma Turboden als Turbinenlieferanten und Hauptvertragspartner entschieden hat. Zudem wird mit Vor-Ort-Messungen und der Evaluierung der bestehenden Bohrungen begonnen. Um das Geothermieprojekt zu finanzieren – was anscheinend noch immer nicht gesichert ist –, wendet sich die NREI im Juni an die Overseas Private Investment Corporation (OPIC), die Entwicklungsfinanzierungsinstitution der US-Regierung.

Die Vorbereitung der Baustelle beginnt endlich im August 2017, und im September wird die US-Firma Dosecc Exploration Services LLC beauftragt, die erste Testbohrung durchzuführen. Die Bohrung soll eine Tiefe von 4.000 m erreichen, um so viele Daten wie möglich zu sammeln.

Für eine Studie über die ökologischen und sozialen Auswirkungen der geothermischen Exploration auf den Inseln erhalten St. Kitts & Nevis im Oktober von der Caribbean Development Bank eine Finanzierung in Höhe von 325.000 $.

Die Bohraktivitäten für das Geothermieprojekt Nevis beginnen im November 2017.

Nach diesem Ausflug in die Karibik nun zurück auf die Hauptinsel.

Im April 2009 gründen britische Wissenschaftler ein Unternehmen namens EGS Energy Ltd., um in Cornwall ein 3 MW Geothermie-Demonstrationsprojekt zu entwickeln, das 2012 in Betrieb gehen soll. Erste Forschungsprojekte waren in Cornwall bereits von 1976 – 1991 durchgeführt worden. Das Kürzel EGS steht für ,engineered or enhanced geothermal systems’, d.h. technische oder verbesserte geothermische Systeme. Es handelt sich übrigens um das gleiche Team, das in den 1970er Jahren in Rosemanowes und Anfang der 1990er in Soultz-sous-Forêts an HDR-Projekten gearbeitet hat (s.o.).

Das Unternehmen sucht nun 500.000 £ an Startkapital für die ersten Phasen des Projekts. Die Firmengründer gehen davon aus, daß das Demonstrationsprojekt zu einer Reihe von Kraftwerken im 50 MW Maßstab in Cornwall sowie in Cumbria, Derbyshire und Durham führen könnte. Sie versuchen zudem, die Regierung davon zu überzeugen, ein Genehmigungssystem für geothermische Projekte zu entwickeln, ähnlich wie im Öl- und Gasbohrsektor, um Investitionen zu fördern.

Im Juni 2009 melden die Blogs, daß die EGS Energy die Pläne für das Geothermie-Kraftwerk gemeinsam mit dem bekannten britischen Ökoprojekt Eden Project vorgestellt hat, das nach einer Idee des englischen Archäologen und Gartenliebhabers Tim Smit in einer stillgelegten Kaolingrube nordöstlich der Stadt St Austell entstand und im März 2001 eröffnet wurde.

Charakterisiert wird das Projekt durch die zwei riesigen Gewächshäuser, die aus jeweils vier miteinander verschbundenen geodätischen Kuppeln in der Bauweise von Richard Buckminster Fuller bestehen. Die Gewächshäuser, in denen verschiedene Vegetationszonen simuliert werden, sind derzeit die größten der Welt.

Das geplante 3 – 4 MW Kraftwerk soll Eden und ungefähr 3.500 (andere Quellen: 4.000; 5.000) Haushalte mit Strom versorgen und rund 15 Mio. £ kosten. Es wird auch von der Regierung gefördert: Im Dezember 2009 bekommt die EGS Energy einen Zuschuß von knapp 1,5 Mio. £ vom Ministerium für Energie und Klimawandel. Eine Förderung durch die EU kann allerdings nicht erreicht werden.

Im Dezember 2010 erhält das Eden-Projekt die Genehmigung, die Eden Deep Geothermal Plant zu bauen, und im Jahr 2011 beginnen die Bohrungen in eine Tiefe von rund 4.000 m, wo das Gestein eine Temperatur von 180 – 190°C aufweist.

Es ist nicht ganz klar, wie es danach weiterging, aber Pressemeldungen vom November 2015 besagen, daß das Projekt seit der Rezession finanzielle Rückschläge erlitten habe. Die Information, daß der erste Strom in der zweiten Jahreshälfte 2013 produziert worden sei, ließ sich bislang nicht verifizieren.

Im November 2009 meldet die Presse, daß das Ministerium für Energie und Klimawandel (Department of Energy and Climate Change, DECC) kurzfristig einen Betrag von 6,7 Mio. € für die Exploration von Geothermieprojekten bereitgestellt.

Im August 2010 erteilt die Bezirksregierung in Cornwall eine weitere Baugenehmigung – diesmal für ein Geothermie-Kraftwerk in der Nähe von Redruth, welches 10 MW Strom und 55 MW Wärmeenergie erzeugen soll. Um diese Leistung zu erzielen, sollen drei Bohrlöcher bis in 4,5 km Tiefe abgeteuft werden, wo man Temperaturen von um die 200°C erwartet.

Geplant wird das United Downs Geothermiekraftwerk von der 2008 gegründeten, in Cornwall ansässigen britischen Firma Geothermal Engineering Ltd. (GEL), welche sich derzeit um die Finanzierung durch Geschäftspartner und den Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (European Regional Development Fund, ERDF) bemüht. Die Bohrarbeiten sollen im Frühjahr 2011 beginnen, die Fertigstellung und Inbetriebnahme ist für 2013 oder 2014 beabsichtigt. Doch auch dieses Projekt entwickelt sich nur zögerlich weiter.

Im November 2011 wird der Firma zwar ein Zuschuß von 6 Mio. £ aus dem ERDF zugesprochen, der im April 2013 aber wieder zurückgezogen wird, da es dem Unternehmen nicht gelungen war, zusätzliche private Mittel für das auf 18 Mio. £ geschätzte Projekt zu akquirieren. Als Trost gibt es für die GEL im September 2013 den Energy Entrepreneurs Award und einen Zuschuß von 800.000 £ vom DECC, der es dem Unternehmen ermöglichen wird, sein neues System Anfang des Folgejahres fertigzustellen und zu testen.

Im Oktober 2013 beginnt die GEL damit, am Standort United Downs drei Explorationsbohrlöcher auf über 100 m abzuteufen, um die Untergrundbedingungen und die geeigneten Stellen für die Tiefbohranlage zu bestimmen. Genau ein Jahr später, im Oktober 2014, wird in Cornwall zum ersten Mal seit 25 Jahren wieder tiefengeothermische Energie produziert.

Zudem gibt das Unternehmen im April 2015 bekannt, daß es in den nächsten zwölf Monaten eine Reihe von neuen Projekten angehen wird. Dazu gehört auch die Idee, erschöpfte Fracking-Bohrungen der Öl- und Gasindustrie als geothermische Energiequellen zu recyceln. Konkret sollen alte Brunnen der Fracking-Firma Cuadrilla genutzt werden. Einem kürzlich unterzeichneten Memorandum of Understanding zwischen den beiden Unternehmen zufolge will die GEL hierfür ein System entwickeln, das sowohl Schiefergas als auch Erdwärme liefern kann. Nach der erfolgreichen Demonstration eines Feldversuchs im Jahr 2014 wird die Entwicklung des Systems zum Teil durch das Energieministerium finanziert.

Unabhängig davon kündigt die GEL im Juni 2015 ein erstes tiefes Erdwärmeprojekt in Schottland an. Die Firma wird von der schottischen Regierung gefördert, um die Durchführbarkeit der Implementierung eines tiefengeothermischen Einzelbrunnens (Deep Geothermal Single Well, DGSW) am geplanten Aberdeen Exhibition and Conference Center (AECC) zu untersuchen.

Danach bleibt es längere Zeit ruhig um das United Downs Deep Geothermal Power (UDDGP) Projekt, und erst im Juni 2017 ist zu erfahren, daß der Europäische Fonds für regionale Entwicklung das ,revolutionäre geothermische Projekt’ in Cornwall nun doch mit bis zu 10,6 Mio. £ unterstützt. Außerdem wird sich die Firma GeoScience Ltd. daran beteiligen, die uns bereits bei dem Rosemanowes-Projekt begegnet ist (s.o.).

Im selben Monat erhält der Jubilee Pool in Penzance einen Zuschuß des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung in Höhe von 1,4 Mio. £, damit ein Teil des Pools mit geothermischer Energie auf 35°C beheizt werden kann und eine ganzjährige Öffnung ermöglicht.

Das Projekt der Community Benefit Society wird von ebenfalls der GEL durchgeführt. Die erste Phase der Bohrarbeiten, bei denen eine 1,4 km tiefe geothermische Quelle angezapft werden soll, beginnt im Februar 2018, die Inbetriebnahme des Bades ist für den Sommer 2019 geplant.

Im Juli 2017 berichtet die GEL, daß sie Anfang 2018 mit den Explorationsbohrungen beginnen wird, die etwa sechs Monate dauern werden. Das Testen der Bohrlöcher, die Charakterisierung des Geothermiesystems und die Installation des Kraftwerks werden dann weitere 18 Monate dauern, mit dem Zieltermin einer Inbetriebnahme Anfang 2020.

Ebenfalls im Juli 2017 startet die Firma eine der ersten Crowdfunding-Kampagnen für ein Geothermie-Projekt überhaupt. Es gelingt, über die Plattform Ambudance im August in weniger als zwei Wochen 4,4 Mio. £ einzuwerben. Im Oktober veröffentlicht die GEL dann mehrere Ausschreibungen für integrierte Bohrdienste, den Bau der Bohrstelle, die Lieferung von Bohrlochköpfen usw.

Im Februar 2011 startet das in New Hampshire ansässige Geothermie-Unternehmen LVestus Energy Inc. ein zum Patent angemeldetes Geo-Thermal-Purchase-Agreement-Programm (GeoTPA), das die geothermische Energie zu einer kostengünstigen Möglichkeit macht, Gewerbe- und Industriegebäude ohne Vorauszahlungen auf die gleiche Weise zu heizen oder zu kühlen, wie es bereits mit Power Purchase Agreements (PPAs) im Bereich der Solarenergie geschieht.

Um die ersten Abschlüsse zu finanzieren, soll die Sundance Capital Group LLC (SCG) dem Newcomer eine Projektfinanzierung in Höhe von 750 Mio. $ geliehen haben. Es scheint allerdings, daß der Businessplan nicht erfolgreich ist, denn beim aktuellen Update Anfang 2018 ist von dem Unternehmen keine Spur mehr zu finden.

Ebenfalls im Februar 2011 wird gemeldet, daß ein gemeinsames Team der University of Newcastle und der University of Durham zusammen mit Kollegen der University of Glasgow und dem British Geological Survey begonnen habe, unter der Stadt Newcastle-Upon-Tyne nach potentiellen geothermischen Reservoirs zu suchen.

Hierfür wird unterhalb des geplanten Science Central-Geländes im Herzen der Stadt – der ehemaligen Tyne Brauerei – ein Bohrloch auf eine Tiefe von 2.000 m abgeteuft. Man erwartet, das Loch geradewegs durch die alten Bergwerkstunnel der Stadt zu bohren, die bereits zur grünsten Stadt Großbritanniens ernannt wurde.

Das BritGeothermal-Team hofft, daß das 2,1 Mio £ teure Science Central Geothermal Borehole Project die Region mit 5 MW thermischer Energie versorgen kann, indem es Wasser mit einer Temperatur von etwa 80°C abpumpt, um damit die umliegenden Gebäude und bis zu 140 Geschäfte zu beheizen. Das Projekt wird mit 400.000 £ vom DECC finanziert, weitere 500.000 £  kommen von der Universität und dem Stadtrat von Newcastle.

Auf dem 4. London Geothermal Symposium an der Universitiy of Durham im Oktober 2014 wird zudem die Gründung von BritGeothermal Research Partnership verkündet, die aus Universitäten Durham, Newcastle und Glasgow sowie dem British Geological Survey besteht.

Laut Berichten vom November 2014 erreicht die Bohrung eine Tiefe von 1.821 m – und ist damit die tiefste geothermische Quelle, die seit fast 30 Jahren in Großbritannien angebohrt wurde –, doch das Projekt scheitert, da die Strömungsraten des heißen Wassers aus dem Bohrloch nicht groß genug sind, um genutzt werden zu können.

Im März 2011 unterzeichnet die erst 2010 gegründete lokale Entwicklungsfirma Cluff Geothermal Ltd. (später: Hotspur Geothermal Ltd.) eine exklusive Vereinbarung mit der Firma Lafarge Cement zur Stromerzeugung aus ca. 3.000 m tiefen geothermischen Quellen, wo die Wassertemperatur 120°C überschreiten soll. Das Unternehmen plant, auf dem Gelände des 2002 geschlossenen Zementwerks in Eastgate bei Stanhope Großbritanniens erstes Geothermie-Kraftwerk mit Stromauskopplung ans Stromnetz anzuschließen.

Das Kraftwerk in Weardale, County Durham, soll 2013 in Betrieb gehen und 5 MW Strom erzeugen. Lafarge Cement ist der Eigentümer des zukünftigen Kraftwerksgeländes. Zudem gibt es eine Kooperation mit der University of Newcastle, in deren Rahmen auf dem Gelände bereits eine 995 m tiefe Bohrung abgeteuft wurde, die nun vertieft werden soll.

Mit der Unterzeichnung dieses Abkommens sollen zudem die Pläne zur Realisierung des Eastgate Renewable Energy Village (auch: Öko-Disney) mit Häusern, Geschäften und Freizeiteinrichtungen wiederbelebt werden, dessen  Baugenehmigung schon 2009 erteilt wurde. Nachdem für die Entwicklung des Programms fast 2 Mio. £ aufgewendet worden sind, um Arbeitsplätze zu schaffen und Weardales wirtschaftlichen Niedergang rückgängig zu machen, war es zurückgestellt worden, als die Regierung die Mittel an die regionale Entwicklungsagentur One North East um fast eine Million Pfund kürzte.

Es läßt sich jedoch nichts über einen Fortgang des Projekts finden, und auch Cluff Geothermal scheint inzwischen nur noch in Äthiopien, Indonesien und Kenia aktiv zu sein.

In einem 2011 erschienenen Regierungsbericht wird eine Reihe von Standorten in ganz Großbritannien identifiziert, die sowohl potentielle als auch bereits nachgewiesene geothermische Ressourcen besitzen. Dem Bericht zufolge hat das Vereinigte Königreich eine potentielle Wärmeleistung von 100 GW geothermischer Energie, von denen bis 2030 bis zu 2,2 GW genutzt werden könnten.

Zudem führt die britische Regierung in diesem Jahr die Initiative ,Renewable Heat’ ein, die als weltweit erster Anreiz zur Nutzung erneuerbarer Wärme bezeichnet wird. Das Förderprogramm in Höhe von 860 Mio. £ subventioniert die Produktion aus Quellen wie der Erdwärme, der Solarthermie und der Biomasse.

Als im Mai 2012 der britische Energieminister Island besucht, wird ein Memorandum of Understanding mit der isländischen Regierung zu einer Reihe von Energiefragen unterzeichnet, einschließlich der Unterstützung bei der Entwicklung von Tiefengeothermie zur Wärmeversorgung von Fernwärmenetzen im Vereinigten Königreich.

Zudem wird der Plan besprochen, ein 1.000 km langes Hochspannungskabel über den Meeresboden zu verlegen, um Großbritannien mit Strom aus Islands Vulkanen zu versorgen. Es könnte Teil des für das nächste Jahrzehnt geplante Netz von Meeresbodenkabeln – genannt Interkonnektoren – sein, das Großbritannien mit einem europaweiten Supergrid verbindet und die Wind- und Wellenenergie Nordeuropas mit Solarprojekten wie Desertec in Südeuropa und Nordafrika kombiniert.

Es gibt bereits zwei bestehende internationale Interkonnektoren nach Frankreich und den Niederlanden, und neun weitere befinden sich entweder im Bau, in der Planung oder auf dem Stand von Machbarkeitsstudien. Die 2011 eröffnete Verbindungsleitung Großbritannien-Niederlande, der erste internationale Interkonnektor seit 25 Jahren, kostete übrigens 500 Mio. £. Die nächste, die im Herbst 2012 eröffnet wird, ist eine Verbindung zwischen der Republik Irland und Wales, über die grüne Energie von irischen Windfarmen an britische Haushalte geliefert werden soll.

Eine 900 km lange Verbindungsleitung nach Norwegen, die bis 2019 eröffnet werden soll, würde es wiederum ermöglichen, überschüssige Windenergie in Speicherseen über den Fjorden zu pumpen. Eine weitere ambitionierte Verbindungsleitung soll England mit Alderney verbinden, wo sehr starke Gezeiten bis zu 4 GW Strom produzieren könnten, und dann weiter nach Frankreich zu dem neuen 1,6 GW Atomkraftwerk, das in Flamanville gebaut wird. Kommerzielle Vereinbarungen dafür wurden bereits im Februar unterzeichnet.

Solche Verbindungskabel können sehr schnell verlegt werden – über 30 km pro Tag –, bilden aber trotzdem bedeutende technische Projekte, wobei jeder Kilometer 800 Tonnen Kupfer erfordert.

Im Oktober 2016 berichtet die Fachpresse jedoch, daß die Pläne für den Bau des IceLink-Kabels von Island nach Großbritannien, das 1,6 Millionen britische Haushalte versorgen würde, durch die britische Entscheidung, die Europäische Union zu verlassen, verzögert werden könnten. Die geschätzten Kosten für den Bau des Kabels mit einer Kapazität von 1 GW und die Modernisierung der Onshore-Übertragungsnetze liegen bei 3 – 3,5 Mrd. €. Wird es realisiert, könnte es ab etwa 2027 pro Jahr 5 – 6 TWh Strom liefern.

Im Juli 2012 wird gemeldet, daß der 2007 gegründete irische Geothermie-Entwickler GT Energy in Zusammenarbeit mit der britischen Einheit der EON AG eine 140 Mio. £ schwere Expansion nach Großbritannien plant. Dies soll in Form von fünf 7 MW Anlagen geschehen, um Haushalte und Unternehmen mit Wärme zu versorgen, deren erste im Nordwesten Englands schon 2014 in Betrieb gehen soll.

Auf der Homepage der Firma wird Anfang 2018 als Referenz auf eine Reihe von Explorationsprogrammen im Jahr 2004 hingewiesen, die im Auftrag von Sustainable Energy Ireland durchgeführt worden sind, um das geothermische Potential des Dubliner Beckens zu bewerten (s.u. Irland). Des weiteren habe Action Renewables im Jahr 2008 eine Studie abgeschlossen, in der das Geothermie-Potential in Nordirland – Teil des Vereinigten Königreichs Großbritannien und Nordirland – ermittelt und u.a. die Stadt Ballymena als ein Gebiet mit hohem geothermischen Energiegehalt hervorgehoben wurde.

Im Jahr 2009 unterzeichnet daraufhin die GT Energy eine strategische Allianz mit dem Ballymena Borough Council, um die Machbarkeit der Entwicklung einer geothermischen Anlage nebst Fernwärmenetz für Ballymena zu untersuchen. Nach Zusammenstellung und Analyse aller Datenquellen wird für die Stadt eine geothermische Kapazität von > 6 MW errechnet, was der Wärmeversorgung von ca. 4.000 Häusern entspricht. Über eine Umsetzung ist bislang nichts zu finden.

Bereits 2008 gibt die GT Energy eine Studie zum geothermischen Potential des Cheshire Beckens in Manchester in Auftrag, die nach Abschluß auf das Vorhandensein einer bedeutenden geothermischen Ressource verweist. Auch bei der im Jahr 2012 durch SKM Consultants durchgeführte geothermische Ressourcenbewertung des Vereinigten Königreichs wird dem Becken eine bedeutende geothermische Ressource bescheinigt, die dem Heiz- und Warmwasserverbrauch von ungefähr 7 Mio. Haushalten entspricht.

Die Firma ist nun bestrebt, in Ardwick, Manchester, ein (unterirdisches) geothermisches Heizkraftwerk zu entwickeln, das mittels zwei Tiefbohrungen von etwa 3.000 m bis zu 8.000 Haushalte mit Wärme versorgen könnte. Auch in diesem Fall scheint es bisher bei den Planungen geblieben zu sein.

Aktueller sind die 2014 angekündigten Pläne der GT Energy, rund 18 Mio. £ in ein Geothermieprojekt zu investieren, um in Stoke-on-Trent in der Grafschaft Staffordshire erschwingliche, erneuerbare Wärme an lokale Haushalte und Unternehmen zu liefern. Der Stadtrat hat den Plan, zur Schaffung eines mit Geothermie betriebenes Fernwärmenetzes 52 Mio. £ auszugeben. Andere Quellen berichten, daß die britische Regierung knapp 20 Mio. £ für das Projekt bereitstellt. Die Gegend um Etruria Valley war als eines der vielversprechendsten Gebiete in Großbritannien für die Nutzung tiefer geothermischer Wärmequellen identifiziert worden. Es wird erwartet, in einer Tiefe von ca. 3,8 km heißes Wasser mit über 95°C zu finden.

Im März wird zudem gemeinsam mit dem Staffordshire County Council ein 32 Mio. £ schweres Powerhouse Central Energiepaket vereinbart, dessen Mittel u.a. die Nutzung von Wasser aus stillgelegten Bergwerken in Stoke-on-Trent ermöglichen sollen, um Strom für 1.000 Haushalte bereitzustellen.

Da die Auflösung der bisherigen Daten nicht ausreicht, um die Planung und Konstruktion eines geothermischen Bohrlochs durchzuführen, wird 2016 eine neue Untersuchung durchgeführt, um hochauflösende Bilder des Untergrunds zu erhalten. Die Bauarbeiten für das Fernwärmenetz sollten im November 2016 starten, tatsächlich wird aber erst im September 2017 damit  begonnen, die unterirdischen Rohre zu verlegen. Das Netzwerk soll anfangs von einem Gaskessel angetrieben, und bis 2019 an die bis dahin zu errichtende Geothermieanlage angeschlossen werden.

Einem Bericht vom Februar 2013 zufolge könnte Glasgow, Schottlands größte Stadt, 40 % des Wärmebedarfs aus geothermischer Energie decken, die in lokalen verlassenen Kohleminenschächten zu finden ist. Der British Geological Survey (BGS) kartiert dazu die Stollen um herauszufinden, welche die wärmsten Gewässer enthalten, die auch das ganze Jahr über stabil bleiben. In Glasgow gibt es bereits ein kleines Projekt, bei dem Wärme aus dem Wasser genutzt wird, um 17 Häuser in Shettleston zu beheizen, was seit über zehn Jahren gut funktioniert.

Weitere Neuigkeiten über Glasgow gibt es erst wieder im September 2017, als Pläne für ein neues Forschungsprojekt im Umfang von 9 Mio. £ vorgestellt werden. Standort des Glasgow Geothermal Energy Research Field wird entweder im Gebiet von Clyde Gateway am östlichen Ende der Stadt oder in Rutherglen sein.

Im April 2013 beauftragt das Ministerium für Energie und Klimawandel (DECC) die Firma Atkins Global damit, eine Studie über das Potential der Tiefengeothermie-Stromerzeugung im Vereinigten Königreich und die erforderlichen Unterstützungsmechanismen für den weiteren Ausbau des Sektors zu verfassen.

Als im Oktober die Ergebnisse bekannt gegeben werden, ist zu erfahren, daß sich vor allem der Südwesten Englands (Devon und Cornwall) mit 100 MW und Nordengland (Weardale und Lake District) mit weniger als 70 MW für eine Stromerzeugungs eignen. Das Potential der letztgenannten Standorte könnte langfristig aber sogar auf 100 - 1.000 MW steigen. Bei der Auswahl der Fallstudien werden zwei Hauptkriterien zugrunde gelegt: eine Temperatur von mehr als 100°C und eine Tiefe von weniger als 5.000 m.

Möglicherweise als Resultat der Studie kündigt die britische Regierung im Dezember einen speziellen Einspeisetarif für Wärme aus Geothermieanlagen in Höhe von 50 £/MWh an. Die garantierte Vergütung für Strom aus Geothermie liegt bei 140 £/MWh. Dies gilt sowohl für Projekte zur Energieerzeugung, als auch für Anlagen, die Strom- und Wärmeerzeugung kombinieren.

Im Juni 2014 ist aus der Fachpresse zu erfahren, daß bei der Sanierung der Wirtschaft und der Anziehung von Investitionen der Insel Montserrat, einem britischen Überseegebiet in der Karibik, auch die Geothermie eine Schlüsselrolle spielen soll. Nach den Zerstörungen durch den Hurrikan Hugo 1989 und dann von Ausbrüchen des Vulkans Soufrière Hills in den Jahren 1995 und 1997 treibt die Montserrat Development Corporation (MDC) die Entwicklung einer neuen Hauptstadt an der Nordwestküste der Insel voran.

Der Grundstein für ein Geothermie-Programm wurde bereits wurde mit der Erstellung und erfolgreichen Erprobung zweier Quellbohrungen in der sogenannten ,Ausschlußzone’ der Insel gelegt, wo sich auch Plymouth befindet, die mit Asche beladene alte Hauptstadt von Montserrat, die als modernes Pompeji eine bedeutende Touristenattraktion darstellt. Aufgrund von Budgeteinschränkungen dauerte dies allerdings vier Jahre. Die Bohrung eines dritten Brunnens soll nun von der Regierung des Vereinigten Königreichs unterstützt werden.

Obwohl der Spitzenbedarf für die gesamte Insel nur 2,2 MW beträgt, kommt es aufgrund der alternden Infrastruktur immer wieder zu Stromausfällen. Die staatliche Montserrat Utilities Ltd. (MUL) nutzt noch immer mehrere gasbetriebene Hochgeschwindigkeitsgeneratoren, die auf Transportfahrzeugen montiert sind und normalerweise als Notstromaggregate verwendet werden. Ein neues Dieselkraftwerk soll 2016 einsatzbereit sein.

Gleichzeitig ist das britische Department for International Development (DFID) schon dabei, eine 3,3 MW Geothermieanlage zu bauen, die etwa im Jahr 2023 in Betrieb gehen soll. Für Montserrat besteht aber auch eine Chance im Export von Erdwärmestrom, das sich innerhalb von 150 Meilen um die Insel u.a. die größeren Inseln Martinique, Dominica, Guadeloupe, Antigua, St. Kitts und Nevis befinden (s.a. Frankreich), die zusammen eine Nachfrage von mehr als 200 MW repräsentieren und per Unterwasserkabel zu versorgen wären.

Im März 2017 wird berichtet, daß für 150 Häuser, eine Schule und eine Kirche in Bridgend County im Süden von Wales ein neues geothermisches Heizprojekt geplant wird, bei dem Grubenwasser einer in den 1970er Jahren stillgelegten Mine in Caerau im Llynfi Valley genutzt werden soll. Ein späterer Ausbau auf die Versorgung von 1.000 Häuser ist bereits angedacht.

Nachdem Testbohrungen die Verfügbarkeit von Wasser in einer Tiefe von 230 m bestätigen, führt der Gemeinderat eine Machbarkeitsstudie über das Potential des Wassers mit einer Durchschnittstemperatur von 10 – 14°C (andere Quellen: etwa 20,6°C) durch, das in Kombination mit einem Biomassekraftwerk und der Nutzung von Abwärme eine kontinuierliche und kosteneffektive natürliche Wärmequelle für ein Heizungsnetz darstellen könnte.

Die walisische Regierung stattet das Projekt, in Zusammenarbeit mit dem British Geological Survey durchgeführt wird, im Januar 2018 mit 6,5 Mio. £ an EU-Mitteln aus. Die Arbeiten an dem insgesamt 9,4 Mio. £ teuren Projekt könnten 2020 beginnen.

In einer Studie der University of Durham, die im Dezember 2017 veröffentlicht wird,  schätzen die Autoren, daß die Erdwärme aus stillgelegten und überfluteten Kohlebergwerken in Großbritannien etwa 650.000 Haushalte beheizen könnte.

Holland

Die Nutzung der Geothermie beginnt in den frühen 1980er Jahren mit oberflächennahen geothermischen Anwendungen, da es fast überall in Holland flache Grundwasserleiter gibt. Schwerpunkte sind zunächst die Kühlung und die saisonale Speicherung von Wärme für die Raumheizung im Winter. Die erste Anlage soll bereits 1980 in Betrieb gegangen sein, und viele neue Büro- und Nutzgebäude bohren Grundwasserbrunnen, um Wärmeenergie zu gewinnen und zu speichern. In den späten 1990er Jahren beginnen Erdwärmesonden mit geothermischen Wärmepumpen eine zunehmend wichtigere Rolle zu spielen.

Ein erster Versuch im Zeitraum 1980 – 2000, die Tiefengeothermie zu entwickeln, verläuft kostspielig und erfolglos – eine unglückliche Kombination. Als Testfall für die Machbarkeit war in Asten in der Provinz Noord-Brabant in den frühen 1980er Jahren eine Explorationsbohrung bis auf 1.600 m abgeteuft. Einige geologische Hinweise und Warnungen waren jedoch ignoriert worden, und der Testbrunnen produzierte nur wenige Kubikmeter Wasser Wasser. Eine zweite Bohrung in Asten wird daraufhin abgesagt.

Insgesamt werden in den Jahren 1975 – 2000 rund 20 Mio. € mit bemerkenswert geringen Ergebnissen ausgegeben, was dem Ruf der Geothermie nicht gerade förderlich ist. Erst mit Beginn des neuen Jahrhunderts ändert sich diese Einstellung, und selbst mit bescheidener staatlicher Unterstützung steigt die Umsetzungsrate von geothermischen Wärme- und Kältespeicheranwendungen nun sehr stark an. Das erneute Interesse führt auch zur Durchführung der ersten signifikanten Projekte, vor allem für den Wärmebedarf von Gewächshäusern.

Um die Entwicklung von tiefengeothermischen Aktivitäten in den Niederlanden zu fördern und Know-how in diesem Bereich zu verbreiten, wird Ende 2002 die Stichting (Foundation) Platform Geothermie (SPG) eingerichtet, in der sich die meisten niederländischen Geothermie-Akteure vereinen, sowohl kommerzielle als auch gemeinnützige.

Das erste umgesetzte ,tiefe’ Geothermieprojekt zielt auf das lauwarme Wasser in den Minenschächten eines seit über 30 Jahren verlassenen Bergwerks ab. Das Mijnwaterproject der Stadt Heerlen, Limburg, ähnelt zwar in vielerlei Hinsicht einem normalen Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) System, jedoch nicht in rechtlicher Hinsicht, da sich einige der alten Minenschächte in Tiefen von 700 m befinden, und das Bergbaugesetz alles > 500 m als tiefe Geothermie definiert.

Bei dem Projekt werden im Umfeld der Stadt fünf Bohrungen von jeweils 700 m abgeteuft, 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. Mit der Erprobung der ersten Phase des Projekts wird im März 2006 begonnen, die feierliche Eröffnung findet im Oktober 2008 statt. Die Geothermie-Quelle wird für ein Fernwärmesystem genutzt, das 350 Häuser, Geschäfte und andere Einrichtungen mit Warmwasser und Heizung im Winter bzw. mit kühlem Wasser im Sommer versorgt.

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

Tatsächlich startet das beauftragte Unternehmen Northern Dutch Drilling Company (NDDC) aber erst im Mai (o. Juli) 2010 mit dem Bohren der ersten Dublette, die aus zwei abgelenkten Brunnen mit einer Tiefe von 2.700 und 2.300 m besteht und im Oktober beendet wird. Zum Einsatz kommt eine Huisman-Bohranlage LOC 400. Um das Brunnen-Design durchzuführen, die Bohrungen zu überwachen und bei der Inbetriebnahme zu helfen, werden die beiden Firmen Well Engineering Partners und IF Technology B.V. engagiert. Letztere wird uns im weiteren Verlauf dieser Übersicht noch mehmals begegnen.

Nach ihrer Fertigstellung und ihrer offiziellen Eröffnung durch Prinz William im Juni 2012 versorgt die Geothermieanlage mit einer Leistung von 7 MW und einer Wassertemperatur von 76°C etwa 300 Häuser, allerdings nur für eine kurze Zeit, bevor sie im Jahr 2013 wieder stillgelegt wird, da die Betreiberfirma in Konkurs geht. Als Gründe werden die sogenannte Finanzkrise sowie der stark verzögerte Bau neuer Häuser genannt, der zu einem unzureichenden Wärmebedarf führte.

Schon im selben Jahr erforschen die Firmen Grootscholten Consultancy und Horti-Cultura im Auftrag der Gemeinde Westland das Geschäftsgebiet der ABC Westland und der umliegenden Züchter in Wenpad und Strijp um zu ermitteln, ob es sinnvoll ist, die Nutzung der geothermischen Energiequelle (durch Dritte) für die Unternehmen im Forschungsgebiet weiter zu untersuchen. 2014 wird dann eruiert, ob das geothermische System wieder in Betrieb genommen werden kann, welche Maßnahmen zu ergreifen sind und wie hoch die Kosten dafür sind.

Der Neustart des Projekts in Den Haag erfolgt 2016, als die Firma Haagse Aardwarmte Leyweg B.V. (HAL, auch: Haagse Aardwarmtecentrale Leyweg) die beiden Geothermiebohrungen am Leyweg übernimmt um sie zu sanieren. Die Aktionäre der HAL sind die Firmen Hydreco GeoMEC B.V., Perpetuum Energy Partners B.V. und der Energiefonds Den Haag. Bei der Neuplanung und Durchführung arbeitet die HAL eng mit der Stadt Den Haag, den Energie-Unternehmen Eneco und Uniper (früher E.ON Benelux) sowie den Wohnungsgenossenschaften Staedion, Vestia und HaagWonen zusammen. Im Sommer 2017 findet eine Kamera-Inspektion der Bohrungen statt, gefolgt von einer Reinigung der Brunnen.

Die Entscheidung zugunsten einer Fortführung des Projekts wird im Oktober getroffen, damit die Quellen bereits Ende 2018 an das Wärmenetz angeschlossen werden können. Im Laufe der fünf folgenden Jahren sollen in Den Haag mindestens vier weitere Geothermieanlagen in Betrieb genommen werden.

Im November 2017 wird unter dem Namen Geothermie Alliantie Zuid-Holland eine neue Allianz für Geothermie in Südholland gegründet, an der die Provinz Südholland, der niederländischer Verband der Geothermie-Betreiber DAGO, die Gemeinde Westland sowie die Firmen EBN B.V., Eneco, HVC un Hydreco GeoMEC B.V. beteiligt sind.

Ebenfalls im Jahr 2007 wird ein staatliches Risikogarantiesystem entwickelt, um das geologische Risiko unzureichender Produktionsmengen zu gewährleisten. Obwohl das Programm in mancher Hinsicht unzureichend war, ist es dennoch für die Finanzierung der frühen Projekte entscheidend.

Die erste Direktanwendung wird 2007 von dem Tomatenproduzenten A+G Van den Bosch in Bleiswijk realisiert. Im Jahr 2009 wird eine zweite Dublette in eine Tiefe von 1.800  m gebohrt, wo die Wassertemperatur 70°C beträgt. Hier wird eine thermische Leistung von 7,3 MW erzielt. Die erfolgreiche Beheizung von zuerst 7 und später 14 Hektar Gewächshäusern stößt auf großes Interesse in Gartenbaukreisen und die Explorationsanträge für gartenbauliche Anwendungen steigen bis 2010 auf über 60.

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

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

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

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

Zudem werden alle geographisch verteilten Grubenwasseranlagen in Gebäuden, Clustern und Brunnen mit ausgeklügelten Prozeßsteuerungseinheiten ausgestattet, die über das Internet mit einem zentralen Überwachungssystem (CMS) kommunizieren. Die sich im Gemeindebesitz befindliche Firma MijnWater B.V. wächst stark, und im Jahr 2015 werden schon 500.000 m² Bodenfläche mit dem Gruben-Heizwasser versorgt. Ähnliche Pilotprojekte werden übrigens im schottischen Midlothian und im französischen Gardanne durchgeführt. Mehr dazu unter Wärmespeicherung.

Im Jahr 2010 werden bei den meisten einfachen Geothermie-Wärmepumpen-Projekten vertikale Erdwärmesonden eingesetzt, von denen zu diesem Zeitpunkt über 10.000 in Betrieb sind. Die meisten sind kleine Anwendungen wie für Einfamilienhäuser oder kleine Büro- und Geschäftsgebäude.

Systeme in Einfamilienhäusern sind für die Heizlast ausgelegt, während im Gewerbe- / Bürogebäude sowohl Heizung als auch Kühlung zum Einsatz kommen. Alleine in Amsterdam sind etwa 1.200 Großanlagen installiert. Die Kapazität im Land beträgt 1.394 MW thermisch für die Einzeleinheiten, 5,83 MW für die Fernwärme und 10,13 MW für die Gewächshausbeheizung.

Nach 2010 verringert sich die Anzahl der Lizenzanträge für gartenbauliche Anwendungen, hauptsächlich aufgrund der Entdeckung, daß die geothermischen Quellen oft einen geringen Prozentsatz an gelöstem Methan mit produzierten (etwa 0,1 % des Gewichts der geothermischen Fluide), weshalb die Brunnen- und Oberflächeninstallationen in der Lage sein müssen, mit freiem Gas fertig zu werden. Seit 2010 werden die Lizenzbedingungen daher strenger gehandhabt und sind nun vergleichbar mit Öl- und Gasstandards.

Die technische Antwort auf den Methangehalt besteht übrigens häufig darin, die Gase von den geothermischen Flüssigkeiten zu trennen und den Energiegehalt in Gasheizgeräten oder KWK-Anlagen zu nutzen. Die zweite Methode ist, die geothermischen Flüssigkeiten unter einem ausreichenden Druck – höher als der Blasenpunktdruck – zu halten, um sicherzustellen, daß die Gase in gelöstem Zustand bleiben und die Fluide ohne Gastrennung erneut injiziert werden können. Die Wahl wird individuell getroffen, abhängig vom lokalen Methangehalt.

Ein wichtiger Meilenstein ist im November 2011 die Aufnahme von nachhaltiger Wärme in das Einspeisetarifprogramm, das bereits für andere Formen der erneuerbaren Energie existiert. Der Anreiz für Erdwärme beträgt nun 1,5 - 2 Eurocent pro kWh Wärme, woraufhin 2012 schon über 30 Anträge eingereicht werden. In diesem Jahr wurden deshalb rund 830 Mio. € – etwa die Hälfte des niederländischen Haushalts für erneuerbare Energien – für Projekte im Bereich der Tiefengeothermie bereitgestellt. Im Jahr 2013 wird Anzahl der angenommen Einreichungen auf 16 reduziert.

Im April 2010 wird gemeldet, daß die Pläne der niederländischen Regierung für eine CO₂-Speicherung in den Drenther Gasfeldern von der Exekutive der Provinz nicht in vollem Umfang unterstützt werden, da die Planung der Provinz Drenthe die CO₂-Einlagerung zwar als eines der zwei Hauptziele ihrer Strukturplanung betrachtet, das Hauptaugenmerk jedoch viel mehr auf der Tiefengeothermie liegt. Das heiße Wasser aus der Tiefe soll sowohl Unternehmen also auch Wohnhäuser mit Wärme versorgen.

Zu Demonstrationszwecken für die CO₂-Speicherung sollen daher nur zwei Drenther Gasfelder genutzt werden, während in einem der vier Salzstöcke von Drenthe nachts überschüssiger Strom gespeichert werden soll. Die endgültige Entscheidung des Bezirksrates wird für Dezember erwartet. Über einen Einsatz der Geothermie ist später aber nichts mehr zu hören.

Das Projekt Ammerlaan TGI in Pijnacker, dessen Dublette im Sommer 2010 gebohrt wird, liefert Wärme von etwa 70°C aus 2.100 m Tiefe an den Gartenbaubetrieb Ammerlaan Grond- en Hydrocultuur und erreicht eine thermische Leistung von ca. 7 MW. Ammerlaan wird damit zum ersten Blumenzuchtunternehmen in den Niederlanden mit einer geothermischen Wärmequelle. Eine weitere Besonderheit ist, daß diese Anlage nicht nur Gewächshäuser, sondern auch noch andere Gebäude mit Wärme versorgt.

Eine ärgerliche Komplikation im April/Mai 2011 bildet die Mitförderung kleiner Ölmengen, denn während der Untersuchung, wie dieses Problem am besten gelöst werden kann, muß die Produktion eingestellt werden. Die Menge an mitproduziertem Öl nimmt im Laufe der Zeit allerdings von alleine ab. Im Jahr 2015 installiert die VB Projects eine zusätzliche Wärmeübertragungsleitung in ein neues Wohngebiet in Pijnacker, das ca. 470 Wohnungen mit Erdwärme versorgt.

Im Juli 2010 startet (nach Heerlen, Van den Bosch und Ammerlaan) das vierte Geothermieprojekt in den Niederlanden. Der erste Brunnen wird 2.300 m tief gebohrt, wobei die Gesamtlänge des abgelenkten Brunnens 3.005 m beträgt. Die zweite Bohrung wird im Januar 2011 mit einer Gesamtbohrlänge von 2.950 m abgeschlossen.

Die Anlage der Firma Duijvestijn Tomaten in Pijnacker liefert 70°C warmes Wasser und hat eine thermische Leistung von 8 MW. Im Jahr 2015 muß die Quelle aufgrund von Korrosionsproblemen bei der Förderpumpe für einige Zeit stillgelegt werden.

Das Projekt Aardwarmte Vogelaer, eine Initiative von sieben Gärtnereien in Poeldijk, beginnt im August 2016 mit den Bohraktivitäten. Beide Brunnen liegen in einer Tiefe von 2.500 m, extrahieren Wasser von etwa 85°C und erreichen eine thermische Leistung von ca. 15 MW.

Das Wirtschaftsministerium erteilt im September 2010 mehreren Unternehmen insgesamt 85 neue Explorationslizenzen für Erdwärme. Bei einem Projekt in Koekoekspolder, Provinz Overijssel, bei dem Gewächshäusern beheizt werden sollen, wird im Februar 2011 mit den Bohrarbeiten begonnen. Die zwei Bohrungen werden im Laufe des Sommers bis in 1.950 m bzw. 1.924 m Tiefe abgeteuft und fördern 73°C warmes Wasser, mit dem drei Gemüsegärtner, deren Gewächshäuser mit einem Fernwärmenetz miteinander verbunden sind, versorgt werden.

Der Aardwarmtecluster 1 KKP BV mit seiner thermischen Leistung von 7,4 MW soll Anbauflächen von insgesamt 17,5 Hektar mit der natürlichen Wärme aus der Erde versorgen. Im Jahr 2015 werden zwei weitere Gartenbaubetriebe an das Wärmenetz angeschlossen.Heerlen

Im Februar 2011 erhält die deutsche Bohrfirma Daldrup & Söhne AG der Auftrag für die komplette Erstellung der geothermischen Dublette in Ijsselmuiden. Es wird erwartet, genügend heißes Wasser zu finden, um ab dem Herbst 60 – 80 % des Wärmebedarfs decken zu können. Sollte das nicht der Fall sein, steht eine Ausbaureserve für ca. 8 Bohrungen (4 Dubletten) zur Verfügung.

Im selben Monat wird eine Geothermiebohrung in Amerlaan fündig, wo ein Pool, eine Sporthalle, ein College sowie landwirtschaftliche Betriebe beheizt werden sollen. Die 2010 abgeteufte Doublette, deren Bohrenden etwa 1.500 m Abstand haben, erreicht in einer 2.100 m tiefen, gut durchlässigen Sandlage eine Wssertemperatur von 70°C. Die Förderrate liegt bei etwa 60 m³/h und soll im Laufe der Zeit auf etwa 100 m³/h erhöht werden.

Das Projekt weit eine Besonderheit auf, denn das Wasser, das etwa viermal so salzig ist wie Meerwasser, steigt durch natürlichen Druck bis 40 m nach oben und muß nur die letzten Meter mit einer Pumpe an die Erdoberfläche verbracht werden. Hier wird der Sole die Wärme über Wärmetauscher entzogen, bevor sie wieder in den Untergrund rückgeleitet wird. Zur Speicherung der Energie ist ein 1.850 m³ Pufferspeicher zwischen dem Wärmetauscher und den Kundeanschlüssen geschaltet.

Im März 2011 beendet die Daldrup & Söhne AG eine ca. 1.000 m tiefe Explorationsbohrung in Haaksbergen zur Erkundung eines neuen Solegewinnungsfeldes.

Im Mai meldet die Fachpresse, daß die Gemeinde der Insel Texel plant, einen großen Teil des Strombedarfs der Insel über ein Geothermie-Kraftwerk zu beziehen. Laut einer Machbarkeitsstudie sind durch die Abwärme des Kraftwerkes zudem auch tausende Immobilien beheizbar. Die angestrebte Tiefe liegt bei 5.000 m, eine Explorationslizenz wurde bereits erteilt.

Ein weiteres Tiefengeothermie-Projekt mit Abteufungen auf 4.000 m wird im Juni 2011 durch die Gartenbaugenossenschaft FloraHolland geplant, die dabei mit der Energie- und Abfallgesellschaft HVC und dem Netzbetreiber Westland Infra zusammenarbeitet. Das erwartete 140°C heiße Wasser soll zur Wärmeversorgung von neuen Wohnungen und 100 Hektar Gewächshäusern in dem neuen Stadtteil Liermolen in De Lier genutzt werden. Über eine Umsetzung ist bislang nichts bekannt.

Allerdings wird später unter dem Projektnamen Geothermie De Lier eine Initiative der Gartenbaubetriebe Harting Holland, A. de Bruijn und Zn BV umgesetzt, bei dem die KCA Deutag eine Bohrung bis in eine Tiefe von ca. 2.600 m durchführt, die ab 2014 Wasser von etwa 85°C liefert und eine thermische Leistung von ca. 16 MW erzielt.

Im Oktober 2011 beginnt die deutsche Firma DrillTec die Bohrarbeiten für den ersten Brunnen des 14 Mio. € teuren Projekts der Green Well Westland B.V., bei dem sich fünf Gewächshausfirmen aus Honselersdijk im Rahmen ihrer langfristigen Geschäftspläne an einer Geothermie-Anlage beteiligen, um ihren jährlichen Erdgasverbrauch um mehr als 50 % zu reduzieren. Sie werden dabei von der Gemeinde Westland unterstützt.

Nachdem die geothermische Anlage 2013 mit einer durchschnittlichen Bohrtiefe von 2.950 m in Betrieb genommen wird, entdecken die Betreiber, daß sie mehr Wärme erzeugen können als erwartet. Die Dublette liefert 11,5 MW thermisch mit einer Wassertemperatur von 85°C und wird für etwa 7.000 Stunden pro Jahr genutzt. Aufgrund dieser Tatsache verwenden später noch fünf weitere Gewächshausfirmen die Wärme des Green Well Westland Projekts. Das im Jahr 2007 gestartete Projekt wird von den niederländischen Behörden mit einem ,Inspiration Award’ ausgezeichnet.

Pläne für eine weitere Expansion liegen bereits vor, und die Clustermitglieder planen zudem, mit anderen geothermischen Gruppen zusammenzuarbeiten, um für Geothermieprojekte in Europa ein eigenes Logo zu entwickeln. Dieses soll als Werbewerkzeug genutzt werden, um Kunden zu zeigen, daß die betreffenden Produkte nachhaltige Wärmequellen nutzen.

Die Daldrup & Söhne AG erhält im Juni 2012 von dem Unternehmen Floricultura den Auftrag für eine Tiefbohrung, da der Weltmarktführer für Orchideen-Ausgangsmaterial ebenfalls zur Wärmeversorgung aus der Geothermie wechseln will. Die Firma verfügt über eine Gewächshäuser-Produktionsfläche von 13 Hektar.

Im April 2013 unterzeichnet die isländische Explorationsgesellschaft Island GeoSurvey (ÍSOR) mit der Daldrup & Söhne AG einen Vertrag, um die Protokollierung der zwei Bohrlöcher durchzuführen, die das Unternehmen in Heemsmkerk bohrt. Die Bohrungen werden sich in eine Tiefe von 2.700 bis 2.900 m erstrecken, wo die Temperatur 100°C beträgt.

Die Floricultura-Gewächshäuser nutzen seitdem einen unterirdischen Wärme- und Kältespeicher (ATES) mit einer thermischen Leistung von ca. 10 MW, der dem Unternehmen eine jährliche Einsparung von rund 5 Mio. m³ Gas erlaubt. Einer Analyse der holländischen Rabobank zufolge, die im August erscheint, können große geothermische Installationen die laufenden Kosten der Blumen- und Gemüsezüchter um bis zu 50 % verringern.

In diesem Monat wird zudem bekannt, daß die Geothermie auch eine Option für die karibischen Überseeterritorien der Niederlande St. Eustatius, St. Maarten und Saba darstellt. Bislang arbeiten die Inselverwaltungen in Kooperation mit dem niederländischen Ministerium für Wirtschaft, Landwirtschaft und Innovation nur an der Entwicklung der Windenergie.

Um auch die Möglichkeiten der Geothermie zu erkunden, wird ein Memorandum of Understanding mit einem französischen Unternehmen ausgearbeitet, was allerdings eine Abkehr von den Gesprächen mit der Nevis West Indies Power Nevis Ltd. darstellt (s.u. Großbritannien).

Weitere Nachrichten über die Entwicklung auf den Inseln St. Eustatius und Saba gibt es erst wieder im Januar 2018, als sich der französische Geothermie-Entwickler Teranov zwei geothermische Explorationslizenzen sichert. Diese berechtigen die Firma, in den nächsten drei Jahren die geothermischen Ressourcen auf beiden Inseln zu erkunden und für die weitere industrielle Nutzung zu bewerten. Dazu geben sie der Teranov auch Prioritätsrechte für den Zugang zu der Ressource, sobald sie erschlossen ist.

Die beiden Sondierungslizenzen sind wichtige Schritte für das Kooperationsprojekt, das vom Exekutivrat von Saint-Martin geleitet wird und den Namen Leeward Islands’ Geothermal & Digital Interconnexion Hub in Saint-Martin trägt. Erste Oberflächenuntersuchungen haben bereits mit geochemischen Proben begonnen, anschließend soll in den kommenden Monaten die geologische Kampagne umgesetzt werden.

Im August 2012 beantragt der niederländische Geothermie-Entwickler Transmark Renewables Products B.V. zwei Explorationslizenzen in den Provinzen Friesland und Noord-Brabant/Utrecht, um die Machbarkeit der geothermischen Stromerzeugung im Land zu untersuchen. Die Erstellung einer umfangreichen Explorationsstudie nebst ihren Versuchsbohrungen in 4 – 6 km wird voraussichtlich 3 – 4 Jahre dauern. Die Lizenzen werden im September 2013 erteilt, doch auch in diesem Fall sind lange keine weiteren Schritte zu verzeichnen.

Erst im Dezember 2017 meldet die Presse, daß die Provinz und Gemeinde Utrecht zusammen mit ihren Partnern eine staatliche Subvention der Netherlands Enterprise Agency anstrebt, die dazu beitragen könnte, die fünf Jahre zuvor erstellte Studie auf den Weg einer Umsetzung zu bringen. Geplant ist nun die Exploration in einer geschätzten Tiefe von 3.000 m.

Die Projektpartner sind im übrigen Engie Services Nederland, TNO, Eneco, Energie Beheer Nederland, Huisman, Well Engineering & Partners, IF Technology und die Universität Utrecht. Wenn der Subventionsantrag erfolgreich ist, was sich im März 2018 klären wird, werden sowohl die Stadtverwaltung als auch die Provinz Utrecht weitere 300.000 € in das Projekt investieren.

Im Oktober 2012 wird berichtet, daß nun auch der fortschrittliche Familienbetrieb Wijnen Square Crops zwei geothermische Brunnen mit einer Tiefe von rund 2.200 m gebohrt hat, um den Betrieb eines kombinierten Heizkraftwerks mit der Erdwärme zu unterstützen. Die Firma hatte sich schon seit 2008 mit dem Gedanken getragen. Die Wassertemperatur beträgt 80°C und wird über einen Wärmetauscher in die Gewächshäuser der Firma geleitet, um damit ,grüne’ Paprika in vier Farben liefern zu können.

Da die installierte Kapazität der Aardwarmtebron Californië (Erdwärmequelle Kalifornien) den Eigenbedarf der 32 Hektar großen Gewächshäuser übersteigt, zieht das Unternehmen in Erwägung, auch die Firmen in der Nachbarschaft mit Wärmeenergie zu versorgen.

Anfang 2013 werden in der gleichen Gegend, in Grubbenvorst in der Nähe von Venlo, die Bohraktivitäten des Projekts Californië Wijnen Grubbenvorst abgeschlossen, bei dem aus 2.600 m Tiefe etwa 74°C warmes Wasser gefördert wird. Die erzielte thermische Leistung beträgt ca. 11 MW.

Etwa 1,5 km von der Geothermieanlage der Wijnen Square Crops entfernt beginnt Ende 2015 der Bau einer zweiten geothermischen Dublette im Gartenbaugebiet Kalifornien. Das Projekt Californië Lipzig Gielen liefert ab dem Februar 2016 aus einer Tiefe von mehr als 2.500 m Wasser mit einer Temperatur von 80°C und erreicht eine Leistung von 18 MW.

Im November 2012 folgt die Meldung, daß der Gewächshaus-Gartenbaubetrieb A.C. Hartman Beheer B.V. in Friesland, der größte Bio-Gemüseproduzent in den Niederlanden mit einem Marktanteil von 30 %, im nächstes Jahr Bohrungen für den Bau einer 3.000 m tiefen geothermischen Wärmequelle durchführen wird. Der Bau der Dublette in Sexbierum wird rund 13 Mio. € kosten. Die Firma will das 100°C warme Wasser verwenden, um ab Ende des Folgejahres 28 Hektar Gewächshäuser mit Tomaten, Gurken und Paprika zu beheizen.

Teil des Projekts ist zudem eine Gasabscheideanlage, da man davon ausgeht, daß mit jedem Kubikmeter Warmwasser auch ein Kubikmeter Gas ansteht, das zur Erzeugung von Wärme und Strom genutzt werden kann. Um Spitzen abzudecken, bleiben allerdings die vier im Jahr 2009 installierten Blockheizkraftwerke (BHKW) notwendig. Das Hartman-Erwärmeprojekt erhält eine Investitionsbeihilfe in Höhe von 1,5 Mio. € von der Marktintroductie Energie Innovatie (MEI).

Als in Meldungen vom Juli 2017 bekannt wird, daß die A.C. Hartman von der Fruit Farm Group (TFFG) gekauft worden ist, einem Unternehmen, das 2014 von den Aktionären des multinationalen Univeg-Konzerns (später: Greenyard) mit Sitz in Belgien gegründet wurde, ist zu erfahren, daß die Übernahme der A.C. Hartman es dieser ermöglichen wird, zu wachsen und nachhaltiger zu werden, insbesondere durch ein Projekt, bei dem Erdwärmetechnologien eingesetzt werden.

Die Firma verfügt zu diesem Zeitpunkt über 72 Hektar Anbauland, das in den nächsten Jahren auf 110 Hektar erweitert wird. Es scheint aber, als sei der Ansatz von 2012 trotz der damaligen Investitionsbeihilfe nicht umgesetzt worden, denn es heißt nun, daß die Gewächshäuser der A.C. Hartman „im Rahmen des neuen Projekts mit Erdwärme beheizt werden sollen“ – wobei wieder davon gesprochen wird, im Bereich von Sexbierum einen 3.000 m tiefer Brunnen zu bohren, diesmal in Zusammenarbeit mit dem Friesland Clean Energy Fund und dem Dutch National Green Fund (NGF).

Späteren Meldungen zufolge sollen die Bohrungen im Herbst 2018 beginnen, damit die Quelle Anfang 2019 betriebsbereit sein kann.

Außerhalb Hollands schreitet die Entwicklung noch schneller voran – mit niederländischer Hilfe. Beispielsweise geben das Ingenieurbüro IF Technology, eines der führenden europäischen Unternehmen für Geothermie mit Sitz in Arnheim, sowie die Firmen Constellation Energy Corp. (CEC) und Emerging Power Resource Holdings Inc. (EPRHI) im April 2013 bekannt, daß sie auf den Philippinen ein 20 MW (andere Quellen: 40 MW) Kraftwerk mit einem Potential von bis zu 70 MW entwickeln werden. Die CEC plant für das Projekt, das voraussichtlich rund 170 Mio. $ (andere Quellen: 185 Mio. $) kosten wird, zudem ein Thermal- und Wellneß-Center.

Im Januar 2014 erhält das niederländisch-philippinische Konsortium von der Netherlands Development Finance Co. (FMO) eine anteilige Finanzierung für das Projekt, das bis 2016 betriebsbereit sein soll (s.d.).

Im Inland liefern im Jahr 2013 rund 3.000 Wärme- und Kältespeichersysteme 830 GWh thermische Energie, dazu kommen neun tiefengeothermische Dubletten mit zusammen 268 GWh. Vier weitere sind im Prozeß des Bohrens oder Testens. Den Zahlen von 2015 zufolge sind zudem insgesamt rund 2.300 Erdwärmepumpen in Betrieb.

Im Juli 2014 geht die erste Geothermieanlage zur Wärmeversorgung von Gärtnereien in Wieringermeer in Nord-Holland in Betrieb. Die Anlage mit zwei Förder- und zwei Injektionsbrunnen fördert Grundwasser aus 2.250 m Tiefe mit einer Temperatur von ca. 92°C. Nach einer Vorbereitungszeit von fast zwei Jahren hatte das Energie Combinatie Wieringermeer (ECW), in dem sich Gärtner und Entwickler zusammengeschlossen haben, im Frühjahr 2013 mit den Bohrarbeiten begonnen.

Das zu diesem Zeitpunkt größte geothermische Heizkraftwerk der Niederlande nimmt im September 2015 seinen Betrieb auf, die thermische Leistung beträgt ca. 28 MW. Auf Grundlage praktischer Messungen wird festgestellt, daß die Geothermieanlage 20 % des Energiebedarfs der Gewächshäuser im Agriport A7 abdecken kann. Das mitgeförderte Gas dient der Erzeugung von Strom und Wärme in einem KWK.

Das Delft Aardwarmte Project (DAP), über das erstmals im Februar 2015 berichtet wird, beinhaltet das Abteufen eines tiefen geothermischen Brunnens an der TU Delft, mit dem die Gebäude des Campus auf nachhaltige Weise beheizt werden sollen. Das Projekt war bereits 2008 von Studenten ins Leben gerufen worden.

Neben dem Wärmeertrag bietet die Brunnen-Dublette auf dem Campus alle Arten von Forschungsmöglichkeiten, da ein neues und herausforderndes Thema die Wärmegewinnung in Tiefen von mehr als 4.000 m ist, wo das Wasser mit rund 150°C so heiß ist, daß es zur Stromerzeugung genutzt werden kann.

Im April 2015 wird gemeldet, daß die niederländische Regierung in den nächsten Jahren eine Wärmeverordnung für private Haushalte und die Industrie verabschieden will, um die Abhängigkeit des Landes vom Erdgas zu reduzieren. Dabei spielt die Geothermie für die Wärmegewinnung eine große Rolle. Derzeit wird ca. 60 % des Wärmeverbrauchs  aus Erdgas gewonnen.

Ein erster Schritt ist die Investition von ca. 3,6 Mio. € in Erkundungsbohrungen im Westland für ein Tiefengeothermieprojekt. Nach positiven Resultaten wird ein Bohrturm installiert, mit dem ab Mai 2017 eine über 4.550 m tiefe Bohrung unterhalb der Gewächshausregion in der Nähe von Den Haag abgeteuft wird. Bereits im Dezember soll die erste Erdwärme in Form 130 - 150°C heißem Wasser für die riesigen Blumen- und Gemüseanbau-Gewächshäuser hinaufgepumpt werden.

Das 50 Mio. € Pilotprojekt Trias Westland wird doppelt so groß sein wie andere Geothermie-Heizkraftwerke in den Niederlanden, und soll 10 – 20 % des jährlichen Wärmebedarfs von 49 Erzeugern decken. Tatsächlich startet die Bohrkampagne in Naaldwijk allerdings erst im Novenber 2017. Mit den Fördertests soll im Februar 2018 begonnen werden.

Auch in diesem Jahr geht es mit den Bohraufträgen für schlüsselfertige Geothermieprojekte weiter, deren Energie über ein Nahwärmenetz vor allem der Heizung von Gewächshäusern dienen soll. In den Jahren 2009 bis 2014 hatte sich die Erdwärmeproduktion in den Niederlanden um das Zehnfache erhöht.

Daldrup & Söhne AG erhalten beispielsweise im August von der Nature’s Heat B.V., einem Zusammenschluß von zehn Gewächshausbetreibern in der niederländischen Region Südholland, den rund 15 Mio. € schweren Auftrag für eine 3.000 m tiefe Bohrung zusammen mit einer Heizzentrale und dem zugehörigen Nahwärme-Verteilnetz.

Bis zum Oktober 2016 wird die erste Bohrung erfolgreich abgeteuft und getestet, deren Fündigkeit bei mindestens 110 L/s und einer Thermalwassertemperatur von ca. 86°C liegt, was weit mehr als der prognostizierte Durchschnittswert von 60 L/s ist. Damit steigt auch die nutzbare Wärmemenge von 12 MW auf 20 MW. Darüber hinaus wird auch noch das 1,2-fache Volumen an Erdgas gefördert, das separiert und von dritter Seite zur Stromerzeugung genutzt werden wird.

Im Laufe des Jahres 2015 werden drei geothermische Bohrungen abgeschlossen, zwei in Vierpolders (die Prominent-Gärtnereien Kwekerij Noordermeer und Voort Brielle) und eine in Honselersdijk. Zudem werden sechs neue Anträge auf Explorationslizenzen eingereicht.

Das Projekt Aardwarmte Vierpolders in der Nähe von Brielle, dessen Bohrungen in eine Tiefe von 2.200 m von KCA Deutag durchgeführt wurden, hat eine thermische Leistung von ca. 16 MW und liefert Wasser mit einer Temperatur von etwa 82°C an ein Kollektiv von neun Gärtnereien. Betreiber ist die Hydreco GeoMEC. Das mitproduzierte Gas gelangt in eine KWK-Anlage, mit der Strom für den Eigenbedarf produziert wird.

Ende diees Jahres sind in den Niederlanden 14 Projekte für Tiefengeothermie (DGE) mit einer thermischen Gesamtkapazität von 127 MW sowie mehr als 2.000 Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) Systeme in Betrieb. Der lokalen Wärmepumpenindustrie zufolge sind zudem etwa 50.000 Erdwärmepumpen (GHPS) im Einsatz. Der Hauptmarkt für GHPS ist der Wohnungssektor (nur Heizung), wobei der Markt jährlich um 10 % wächst.

Im Januar 2016 geht die holländische Firma IF Technology (s.o.) eine Kooperation mit dem schwedischen Unternehmen Climeon ein, um eine Stromerzeugung aus der Geothermie auch bei geringer Wärmeenergie zu ermöglichen. Dabei geht es in erster Linie um die vakuumfähige Wärmekraftlösung Climeon Ocean, die viel effizienter Strom aus heißem Wasser erzeugt als gegenwärtig jede andere Lösung auf dem Markt.

Da Climeon Ocean in verhältnismäßig niedrigen Temperaturbereichen von 70 – 120°C betrieben wird, kann es die geothermische Stromerzeugung auch in den Niederlanden wirtschaftlich machen. Die Partnerschaft hat einen fliegenden Start, und nur einen Monat später arbeiten die beiden Unternehmen bereits mit mehreren Kunden zusammen, um diese Lösung in deren Geothermieprojekte zu integrieren.

Berichten vom Mai zufolge entwickelt die IF Technology zudem ein kleines Kraftwerkssystem zur Versorgung abgelegener Gemeinden in Indonesien mit Strom aus geothermischen Ressourcen, das den Namen MiniGeo erhält und eine Alternative zu Dieselgeneratoren bieten soll, die sowohl teuer als auch umweltschädlich sind. Dieses Projekt läuft im Rahmen des Geothermal Capacity Building Programme (GEOCAP), einer Partnerschaft zwischen niederländischen und indonesischen Partnern. Mehr über dieses Projekt und weitere Kooperationsprojekte findet sich in der Länderübersicht Indonesien (s.d.).

Ebenfalls im Mai 2016 veröffentlichen der Unternehmerverband LTO Glaskracht Nederland und das niederländische Wirtschaftsministerium den dritten Aufruf für Projektanträge im Rahmen des Förderprogramms Kennisagenda Aardwarmte (Kenntnisgewinn Erdwärme), bei dem die wissenschaftliche und praktische Forschung, Machbarkeitsstudien und Pilotprojekte für den Einsatz im Feld unterstützt werden.

Das Programm stellt für die Forschung und Entwicklung auf diesem Gebiet jedes Jahr 5 Mio. € zur Verfügung, je zur Hälfte getragen von der Industrie und dem Wirtschaftsministerium. Darüber hinaus stellt das Ministerium noch jährlich 13 Mio. € für Subventions- und Grundlagenforschungsprojekte zur Verfügung.

Im selben Monat meldet die Fachpresse, daß die Provinz Groningen den Betrag von 2 Mio. € in die Entwicklung eines geothermischen Fernwärmesystems investieren wird, um innerhalb der nächsten fünf Jahre rund 11.000 Haushalte im Nordwesten der gleichnamigen Stadt, die auch die Hauptstadt der Provinz ist, mit Wärme zu versorgen. Das Projekt Geothermie en Warmtenet Noordwest wird von der Gemeinde und der örtlichen Wassergesellschaft entwickelt. Die Bohrung bis in eine Tiefe von etwa 3.400 m soll auf dem Campus der Zernike Universität stattfinden und heiße Sole mit einer Temperatur von 120°C fördern.

Im Oktober 2016 folgt die Meldung, daß sich die IF Technology mit der dänischen Firma Ross Offshore DK (einer Tochtergesellschaft der Norwegian Ross Offshore) im Bereich Engineering und Management von geothermischen Bohrprojekten zusammengeschlossen hat, nachdem diese den Bohrmanagement-Vertrag für das nun WarmteStad genannte Projekt gewonnen hat. Es wird erwartet, daß das Geothermieprojekt zwischen Ende 2017 und Anfang 2018 realisiert wird.

Im Dezember 2017 wird allerdings berichtet, daß die Gemeinde Groningen das Erdwärmeprojek, das im Stadtteil Selwerd entstehen sollte, nach Jahren der Vorbereitung im Vormonat gestoppt hat, nachdem wiederholt Bedenken hinsichtlich der Sicherheit aufgrund alter Erdgasschichten und der Risiken seismischer Ereignisse geäußert wurden. Zudem sei der Stadtrat von Experten des Projekts in die Irre geführt worden. Als besonders negativ wird angesehen, daß das Scheitern des Projekts viel Mißtrauen gegenüber der Geothermie an sich verursacht.

Im März 2016 startet das von der Europäischen Kommission finanzierte Horizon-2020-Projekt SURE (Novel Productivity Enhancement Concept for a Sustainable Utilization of a Geothermal Resource) mit der radialen Wasserstrahl-Bohrtechnologie (RJD). Diese Technik wird als alternatives Stimulationsverfahren untersucht und getestet, um den Zufluß zu ungenügend produzierenden geothermischen Quellen zu erhöhen. Im August beginnt der Einsatz an zwei geothermischen Quellen in den Niederlanden und Island.

Das radiale Wasserstrahlbohren nutzt die Kraft eines fokussierten Flüssigkeitsstrahls, der durch eine Spule in ein vorhandenes Bohrloch eingebracht wird. Diese Technologie bietet wahrscheinlich eine viel effektivere Kontrolle über die verbesserten Strömungswege um eine geothermische Quelle herum und erfordert nicht die Menge an Flüssigkeit, wie es beim herkömmlichen hydraulischen Aufbrechen (Fracking) der Fall ist, wodurch das Risiko einer induzierten Seismizität beträchtlich verringert wird.

In Mai 2017 wird bekannt, daß die Provinz Noord-Brabant eine Garantie von 3,5 Mio. € gestellt hat, damit ab dem Folgejahr in Tilburg nach Erdwärme gebohrt werden kann. Standort ist das Gelände des Pommes-Herstellers Agristo im Gewerbepark Vossenberg, wo in einer Tiefe von etwa 2.500 m Grundwasser mit einer Temperatur von etwa 90°C erwartet wird. Dieses soll dann zum Heizen von Häusern sowie in Produktionsprozessen genutzt werden.

Im Juni 2017 unterzeichnen das niederländische Ministerium für Wirtschaft, Infrastruktur und Umwelt, die Energie Beheer Nederland (EBN) – ein Unternehmen, das im Auftrag des Staates in die Exploration, Förderung und Speicherung von Gas und Öl investiert –, die Niederländische Organisation für angewandte wissenschaftliche Forschung (TNO) sowie ein Konsortium von Unternehmen den sogenannten Green Deal Ultra Deep Geothermal (UDG), der sich auf die Beschaffung von ~ 180°C heißem Dampf für die Papierproduktion der Firma Parenco konzentriert, wobei die Restwärme für eine Fernwärmeversorgung der Gemeinden Renkum, Wageningen und Ede genutzt werden soll.

Vor dem Green Deal war bereits im Dezember 2016 ein regionales Abkommen zwischen Konsortiumsmitgliedern, lokalen und regionalen Regierungen und einer breiten Gruppe anderer Interessen zur Unterstützung des Projekts unterzeichnet worden. Der Green Deal selbst ist Teil einer Vereinbarung mit sieben niederländischen Geothermie-Projekten und dem Wirtschaftsministerium, mit dem Ziel, den CO₂-Fußabdruck der niederländischen Industrie durch die Bereitstellung von Wärme mit hoher Enthalpie zu reduzieren.

Die Unterstützung durch das Wirtschaftsministerium in der Explorationsphase ist ein wichtiger Meilenstein in der Entwicklung des Projekts Renkum, da derzeit nur begrenzte geologische Daten von den ultratiefen Zielen in über 4.000 m zur Verfügung stehen. Potentiell könnten 30 % des industriellen Wärmebedarfs durch die ultratiefe Geothermie gedeckt werden.

Im Juli 2017 unterzeichnen fünf Parteien in Hertogenbosch die Vereinbarung für ein Forschungsprojekt zur Nutzung der Erdwärme im östlichen Teil der Gemeinde Brabant. Darunter sind der Bierbrauer Bavaria, der Schokoriegel-Produzent Mars, der Heiz- und Kühlbetrieb Ennatuurlijk und der Milchpulver-Hersteller FrieslandCampina Veghel. Letzterer beispielsweise würde weniger Kraftstoff benötigen um Dampf zu gewinnen, wenn ausreichend geothermische Wärme zur Verfügung stünde.

Ab dem Herbst beginnen in Veghel, Someren, Helmond und Deurne seismologische Forschungen, für die rund 1,9 Mio. € zur Verfügung stehen.

Ebenfalls im Juni 2017 kündigt der Rotterdamer Hafen, der drittgrößte Hafen der Welt, Pläne an, angesichts des starken Energiebedarfs im Rotterdamer Industriebereich die Geothermie für einen Teil seines Strombedarfs zu erschließen. Die Hafenbehörde plant, ein oder mehrere Unternehmen zu motivieren, als Betreiber eines entsprechenden Erdwärme-Kraftwerks zu fungieren.

Die Ausgangslage sieht gut aus, denn etwa 4 – 8 km unter der Oberfläche der Niederlande liegt eine Reihe von Gesteinsschichten, die als Dinantin bekannt sind und dank der Kombination ihrer Tiefe (relativ hohe Temperatur) und ihrer Zusammensetzung (Permeabilität) gute Aussichten für die Gewinnung von geothermischer Energie bieten. Erste Untersuchungen haben ergeben, daß die vielversprechendsten Standorte im Hafenbereich für ein solches Projekt die Maasvlakte und der westliche Teil von Europoort sind, wo sich der Dinantin in etwa 5 km Tiefe befindet.

Die Studie, die gemeinsam von der Hafenbehörde und der Erdölgesellschaft Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. (NAM) durchgeführt wird, ist ebenfalls Teil der o.g. Green Deep Geothermie. Besonders wichtig ist die technische Untersuchung der Chancen und Risiken der Erdwärmegewinnung in dieser Tiefe und an diesem Standort. Darüber hinaus wird die Hafenbehörde eine Explorationsgenehmigung beantragen, deren Erhalt voraussichtlich sechs bis zwölf Monate dauern wird. Bei einem positiven Ergebnis wird erwartet, daß die regulären Bohrungen im Jahr 2019 durchgeführt werden.

Der schon mehrfach erwähnte holländische Spezialist für Hebe-, Bohr- und Offshore-Anlagen Huisman erhält von Wayland Energy den Auftrag, zwei geothermale Bohrungen in Bergschenhoek zu bohren, die in Tiefen von ca. 2.500 und 2.800 m führen sollen. Auch bei dieser im September 2017 startenden Aktion kommt eine Huisman-eigene Bohranlage LOC 400 zum Einsatz, einem modularen Containerturm mit einem vollautomatischen Rohrmanipulator, bei dem der Bohrvorgang ohne Personal am Bohrboden durchgeführt wird. Ebenfalls beteiligt ist das Bauunternehmen deutsche Züblin.

Schon kurz vor Jahresende beginnt das Geothermie-Projekt mit der Lieferung von Erdwärme aus dem 67°C warmen Wasser an das Gemüse-Gewächshaus von Hollandplant. Die Versorgung erfolgt über AgroEnergy, welche die Wärme über das Wärmenetz von Wayland Energy, früher bekannt als Warmtebedrijf Bergschenhoek, an 15 Gewächshaus-Anbauunternehmen in Bergschenhoek und Bleiswijk verkauft und liefert.

Indien

Dem Geological Survey of India (GSI) zufolge gibt etwa 400 heiße Quellen in Indien, von denen mehr als 350 in den Provinzen Himalya, Camba und Son-Narmada-Tapi liegen. Die Oberflächentemperatur dieser Quellen reicht von 35°C bis zu 98°C. Solches fast kochendes Wasser liefern beispielsweise fünf Quellen in dem Ort Tattapani im Bundesstaat Chhattisgarh. Ressourcen mit einer Temperatur von etwa 150°C gibt es u.a. in den Bundesstaaten  Jharkhand, Uttarakhand, Maharashtra und Gujarat.

Experten schätzen, daß das oberflächennahe geothermische Potential Indiens 10.600 MW beträgt, auch wenn bislang nur 100 MW als gesichert gelten. Andere Quellen sprechen von sogar 150.000 MW an potentieller Energie aus der Erdwärme. Als besonders ergiebig gelten die Regionen des Puga Valley (Jammu und Kaschmir), Tattapani (Chhattisgarh), das Godavari Basin Manikaran und Manali (Himachal Pradesh), Bakreshwar (Westbengalen), Tuwa (Gujarat) sowie Unai und Jalgaon (Maharashtra).

Einigen Quellen zufolge stammen die ersten Forschungsarbeiten zur Geothermie in Indien schon aus dem Jahr 1862. Belegt ist, daß die indische Regierung 1967 ein Komitee gründet, um die Möglichkeiten der geothermischen Exploration zu studieren. Das Land beginnt 1973 mit der Erkundung und Erforschung geothermischer Felder.

Nach den Untersuchungen legt der Ausschuß im Jahr 1983 einen detaillierten Bericht über heiße Quellen und potentielle geothermische Provinzen vor, der den Titel ,Hot Spring Committee Report’ trägt. In den 1980er Jahren wird dann vom GSI in Manikaran in Himachal Pradesh erfolgreich ein erstes Pilot-Kraftwerk mit einer Leistung von 5 kW in Betrieb genommen, über das ich bislang aber noch keine weiteren Details gefunden habe.

Danach gibt es jahrzehntelang aber keinerlei wärme- oder stromproduzierende geothermische Anlagen in Indien. Als Hauptgrund dafür wird die Verfügbarkeit von reichlich Kohle zu günstigen Preisen genannt. Die einzige direkte Nutzung der Geothermie beschränkt sich auf das Schwimmen, die Bädertherapie und in einigen Fällen auch das Kochen und Trocknen. Dem Stand von Ende 2009 sind zum Baden und Schwimmen 265 MW thermisch installiert.

In einem im Mai 2008 vorgelegten Bericht empfiehlt eine Expertengruppe des Ministeriums für Umwelt und Forsten die Entwicklung einer Stromerzeugung aus Geothermie im Puga Valley in der Region Ladakh von Jammu und Kaschmir. Die Machbarkeit der Geothermie war 2007 von einem Regierungsausschuß bewertet worden.

Dabei erwies sich das Gebiet um die heißen Quellen von Puga als die geologisch interessanteste, in welcher sich die geothermische Aktivität auf ein 3 km² großes Gebiet des 15 km langen Tals konzentriert. Schon in Tiefen von 2.000 m erreichen die Temperaturen hier bis zu 240°C. Mit dieser Kapazität könnten 30 – 40 MW Strom erzeugt werden.

Die lokale Presse berichtet im April 2009 jedoch auch, daß es in Kaschmir, dem historisch umstrittenen Gebiet in der nördlichen Ecke Indiens in der Nähe von Pakistan, Afghanistan und China/Tibet, einige Akteure gibt, die jegliche Aktivitäten im Puga-Tal als „Plünderung nationaler Ressourcen“ durch Indien betrachten. Andere Akteure, die entweder an dem Puga-Projekt arbeiten oder daran interessiert sind, sind der Ansicht, daß kein derartiger Konflikt besteht, da das Land „eindeutig zu Indien gehört“ und sich der geplante Standort nicht im umstrittenem Gebiet befindet.

Farooq Siddiqi, der Vorsitzende der Befreiungsfront von Jammu und Kaschmir, warnte die ,Besatzungsbehörden’, jedenfalls von der Zuteilung von Land im Puga-Tal an Gothermie-Entwickler. In der Erklärung heißt es, daß ohne eine endgültige Regelung der Situation jegliche Dividende, die aus den Ressourcen dieses Territoriums erzielt wird, der wirtschaftlichen Piraterie gleichkommt.

Der politische Hintergrund hindert die Firma Thermax Ltd., ein Anbieter von Energie- und Umweltlösungen mit Sitz in Puna, jedoch nicht daran, im November 2010 eine Absichtserklärung mit der isländischen Firma Reykjavík Geothermal zu unterzeichnen, um in Puga ein 3 MW Pilotprojekt zu errichten. Der Partner soll Thermax bei der Erkundung des Geländes und Durchführung der Bohrung unterstützen. Außerdem will man die Ressourcen in der Region Ratnagiri im Bundesstaat Maharashtra zu erforschen.

Dies ist jedoch nicht die einzige Partnerschaft auf dem Sektor. Berichte aus dem Jahr 2010 besagen, daß auch die LNJ Bhilwara Group eine Vereinbarung zur Entwicklung eines Geothermieprojekts am selben Standort unterzeichnet hat – mit der ebenfalls isländischen Firma Mannvit. Und die GeoSyndicate Power Pvt Ltd. will zusammen mit der australische Panax Geothermal das gleiche Projekt (oder eines in der Nähe) erforschen.

Tatsächlich hatte die GeoSyndicate, eine Ausgründung des Indian Institute of Technology in Bombay, bereits im August unter Schirmherrschaft der Non-conventional Energy Development Corporation of Andhra Pradesh Ltd. (NEDCAP) Indiens erstes Geothermal Power Purchase Agreement (PPA) mit der Northern Power Distribution Company of AP Ltd. (APNPDC) unterzeichnet.

Die Firma plant für den Distrikt Khammam im Bundesstaat Telangana eine geothermische Demonstrationsanlage mit einer Anfangskapazität von 25 MW, die bis 2012 entstehen und 43 Mio. $ kosten soll. Hierzu wartet die Geosyndicate Power auf eine Genehmigung der staatlichen Elektrizitätsbehörde. Später hört man aber nie wieder etwas darüber.

Im Januar 2011 folgt die Meldung, daß die Thermax in Kürze eine Absichtserklärung mit der Maharashtra Energy Development Authority (MEDA) unterzeichnen wird, um den Auftrag für den Bau des ersten geothermischen Kraftwerks in Indien zu erhalten. Die vorgeschlagene 5 MW Anlage soll innerhalb von drei Jahren in der Region Konkan in Maharashtra errichtet werden, finanziert von Thermax. Doch auch über dieses Projekt ist später nichts mehr zu hören.

Demgegenüber wird im März 2012 erwartet, daß noch in diesem Monat oder Anfang April Angebote für das Geothermieprojekt in Puga abgeben werden – von der Thermax und der Geosyndicate Power, die laut ihrer Website auch noch an einem nicht näher definierten 60 MW Projekt in Ladakh arbeitet. Tatsächlich gehen diese Projekte aber lange nicht weiter.

Im Jahr 2008 scheint es kurzfristig eine Firma namens geothermal india zu geben, die von sich behauptet, das erste Unternehmen in Indien zu sein, das geothermische Klimaanlagen entwickelt und realisiert. Die Firma scheint inzwischen aber nicht mehr existent zu sein.

Die Chhattisgarh Renewable Energy Development Agency (CREDA), die staatliche Agentur für erneuerbare Energie des Bundesstaates Chhattisgarh in Zentralindien, ruft im Januar 2009 indische und internationale Entwickler zur Abgabe von Angeboten für die Entwicklung eines Geothermieprojekts in Tattapani in Balrampur Tehsil im Bezirk Sarguja auf. Allerdings läßt sich nichts darüber finden, daß dieses Projekt anschließend weiterverfolgt wurde.

Erst im November 2012 ist zu erfahren, daß sich der Staat von Chhattisgarh in Verhandlungen befindet, um mit der staatseigenem National Thermal Power Corporation (NTPC), Indiens größtem Energiekonzern, ein Abkommen zur Erstellung einer Studie über die verfügbaren geothermischen Reserven im Staat zu schließen. Zudem ist die Bildung eines Joint-Venture angedacht, um entsprechende Projekte zu verfolgen.

Tatsächlich unterzeichnet die Regierung im Februar 2013 mit der NTPC eine Absichtserklärung für den Bau eines Energieprojekts in Tattapani im neu gebildeten Kreis Balrampur-Ramanujganj, an dessen Umsetzung sich auch die CREDA beteiligen will. Im Januar 2014 folgt eine weitere Absichtserklärung zwischen der NTPC und dem Geological Survey of India (GSI), um einen detaillierten Projektbericht für das Geothermieprojekt zu erstellen.

Im Januar 2015 lädt die NTPC namhafte Anbieterin Indien und im Ausland ein, ihre Interessenbekundungen zur Durchführung des Projekts auf Turn-Key-Basis abzugeben.

Im Oktober 2016 ist dann zu erfahren, daß die GSI das Potential des Geothermalfeldes von Tattapani auf 10 - 17 MW schätzt. Nun wird ein Schreiben an das Unions-Staatsministerium für Strom, Neue und Erneuerbare Energien gerichtet, um eine Genehmigung und die Freigabe der Mittel in Höhe von 26 Mio. $ für ein erstes 5 MW Pilotprojekt an diesem Standort zu erhalten.

Im August 2017 berichtet die Fachpressen, daß die NTPC, die sich ansonsten hauptsächlich mit der Produktion von Kohle befaßt, bald mit den Explorationsbohrungen in Tattapani beginnen wird, um das effektive Potential für die Stromerzeugung zu ermitteln. Das Projekt unter der Schirmherrschaft der CREDA wird in Zusammenarbeit mit dem Geological Survey of India und dem National Geographic Research Institute in Hyderabad durchgeführt.

Die NTPC erwartet, innerhalb der nächsten 18 Monate nach Fertigstellung des detaillierten Projektberichts mit den Projektaktivitäten zu beginnen. Ist das Pilotprojekt erfolgreich, könnte der Staat die Erzeugung von 10.000 MW in einem Jahrzehnt planen.

Parallel zum Beginn dieser Entwicklung wird ebenfalls im Januar 2009 berichtet, daß die Tata Power Ltd., Teil der Tata-Gruppe und Indiens größtes privates Energieunternehmen, den Anteil an Erneuerbaren Energien in seinem Portfolio von insgesamt 2.300 MW erhöhen will – und zwar mittels Geothermie- oder Solarkraftwerken und in Partnerschaft mit der Regierung von Gujarat, die eine Politik zur Förderung der Geothermie entwickelt. Tata betreibt momentan eine 200 MW Windfarm sowie eine 3 MW Photovoltaik-Anlage.

Die Firma unterzeichnet mit der Regierung die Absichtserklärung für die Entwicklung einer 5 MW Solaranlage, doch Tata wird im Rahmen des Abkommens auch die Möglichkeit eines 5 MW Geothermiekraftwerks an einem geeigneten Standort im Bundesstaat erkunden. Das Unternehmen hatte bereits im September 2008 für 37 Mio. $ einen Anteil von 10 % der australischen Firma Geodynamik (später: ReNu Energy) erworben, um mit deren Know-How auch außerhalb Australien auf dem Geothermiesektor aktiv zu werden.

So bewirbt sich die Tata Power beispielsweise im März 2010 zusammen mit dem australischen Energieversorger Origin Energy Ltd. (der ebenfalls an der Firma Geodynamik beteiligt ist) um ein geothermisches Kraftwerksprojekt in Indonesien. Gleichzeitig ist die Tata Power Teil eines Konsortiums mit der US-Firma Chevron und der indonesischen Firma PT Supraco Energy, um das Kraftwerk mit einer Leistung von zunächst 55 MW in Nordsumatra zu errichten, das später auf 240 MW erweitert werden soll. Tata Power und PT Supraco wollen bis zu 165 Mio. $ in das Sorik Merapi-Projekt investieren (s.d.).

Tata Power hat aber auch große Pläne zur Stromerzeugung aus Geothermie in Indien selbst und führt Gespräche mit den Regierungen von Gujarat und Maharashtra, um Regionen mit geothermischem Potential zu erkunden. Ehrgeiziges Ziel sind 1.500 MW elektrische Leistung aus geothermischen Ressourcen.

Im Februar 2013 gründet die Tata Power eine neue Tochtergesellschaft namens Tata Power Renewable Energy Ltd., um in den nächsten drei Jahren mit globalen Investitionen in Höhe von 800 Mio. $ ein solides Portfolio an Erneuerbaren Energien aufzubauen. Alle neuen Projekte sollen unter der neuen Einheit gebündelt werden, während bestehende Projekte bei der Muttergesellschaft verbleiben.

Im November 2015 plant die Tata Power allerdings die vollständige Ausgliederung des Geschäftsbereichs Clean Energy, wobei unklar ist, ob dies auch das geothermische Geschäft in Australien und Indonesien einschließt. Das Unternehmen wird seine erneuerbaren Energieanlagen, einschließlich der Wind- und Solarenergie, unter der neuen Tochtergesellschaft Tata Power Renewable Energy unterbringen. Weitere Aktivitäten auf dem indischen Geothermiesektor sind bislang aber nicht zu verzeichnen.

Dr. Farooq Abdullah, der indische Unionsminister des Ministeriums für Neue und Erneuerbare Energien (MNRE), erklärt anläßlich des Indien-Island-Workshops zu Erneuerbaren Energien in Neu-Delhi im Januar 2010, an dem sogar Olafur Ragnar Grimsson teilnimmt, der Präsident von Island, daß die bilaterale Zusammenarbeit mit dem nordischen Land für Fortschritte in der geothermischen Energieentwicklung von zentraler Bedeutung sei.

Dazu gehören der Technologietransfer bei Tiefbohrungen, die Bewertung von Lagerstätten und die Errichtung geothermischer Demonstrationskraftwerke. Zudem sollte Island erwägen, eine Gruppe indischer Ingenieure und Wissenschaftler in allen Aspekten der Nutzung von Geothermie auszubilden.

Im Mai führt das MNRE zudem ein Forschungs-, Entwicklungs- und Demonstrationsprogramm zur Geothermie durch, in dessen Rahmen die geothermischen Ressourcenbewertungsstudien des Ministerium durch magneto-tellurische (MT) Untersuchungen des National Geophysical Research Institute (NGRI) in Hyderabad untermauert werden.

Die Studien deckten potentielle Standorte in den Bundesstaaten Jammu & Kashmir, Himachal Pradesh, Uttarakhand, Chhattisgarh und Jharkhand ab. Das Ministerium hat bislang aber noch keinen Antrag der Staaten zur Genehmigung von Geothermieprojekten erhalten.

Im Februar 2011 wird berichtet, daß das MNRE einen neuen politischen Rahmen vorbereitet, der die geothermische Entwicklung des Landes vorantreiben soll. Im Zuge von Konsultationen mit Beamten verschiedener Bundesstaaten soll ein Entwurf der rechtlichen Grundlagen erarbeitet werden, wie z.B. geothermische Mietverträge (Entwicklungsblöcke) vergeben werden können. Es dauert dann allerdings bis zum Juli 2013, als bekannt wird, daß das MNRE plant, die neue Geothermie-Politik noch im Laufe dieses Jahres einzuführen.

Tatsächlich wird der Entwurf des MNRE für eine nationale Geothermie-Politik erst im Februar 2015 auf dem ersten globalen Investorentreffen zu erneuerbaren Energien in Neu-Delhi vorgestellt, an dem auch führende ausländische Unternehmen aus der Geothermie-Branche teilnehmen: „Die Vision des Plans besteht darin, Indien zu einem weltweit führenden Geothermiestandort zu machen, indem in der ersten Phase bis 2022 eine thermische Geothermie-Kapazität von 1.000 MW und eine elektrische von 20 MW installiert wird.“

Das Programm konzentriert sich auf die Bewertung der Ressourcen und die Förderung von Forschungs- und Entwicklungsprojekten zur Stromerzeugung und zu Geothermie-Wärmepumpen auf Kälteträgerbasis (Direct Exchange, DX). Ist die erste 1.000 MW Phase erfolgreich, könnten bis 2030 möglicherweise weitere 9.000 MW thermisch und 1.000 MW elektrisch entwickelt werden.

In einer Pressemitteilung fordert das MNRE im November 2015 öffentliche Stellungnahmen und Kommentare zum Entwurf der ,Nationalen Politik für Geothermie’ an. Das Ministerium plant auch die internationale Zusammenarbeit mit führenden Geothermie-Unternehmen und den beschleunigten Einsatz von Geothermie durch internationale Investitionsförderung.

Der ,Entwurf für einen indischen Geothermie-Entwicklungsrahmen’ wird im Juni 2016 offiziell veröffentlicht.

Zurück zur Chronologie: Ebenfalls im Februar 2011 wird bei einem Workshop über geothermische Energie im nordwestlichen Himalaya, des vom Nationalen Technologieinstituts Hamripur organisiert wird, das Projekt Agneyodgara INDNOR ins Leben gerufen, ein Joint-Venture aus Indien, Norwegen (NGI und IFE) sowie Island (Iceland GeoSurvey, ÍSOR), das die effektive Erschließung der Geothermie in dieser Region untersuchen soll.

Im Rahmen von Vorprojektstudien hatten die beteiligten Wissenschaftler verschiedene geothermische Standorte in Leh (Ladakh), Manali und Manikaran besucht. Das Ergebnis der durchgeführten Studien soll nach Abschluß des Projekts bis Ende dieses Jahres veröffentlicht werden, doch schon die vorläufigen Studien weisen auf das enorme Potential der Region hin.

Während der 5. Messe für Erneuerbare Energien in Indien im August 2011 in Neu-Delhi taucht erstmals eine Vereinigung namens Indian Geothermal Association auf, die einige Sessions und Vorträge mit Blick auf das indische Geothermie-Potential organisiert. Inzwischen läßt sich aber nichts mehr über diese Vereinigung finden.

Im Januar 2012 kündigt der Bundesstaat Himachal Pradesh in Nordindien an, die geothermischen Ressourcen im Staat zur Stromerzeugung nutzen zu wollen. Als Standorte für solche Projekte werden Thermalorte im Parbati Valley und im Kull Valley ins Auge gefaßt, die für ihre heiße Quellen bekannt sind.

Die Forschungen des Indian Institute of Technology (IIT) in Mandi hatten gezeigt, daß alleine schon die Quellen in Manikaran im Parbati Valley – wo sich in den 1980er Jahren ein 5 kW Pilot-Kraftwerk befunden hatte (s.o.) –, eine Kühllagerung mit einer Kapazität von 1.000 Tonnen betreiben und zusätzlich 30 kW Strom erzeugen ließen.

Ein indisch-norwegisches Projekt schlägt im März 2012 vor, an den Standorten Tatta Pani in Mandi, Manikaran und Vashisht im Kullu-Tal sowie Puga und Chuma-Thang in Ladakh geothermische Tourismusziele zu entwickeln. Das gemeinsame Wissenschaftlerteam ist im westlichen Himalaja auf einer ,Rettet die heißen Quellen’-Mission, da diese z.B. im Bezirk Tatta Pani von den Wassers des in Konstruktion befindlichen Kol Damms überflutet werden, der den Fluß Sutlej staut. Als Lösung wird vorgeschlagen, die natürliche Geothermie-Quelle in die Stadt Tatta Pani selbst zu verlegen.

Im August starten Indien und Norwegen offiziell ein gemeinsames Forschungsprojekt zur Erforschung und Entwicklung von Know-how zur Gewinnung geothermischer Energie und zur Entwicklung von Humanressourcen, an dem sich u.a. das Wadia Institute of Himalayan Geology (WIHG) beteiligt. Das Projekt wird seinen Abschlußbericht voraussichtlich 2015 vorlegen.

Im gleichen Monat ist auch zu erfahren, daß ein indisch-belgisches Joint-Venture aus dem ONGC Energy Centre (OEC), einer Forschungsabteilung des indischen Öl- und Gasriesen ONGC, und der belgischen Firma Talboom plant, in den Jahren 2013 – 2014 im Gandhar-Feld im South Cambay Basin in Gujarat ein Geothermie-Pilotkraftwerk mit einer Leistung von 3 – 5 MW zu errichten. Im Oktober folgt die Meldung, daß die Bohrungen für das Projekt voraussichtlich von der ONGC durchgeführt werden.

Das Centre of Excellence for Geothermal Energy (CEGE) der Pandit Deendayal Petroleum University (PDPU) in Ahmendabad, gibt im Juni 2013 bekannt, daß es mit Hilfe geologischer, geochemischer und fernerkundlicher Technologien Vormachbarkeitsstudien durchgeführt und dabei in dem Bundesstaat fünf geothermische Provinzen identifiziert hat. Darüber hinaus wurden geophysikalische Untergrunduntersuchungen durchgeführt, um das geothermische Potential zu bewerten und Zielorte für geothermische Bohrungen festzulegen.

Im August 2013 ist dagegen wieder eine 1 MW Demonstrationsanlage im Gespräch, die von der PDPU errichtet werden soll. An dieser war bereits 2007 eine ,Geothermische Initiative’ gestartet, welche die einzige des Landes ist, die staatliche Mittel für ihre Aktivitäten erhält.

Weiter geht es dann im Oktober 2015, als das Institute of Seismological Research (ISR) in Gujarat eine 3D-MT-Untersuchung startet, um den Standort für die Entwicklung eines nun mit mindestens 2 MW angegebenen Geothermiekraftwerks zu finden. Abgesehen von Kutch werden die Untersuchungen auch in Dholera in der Nähe von Ahmedabad, in Unai im Süden von Gujarat und an einigen Orten in Saurashtra durchgeführt.

Die genannte elektromagnetische Methode ,Magnetotellurik’ (MT) bezieht erdelektrische (tellurische) Felder auf erdmagnetische Felder und berechnet daraus die elektrische Leitfähigkeit des Erduntergrundes bis in große Tiefen. Ziel ist es, an Wasser mit einer Temperatur von mindestens 80°C zu kommen.

Als das CEGE und die PDPU im November die Ergebnisse der ersten geothermischen Bohrung in eine Tiefe von 1.000 Fuß in Ahmedabad vorlegen, erweisen sich diese als vielversprechend. Der Brunnen produziert pro Sekunde kontinuierlich rund 5 Liter Wasser mit einer Temperatur von 50 – 55°C. Das CEGE plant nun, einen weiteren Brunnen in Utthan, etwa 3 km vom Dorf Dholera entfernt, zu bohren.

Im Januar 2014 gibt die in den USA ansässige Investmentgesellschaft Pan Global Corp. bekannt, daß sie sich über ihre 100 %-ige Tochtergesellschaft Pan Asia Infratech Corp. in fortgeschrittenen Verhandlungen über die Teilnahme an einem Geothermieprojekt in Indien befindet. Mehr ist dann aber nicht mehr zu hören, obwohl es noch im September heißt, daß beim kommenden Besuch des neuen indischen Premierministers in den USA auch besprochen werden soll, wie sich das geothermische Potential Indiens mittels entsprechender Kooperationen ankurbeln ließe.

Im Oktober 2014 wird berichtet, daß die Defence Research and Development Organisation (DRDO) auf dem Campus der Snow Avalanche and Study Establishment (SASE) im Dorf Bahang in der Nähe von Manali die erste geothermische Heizanlage des Landes mit einer Leistung von 100 kW installiert hat. Dieses soll die Strom- und Dieselkosten für den Energiebedarf der Lawinen-Studieneinrichtung um über 30 % senken. Das umweltfreundliche System kann vier große Räume beheizen und sowohl im Winter Wärme, als auch im Sommer Kühlung liefern.

Während eines Besuchs des isländischen Außenministers in Indien im April 2016 bestätigen isländische Unternehmen ihr Interesse, zwei geothermische Projekte in Indien zu unterstützen. In der entsprechenden Pressemitteilung heißt es, daß Projektvorschläge zur Bohrung von zwei Bohrlöchern vorliegen würden, um das Potential an den geothermischen Standorten des vorgeschlagenen 5 MW Kraftwerks in Puga und der geplanten 10 MW Anlage in Tattapani zu bestätigen (s.o.).

Doch auch hier geht es nur zögerlich weiter, und erst im Januar 2018 besucht eine isländische Fachdelegation Indien, um die Zusammenarbeit in geothermischen Fragen zu erörtern. Dabei wird zwischen der ÍSOR und dem CEGE einen Absichtserklärung mit dem Ziel unterzeichnet, ihre Kooperation im Bereich Geothermie zu stärken. Außerdem werden die Mitglieder der isländischen Delegation zu einer Tour in die Stadt Dholera eingeladen, wo aus einer Tiefe von 300 m etwa 50°C warmes Wasser entnommen und in Wärmepumpen zur Klimatisierung, zum Kochen und Baden verwendet wird.

Die ÍSOR hatte bereits im Mai 2017 ein Video über ihre Erfahrungen beim Aufbau des winzigen geothermischen Fernwärmesystems in dem Dorf Chumathang im Himalaya in Nordindien veröffentlicht, mit dem zwei kleine Gebäude mit Wärme versorgt werden, ein Restaurant und ein Gasthaus.

Dieses Projekt in einer Höhe von 4.200 m über dem Meeresspiegel war im Rahmen der Entwicklungshilfe zwischen Norwegen und Indien zur Nutzung der Geothermie durchgeführt und dabei von der ÍSOR in Island unterstützt worden. Zum Betrieb der notwendigen Pumpen muß zudem eine kleine PV-Anlage installiert werden, da das Dorf nur am Nachmittag für einige Stunden mit Strom aus dem öffentlichen Netz versorgt wird.

Indonesien

Der Indonesische Archipel besteht aus 17.000 Inseln, die sich vom Indischen bis zum Pazifischen Ozean erstrecken, hat 129 aktive Vulkane und enthält mit einem Potential von gut 28.000 MW rund 40 % der weltweiten Geothermieressourcen. Manche Experten sprechen sogar von erschließbaren 100.000 MW. Die Ressourcen vulkanischen Ursprungs liegen nur 1 km unter der Oberfläche. Die besten Gebiete für die Errichtung von Geothermiekraftwerken finden sich auf den infrastrukturtechnisch weiterentwickelten Hauptinseln Java und Sumatra. Insgesamt werden landesweit mehr als 300 potentielle Kraftwerkstandorte identifiziert.

Die direkte Nutzung von geothermischen Einrichtungen und Bädern hat über Hunderte von Jahren stattgefunden, während im 20. Jahrhunderts das Waschen und Kochen hinzukommen. Heute ist Direktverwendung in der Landwirtschaft verbreitet, wie die Kopratrocknung in Lahenong, Mataloko und Wai Rai Lampung, die Pilzzucht in Pengalengan, die Teetrocknung und das Pasteurisieren in Pengalengan sowie die Wels-Zucht in Lampung. Auch eine Kakatrocknungsanlage ist entwickelt worden.

Der erste Vorschlag zur technischen Nutzung der Vulkanenergie wird im Jahr 1918 während der holländischen Kolonialzeit gemacht. Zwischen 1926 und 1928 werden von Ingenieuren der niederländischen Kolonialregierung im Geothermiefeld Kawah Kamojang an den Hängen des Berges Guntur in West-Java fünf Testbohrungen durchgeführt, von denen eine erfolgreich ist. Noch bis heute entlädt sich hier aus einer Tiefe von 66 m überhitzter Dampf mit einer Temperatur von 140°C und einem Druck von 3,5 – 4 bar. Pro Bohrloch im Gebiet der Guntur-Vulkangruppe errechnet man eine Leistung von 900 kW.

Im Jahr 1972 wird von der Firma Geothermal Energy New Zealand Ltd. eine Machbarkeitsstudie zur Stromerzeugung initiiert, und 1978 wird Indonesiens erste geothermische Anlage mit einer installierten Kapazität von 250 kW in Betrieb genommen.

Der erste große Generator wird dann Anfang 1983 von Präsident Muhammad Suharto persönlich eingeweiht, und 1987 erfolgt eine Erweiterung der Anlage. Die Blöcke Kamojang I – III mit einer Gesamtkapazität von 140 MW werden von der PT Indonesia Power betrieben (s.u.). Nachdem im Januar 2013 der Block IV mit einer 60 MW Fuji-Turbine in Betrieb genommen wird, beträgt die Kapazität dieses Standorts 200 MW.

Im August 2013 beginnt die PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) mit dem Engineering, der Beschaffung und den Bauarbeiten für das geplante 35 MW Geothermiekraftwerk Kamojang V, das bis Mitte 2015 abgeschlossen sein soll. Der Auftrag für die technische Ausstattung geht im Oktober an die Firmen Sumitomo Corp. und Fuji Electric, wobei der geschätzte Investitionswert der Erweiterung 58 Mio. $ beträgt. Es gibt zudem Pläne für eine mögliche Erweiterung mit den Blöcken VI und VII.

Die Konzession für das Feld liegt bei der PGE, einer Tochter der staatlichen Erdöl- und Erdgasgesellschaft PT Pertamina, während Besitzer und Betreiber der Anlagen die PT Indonesia Power ist, eine Tochtergesellschaft der ebenfalls staatlichen Stromerzeugungsgesellschaft Perusahaan Listrik Negara (PLN).

Dem Stand von Ende 2013 zufolge betreibt die PGE die Entwicklung von acht neuen geothermischen Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 655 MW, die voraussichtlich 2 Mrd. $ an neuen Investitionen erfordern. Dies sind: Karaha (30 MW), Kamojang (35 MW), Lahendong (40 MW), Ulubelu (110 MW), Hululais (110 MW), Sungai Penuh (110 MW) und Lumut Balai (110 MW). Über die Projekte wird nachfolgend noch ausführlicher berichtet. Zudem besitzt die PGE zu diesem Zeitpunkt 15 geothermischen Konzessionen mit einem geschätzten Potential von 8.480 MW.

Tatsächlich wird der Block Kamojang V im Juli 2015 vom indonesischen Präsidenten eingeweiht. Im September eröffnet die PGE auf dem geothermischen Feld ein Geothermal Information Center (GIC), um die breite Öffentlichkeit über die Geschichte der geothermischen Entwicklung in Indonesien und über die Geothermie als umweltfreundliche und erneuerbare Energiequelle zu informieren.

Im August 2016 erhält die italienische Firma Ansaldo Energia den Auftrag zur Totalerneuerung einer 30 MW Geothermieanlage in Kamojang, weshalb das Unternehmen eine Niederlassung in Jakarta eröffnet.

Seit Mitte der 1980er Jahre betreibt der US-Energiekonzern Chevron Corp., der als weltgrößter geothermischer Stromerzeuger gilt, zwei geothermische Felder in West-Java in Darajat und am Mount Salak mit einer Gesamtkapazität von rund 365 MW. Genauere Details über diese Projekte habe ich nur begrenzt gefunden. Diesen zufolge wird hier 1976 mit den Bohrungen begonnen, gefolgt von der Unterzeichnung eines Vertrags im Jahr 1984.

Der kommerzielle Betrieb des Geothermieprojekts Darajat I, das in der Nähe von Garut liegt,  startet im November 1994 mit einer Kapazität von 55 MW (andere Quellen: 145 MW). Später scheint der Betrieb der Anlage an die Firma Star Energy Geothermal Darajat II Ltd. (SEGD II) übertragen worden zu sein, die in Partnerschaft mit zwei staatlichen Unternehmen arbeitet, der PT Pertamina und der PLN.

Am Kraftwerk Salak wird die erste Dampflieferung ebenfalls im Jahr 1994 eingeleitet, womit die kommerzielle Produktion von 110 MW Strom beginnt, die ans Netz der PLN geliefert werden. Die Anlage wird später wohl von der Firma Star Energy Geothermal Salak Ltd. (SEGS) übernommen, die auch in Partnerschaft mit der PT Pertamina und der PLN arbeitet.

Im Jahr 2005 erreicht das rund 70 km von Jakarta entfernt gelegene Kraftwerk eine Erzeugungskapazität von 377 MW (bestehend aus einer 180 MW und einer 197 MW Einheit), was das Projekt zu einer der größten geothermischen Installationen der Welt macht. Andere Informationen besagen, daß die Gesamtkapazität von Darajat erst mit Fertigstellung und Modernisierung der Einheit III im Jahr 2009 eine Leistung von 259 MW erreicht (andere Quellen: 271 MW).

Die Chevron Corp. meldet im November 2009, daß sie weitere Investitionen in die Geothermie in Erwägung ziehen würde, wenn es denn etwas leichter wäre, in Indonesien oder anderswo geeignete Flächen für die Entwicklung neuer Projekte zu erschließen.

Im Dezember 2010 verkündet die indonesische Tochtergesellschaft Chevron Pacific Indonesia (CPI) demgegenüber, daß sie sich in den kommenden Jahren aggressiv für mehr geothermische Energieentwicklungen im Land einsetzen wird. Die CPI wird zu 95 % von Chevron kontrolliert, während der indonesische Partner Austindo Nusantara Jaya einen Anteil von 5 % hält. Die Firma hat bereits begonnen, das geothermische Feld Suoh-Sekincau in West-Lampung zu erkunden (s.u.).

Die Chevron, die mit ihren Werken in Mount Drajat, Garut und Mount Salak 60 % des Geothermie-Stroms in Indonesien liefert, untersucht im April 2011 die Möglichkeit, die Kapazität dieser  Kraftwerke zu erhöhen. Meldungen vom Juni zufolge hat Chevron zwischenzeitlich 84 Bohrlöcher unterhalb des indonesischen Regenwaldes gebohrt.

Nachdem die PT Chevron Power Services, eine Tochtergesellschaft der Chevron Geothermal Indonesia (CGI), für Voruntersuchungen auf einer Fläche von 108.500 Hektar am Berg Geureudong ausgewählt wurde, hofft die Firma im April 2013, nun auch eine Genehmigung für die geothermische Entwicklung in der Region zu erhalten. Für geophysikalische, geologische und geochemische Untersuchungen in der Region hat das Unternehmen bereits 1,3 Mio. $ ausgegeben.

Die Ergebnisse der Arbeiten, bei denen festgestellt werden soll, ob das Arbeitsgebiet tatsächlich die geschätzte Kapazität von 110 – 120 MW hat, werden voraussichtlich im nächsten Jahr veröffentlicht.

Im Dezember 2013 informiert die Chevron Geothermal Indonesia darüber, daß sie im Folgejahr mit den Arbeiten an ihrem 75 MW Projekt am Berg Ciremai beginnen wird, dessen Ausschreibung sie 2011 gewonnen hatte. Das Gesamtpotential des Standorts wird auf bis zu 150 MW geschätzt.

Laut einem Presseartikel unterbreitet die CGI der Regierung im Mai 2014 einen Vorschlag für ein Auktionsangebot bezüglich dem Geothermie-Projekt in Geureudong. Weitereführende Informationen darüber gibt es bislang nicht.

Im November 2014 gibt Chevron das Geothermie-Projekt in Suoh-Sekincau auf, da es nicht gelungen ist, Dampf auf einem wirtschaftlichen Niveau zu finden. Das Arbeitsgebiet wird an die lokale Regierung übergeben. Zum Vergleich: Inzwischen hat auch die lokale Verwaltung in West-Nusa Tenggara einen Vorschlag von der PT Pacific Geoenergy erhalten, dem Entwickler der geothermischen Anlage Hu’u Daha mit einem Potential von 20 MW, das entsprechende Arbeitsgebiet zurückzugeben. Details über die Gründe dafür werden nicht bekannt.

Im Februar 2015 gibt Chevron auch das geothermische Arbeitsgebiet am Berg Ciremai zurück, da es dem Unternehmen nicht möglich ist, die Entwicklung des Projekts fortzusetzen.

Die philippinische Firma Aboitiz Power Corp. (s.u.) ist Meldungen vom Mai 2016 zufolge daran interessiert, im Rahmen eines Bieterwettbewerbs die geothermischen Vermögenswerte von Chevron in Indonesien und den Philippinen zu erwerben und dabei auch offen für Angebote in Partnerschaft mit anderen Unternehmen.

Insgesamt zeigen 44 Unternehmen ihr Interesse am Erwerb dieser Vermögenswerte, u.a. PLN, Star Energy und PT Medco Energi Internasional Tbk (Medco o. MEI) aus Indonesien selbst; Marubeni und Mitsubishi aus Japan; ENGIE (früher: GDF Suez) aus Frankreich; Malakoff Corp. aus Malaysia; Banpu Power aus Thailand; Ormat Technologies Inc. aus den USA sowie die China Investment Corp., ein Staatsfonds aus China. Die Medco erklärt im Juli zudem ihr besonderes Interesse an den geothermischen Arbeitsbereichen von Salak und Darajat.

Den Zuschlag im Wert von rund 3 Mrd. $ erhält im Dezember 2016 ein Gruppe von indonesischen und philippinischen Unternehmen. Geführt werden die beiden Konsortien, die sich erfolgreich um den Erwerb der Vermögenswerte in Indonesien und den Philippinen bemüht haben, von dem philippinischen Mischkonzern Ayala Corp.

Für die indonesischen Vermögenswerte hält die Ayala Corp. (über AC Energy) einen Anteil von 19,8 % an dem Konsortium, zu dem die Star Energy Group Holdings Pte Ltd., die Star Energy Geothermal Pte Ltd. und die Electricity Generating Public Company Ltd. gehören. Die Übernahme wird über das Gemeinschaftsunternehmen Star Energy Geothermal (Salak-Darajat) B.V. erfolgen.

Um ihren Anteil am Erwerb der Vermögenswerte von Chevron zu finanzieren, verpflichtet die Star Energy im Februar 2017 die Credit Suisse, die DBS und die Maybank als Kreditgeber für ein Darlehenspaket in Höhe von 660 Mio. $.

Mit ihrer Beteiligung an der Übernahme von geothermischen Anlagen in Indonesien durch Chevron sowie der Beteiligung an der 227 MW Geothermieanlage Wayang Windu (s.u.) setzt die auch thailändische Electricity Generating Public Company Ltd. (EGCO), der erste unabhängige Stromproduzent in Thailand, ihre 2014 begonnene Investitionsstrategie in Indonesien fort, bei der sie sich einen Anteil von 20 % an der Star Energy Geothermal Pte Ltd. sicherte. Innerhalb des Konsortiums wird die EGCO eine indirekte Beteiligung von 20,07 % an dem Geothermie-Projekt halten.

Im März 2017 erwerben die EGCO-Tochtergesellschaft Star Energy Group Holdings Pte Ltd. und die AC Energy Holdings, Inc. einen Anteil von 20 % an den geothermischen Kraftwerken Salak und Darajat.

Berichten im April zufolge sei die Pertamina Geothermal Energy (PGE) bereit, die Entwicklung des Geothermieprojekts in Ciremai zu übernehmen, das Chevron an die Regierung zurückgegeben hatte (s.o.).

Im September 2017 erwirbt die EGCO über ihre Tochtergesellschaft Star Energy Geothermal weitere Anteile am Geothermieprojekt Darajat und erhöht damit seine indirekte Beteiligung an den Projekten der Blöcke II und III von 95 % auf 99,75 %. Dies hat jedoch keinen Einfluß auf den 100 %-igen Anteil von Star Energy am Block I von Darajat.

Im Rahmen des Verkaufs der Geothermie-Anlagen von Chevron in Indonesien verkauft im November 2017 auch die PT Austindo Nusantara Jaya für rund 30,5 Mio. $ ihre gesamten Anteile an der PT Darajat Geothermal Indonesia sowie ihren Anteil von 5 % an der PT Star Energy Geothermal.

Zurück zur Chronologie: Im Jahr 1991 wird die Geothermische Vereinigung Indonesiens (Asosiasi Panasbumi Indonesia – API) gegründet, eine Nichtregierungsorganisation, die das Ziel hat, die Geothermie bekannt zu machen und zu fördern.

Im Juni 1997 schließt die indonesische Firma Magma Nusantara Ltd. (MNL) einen Vertrag mit der Fuji Electric und einem Handelsunternehmen aus Japan über das Engineering, die Beschaffung und den Bau des geothermischen Kraftwerke Wayang Windu in Pengalengan, West-Java, mit einer Nennleistung von 110 MW.

Das zu diesem Zeitpunkt größte geothermische Kraftwerk Indonesiens, 200 km südöstlich von Jakarta gelegen und nach den Bergen Mt. Wayang und Mt. Windu benannt, wird im Juni 2000 in Betrieb genommen. Es nutzt mit seinen Brunnen natürlich vorkommende unterirdische Taschen mit Dampf und heißem Wasser in bis zu 3.000 m Tiefe.

Im November 2004 wird die Anlage von dem britischen Ölexplorationsunternehmen Star Energy erworben (das Ende 2011 wiederum von der IGas Energy übernommen wird). Der Bau des zweiten Blocks mit 117 MW durch die japanischen Firmen Fuji Electric und Sumitomo beginnt 2007 und kostet 200 Mio. $. Er wird im März 2009 eröffnet und im Juni offiziell eingeweiht.

Dabei ist auch zu erfahren, daß der nun als Anlagenbesitzer genannte private indonesische Energiekonzern und Energieerzeuger PT Star Energy bis 2012 einen Betrag von 350 – 400 Mio. $ in das Kraftwerk investieren will, um zwei neue Generatoren in Betrieb zu nehmen. Die dritte Einheit mit 127 MW wird voraussichtlich Mitte 2014 in Betrieb gehen. Durch den anschließenden Bau von Block 4 soll die Kapazität der Anlage dann auf rund 400 MW (andere Quellen: 420 MW) erhöht werden.

Die Bohrarbeiten dafür werden von der Medco-Tochter PT Apexindo Pramata Duta durchgeführt (die 2008 von dem Transportdienstleister PT Mitra Rajasa übernommen worden war). Die Star Energy plant außerdem, ein geothermisches Kraftwerk in Jailolo, Maluku, zu entwickeln, um die in der Region tätigen Bergbauunternehmen zu versorgen.

Im November 2009 stellt die GE Energy Financial Services der 2004 gegründeten Star Energy Geothermal Pte Ltd. (SEGPL), die Tochtergesellschaft der Star Energy, die das Projekt zur Verdoppelung der Stromerzeugung des Kraftwerke Wayang Windu durchgeführt hat, ein Darlehen in Höhe von 50 Mio. $ für eine weitere Erweiterung zur Verfügung, um den Strombedarf von Java, Madura und Bali zu decken.

Im Juli 2011 meldet die Star Energy, daß sie ihren Börsengang – nach einer einjährigen Verschiebung – nun bis Mitte des nächsten Jahres anvisiert. Das Unternehmen will nächstes Jahr auch mit dem Bau eines dritten Werks in West-Java beginnen.

Die Mitsubishi Corp., die steigendes Interesse an der indonesische Energiewirtschaft zeigt, stimmt im Oktober 2012 zu, 20 % der Aktien der SEGPL zu übernehmen, welche die Geothermieanlage Wayang Windu betreibt. In der Pressemitteilung heißt es, Mitsubishi könnte in Zukunft mehrere geothermische Kraftwerke in Indonesien entwickeln und betreiben, einschließlich einer Erweiterung von Wayang Windu.

Im November 2014 erwirbt die Firma Electricity Generating Pcl aus Thailand für 215 Mio. $ einen Anteil von 20 % an der SEGPL.

Weitere Nachrichten gibt es erst im November 2016, als die Star Energy als einzige ein Angebot für das 20 MW Geothermal-Arbeitsgebiet Gunung Hamiding (Berg Hamiding) in der Provinz Nord-Maluku abgibt. Da für das parallel versteigerte 110 MW Arbeitsgebiet von Graho Nyabu wiederum nur die philippinische Energy Development Corp. (EDC) ein Angebot abgibt, müssen beide Auktionen wiederholt werden. Ziel ist es, die beiden Projekte mit einer geschätzt Investition von rund 420 Mio. $ im Jahr 2024 in Betrieb zu nehmen.

Im Dezember 2016 steht die PT Star Energy Geothermal Indonesia in der engeren Auswahl, um den Standort Gunung Hamiding zu entwickeln, dessen geschätzte Reserven 265 MW betragen.

Das in Thailand ansässige Unternehmen für erneuerbare Energien BCPG Public Co. Ltd. übernimmt im April 2017 einen Anteil von 33 % der SEGPL – und erwirbt damit für 357,5 Mio. $ eine kombinierte geothermische Stromerzeugungskapazität von bis zu 182 MW aus drei Kraftwerken. Die größte dieser Anlagen mit einer installierten Leistung von 377 MW ist das Kraftwerk Salak in der Stadt Sukabumi in West-Java. Die anderen beiden sind das 227 MW Kraftwerk Wayang Windu und das 271 MW Kraftwerk Darajat.

Im August 2017 bereitet die ebenfalls thailändische petrochemische Gesellschaft Barito Pacific den Erwerb eines 66,67 %-igen Anteils an der SEGPL im Wert von 700 Mio. $ vor. Im Dezember wird ein bedingter Kaufvertrag unterzeichnet, worauf die Barito Pacific mit einer Aktienemission im ersten Quartal 2018 versuchen will, 1 Mrd. $ einzunehmen, um die SEGPL übernehmen zu können.

Ebenfalls im Dezember plant die Star Energy, ihre geothermische Kapazität durch den Ausbau der gegenwärtigen und die Entwicklung neuer Anlagen zu erweitern, darunter Hamiding, wo bereits Pläne für frühzeitige Bohrungen bestehen, und Süd-Sekincau auf Sumatra.

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 in Tapanuli Utra, Nord-Sumatra, für rund 470 Mio. € (andere Quellen: ca. 800 Mio. $; 990 Mio. $; ca. 1,65 Mrd. $) das weltweit größte Geothermie-Kraftwerk mit einer Leistung von 330 MW entstehen soll.

Die Entwicklung auf dem Geothermalfeld Sarulla begann bereits 1987, angeführt von der Firma Pertamina. Zwischen 1994 und 1998 bohrte die US-Firma UND Chevron-Tochter Unocal 13 tiefe Explorationsbohrungen in zwei der Felder in Sarulla. die Temperaturen von 260 – 276°c versprachen. Doch dann traf die asiatische Finanzkrise das Projekt und ließ es entgleisen.

Erst nach der Verabschiedung neuer Gesetze zur Förderung von geothermischen Investitionen im privaten Sektor startete die PLN im Jahr 2004 ein Ausschreibungsverfahren, das 2006 von einem Konsortium gewonnen wird, das aus der PT Medco Energi Internasional (MEDC.JK), dem wichtigsten Privatunternehmen auf Indonesiens Erdöl- und Erdgasmarkt, der japanischen Itochu-Gruppe, einem der bedeutendsten Handelshäuser, sowie der israelisch-amerikanischen Ormat Technologies Inc., die als Weltmarktführer beim Bau geothermischer Kraftwerke gilt, besteht. 2007 kommt noch der japanische Energiekonzern Kyushu Electric Power hinzu.

Das Projekt soll in drei Phasen von je 110 MW umgesetzt werden, wobei die erste Kraftwerkseinheit nach 30 Monaten, und die letzte nach 48 Monaten den Betrieb aufnehmen und ihren Strom in das Netz von Nord-Sumatra und Aceh einspeisen wird. Die Betreiber rechnen mit Stromerlösen von 86 Mio. € im Jahr. Zur Finanzierung der Anlage sagt die Japanische Bank für Internationale Zusammenarbeit 800 Mio. € zu. Bis zur Umsetzung dauert es aber.

Im Oktober 2009 plant die MEDC.JK, noch in diesem Jahr ein zweites Geothermieprojekt mit einer geschätzten Investition von 400 Mio. $ zu entwickeln. Standort ist die Region Süd-Tapanuli, ebenfalls im Norden Sumatras und in der Nähe des ersten Projekts.

Im Januar 2010 wird die genaue anteilige Zusammensetzung des Konsortiums genannt, welches die Kraftwerke von Sarulla bauen und betreiben wird: Medco Energi (37,25 %), Kyushu Electric Power und Itochu Corp. (jeweils 25 %), sowie Ormat, über deren Tochtergesellschaft Ormat International Inc. (12,75 %).

Im Juni 2011 gibt es widersprüchliche Nachrichten über das Projekt. Einerseits kündigt der staatliche Stromversorger PLN Pläne zur Übernahme des Geothermikkraftwerks an – doch andererseits scheint das Projekt immer noch von dem Konsortium um die MEDC.JK kontrolliert zu werden, das nun an sechs Banken Beauftragungsschreiben für den 410 Mio. $ betragenden kommerziellen Teil der aktruell auf 1,2 Mrd. $ bezifferten Projektfinanzierung verschickt.

Im April 2013 gibt Ormat bekannt, daß der Projektentwickler Sarulla Operations Ltd.  (SOL) eine Betriebsgemeinschaft für das geplante Geothermie-Kraftwerk in Tapanuli Utara gebildet hat. Ormat hat die Anlage konzipiert und liefert die Komponenten. Im selben Monat unterzeichnet das Konsortiums den Stromliefervertrag für das Kraftwerk Sarulla. Der Baubeginn ist nun für April 2014 vorgesehen.

Im Oktober 2013 unterzeichnet Ormat in einer Joint-Venture-Vereinbarung mit lokalen Partnern den Vertrag zur Entwicklung des Geothermie-Projekts Hu’u Dompu in der Provinz West Nusa Tenggara auf der indonesischen Insel Sumbawa. Ormat wird das Projekt, das in den nächsten sechs Jahren in drei Phasen mit einer Gesamtleistung von bis zu 60 MW erschlossen werden soll, über die Projektgesellschaft Pacific Geo Energy (PAGE) entwickeln, welche die Geothermie-Lizenz für das Projekt besitzt.

Gemäß den Bedingungen der Vereinbarung mit den ursprünglichen Entwicklern wird Ormat 90 % der Anteile an dem Projekt halten, während die restlichen 10 % von den derzeitigen Besitzern der PAGE, den Firmen PT Trimatra Energy und PT Bima Transindo Persada gehalten werden. Es läßt sich jedoch nichts über einen Fortgang des Projekts finden.

Im Juni 2014 erhält die Geothermal Resource Group Inc. (GRG) den Auftrag der SOL zum Abteufen von 36 Bohrlöchern auf dem Geothermalfeld Sarulla, was bereits im dritten Quartal des Jahres beginnen soll.

Die Societe Generale Corporate & Investment Banking (SG CIB) schließt im August die Hauptprojektfinanzierung für das Geothermieprojekt in Höhe von 1,17 Mrd. $ ab. Zur Vollkreditgebergruppe gehören die Asian Development Bank und die Japan Bank for International Corporation (JBIC). Die anderen beteiligten Geschäftsbanken sind die Bank of Tokyo-Mitsubishi UFJ, die ING Bank NV, die Mizuho Bank, die National Australia Bank und die Sumitomo Mitsui Banking Corp. Im Jahr 2015 tritt die japanische INPEX ist dem Projekt bei.

Im Januar (o. März) 2017 wird die erste 110 MW Phase des Geothermikraftwerks Sarulla in den kommerziellen Betrieb übernommen, während die Bohraktivitäten für die zweite und dritte Phase noch andauern. Mit dem Beginn des kommerziellen Betriebs der zweiten Phase im Oktober erreicht die installierte Gesamtleistung 220 MW.

Nach jahrzehntelanger Entwicklung plant das Projekt, mit der für den Frühgling 2018 anvisierten Erweiterung die Anlage auf ihre volle Kapazität von 330 MW zu bringen.

Im Jahr 2006 werden aus der Geothermie insgesamt bereits 800 MW Strom erzeugt, und bis 2009 sollen weitere 1.200 MW hinzukommen. 2007 macht die Geothermie 1,9 % der gesamten Energieversorgung des Landes bzw. 3,7 % seiner elektrischen Energie aus.

Die staatliche PT Pertamina kündigt Ende Juli 2006 die Aufnahme von Bohrarbeiten an insgesamt neun Standorten an, darunter Kamojang in West-Java, Ulubelu in Tanggamus auf Sumatra und Lahendong in Nord -Sulawesi. Das Projekt Bedugul wiederum, 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.

Die Exploration des geothermischen Feldes Bedugul hatte bereits 1974 im Rahmen eines bilateralen Hilfsprojekts mit Neuseeland begonnen und wurde zwischen 1978 und 1987 von der Firma Pertamina fortgesetzt. Im Jahr 1994 unterzeichnet Bali Energy, ein Joint-Venture zwischen einem lokalen Unternehmen und der US-Firma California Energy, einen gemeinsamen Betreibervertrag mit der Pertamina zur Entwicklung eines 4 x 55 MW Geothermiekraftwerks.

Obwohl die Produktionskapazität an diesem Standort im Jahr 2008 auf 175 MW geschätzt wird, was etwa der Hälfte des gesamten Strombedarfs der Insel entspricht, wird das Projekt in einem Waldschutzgebiet, etwa 70 km nördlich von Denpasar, später aus kulturellen, ökologischen und religiösen Gründen auf Eis gelegt. Die lokale Regierung und die Mehrheit der Anwohner befürchten, es könnte die heiligen Gebiete der Berge Bedugul und Batukaru beschädigen und negative Auswirkungen auf die Wasserversorgung aus den nahe gelegenen Seen haben.

Das Geothermiekraftwerk am Vulkan Sibayak, nahe dem Bergstädtchen Berastagi auf Nord-Sumatra, produziert ab seiner Eröffnung im Dezember 2007 beachtliche 12 MW Strom und möchte mittelfristig auf 20 MW kommen. Betreiber des ersten geothermischen Kraftwerks auf der Insel ist die PT Dizamatra Powerindo.

Die Reservoirs am Sibayak waren erstmals zwischen 1989 und 1997 erforscht worden, die Probebohrungen folgten in den späten 1990er Jahren. Zur Jahrtausendwende werden erst bescheidene 2 MW Strom produziert.

Mitte 2008 werden in Indonesien insgesamt 1.931 MW Strom aus der Erdwärme gewonnen.

Im Februar 2009 berichtet die lokale Presse von einem Schlammvulkan in Lapindo in der Provinz West Nusa Tenggara, der durch geothermische Bohrungen verursacht worden sein soll. Der Vulkankrater auf staatlichem Land, auf dem im Jahr 2005 von der staatseigenen PLN gebohrt wurde, um Erdwärme zu nutzen, ist über etwa 50 mm² von weißem Rauch bedeckt und spuckt kochenden Schlamm aus, der in ein nahes Maisfeld und dann in einen Fluß abfließt.

Der Brunnen hatte damals nicht genug Kraft, um das geplante Kraftwerk mit einer installierten Kapazität von 1,8 MW zu versorgen. Die aktuelle Bildung des Kraters wird auf die starken Regenfälle in dem Gebiet zurückgeführt. Die Erdwärme und der Druck hätten das Regenwasser zum Kochen gebracht, es mit der Erde vermischt und dann aus dem Boden geschleudert.

Die möglichen Auswirkungen werden von offizieller Seite heruntergespielt, doch die Bewohner sind ängstlich und verweisen auf einen ähnlichen, aber viel größeren und katastrophalen Schlammfluß in Lapindo, Provinz Ost-Java, im Mai 2006, der allerdings durch Bohraktivitäten bei der Gas-Exploration verursacht worden sein soll.

Im gleichen Monat gibt die indonesische Regierung bekannt, daß sie plant, 15 geothermische Felder in Ausschreibungen für die Stromerzeugung anzubieten. Die dem Energieministerium unterstehende Generaldirektor für Mineralien, Kohle und Geothermie geht davon aus, damit Investitionen in Höhe von etwa 4,5 Mrd. $ auszulösen und insgesamt 1.500 MW Strom zu erzeugen. Die gegenwärtig installierte Erdwärmekapazität liegt bei 1.052 MW, zudem verfügt das Land über 256 Geothermiestandorte, die noch erschlossen werden könnten.

Ebenfalls im Februar 2009 verkündet die National Gas Company (PGN), daß sie in Lahendong im Bezirk Minahasa, Provinz Nord-Sulawesi, bis 2012 einen Betrag von 90 Mio. $ in geothermische Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt 40 MW investieren wird. Das Staatsunternehmen besitzt in der Region bereits zwei Werke, die zusammen 40 MW produzieren, und weitere 40 MW sind fast am Netz.

Es wird erwartet, daß die PGN im Rahmen der Projekte Lahendong IV, V und VI bis zu zwölf neue Bohrlöcher bohren wird. Bis 2012 will das Unternehmen an dem Standort insgesamt 120 MW Strom produzieren. Mit der Salzlösung aus dem Geothermiekraftwerk wird zudem Palmzucker verarbeitet.

Die PGE gibt in diesem Jahr 130 Mio. $ aus, um die bestehenden Anlagen in Lahendong zu betreiben und ein neues Werk zu bauen. Zudem ist man dabei, das Geothermiekraftwerk Ulu Belu in Lumut Balai zu entwickeln. Zur Finanzierung von Lahendong V und VI werden mit verschiedenen internationalen Finanzinstitutionen Gespräche geführt.

Im November 2009 ist dann zu erfahren, daß das staatliche Elektrizitätsunternehmen PLN die japanische Firma Sumitomo Corp. damit beauftragt hat, die Lahendong IV Einheit mit 20 MW zu errichten. Das Projekt, dessen Finanzierung von der Asian Development Bank bereitgestellt wird, hat einen Wert von 20 Mio. $. Der Vertrag soll im Folgejahr unterschrieben werden.

atsächlich unterzeichnet die PLN im Februar 2010 mit der Sumitomo einen Engineering-Vertrag für ein 110 MW Geothermiekraftwerk im Wert von 156,7 Mio. $, das bis 2012 fertiggestellt werden soll. Auch die PGE plant, in demselben Gebiet ein (weiteres) 110 MW Kraftwerk zu errichten und zu betreiben, das 2013 in Betrieb gehen soll.

Im November 2010 schließt die Firma Mott MacDonald im Auftrag der PGE die Umwelt- und Sozialverträglichkeitsprüfungen für drei geothermische Kraftwerksprojekte ab. Diese wurden in erster Linie durchgeführt, um die verschiedenen Schutzrichtlinien der Weltbank zu erfüllen und eine mögliche künftige Finanzierung durch die Weltbank zu erleichtern.

Bei den drei Projekten handelt es sich um die 220 MW Geothermieanlage in Lumat Balai, eine 40 MW Anlage in Lahendong sowie ein 110 MW Kraftwerk in Ulubelu. Nach den anfänglichen Entwicklungsphasen befinden sich die drei Standorte inzwischen in verschiedenen Stadien der Produktions- und Reinjektionsbohrungen.

Im Februar 2014 wird gemeldet, daß das 2 MW Geothermie-Werk Cibuni in West-Java, das von PLN entwickelt wird, voraussichtlich im August seinen Betrieb aufnehmen wird.

Die Einweihung der Einheit Lahendong IV, die nun auf 35 MW beziffert wird, erfolgt im Juli 2015 durch den indonesischen Präsidenten. Andere Quellen erwähnen, daß die Einheiten V und VI mit einer Kapazität von 2 x 20 MW erst im September bzw. Dezember 2016 beendet werden, da der Bau der Einheiten, deren Investitionskosten 245 Mio. $ betragen hätten, erst im Juli 2015 begonnen hatte.

Im März 2009 wird berichtet, daß im zweiten Quartal dieses Jahres mit dem Bau des Geothermiekraftwerks in Kawah Patuha in Bandung, West-Java, begonnen wird, dessen Kosten zu diesem Zeitpunkt mit 143 Mio. $ beziffert werden.

Das am Berg Patuha gelegene Projekt mit einer Kapazität von 55 MW und einem Potential von 400 MW, das 2011 abgeschlossen werden soll, gilt als Start der zweiten Phase von Indonesiens ambitioniertem und 17,25 Mrd. $ schweren nationalen Programm zur Entwicklung und Förderung von Elektrizität (,fast-track power-generation program’), bei dem von 2009 – 2014 zusätzliche Kraftwerke mit einer Leistung von 10.000 MW errichtet werden sollen. Ein Anteil von 48 % dieser Strommenge soll dabei aus der Erdwärme, 12 % aus Wasserkraft-Ressourcen gewonnen werden.

In dem Land sind umweltfreundliche Absichtserklärungen allerdings ebenso verbreitet wie die darauf folgende Tatenlosigkeit.Tatsächlich ist seit 1997 kein einziges neues Geothermiekraftwerk ans Netz gegangen. Und auch das vorliegende Projekt kommt lange Zeit nicht in Gang.

Die Anlage in Patuha soll von der staatseigenen PT Geo Dipa Energi (GDE) errichtet werden, einer gemeinsamen Tochtergesellschaft der schon mehrfach erwähnten staatlichen PT Pertamina und der ebenfalls staatlichen Elektrizitätsgesellschaft PT Perusahaan Listrik Negara (PLN), wobei als  Hauptauftragnehmer die staatseigene PT Rekayasa Industri ins Spiel kommt. Das Projekt liegt aufgrund von Vertragskonflikten mit der PT Bumi Gas Energi, dem ehemaligen Partner von Geo Dipa Energi, allerdings etwa fünf Jahre hinter dem Zeitplan.

Im September 2009 erhält die GDE von der staatseigenen PT Bank Negara Indonesia (BNI) ein Darlehen in Höhe von 103 Mio. $ zur Entwicklung des Kraftwerks, das drei Projektstandorte umfaßt: die Patuha-Einheiten I, II und III.

Im Mai 2011 meldet die Firma allerdings, daß sie für die Entwicklung von Patuha und Dieng zusätzliches Kapital in Höhe von 600 Mio. $ benötigt, da jedes Kraftwerk rund 300 Mio. $ kosten würde. Den Auftrag in Höhe von 77 Mio. $ für den Bau von Patuha erhalten die japanischen Unternehmen Toshiba und Marubeni im Dezember. Nachdem der Bau 2012 begonnen hat, soll die erste Einheit  im Oktober 2014 ihren Betrieb aufnehmen.

Daneben beschäftigt sich das Unternehmen auch mit der Erschließung des Geothermiefeldes Dieng in Ost-Java, das ebenfalls ein Potential von 400 MW aufweist. Einigen Quellen zufolge soll hier bereits seit 2002 ein Kraftwerk mit 60 MW in Betrieb sein, an anderer Stelle ist sogar vom Jahr 1998 die Rede.

Im Januar 2017 erwartet die GDE, per Direktvergabe zwei zusätzliche geothermische Arbeitsgebiete in direkter Nähe zu den bestehenden Arbeitsgebieten in Patuha und Dieng. Dabei handelt es sich um die Gebiete am Berg Arjuno Malang in Ost-Java und in Umbul Tromoyo in Semarang, Zentral-Java, mit einem Potential von jeweils 150 MW. Um die Explorationsaktivitäten dieser Projekte zu finanzieren, rechnet die Firma mit Investitionen seitens der PT Sarana Multi Infrastructure, einer staatlichen Investmentgesellschaft.

Meldungen vom Januar 2018 besagen, daß es der GDE in den vergangenen Jahren gelungen sei, die Leistung der Geothermiekraftwerke Patuha und Dieng um 30 % zu steigern, obwohl sie noch immer unterhalb der installierten Kapazität laufen, die jeweils 60 MW beträgt. Die tatsächliche Produktion von Patuha erreichte 2017 einen Durchschnitt von 56 MW, während sich Dieng auf durchschnittlich 44 MW steigern ließ, im Vergleich zu 2016, als durchschnittlich nur 37 MW erreicht wurden.

Inzwischen steht auch eine Regulierung für Strom aus Geothermie fest: Er muß an den staatlichen Elektrizitätsmonopolisten PLN verkauft werden, der wiederum die Abnahme garantiert. Zudem verlagert das neue Geothermiegesetz die Verantwortung für die geothermische Entwicklung auf die lokalen Regierungen, die auch die Eigentümer der Dampfquellen sind.

Weil Geothermiestrom oft ländlichen Gegenden zugute kommt und weil Elektrizität helfen kann, Armut zu lindern, schenkt das deutsche Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) der indonesischen Regierung im April 2009 einen Betrag von 7 Mio. € für Probebohrungen in der Provinz Aceh. Da diese Summe die Bohrkosten nicht ganz deckt, bietet die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) an, einen möglichen indonesischen Beitrag per Kredit vorzustrecken.

Abhängig vom Ergebnis der Bohrungen beabsichtigt Deutschland, auch die Errichtung eines Geothermiekraftwerks zu fördern. Unbestätigten Informationen zufolge möchte die deutsche Firma MAN Ferrostaal nämlich ein 115 Mio. € teures Geothermiekraftwerk in Aceh bauen, sofern das Unternehmen die Ausschreibung gewinnt und die Voruntersuchungen zeigen, daß die Anlage wirtschaftlich arbeiten kann.

Daneben interessieren sich auch deutsche Wissenschaftler für die Situation in Indonesien. Das Forschungsministerium und das Geoforschungszentrum Potsdam wollen dort beispielsweise ein Geothermie-Forschungszentrum gründen und ein Demonstrationskraftwerk bauen. Außerdem ist der Versand von mobilen Geothermiekraftwerken geplant, die in einen Überseecontainer passen und 400 kW Strom produzieren können, was für ein Dorf reicht.

Im April 2010 unterzeichnet Indonesien ein zinsgünstiges Kreditpaket aus Deutschland in Höhe von 7 Mio. € zur Finanzierung von Geothermie-Projekten, das zum Teil schon seit 2007 ausgezahlt wurde.

Im Januar 2011 zahlt die KfW endlich Indonesien den Zuschuß in Höhe von 7,72 Mio. € zur Finanzierung der geothermische Exploration in Aceh aus. Und im Juli 2012 stellt Deutschland dann sogar einen Betrag von 300 Mio. € als Entwicklungshilfe für das geothermische Entwicklungsprogramm Indonesiens zur Verfügung.

Im Rahmen einer umfassenden Vereinbarung zwischen der indonesischen und der deutschen Regierung wird Deutschland für die Entwicklung der Geothermie in Indonesien bis zu 611 Mio. $ bereitstellen, wie die Presse im September 2013 berichtet. Davon werden 530 Mio. $ in Form von Krediten fließen, die auch für die Entwicklung des lokalen Abfallbewirtschaftungssystems genutzt werden können.

Die Projekte, die aus dem Fonds umgesetzt werden, sind noch nicht explizit benannt worden. Eines der Projekte, die definitiv Kreditmittel erhalten, ist das Geothermieprojekt Seulawah in Aceh, das bereits 2010 gemeinsam mit Deutschland initiiert wurde. Zudem vereinbaren Indonesien und Deutschland im Jahr 2013 eine bilaterale Kooperation in den Bereichen Klimawandel und Energie.

Weitere Initiativen aus Deutschland werden erst wieder im September 2015 gemeldet, als die KfW dem Land in den nächsten fünf Jahren bis zu 2 Mrd. € für staatlich finanzierte Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energien anbietet, zu denen auch geothermische Projekte gehören. Hauptpartner der Bank ist die staatliche Stromgesellschaft PLN, die in diesem Jahr 300 Mio. € aus dem Portfolio erhält.

Im September 2017 wird auf dem geothermischen Feld Lahendong in der Nähe des Dorfes Pangolombian in Nord-Sulawesi erfolgreich das erste Niedrigtemperatur-Geothermie-Demonstrationskraftwerk des Landes in den Testbetrieb übernommen, ein vom Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) gefördertes Gemeinschaftsprojekt des deutschen Helmholtz-Zentrums Potsdam – GFZ, der indonesischen Agentur für die Bewertung und Anwendung von Technologie (BPPT) und der Pertamina Geothermal Energy (PGE), die uns im weiteren Verlauf noch häufig begegnen wird.

Die Demonstrationsanlage kühlt einen Teil der ungenutzten Geothermie-Sole von 170°C auf 140°C ab und erzeugt damit Strom. Während des Testbetriebs beträgt die Temperatur des geothermischen Fluids 145°C, was zu einer elektrischen Ausgangsleistung von ca. 300 kW führt. Im Normalbetrieb soll eine elektrische Leistung von bis zu 500 kW erreicht werden.

Der Forschungs- und Demonstrationsbetrieb des Niedertemperaturkraftwerkes soll bis Mitte 2018 unter der Leitung des GFZ fortgesetzt werden, anschließend wird die Anlage an eine indonesische Partnerorganisation übergeben.

Um einige der vielen Geothermiebohrungen zu entwickeln, die von den staatlichen indonesischen Ölgesellschaften gebohrt wurden, aber noch immer nicht genutzt werden, übernimmt im April 2009 die australische Firma Green Earth Energy Ltd. (später: Vivid Technology Ltd.) durch ihre Tochtergesellschaft Green Earth Power einen Anteil von 40 % an dem neuen Explorations- und Entwicklungsunternehmen PT Geo Power Indonesia.

Zu dessen Partnern gehören lokale Energieentwickler wie die Geo Energy und die Santini Group sowie der US-Finanzier International Investment Resources. Weil die Brunnen bereits gebohrt sind, ist ein Großteil des Risikos aus den Projekten genommen. Allerdings läßt sich nichts über eine Fortsetzung dieser Angelegenheit finden.

Ebenfalls im April 2009 wird gemeldet, daß die philippinische Firma Energy Development Corp. (EDC) plant, ihre Investitionen in Geothermieprojekte im In- und Ausland erhöhen möchte, um ihre Position in der Branche zu stärken. Im Rahmen dessen untersucht das Unternehmen auch die geothermische Exploration in Indonesien, wobei man sich auf die Voruntersuchung von Gebieten konzentrieren will, die bislang keiner Partei gehören bzw. von keiner Partei in Auftrag gegeben wurden.

Die EDC ist eine Einheit der First Gen Corp., die wiederum eine Tochtergesellschaft der First Philippine Holdings Corp. (FPHC) ist. Das Unternehmen, das in Indonesien bereits eine Niederlassung hat, will dort als eine 100 %-ige ausländische Einheit und ohne lokalen Partner operieren.

Dessen ungeachtet erwirbt die EDC im Mai 2014 einen ersten 25 %-igen Anteil an einem Joint-Venture mit einem indonesischen Konzessionsinhaber, welches dort vier Kraftwerke mit einer Erzeugungskapazität von jeweils 55 MW bauen will, deren Kosten auf über 1 Mrd. $ geschätzt werden. Die EDC wird rund 200 Mio. $ in die Finanzierung stecken und die Kraftwerke nach dem Bauende auch betreiben und unterhalten.

Im November 2016 ist die EDC das einzige Unternehmen, das ein Angebot für das im September ausgeschriebene geothermische Arbeitsgebiet von Graho Nyabu in der Provinz Jambi mit einem Potential von 110 MW (andere Quellen: 200 MW) abgibt, weshalb die Auktion wiederholt werden muß. Es ist das Ziel, das Projekt im Jahr 2024 oder 2025 in Betrieb zu nehmen.

Das indonesische Energie- und Rohstoffministerium setzt den Ausschreibungsprozeß für die beiden  Arbeitsgebiete Graho Nyabu und Gunung Hamiding allerdings im Januar 2017 aus, um der Regierung zu ermöglichen, eine Bewertung vorzunehmen, ob der Stromtarif geändert werden muß oder nicht. Eine ausführliche Betrachtung der entsprechenden Regularien folgt weiter unten.

Im Mai 2009 gibt die PT Pertamina, eine indonesische Aktiengesellschaft mit Firmensitz in Jakarta, welche sich zu 100 % in Staatsbesitz befindet und die indonesischen Erdöl- und Erdgasvorkommen fördert und raffiniert, bekannt, daß sie plant, 2 Mrd. $ in den Upstream-Bereich zu investieren, einschließlich Investitionen in den Geothermie-Sektor.

Dabei mag helfen, daß zeitgleich die staatliche Bank Mandiri von der Agence française de développement (AFD) und der Asiatischen Entwicklungsbank 400 Mio. $ zur Finanzierung von umweltfreundlichen und sozial positiven Projekten im Land erhält, von denen ein Teil für Geothermieprojekte verwendet werden könnte. Die erste Tranche besteht aus 100 Mio. $ in Form langfristiger Kredite für umweltfreundliche Projekte im Wert von maximal 15 Mio. $ pro Projekt.

Bereits im März 2009 hatte die Fachpresse gemeldet, daß die indonesische Regierung eine Fusion der drei Unternehmen PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) – eine Tochtergesellschaft der PT Pertamina –, PT PLN Geothermal und National Gas Company (PGN) erwägt, die sich geothermisch betätigen. Später ist davon aber nichts mehr zu hören.

Im August sucht die PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) Investitionsmittel in Höhe von 3 Mrd. $ und spricht mit verschiedenen Akteuren, darunter der Weltbank und der International Finance Corporation (IFC), um ihre geothermische Kapazität innerhalb von fünf Jahren auf 1.340 MW auszubauen. Das Unternehmen betreibt derzeit in West-Java und Nord-Sulawesi geothermische Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 272 MW (s.o.) und hat die Absicht, in diesem Jahr noch 19 geothermische Bohrungen durchzuführen. Für das nächste Jahr sind etwa 16 Bohrungen geplant.

Im November ist zu erfahren, daß das staatliche Energieunternehmen PT Pertamina (die Mutter der PGE) vor dem im nächsten Jahr geplanten Gang an die indonesischen Börse möglicherweise Anteile der Geothermie-Einheit PT Pertamina Geothermal Energy, der Bohr-Einheit PT Pertamina Drilling Services und/oder der Energie-Explorationseinheit PT Pertamina Hulu Energi verkaufen könnte.

Im Juni 2010 plant die PT Pertamina den Bau eines Geothermiekraftwerks mit einer Leistung von 2 x 55 MW im Dorf Lempur im Distrikt Kerinci, Provinz Jambi. Die geothermischen Bohrungen sollen im nächsten Jahr beginnen. Außerdem beabsichtigt das Unternehmen nun, seine Geothermie-Tochter PGE zu einem Börsengang zu führen und dabei 20 % der Anteile an der Gesellschaft zu veräußern, um zukünftige Projekte zu finanzieren.

Dem Stand von Ende 2010 zufolge entwickelt die PGE geothermische Energiekapazitäten im Umfang von 765 MW mit der o.e. langfristigen Perspektive, bis 2014 insgesamt 1.342 MW Strom aus der Erdwärme zu produzieren. Bei den aktuellen Projekten, die z.T. weiter oben schon ausführlich erwähnt worden sind, handelt es sich um Ulubelu I und II (110 MW), Lumut Balai I und II (110 MW), Lahendong IV (20 MW), Lahendong V und VI (40 MW), Hulu Lais I und II (110 MW), Kotamobagu I und II (40 MW), Sungai Penuh I (55 MW), Karaha I (30 MW), Kamojang V (30 MW), Ulubelu III und IV (110 MW), sowie Lumut Balai III und IV (110 MW).

Im Januar 2012 prüft Indonesiens Regierung noch immer die Möglichkeit eines Börsengangs des Geothermie- und Bohrgeschäfts der PT Pertamina, die auch selbst immer noch die Machbarkeit dieses Schrittes abwägt.

Im Mai 2012 beteiligt sich die PT Pertamina finanziell an der Gründung des Geophysics and Geothermal Research Centre an der Diponegoro-Universität in Semarang, Zentral-Java, das von der Fakultät für Naturwissenschaften und Mathematik geleitet wird. Das Zentrum, dessen Bau bis zum November abgeschlossen sein soll, wird die geothermischen Ressourcen des Landes untersuchen. Das Unternehmen hatte schon zuvor beim Aufbau der Fakultäten für Wirtschaftswissenschaften und Ingenieurwissenschaften geholfen.

Mit Unterstützung der Weltbank und gefördert durch die neuseeländische Regierung startet die PGE im Juni 2012 ein weltweit beispielloses Geothermie-Investitionsprogramm mit einem Anfang von 1.000 MW, für das Neuseeland technische Hilfe in Höhe von 6,5 Mio. $ beisteuert, welche die Kapazitäten der PGE durch Schulungen, Wissenstransfer und Kapazitätsaufbau verbessern soll, während die Weltbank 300 Mio. $ für die Finanzierung von 150 MW auf den Inseln Sumatra und Sulawesi bereitstellt.

Im Zuge des Besuchs einer neuseeländischen Handelsdelegation zusammen mit dem neuseeländischen Premierminister in Indonesien hatten beide Länder bereits im April ein Kooperationsabkommen über Investitionen und technische Zusammenarbeit auf dem Gebiet der Geothermie unterzeichnent.

Im Dezember 2012 unterzeichnen die PGE und die die Forschungs- und Bildungsinstitution Geothermal New Zealand Science (GNS) ein gemeinsames Studienabkommen für Arbeiten an einem geothermischen Kraftwerksprojekt in Süd-Sumatra im Umfang von 120 Mio. $.

Ebenfalls im Dezember startet das Pertamina Learning Center in Jakarta die Pertamina Corporate University. Einer der wichtigsten Kurse der neuen Universität wird ein geothermisches Master-Programm für die Mitarbeiter von Pertamina sein, das vom indonesischen Bandung Institute of Technology (ITB) und der University of Auckland geleitet wird.

Die indonesische Gadjah Mada University (UGM) hatte bereits im Juli 2010 mit der University of Auckland eine Kooperation bei der Entwicklung geothermischer Energiequellen vereinbart. Um das entsprechende Fachwissen an die Experten der UGM weiterzugeben, beteiligte sich auch die GNS an dem Projekt.

Im März 2014 wird zwischen der Indonesian Geothermal Association und der Auckland UniServices eine Vereinbarung über die spezielle Ausbildung von indonesischen Arbeitnehmern im Geothermiesektor unterzeichnet.

Weiter geht die Sache Ende 2015, als die Universität von Indonesien in Depok und die Universität von Auckland eine akademische Kooperation zum Aufbau geothermischer Kapazitäten vereinbaren. Im August 2016 startet Neuseeland eine neue Initiative, in deren Rahmen in den nächsten fünf Jahren bis zu 19 Mio. $ für die geothermische Ausbildung, die technische Hilfe sowie die Unterstützung Indonesiens beim Zugang zu Erneuerbaren Energien in Maluku ausgeben werden sollen.

m März 2017 folgt die Unterzeichnung eines Partnerschaftsabkommens über die Entwicklung von geothermischen Bohrprojekten in Indonesien. Und auch als Indonesien im Juli die Einrichtung eines geothermischen Forschungszentrums plant, um das entsprechende Potential des Landes besser zu nutzen, sucht es nach Unterstützung aus Neuseeland – und aus Australien. Über eine Umsetzung ist bislang nichts bekannt.

Im Juli 2009 vereinbaren die US-Firmen Arrow Resources Development Inc. und GTherm Inc. sowie die Fondsgesellschaft Four Crystal Funding Inc. bis zu zweihundert (!) 50 MW leistende geothermische Kraftwerke zu bauen, welches die GTherm-eigene SWEGS-Technologie (Single Well Engineered Geothermal System) nutzt und auf Arrow-Grundstücken in Indonesien gebaut und betrieben werden sollen. Four Crystal wird 10 Mio. $ in das Projekt investieren.

Die Arrow Resources entwickelt und koordiniert Unternehmensaktivitäten von Rohstoffentwicklungsunternehmen auf dem asiatischen Markt. Dazu gehört auch die Entwicklung von Plantagen und landwirtschaftlichen Betrieben in großem Maßstab sowie Ethanol-Anlagen in Indonesien.

Als Standort der ersten Anlage wird Kendari in Südost-Sulawesi anvisiert. Das Kraftwerk mit einer Leistung von 20 – 50 MW soll für die PT Tiga Daun Nusantara errichtet werden, einen Joint-Venture-Partner der Arrow Resources, und die Energie für das Landwirtschafts- und später Ethanol-Projekt der Partner bereitzustellen.

Im Mai 2011 gibt die Arrow Resources bekannt, daß sie von der Asiatischen Entwicklungsbank (ADB) die Genehmigung sowie einen Zuschuß von 1,4 Mio. $ erhalten habe, um ihr geothermisches Kraftwerksprojekt in Indonesien zu starten. Im September informiert die Firma darüber, daß sie Lampung als Standort für das erste Kraftwerksprojekt ausgewählt habe. Das Unternehmen kontrolliert bereits verschiedene Standorte auf den Inseln Sulawesi, Kalimantan und Sumatera.

Im März 2012 wird berichtet, daß die Arrow Resources begonnen habe, das zum Patent angemeldete Single Well Engineered Electric Turbine System (SWEETS), wie es inzwischen genannt wird, zu testen. Die Testbohrung am ersten von zwei geplanten Standorten soll die Mindesttemperaturanforderung von rund 230°Cverifizieren. Doch obwohl sich die ADB verpflichtet, die nachfolgenden Schritte, einschließlich der Entwicklung des technischen Plans und des Baus der genannten 50 MW Anlagen, zu finanzieren, ist später nie wieder etwas darüber zu hören.

Im Oktober 2009 meldet die Presse, daß Japan in Sektoren wie Strom und Geothermie in Indonesien investiert. Die Japanische Bank für Internationale Zusammenarbeit (JBIC) vergibt an die erst im Vormonat gegründete indonesische Eximbank ein Darlehen in Höhe von 100 Mio. $, wobei später weitere 400 Mio. $ ausgezahlt werden sollen. Diese Darlehen können auch japanische Lieferanten unterstützen, z.B. von Turbinen für geplante geothermische Kraftwerke.

Das erforderliche Budget für die geplanten 4.733 MW Geothermiestrom der Phase II des Crash-Programms zur Steigerung der Stromerzeugung wird im November 2009 im Rahmen des nationalen Haushaltsplans 2010 zur Verfügung gestellt. Um das anspruchsvolle Ziel zu erreichen, muß die Geothermie aber auch in den geschützten Wäldern Indonesiens erkundet werden. Dies erfordert wiederum, die Forstgesetze von 1999 zu lockern, die u.a. den Tagebau in den Wäldern verhindern sollen.

Weitere Herausforderungen sind die schwachen Ausschreibungsverfahren, der Mangel an ausreichenden und verläßlichen Daten, der Mangel an Personal, die unzureichende finanzielle Unterstützung und – am grundlegendsten – die unbefriedigenden Stromabnahmeverträge.

Im Januar 2010 arbeitet das staatliche Infrastrukturunternehmen PT Wijaya Karya (Wika) an einem 100 Mio. $ Projekt zum Bau geothermischer Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 40 MW; der Gouverneur von Banten unterzeichnet die Ausschreibung für ein geplantes Kraftwerk am See Kaldera; der Geothermalverband des Landes bittet die Regierung, einen Standard-Stromabnahmevertrag für geothermische Anlagen zu erlassen, der die Entscheidung des Ministers für Energie und Mineralressourcen ergänzen soll, welche den geothermischen Strompreis auf 9,7 $-Cent/kWh festlegt; und der Finanzminister unterzeichnet einen Erlaß, der Steueranreize für die Entwicklung erneuerbarer Energieprojekte bietet, einschließlich der Geothermie, in dem u.a. die Netto-Steuer auf die Gesamtinvestition für sechs Jahre pro Jahr um 5 % reduziert wird.

Die Regierung selbst erklärt allerdings, nach sorgfältiger Prüfung zu dem Ergebnis gekommen zu sein, daß sie im zweiten Crash-Programm bis Ende 2014 statt der geplanten 4.733 MW nur 3.900 MW (andere Quellen: 3.967 MW) bauen werden kann. Insgesamt 880 MW geothermische Kraftwerke soll die PLN errichten, der Rest wird voraussichtlich vom privaten Sektor gebaut. Später wird der angedachte Anteil der PLN und der PT Pertamina allerdings auf 340 MW gedrückt.

Bald darauf werden aber noch ganz andere Zahlen genannt. So würde die PLN voraussichtlich 5,9 Mrd. $ für den Bau von 21 neuen Kraftwerken mit einer Gesamtkapazität von 5.118 MW ausgeben, während die Regierung anstrebt, daß unabhängige Stromerzeuger den Rest der Kapazität bereitstellen, indem sie insgesamt gut 10 Mrd. $ in den Bau von weiteren 72 Kraftwerken investieren.

Gleichzeitig wird aber auch gemeldet, daß die PLN Schwierigkeiten bei der Finanzierung ihrer gegenwärtig elf Geothermieprojekte hat, und daher sechs davon an private Stromerzeuger in Indonesien übertragen wird. Zudem zieht sich die PLN aufgrund von Protesten der Provinzverwaltung von Ost-Java von drei dortigen Projekten zurück. Die Provinzregierung geht davon aus, daß es ihr Recht sei, die Investoren der Projekte auszuwählen, nicht das Ministerium.

In einer früheren Präsentation des Ministeriums waren drei PLN-Geothermieprojekte in Ost-Java genannt worden, die noch nach Finanzierungszusagen suchen. Diese sind das Kraftwerk Ijen (110 MW), das Investitionen in Höhe von 165 Mio. $ benötigt, das Kraftwerk Iyang Argopuro (55 MW), das bis zu 83 Mio. $ kosten soll, sowie das Kraftwerk Wilis (165 MW), das 259 Mio. $ erfordert. Mehr über die Aktivitäten der PLN findet sich weiter unten.

Um die Gesamtentwicklung zu unterstützen, unterzeichnet der indonesische Staatspräsident im März 2010 ein Dekret, das Kraftwerke, den Bergbau, Mautstraßen, Bahnlinien und andere strategisch wichtige Projekte in geschützten Wäldern ermöglicht. Naturschutzwälder gelten aber weiterhin als besonders geschützt, und das aktuelle Forstgesetz erlaubt dort als einzige menschliche Eingriffe nur die Bildung und Forschung. Geothermische Bohrungen sind ebenfalls möglich, doch die Kraftwerke müssen außerhalb dieser Gebiete gebaut werden.

Indonesien hat 19,9 Mio. Hektar Naturschutzwälder und 31,6 Mio. Hektar geschützte Wälder, in welchen sich rund 80 % der geothermischen Reserven des Landes befinden. Schon im April beginnt die Regierung, die Lizenzvergabe für die Nutzung der Geothermie in Wäldern zu erleichtern. Das Forstministerium verspricht, die entsprechenden Genehmigungen in Tagen, anstatt wie bisher in Monaten, zu erteilen.

Im Rahmen eines im Juni mit Norwegen unterzeichneten Klimaschutzabkommens mit einem Umfang von 1 Mrd. $ erklärt Indonesien, daß neue Konzessionen für die Umwandlung von Naturwald und Mooren ab 2011 für zwei Jahre ausgesetzt würden. Das Moratorium gilt aber nicht für Projektentwickler, die sich mit der Geothermie und anderen erneuerbaren Energieträgern befassen.

Im Januar 2011 wird die Unterzeichnung des präsidialen Dekrets erwartet, das die Öffnung geschützten Wälder im ganzen Land für die geothermische Entwicklung ermöglicht, und im September verspricht das indonesische Forstministerium, den Forderungen nach schnelleren geothermischen Genehmigungen nachzukommen und garantiert, daß diese zukünftig nicht länger als drei Monate dauern werden.

Weiter mit der regulären Chronologie:

Im März 2010 folgt eine Finanzierung in Höhe von 400 Mio. $ durch den multilateralen Clean Technology Fund (CTF), um Indonesien bei seinen Entwicklungsplänen zu helfen, große geothermische Kraftwerke zu erweitern und Initiativen zur Förderung von Energieeffizienz und Erneuerbaren Energien zu beschleunigen. Im Rahmen des Plans soll die CTF zudem noch weitere 2,7 Mrd. $ aus einer Reihe anderer Quellen mobilisieren. Wir werden dem CTF im folgenden noch mehrfach begegnen.

Ebenfalls im März 2010 gibt die Firma Raser Technologies Inc. in einer Pressemitteilung bekannt, daß die PLN-Tochtergesellschaft PT Indonesia Power (IP), Indonesiens größtes Stromerzeugungsunternehmen, einen Zuschuß der U.S. Trade and Development Agency (USTDA) in Höhe von knapp 950.000 $ zur Durchführung einer technischen, wirtschaftlichen und finanziellen Machbarkeitsstudie für das Geothermie-Konzessionsgebiet Tangkuban Perahu erhalten habe.

Die IP wählt die Raser Technologies, die einen Kostenanteil von ca. 400.000 $ beisteuert, als Auftragnehmer für die Durchführung der Studie aus. Die beiden Unternehmen hatten bereits 2007 eine Konsortialvereinbarung zur gemeinsamen Entwicklung der Geothermie in Indonesien abgeschlossen und im Jahr 2008 eine Konzession rund um den Vulkan Tangkuban Perahu erhalten, etwa 15 Meilen nördlich von Bandung, der Hauptstadt der Provinz West-Java.

Das vorgeschlagene Geothermiekraftwerk Tangkuban Parahu soll eine Kapazität von 2 x 55 MW haben und 690 Mio. $ kosten, kommt aber mehrere Jahre lang nicht voran. Erst im Februar 2015 ist zu erfahren, daß die IP mit der PT Iceland Drilling Indonesia (IDI) eine Absichtserklärung zur Entwicklung des Projekts unterzeichnet hat. Inzwischen liegt die Konzession bei der PT Tangkuban Perahu Geothermal, die zu 95 % der IP und zu 5 % der Firma Cyrq Energy Inc. gehört. Von der Raser Technologies ist in diesem Kontext jedoch nichts mehr zu hören, und abgesehen von der Fertigstellung eines Versuchsbrunnens sind bislang auch keine weiteren Umsetzungsschritte dokumentiert.

Ende März 2010 geben Firmen wie Tata Power Co., Origin Energy Ltd., Chevron und andere ihre Gebote für das Geothermieprojekt Sorik Marapi in Mandailing Natal, Nordsumatra, mit einer anfänglichen Erzeugungskapazität von 55 MW ab, die langfristig auf 200 MW (andere Quellen: 240 MW; 300 MW) erweitert werden soll, sobald die Nachfrage steigt. Als kommerzielles Betriebsdatum der ersten Ausbaustufe ist der Juni 2015 angedacht.

Den Zuschlag erhält im September ein Konsortium aus der indischen Tata Power (47,5 %), der australischen Origin Energy (47,5 %) und der PT Supraco Indonesia (5 %), das zur Umsetzung des Projekts die Zweckgesellschaft PT Sorik Marapi Geothermal Power (SMGP) bildet. Im Mai 2011 beginnt ein detailliertes Explorationsprogramm, das 18 Monate dauern soll. Ist die Exploration erfolgreich, soll Ende 2012 mit dem Bau begonnen werden.

Im Februar 2012 wird berichtet, daß die Tata Power eine Investition in Höhe von 125 Mio. $ in das Geothermieprojekt pumpen will, dessen Gesamtkosten auf etwa 850 Mio. $ geschätzt werden. Auch bei diesem Projekt ist anschließend eine mehrjährige Funkstille zu verzeichnen. Dies ändert sich erst, als das Ministerium für Energie und Bodenschätze im April 2015 die Genehmigung für die Entwicklung der Sorik Marapi Anlage erteilt.

Im April 2016 übernimmt die Firma KS Orka Renewables Pte Ltd. aus Singapur, ein Joint-Venture des isländischen Unternehmens Hugar Orka ehf und der chinesischen Zhejiang Kaishan Compressor Co. Ltd., von der Origin Energy Geothermal Singapore Pte Ltd. und der Tata Power International Pte. Ltd. die Gesamtanteile der OTP Geothermal Pte Ltd. (OTP). Die OTP, wiederum ein Joint-Venture von Origin Energy und Tata Power, hält eine Beteiligung von 95 % an der SMGP – und damit an dem Geothermie-Projekt Sorik Marapi.

Die KS ORKA will eigenen Angaben zufolge in den nächsten fünf Jahren in Indonesien 500 MW Stromerzeugungskapazität entwickeln, was eine Investition von mindestens 2 Mrd. $ bedeuten würde. Ein Schritt in dieser Richtung erfolgt im August 2016, als die KS Orka das 30 MW Geothermie-Projekt Sokoria von den Firmen Bakrie Power und Xped (ehemals Raya Group) kauft (s.u.).

Im Oktober 2016 beginnen die Bohrungen für das geothermische Kraftwerk Sorik Marapi, wobei zwei Bohranlagen parallel eingesetzt werden. Weshalb das Bohrteam auch schon im September 2017 den erfolgreiche Abschluß der zehn Produktionsbohrungen vermelden kann. Nun will die KS Orka die erste Einheit des nun durchgängig mit 240 MW bezifferten Kraftwerks im April 2018 in Betrieb nehmen.Dies würde bedeuten, daß die Anlage in nur 18 Monate seit der ersten Bohrung in Funktion ist, was zurecht als großartige Leistung des Projektteams und aller Beteiligten betrachtet wird.

Im Februar 2017 fingen auch die vorbereitenden Bauarbeiten für Sokoria an, wo der von Asia Petrocom Services betriebene Bohrturm im September anrückt. Die Bohrarbeiten an diesem Standort werden von einem Joint-Venture der Firmen APS, Lekom Maras und Halliburton durchgeführt.

Im März 2010 plant die Verwaltung von West-Lampung, im Folgemonat das Management ihres geplanten Erdwärme-Kraftwerks Suoh-Sekincau zu versteigern, um Energieengpässe in der Provinz zu beheben. Das genannte geothermische Gebiet mit einer Fläche von 33.333 Hektar umfaßt zwei Blöcke, Suoh und Sekincau, die ein geschätztes Potential von zusammen 430 MW haben (s.o. bei Chevron).

Die Daten der Energie- und Bergbaubehörde Lampung zeigen, daß es in der Provinz 13 geothermische Standorte mit einem kombinierten Potential von 2.945 MW Elektrizität gibt, von denen mehr als 800 MW bereit für die Entwicklung sind. Dazu gehören der See Ranau (183 MW), Mt. Sekincau (100 MW), Suoh Antata (163 MW), Ulu Belu (156 MW), Way Ratai (194 MW) und Kalianda (40 MW).

Im April 2010 nimmt die italienische Firma Terra Energy Resources Ltd. mit der Jala Tekno Geothermal (Tekno), einer Tochtergesellschaft der Holdingfirma Pandawa Energy mit Sitz in Jakarta, Verhandlungen über eine Zusammenarbeit bei der Entwicklung geothermischer Ressourcen auf der Insel Java auf. Die Tekno hat hier bereits erfolgreich in einem Feld gebohrt, dessen Ressourcen im Bereich von 75 – 150 MW liegen.

Die Mutterfirma Pandawa Energy versucht derzeit, zwei nachgewiesene geothermische Ressourcengebiete auf der Insel Java und drei weitere auf anderen indonesischen Inseln zu entwickeln, die gemeinsam etwa 1.000 MW Elektrizität erzeugen könnten.

Im Juli 2010 gibt die Terra Energy 15 Mio. neue Aktien zur Mittelbeschaffung für eine Kooperation bei einem indonesischen Geothermieprojekt aus. Damit sollen 5 Mio. $ gesichert werden, um die anstehenden Projekte zu finanzieren. Dies ist dann aber auch das letzte, was über die Sache bekannt wird.

Ebenfalls im April 2010 findet auf Bali der diesjährige World Geothermal Congress statt, in dessen Verlauf der indonesische Präsident den Bau von 44 neuen geothermischen Anlagen ankündigt. Außerdem erhalten bei dieser Gelegenheit zehn private Entwickler Lizenzen, um zusammengenommen 37 geothermische Felder zu entwickeln. Allerdings können die Unternehmen noch nicht mit den Bohrungen beginnen, da sie bislang keine Stromabnahmeverträge mit der PLN unterzeichnet haben.

So erhält beispielsweise die PT Golden Spike Energy Indonesia den Zuschlag für die Exploration am Berg Ungaran in Zentraljava; das Feld Jaboi in Aceh wird an ein Konsortium unter Leitung der PT Bukaka Teknik Utama vergeben; die Felder Muara Laboh in West-Sumatra und Gunung Rajabasa in Lampung an die PT Supreme Energy; das Feld Cisolok in West-Java an die PT Rekayasa Industri; das Feld Tampomas in West-Java an die PT Wijaya Karya; das Feld Sokoria auf der Insel Flores an Bakrie Power; das Feld Jailolo in Halmahera an die Star Energy; das Feld Tangkuban Parahu in West-Java an die PT Indonesia Power; und schließlich das Feld Sorik Marapi in Nord-Sumatra an ein Konsortium aus Tata Power und Origin Energy. Die meisten dieser Projekte sind in der Vorliegenden Chronologie einzeln aufgeführt.

Im Juli 2010 meldet die Presse, daß ein Teil des Kredits in Höhe von mehr als 1 Mrd. $, den die Export-Import-Bank (Exim Bank) der USA an Indonesien gewährt, von US-amerikanischen Akteuren zur Entwicklung von Energieprojekten wie der Erdwärme genutzt werden könnte.

Im August 2010 bildet das lokale Energieunternehmen PT Bakrie Power ein Joint-Venture mit der australischen Firma Panax Geothermal Ltd., das sich mit der Exploration und Entwicklung von Geothermieprojekten in Indonesien beschäftigen wird. Das Joint-Venture konzentriert sich zunächst auf die Entwicklung des Projekts Sokoria mit 30 MW auf der Insel Flores, sowie auf die direkte Lieferung von etwa 25 MW aus bestehenden geothermischen Ressourcen an die geplante unterirdische Zink/Blei-Mine der PT Dairi Prima Minerals (PTDPM) im Norden Sumatras (s.u.).

ie Insel Flores hat eine Gesamtbevölkerung von 1,5 Millionen und ist derzeit ausschließlich auf Dieselkraftwerke angewiesen, obwohl das gut erforschte geothermische Feld von Sokoria über Ressourcen von 90 – 145 MW verfügt. Bei drei abgeschlossenen Explorationsbohrungen wird in einer Tiefe von 532 m eine Temperatur von 188°C gemessen, während die Reservoir-Temperaturen in Tiefen von 1.500 – 2.000 m auf > 230°C geschätzt werden.

Das Sokoria-Projekt, an dem die Panax einen Anteil von 45 % hält, verfügt über eine hervorragende Infrastruktur und befindet sich 16 km Luftlinie von der Inselhauptstadt Ende entfernt, die über gut ausgebaute Hafenanlagen sowie einen Flughafen verfügt. Die Bakrie Power hatte die Ausschreibung zur Entwicklung der 30 MW im September 2009 gewonnen.

Im Oktober 2010 gibt die Panax Geothermal den Erwerb von 45 % des Joint-Venture PT Sokoria Geothermal Indonesia (SGI) bekannt. Die Bakrie Power hält 53 % der Anteile, und die restlichen 2 % liegen bei der PT Energy Management Indonesia (Persero) (EMI). Der erworbene Anteil an der SGI wird durch die Aktienrechte ausgeglichen, die Bakrie Power beim Dairi Prima Geothermie-Projekt von Panax erworben hat (s.u.). Im Rahmen der Transaktion verpflichtete sich Panax auch, die Gesamtkosten einer zukünftigen Machbarkeitsstudie zu übernehmen.

Die Panax Geothermal wird nun mit einer Datenprüfung (MT und Geochemie) beginnen, um die Wahl der Bohrloch-Strandorte vorzubereiten. Im ersten Quartal des Kalenderjahres 2011 sollen ergänzende Untersuchungen durchgeführt werden, gefolgt von Bohrarbeiten im nächsten Geschäftsjahr.

Was das zweite Projekt in Dairi Prima mit einer geplanten Kapazität von 55 MW anbelangt, an dem die Panax Geothermal 51 % der Anteile hält, und das Ende 2013 betriebsbereit sein soll, so haben die Partner mit der PTDPM, einer Tochtergesellschaft der börsennotierten Bumi Resources Group, bereits ein verbindliche Vereinbarung für die Lieferung von bis zu 25 MW Strom an die geplante Zink/Blei-Mine, die Ende 2012 mit der Produktion beginnen soll.

Im April 2011 erweitert die Panax Geothermal ihr Entwicklungsportfolio in Indonesien, indem sie mit der PT Bakrie Power eine neue Vereinbarung für die gemeinsame Entwicklung des 165 MW Geothermieprojekts Ngebel in Ost-Java unterzeichnet. Die Bakrie Power hatte die Ausschreibung für das Projekt mit einer ausgewiesenen Erschließungskapazität von drei 55 MW Geothermiekraftwerken im November 2010 gewonnen. Es besteht zudem die Möglichkeit, das Projekt auf über 200 MW zu erweitern.

Gemäß den Bedingungen der Vereinbarung wird Panax durch die Finanzierung der Explorationsarbeiten vor Beginn der kommerziellen Entwicklung eine 35 %-ige Beteiligung an dem Projekt erwerben. Im Projektgebiet wurden bereits zahlreiche Explorationen durchgeführt, darunter auch eine Reihe von Temperaturgradienten-Bohrungen, geologische Kartierungen, geochemische Arbeiten usw., die in einer Tiefe von ca. 1.000 m eine Temperatur von bis zu 200°C vorhersagen. Die kommerzielle Entwicklung des Projekts soll Ende 2012 beginnen.

Im August 2011 wird bekannt, daß die kanadische Firma Molten Power Corp. die Exploration und Erschließung der indonesischen Projekte von Panax Geothermal mit 10 Mio. $ finanziert und dafür eine 50 %-ige Beteiligung an deren indonesischer Tochtergesellschaft erhält. Weitere Explorations- und Entwicklungskosten werden zwischen den beiden Parteien hälftig aufgeteilt.

Im Juni 2012 meldet die Panax Geothermal Fortschritte bei ihren beiden Geothermie-Projekten Dairi und Sokorai, die kurz vor dem Abschluß ihrer Stromabnahmeverträge stehen. Damit können auch bald die erforderlichen Projektfinanzierungen abgeschlossen werden. Sokoria befindet sich auf Flores und wird in der Lage sein, 30 MW Leistung zu erzeugen.

Darüber hinaus ist zu erfahren, daß der Umfang des Geothermieprojekts Ngebel, an dem die Panax Geothermal mit 35 % beteiligt ist, wahrscheinlich auf 220 MW erweitert wird, da Panax und Bakrie das Recht erhalten haben, auch die Übertragungstechnik des Projekts zu entwickeln. Zudem wird die Explorationen eines Projekts in Jambi in Zentral-Sumatra durchgeführt, das 80 MW Strom produzieren kann.

Um die laufende Entwicklung der drei vorstehenden Projekte zu finanzieren, bis die Stromlieferverträge und Projektfinanzierungsgespräche abgeschlossen sind, emittiert die Panax Geothermal im Juli bis zu 228,27 Millionen neue Aktien, die 1,6 Mio. AU-$ einbringen sollen. Bis August schafft es die Firma, immerhin 1,1 Mio. AU-$ an Betriebskapital einzunehmen, und im September überprüft sie die Finanzierungsbedingungen der Angebote eines Investmentfonds aus Singapur, eines europäischen Investmentfonds und eines chinesischen Mischkonzerns.

Im November 2012 sichert sich die Panax Geothermal von Deer Valley Management, New York, im Rahmen einer Aktienplatzierung 5,2 Mio. $ Betriebskapital über die nächsten drei Jahre für ihre indonesischen Geothermieprojekte.

Im August 2013 unterzeichnet die bisherige Panax Geothermal, die neuerdings Raya Group Ltd. heißt, mit der australischen Firma Space Con Pty Ltd. eine Vereinbarung über die Entwicklung und Finanzierung des Geothermie-Portfolios in Indonesien. Die Vereinbarung wird von großen koreanischen Banken unterstützt. Raya behält bei den Projekten eine 20 %-ige Gewinnbeteiligung und muß auch keine zusätzlichen Mittel für Explorations- oder Entwicklungskosten bereitstellen. Zudem erhält Raya eine Barzahlung in Höhe von 1 Mio. $ zu Beginn der Entwicklung des ersten der drei Geothermieprojekte.

In einer offiziellen Pressemitteilung vom Oktober 2014 wird der Abschluß des endgültigen Kaufvertrags zwischen der SGI und der PLN bekanntgegeben.

Im Januar 2015 unterzeichnen die Raya Group und ihr Partner Bakrie Power auch einen Vertrag über den Verkauf eines 85 %-igen Anteils an dem 30 MW Geothermieprojekt Sokoria an die Firma Space Con. Dieser Vertrag scheint aber schnell wieder gekündigt worden zu sein, denn bereits im März geben die beiden Firmen bekannt, daß sie nach neuen Käufern für das Projekt suchen. Der erste Anlagenteil soll im Dezember 2018 in Betrieb gehen und eine Leistung von 5 MW haben. Die gesamte Anlage wird voraussichtlich zwischen 2023 und 2024 fertig gestellt.

Der erfolgreiche Verkauf von Sokoria erfolgt dann im August 2016 an die Firma KS Orka Renewables (s.o.).

Über weitere Arbeiten wird im August 2017 berichtet, als die Bakrie Darmakarya Energi Group mit den Explorationsarbeiten für die Bohrung von drei Geothermiebrunnen in Mendak, Madiun und Ngebel beginnt. Das Unternehmen hofft, daß jedes Bohrloch 55 MW elektrische Energie erzeugen kann.

Nach einem Treffen mit Vertretern der Regierung der Vereinigten Arabischen Emirate in Jakarta im Oktober 2010, vermeldet die indonesischen Regierung, daß die VAE als Vorsitzender der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energie (IRENA) an Investitionen in den indonesische Geothermiesektor interessiert sind. Es läßt sich jedoch nichts darüber finden, daß dies mehr als heiße (Wüsten-)Luft gewesen ist.

Im Dezember 2010 beginnt die PT PLN Geothermal (PLN-G), eine Tochtergesellschaft des staatseigenen Stromunternehmens PT PLN (Persero), mit dem Abteufen der ersten Bohrung des 20 MW Geothermieprojekts Tulehu in der Provinz Malaku, das bis 2014 in Betrieb gehen soll. Die Gesamtkosten des Projekts in Höhe von 86 Mio. $ werden weitgehend durch ein 73 Mio. $ Darlehen der Japan International Cooperation Agency (JICA) finanziert. Das Feld der seit 2007 geplanten Anlage war erstmals 2009 untersucht worden.

Der nächste Plan der PLN-G ist, das Feld Mataloko in Flores in Ost-Nusa Tenggara zu erkunden. Dies wird erleichtert, als die Asiatische Entwicklungsbank (ADB) Indonesien im März 2011 einen Kredit in Höhe von 500 Mio. $ für den Bau von drei geothermischen Kraftwerken mit einer Gesamtkapazität von 165 MW zur Verfügung stellt, die ab dem nächsten Jahr in Sungaipenuh in Jambi, in Karaha in West-Java und eben in Mataloko errichtet werden sollen. Der Stromabnahmevertrag hierfür soll noch vor Ende 2011 unterzeichnet werden, was sich dann allerdings lange verzögert.

Den Berichten zufolge soll die o.g. PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) den Upstream-Betrieb des Kraftwerks Sungaipenuh übernehmen, während der staatliche Stromversorger PT PLN den Downstream-Betrieb übernehmen würde. Das Kraftwerk Karaha soll ausschließlich durch die PGE betrieben werden, beim Werk Mataloko wird die volle Kontrolle bei der PLN liegen.

Meldungen vom Februar 2011 zufolge verabschiedet die indonesische Regierung einen Ministerialerlaß, der die staatliche Elektrizitätsgesellschaft PLN verpflichtet, Strom aus geothermischen Kraftwerken im ganzen Land zu einem Preis von 9,7 US-Cent/kWh zu kaufen, um die Energiebeschaffungskosten des Unternehmens zu senken und den Weg zur Fertigstellung einiger Geothermie-Projekte ebenen, die sich lange Zeit aufgrund von Meinungsverschiedenheiten über den Strompreis verzögert haben.

Im gleichen Monat stellt das indonesische Ministerium für Energie und Bodenschätze 39 Mio. $ zur Verfügung, um das Geothermie-Explorationsrisiko zu mindern und damit Investitionen in geothermische Projekte zu fördern.

Im März 2011 unterzeichnet die PLN mit der Pertamina Geothermal Energy (PGE) und einem unabhängigen Stromproduzent, nämlich der PT Westindo Utama Karya, eine Vereinbarung zum Bau von sechs geothermischen Kraftwerken. Zudem verspricht die PLN, das blockierte Projekt in Ulumbu, Ost-Nusa Tenggara, zu reaktivieren, damit es noch vor Jahresende 15 MW Strom erzeugen kann.

Zum gleichen Zeitpunkt unterzeichnet die PLN Stromabnahmevereinbarungen für fünf Kraftwerke: Mulut Balai (4 × 55 MW), Ulubelu III und IV (2 × 55 MW), Lahendong V und VI (2 × 20 MW), Karaha (1 × 30 MW) sowie Kamojang V (1 × 30 MW).

Die PLN kündigte im Januar 2012 an, daß in diesem Jahr drei geothermische Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 135 MW ans Netz gehen werden: die o.g. Anlagen Lahendong V sowie Ulubelu III und IV (die zusammen 270 Mio. $ gekostet haben) sowie Ulumbu in der Provinz Ost-Nusa Tenggara. Tatsächlich kann die Sumitomo Corp. den Bau der Blöcke I und II des geothermischen Kraftwerkes Ulubelu mit einer Leistung von jeweils 55 MW im Oktober 2012 abschließen.

ufbauend auf dem Erfolg des Ulubelu-Projekts ist die Sumitomo bestrebt, weiter zum Aufbau einer umweltfreundlichen Strominfrastruktur beizutragen, z.B. durch die Teilnahme an möglichst vielen der im zweiten Fast-Track-Programm der Regierung anstehenden Geothermieprojekte. Immerhin ist das Unternehmen in Indonesien schon an acht geothermischen Kraftwerksprojekten mit einer Gesamtkapazität von ca. 640 MW beteiligt, was etwa der Hälfte der bestehenden Geothermie-Kapazität des Landes entspricht.

Im August 2012 stehen der PLN zufolge 13 Geothermie-Kraftwerksprojekte, die sich noch in der Explorationsphase befinden, vor der Herausforderung, die Fristen für die Entwicklung im Rahmen ihrer im April 2010 unterzeichneten Verträge mit der PLN einzuhalten. Zu den Problemen, mit denen sich die involvierten Unternehmen konfrontiert sehen, gehören der Mangel an unterstützender Infrastruktur, strenge Genehmigungsverfahren und die Finanzierung.

Einer der PLN-Partner, die PT Pertamina Geothermal Energy (PGE), bestätigt, daß es bei der Exploration der geothermischen Standorte für die drei Kraftwerke in Hulu Lais in Bengkulu, Sungai Penuh in Jami und Kotamobagu in Nord-Sulawesi Probleme gibt. Bei letzterem Projekt beispielsweise sind die Ergebnisse von zwei Bohrlöchern nicht zufriedenstellend, da der Dampfdruck und die Temperatur nicht so gut sind, wie erwartet. Nun wird eine weitere Reservoirstudie durchgeführt, um neue Quellen zu lokalisieren.

Das Projekt Sungai Penuh wird durch den Mangel an für Baufahrzeuge geeigneten Straßen zum Projektgelände behindert, weshalb hier eine neue Straße gebaut werden muß. Das dritte Projekt in Hulu Lais hatte wiederum ernste Schwierigkeiten, die erforderlichen Genehmigungen der Forstbehörde und der lokale Regierung zu erhalten. Ähnliche Probleme belasteten aber auch die anderen zehn Geothermieprojekte.

Im April 2013 stellt die JICA dem 2 × 10 MW Geothermieprojekt Tulehu in Salahuti, Bezirk Maluku, ein Entwicklungsdarlehen in Höhe von 53,4 Mio. $ zur Verfügung, was es der PLN ermöglicht, im November mit dem Bau zu beginnen, der nun bis 2016 abgeschlossen sein soll. Für die mehrjährige Verzögerung werden Landerwerbsprobleme sowie fehlende Mittel oder Kredite verantwortlich gemacht.

Bereits im August gewährt die JICA zudem dem indonesischen Ministerium für Energie und Bodenschätze einen Zuschuß in Höhe von 670.000 $ in Form technischer Ausrüstungen, um die Exploration und Erschließung der geothermischen Ressourcen des Landes fortzusetzen. Im Wesentlichen bedeutet dies, daß Indonesien die Ausrüstung, die seit 2010 im Rahmen einer bald endenden Zusammenarbeit zwischen den beiden Seiten verwendet wird, danach behalten darf.

Im August 2013 wird außerdem gemeldet, daß die neuseeländische Baufirma Hawkins mit dem französischen Energie-Riesen Alstom zusammenarbeitet, um für die PGE das geothermische Kraftwerk Karaha Bodas in West-Java zu bauen.

Im August 2014 erhält die Sumitomo Corp. von der PGE den Auftrag für Ulubelu III und IV und wird nun mit Unterstützung der Fuji Electric Co. Ltd. 2 x 55 MW Turbinen installieren, was beim Block III 23 Monate, und beim Block IV 33 Monate dauern wird, so daß der Bau bis Juli 2016 bzw. Mai 2017 abgeschlossen sein sollte. Damit erhöht sich die Gesamtkapazität der Projekte, an denen die Sumitomo Corp. beteiligt ist, auf fast 800 MW, was mehr als 50 % der geothermischen Stromerzeugung aus den Anlagen entspricht, die im Land aktuell existieren oder im Bau sind. Die Finanzierung dieses Projekts erfolgt durch ein Darlehen der Weltbank.

Der neu gewählte indonesische Präsident Susilo Bambang Yudhoyono ist im September 2014 persönlich beim offiziellen Start von vier geothermischen Kraftwerken auf Flores, Ost-Nusa Tenggara, anwesend. Die Anlagen Mataloko, Ulumbu, Ropa und Ndunga werden acht Regionen auf der Insel mit einer Gesamtleistung von 20 MW Strom versorgen.

Laut einer Meldung vom Februar 2015 sind die Geothermiekraftwerke Karaha und Lumut Balai die neuesten Projekte, die vom Alstom/Hawkins-Team in Zusammenarbeit mit dem indonesischen Partner Banguan Cipta Kontractor (BCK) mit einer Lieferfrist von 24 Monaten ab Januar 2015 gesichert werden. Die Kosten von Karaha werden auf über 61 Mio. € beziffert.

Im Juli 2015 wird dann auch das Kraftwerk Karaha durch den indonesischen Präsidenten eingeweiht. Was allerdings nicht heißt, daß die Anlage auch schon mit der Stromproduktion beginnt. Den Presseberichten zufolge ist der Bau noch Anfang 2016 kräftig im Gang. Erst im Dezember 2017 kann die PGE melden, daß sie nun mit den Endtests begonnen habe, wobei das Geothermiekraftwerk allerdings schon das Stromnetz beliefert.

Parallel dazu startet die PLN im Juni 2017 endlich auch die Arbeiten an dem 20 MW Geothermieprojekt Tulehu, das nun 2019 in Betrieb gehen soll.

Im April 2017 unterzeichnen die PLN und Halliburton ein neues Kooperationsabkommen über die Erschließung geothermischer Arbeitsräume in Indonesien, die im Besitz des PLN sind. Bereits im Vormonat hatten beide Unternehmen Verträge im Wert von rund 34 Mio. $ geschlossen, um in Tulehu, Ambon und Nord-Maluku Geothermiebohrungen durchzuführen.

Im September 2017 erhält die PLN von der PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI) Mittel in Höhe von bis zu 640 Mio. $ für die Entwicklung von sechs geothermischen Arbeitsbereichen mit einer gemeinsamen Stromerzeugungskapazität von bis zu 160 MW. Das Darlehen stammt von dem SMI-verwalteten Geothermal Fund, der mit 282 Mio. $ ausgestattet ist. Die restlichen Mittel kommen aus dem Staatshaushalt (230 Mio. $) und von der Weltbank (53 Mio. $).

Darüber hinaus bereitet der PLN die Entwicklung von acht weiteren Arbeitsbereichen vor, von denen sich sechs in Atedei, Oka Ile Ange und Gunung Sirung (alle in Nusa Tenggara Timur), in Songa Wayaua (Nord-Maluku), Tangkuban Perahu (West-Java) uns Borapulu (Zentral-Sulawesi) befinden.

Im Jahr 2010 erhält der unabhängige Energieerzeuger PT Sejahtera Alam Energy (SAE), der zu 75 % im Besitz der deutschen STEAG PE GmbH ist, während die restlichen 25 % der PT Trinergy Mandiri International gehören, vom Ministerium für Energie und Bodenschätze eine 35-jährige Konzession, um ein knapp 25.000 Hektar großes Gebiet in Baturraden in Banyumas, Zentral-Java, zu entwickeln und ein geothermisches Kraftwerk zu errichten, das bis 2014 fertiggestellt werden soll.

Laut Meldungen im Oktober 2011 plant die PT Trinergy, einen Betrag von 1 Mrd. $ in das hier geplante 220 MW Geothermiekraftwerk zu investieren. Andere Quellen sprechen davon, daß die Anlage 760 Mio. $ oder 900 Mio. $ kosten werde.

Wie die Fachpresse im Januar 2012 berichtet, wird die Verzögerung bei der Erteilung einer Betriebsgenehmigung für das Projekt durch das Forstministerium voraussichtlich zu einer Verlangsamung des Projekts um drei Jahre führen. Darüber hinaus muß der Investor das geschützte Waldgebiet ersetzen, das genutzt wird. Das Projekt benötigt schätzungsweise 50 Hektar Land an den Hängen des Berges Slamet, einem aktiven Stratovulkan.

Ende 2016, als das Projekt weiter voranschreitet, sind die Menschen in den Dörfern im Distrikt Banyumas zunehmend besorgt über die Auswirkungen, die Erkundungsbohrungen auf sie haben könnten und erinnern an den Schlammvulkan in Sidoarjo, der im Jahr 2006 während Öl- und Gasbohrungen ausgebrochen war.

Allerdings war das Gebiet von Mount Slamet schon vor Beginn der Arbeiten an der Geothermieanlage aufgrund von Landumwandlung und Entwaldung Umweltschäden ausgesetzt. Nach Angaben der lokalen Umweltschutzorganisation Mount Slamet Concerned Community (Kompleet) sollen in Banyumas alleine zwischen 2001 und 2011 etwa 1.321 Quellen verloren gegangen sein.

Im Januar 2017 sind die Bewohner des Dorfes Karangtengah jedenfalls überrascht und verärgert, als der Fluß Prukut, der an ihren Häusern vorbeizieht, trübe wird. Die Dorfbewohner verlassen sich nicht nur auf den Fluß als Süßwasserlieferant, sondern auch auf den malerischen Cipendok-Wasserfall, der das Herzstück der lokalen Tourismusindustrie darstellt und nun ebenfalls braun ist. Und auch die Fischteiche der Bewohner sind aufgrund der Trübung des Wassers betroffen.

Untersuchungen der NGO Lingkar Kajian Banyumas (LKB) im Februar zeigen, daß der Schlamm und Schutt, der den Wasserweg verschmutzt, aus den Explorationsaktivitäten für das Geothermiekraftwerk stammt. Die PT Sejahtera Alam Energy entschuldigt sich daraufhin für den Vorfall und sagt zu, Filter zu installieren, um das Wasser zu klären. Da der Fluß trotz dieser Versprechen im Juli abermals braun wird, verstärken sich die Proteste und die Aktivistengruppe Save Slamet Alliance verlangt eine Einstellung des Projekts. Trotz des zunehmenden Widerstandes gegen das Projekt sagt die Regierung, daß es fortgeführt wird.

Im August 2017 ist man der Firma zufolge dabei, die Straßeninfrastruktur vorbereiten, um Ende des Jahres mit den ersten Explorationsbohrungen zu beginnen, die bis in eine Tiefe von 3.500 m abgeteuft werden sollen. Die Bohrdienstleistungen werden an Halliburton vergeben und könnten zusammen mit der Infrastrukturentwicklung bis Mitte 2018 abgeschlossen werden. In einem ersten Schritt wird die Stromerzeugung 110 MW betragen, wobei man hofft, daß das Geothermiekraftwerk Baturaden den kommerziellen Betrieb im Jahr 2022 aufnehmen kann.

Nach Erhöhung des Schutzes durch die Schaffung von Absetzbecken, Filterung und ein Entwässerungssystem, so daß der Fluß Prukut wieder klar wird, startet die SAE im Dezember 2017 mit der Bohrkampagne. Bisher wurden für das Projekt etwa 30 – 35 Mio. $ ausgegeben. Insgesamt schätzt man jetzt, daß es zwischen 900 Mio. und 1 Mrd. $ kosten wird.

Im März 2011 wird berichtet, daß der im Oktober 2007 gegründete unabhängige Stromproduzent PT Supreme Energy, der sich als ,Pionier der geothermischen Exploration und Entwicklung in Indonesien’ bezeichnet, eine Finanzierung von 200 Mio. $ vorbereitet hat, um zwei geothermische Bergbau-Gebiete (Wilayah Kerja Panas Bumi, WKP) in Muara Labo, West-Sumatra, sowie bei Gunung Rajabasa in Lampung zu erkunden, gemeinsam mit den Firmen Sumitomo und GDF-Suez S.A.. Letztere hält eine Beteiligung von 35 % an beiden Projekten.

Die Exploration wird über zwei Jahre laufen, wobei für jede Bohrung 6 – 7 Mio. $ benötigt werden. Die Supreme Energy beabsichtigt, die beiden Projekte mit einer Kapazität von jeweils 220 MW bis 2015 oder 2016 betriebsbereit zu haben. Neben den beiden genannten WKP hat die Firma in einer Ausschreibung auch noch die Geothermie-Lizenz für ein WKP in Rantau Dedap, Süd-Sumatra, gewonnen, dessen erste Phase 86 MW vorsieht (s.u.).

Das Abkommen für das Projekt Muara Laboh sollte bereits im April 2011 unterzeichnet werden, doch im August wartet die Supreme Energy noch immer auf die Klärung der staatlichen Garantie für das Projekt. Später spricht die Firma von 80 MW in der ersten Phase des Projekts, dessen kommerzielle Produktion im Jahr 2019 beginnen soll.

Anfang März 2012 unterzeichnet die Projektgesellschaft PT Supreme Energy Muara Laboh (SEML) als Repräsentant der Projektpartner Supreme Energy, Sumitomo Corp. und IPR-GDF Suez Asia (später: GDF Suez Energy Asia, dann: ENGIE Thailand) mit der PLN einen Stromabnahmevertrag mit einer Laufzeit von 30 Jahren für Muara Laboh, während gleichzeitig das Finanzministerium die Regierungsgarantie für das Projekt ausstellt.

Der Vertrag ist eine Voraussetzung für den Beginn der Explorationsbohrungen, deren erste im September durchgeführt wird. Bis Ende 2013 können alle sechs Bohrungen abgeschlossen werden. Ein ähnlicher Vertrag wird auch für Rajabasa geschlossen.

Im Juni 2013 wird allerdings von einer starken lokalen Opposition gegen die Geothermie-Exploration am Berg Rajabasa berichtet. Die Bewohner am Berghang sind auf Wasser von dem Berg angewiesen: „Der Berg Rajabasa ist nicht nur eine Quelle des Lebens für uns, sondern er vereint die Anwohner auch darin, die lokale Weisheit zu bewahren.“

Im Jahr 2014 konzentriert sich die SEML auf den Bau von Verwaltungs- und Wohngebäuden, die im September fertiggestellt werden. Als Inhaber des Lizenzgebiets von Liki Pinangawan Muaralaboh (LPM) schafft es die Firma, von einer unabhängigen Agentur, die von internationalen Banken benannt wurde, eine Zertifizierung der Dampfmenge zu erhalten. Diese bestätigt ein ausreichendes Volumen, um ein Kraftwerk mit einer Leistung von 80 MW zu bauen.

Bis Ende des Jahres können auch die Machbarkeitsstudie und die vorläufige Planung des geothermischen Kraftwerks erfolgreich abgeschlossen werden. Der Bau der Anlage beginnt dann im Jahr 2016. (s.u.).

Um die 220 MW Geothermieanlage Rantau Dedap in Muaraenim, Süd-Sumatra, zu entwickeln, deren vorläufige Machbarkeitsstudie im März 2009 abgeschlossen, und deren Konzession im Dezember 2010 erteilt wurde, bildet die Supreme Energy im Juni 2011 ein Joint-Venture mit dem britischen Energiekonzern International Power (seit 2010 eine Einheit des französischen Energieversorgers GDF Suez; später: ENGIE) und der japanischen Firma Marubeni Corp., an dem die Supreme Energy 35 % der Anteile hält.

2011 startet das Explorationsprogramm, das die luftgestützte topographische Vermessung und Tiefbaustudien umfaßt. Der Bericht, die geowissenschaftliche Interpretation und die Wärmeverluststudie werden im Februar 2012 abgeschlossen, und im November unterzeichnet das Joint-Venture PT Supreme Energy Rantau Dedap (SERD) den Stromabnahmevertrag mit der PLN. Auch hier ist die kommerzielle Betriebsaufnahme für 2016 geplant.

Die SERD beginnt im Januar 2013 mit dem Bau von Zivil- und Infrastrukturanlagen sowie der Verbesserung der zum Standort führenden Straßen, was im Juli 2014 beendet werden kann. Bis November sind dann auch vier die Explorationsbohrungen abgeschlossen, gefolgt von zwei weiteren im ersten Quartal 2015, welche die Existenz eines Hochtemperaturreservoirs mit über 200°C bestätigen.

Ebenfalls im Juli wird gemeldet, daß die Asiatische Entwicklungsbank (ADB) zusammen mit dem Clean Technology Fund (CTF) 50 Mio. $ zur Risikominderung der Entwicklungs- und Explorationsphasen des Projekts bereitstellen wird. Im November bestätigt dann die ADB, daß die SERD alle Bedingungen erfüllt hat, um den Kreditvertrag zu erhalten.

Im September 2015 kündigt das internationale Joint Venture eine Investition in Höhe von knapp 117 Mio. $ und den Beginn der Entwicklung des 55 MW Geothermieprojekts Muara Laboh in der Region Solok Selatan an.

Der Vertrag mit der PLN für die Lieferung von Geothermie-Strom und -Dampf wird im Februar 2016 unterzeichnet. Im Oktober berichtet die Supreme Energy, daß sie mit ihren drei Projekten Rajabasa, Rantau Dedap und Muara Laboh gut voran kommt und hierfür bislang 230 Mio. $ aus internen Barmitteln investiert habe. Während für die Projekte Muara Laboh und Rantau Dedap die Infrastruktur vorbereitet wird, müsse für das Rajabasa-Projekt, das seinen Betrieb 2021 aufnehmen soll, noch ein Hafen entwickelt werden.

Im Januar 2017 berichtet die Fachpresse, daß sich das Entwicklungskonsortium des Geothermieprojekts Muara Laboh, das nun 80 MW leisten soll, eine Kreditfinanzierung von bis zu 440 Mio. $ sichern konnte, die von der Japan Bank for International Cooperation (JBIC) und drei anderen japanischen Megabanken stammt. Die Gesamtinvestitionskosten für das Projekt werden auf 610 Mio. $ geschätzt. Die Arbeiten am Projekt sollen im März 2017 beginnen, der kommerzielle Start dann im Laufe des Jahres 2019 erfolgen.

Nachdem im November 2017 eine neue Stromabnahmevereinbarung abgeschlossen werden kann, plant Supreme Energy, bis Mitte 2018 mit den Bohrungen für das Geothermieprojekt Rantau Dedap mit einer Zielkapazität von 240 MW zu beginnen. Die entsprechende Bohranlage steht schon bereit. Für die Anfangsphase ist eine Kapazität von 86 MW geplant, wofür 12 – 16 Bohrlöcher gebohrt werden müssen. Die Bohrkampagne soll rund 12 Monate dauern.

Laut Meldungen vom Juli 2011 plant Indonesiens Power Sector Assets and Liabilities Management Corp. (PSALM) die Versteigerung von drei Kraftwerken, darunter zwei Geothermieanlagen, d.h. den Kraftwerkkomplex Naga und die Geothermieanlagen Unified Leyte (Leyte und Casecnan).

Mit der Privatisierung dieser staatseigenen Stromerzeugungseinheiten sollen auch Betriebs- und Wartungsverluste vermieden werden. Die PSALM will aber nicht die Anlagen selbst, sondern nur die ,Dispatching-Rechte’ verkaufen, die im Rahmen der Stromabnahmeverträge bestehen. Es läßt sich aber nichts über weitere Entwicklungen finden.

Ebenfalls im Juli 2011 berichtet die Fachpresse, daß bei dem Besuch einer Delegation um den französischen Premierminister in Indonesien mehrere französische Unternehmen, darunter auch Total, bekundet haben, daß sie bis zu 2 Mrd. $ in die indonesische Geothermie-Entwicklung investieren möchten.

Nähere Informationen gibt es keine, bis im März 2017 gemeldet wird, daß mehrere Unternehmen aus Frankreich eine Unternehmensgruppe namens French Renewable Energy Group (FREG) gebildet haben, welche die Interessen französischer Firmen vertreten soll, die an Investitionen in Erneuerbare Energien in Indonesien interessiert sind.

Im August 2011 lädt Indonesien Investoren aus Australien dazu ein, in den geothermischen Energiesektor des Landes zu investieren und verspricht ihnen maximale Unterstützung, um Kraftwerke im Land zu betreiben.

Dazu paßt, daß in diesem Jahr vier neue geothermische Projektgebiete angeboten werden, nämlich Simbolon Samosir (Nord-Sumatra) und Way Ratai (South Lampung) mit einem Potential von jeweils 150 MW, sowie Candi Umbul Telomoyo (Zentral-Java) und Bora Pulu in Sigi, mit einem Potential von 120 MW bzw. 152 MW.

Ebenfalls im August 2011 führt ein Dekret des Finanzministerium Investitionsgarantien für geothermische Energieprojekte ein, wie sie von Investoren schon lange gefordert und mit Spannung erwartet wurden. Das neue Dekret enthält detaillierte Angaben zur Kategorisierung von geothermischen Projekten, die vom Bauträger oder Investor durchgeführt werden, um die Auflagen der Regierung, Machbarkeitsstudien, Kaufverträge und Bankfinanzierungen zu erfüllen.

Zudem unterzeichnet der Finanzminister ein revidiertes Dekret, um Investoren dazu zu bringen, Stromabnahmeverträge mit der PLN abzuschließen. In der vorherigen Ministerialverordnung wurde die Garantie von der Regierung durch das Energieministerium an die PLN vergeben. In der überarbeiteten Verordnung wird die Garantie dagegen vom Finanzministerium erteilt und dann direkt an die privaten Kraftwerkshersteller geleitet.

Unter den aktuell 40 Projekten, die von den staatlichen Garantien betroffen sind, gelten die Geothermieblöcke in Rajabasa (Lampung), Muara Laboh (Aceh), Seulawah (Aceh), Dieng (Zentraljava) und Flores (East Nusa Tenggara) als besonders interessant für Investoren.

Im Zuge dieser Entwicklungen fordert die PLN das Finanzministerium im September 2011 dazu auf, die 133 Mio. $, die zuvor für die Entwicklung der Geothermie bereitgestellt wurden, nun sofort auszuzahlen, damit die PLN ihre geothermische Energiekapazität ausbauen kann. Aus diesem Anlaß soll hier kurz die entsprechende regulative Entwicklung in Indonesien präsentiert werden.

Im Februar 2012 stimmen das Finanzministerium und das Ministerium für Energie und Bodenschätze zu, die staatlichen Garantien zu erweitern, die nach der bisherigen Regelung nur Zahlungen für den Kauf von Strom durch die PLN garantierten, sollte das staatliche Energieunternehmen seine finanziellen Verpflichtungen nicht erfüllen können. Im Rahmen des neuen Systems werden zukünftig auch die Risiken während der Explorations- und Bauphasen abgedeckt.

Im Mai wird berichtet, daß die indonesische Regierung bereit sei, bis zu 366 Mio. $ auszugeben, um den Bau von Geothermie- und Mikrowasserkraftwerken zu finanzieren. Das Geld kommt von der State Investment Agency (PIP), die mit der Finanzierung großer Infrastrukturprojekte beauftragt wurde. Die Agentur wird Unternehmen Kredite in Höhe von 215 Mio. $ für die Errichtung geothermischer Kraftwerke, und weitere 151 Mio. $ für den Bau von Mikrowasserkraftwerken zur Verfügung stellen.

Im Juni folgt die Nachricht, daß Indonesien plant, den Einsatz von Terminmechanismen zur Vergabe von geothermischen Konzessionen auszuweiten und das Preismodell zu verbessern, indem ein höherer Preis festgesetzt wird. Nach dem derzeitigen System kann die Regierung ein Unternehmen direkt zur Erweiterung einer bestehenden Geothermie-Konzession auffordern. Gemäß der neuen Verordnung könnte eine solche direkte Aufforderung auch für neue Konzessionen genutzt werden. Zudem muß die PLN in diesem Fall den vom Konzessionsnehmer produzierten Strom automatisch kaufen, ohne daß dies extra neu verhandelt werden müßte.

Um Investoren für die indonesische Geothermie-Entwicklung zu gewinnen, hebt die Regierung im Juli 2012 die Einspeisevergütung für geothermische Kraftwerke um mindestens 24 % von derzeit 0,097 $/kWh auf 0,10 – 0,17 $/kWh an. Vom Übertragungsnetz entferntere Projekte werden mit 0,125 – 0,145 $/kWh vergütet. Der gegenwärtige Preis bei kraftstoffbetriebenen Kraftwerke beträgt übrigens 0,35 – 0,45 $/kWh.

Die neuen Preise sind nicht verhandelbar, da dies zu Verzögerungen führen würde, variieren aber von Region zu Region: In Sumatra beträgt der Einspeisetarif für Geothermie 0,10 $/kWh, in Java, Madura und Bali 0,11 $/kWh, in Süd-Sulawesi 0,12 $/kWh, in Nord-Sulawesi 0,13 $/kWh, in East Nusa Tenggara und West Nusa Tenggara 0,15 $/kWh, und schließlich auf den Molukken und Papua 0,17 $/kWh.

Der geplante Einspeisetarif für Geothermie ist wirtschaftlich sinnvoll und kann durch eine Reduzierung der Subventionen an die staatliche Stromgesellschaft PLN für fossile Brennstoffe bezahlt werden.

Im August 2012 werden durch Ministererlaß vier Regierungsbezirke als geothermisch produzierende Gebiete definiert: Sukabumi, Garut, Bandung und Bogor.

Im Januar 2013 ist zu erfahren, daß die indonesische Regierung plant, im Laufe des Jahres sechs Geothermie-Gebieten mit einer potentiellen Stromerzeugungskapazität von etwa 400 MW zu versteigern. Die Versteigerung wird stattfinden, sobald eine anstehende Gesetzesrevision über geothermische Geschäftsaktivitäten abgeschlossen ist.

Um Projekte, die aufgrund von Liquiditätsproblemen ins Stocken geraten sind, wieder anzuschieben, plant die Regierung im März, ein Geothermal-Fonds-Programm zu nutzen, bei dem zinsgünstige Darlehen von bis zu 30 Mio. $ pro Projekt vergeben werden können. Aktuell gibt es in Indonesien rund 60 genehmigte Geothermieprojekte, von denen aber nur neun aktiv weiterentwickelt werden. Etwa 10 % der Projekte werden wegen fehlender Mittel zurückgehalten, während die Mehrheit Schwierigkeiten mit den Genehmigungen hat.

Schon im April 2013 kündigt die Regierung überarbeitete Einspeisetarife für Geothermie-Strom an, die erst im Juli 2012 erhöht worden waren. Die Preise sind jetzt in vier Kategorien unterteilt, < 10 MW, 10 – 20 MW, 20 – 55 MW und > 55 MW. Es wird auch unterschieden zwischen niedriger/mittlerer Temperatur (unter 225°C) und hoher Temperatur (über 225°C). Das Preisspektrum erstreckt sich von 0,105 $/kWh für Projekte mit mehr als 55 MW und Hochtemperaturressourcen bis 0,19 $/kWh für Projekte mit niedrigeren Temperaturressourcen und einer Größe von bis zu 10 MW.

Im Juni 2013 fügt das Energieministerium hinzu, daß die neue Einspeisevergütungen möglicherweise von 0,115 – 0,30 $/kWh reichen könnten. Bis Klarheit über das neue Einspeisetarifsystem besteht und die Genehmigungsfragen vereinfacht werden, scheint die geothermische Entwicklung aber ins Stocken geraten zu sein. In den letzten Jahren ist jedenfalls nicht viel passiert.

Ebenfalls im Juni kündigt die indonesische Investitionsagentur ein gut 300 Mio. $ schweres Programm für lokale Regierungen an, das zur Finanzierung früher Explorationsarbeiten und für Kredite an private Investoren gedacht ist. Und ein von der Regierung vorgelegtes neues Gesetz, das die derzeitigen rechtlichen Rahmenbedingungen vereinfachen und neue Gebiete für die geothermische Exploration und Nutzung erschließen will, ist im Oktober im Repräsentantenhaus Indonesiens auf dem Weg.

Berichten vom März 2014 zufolge plant die Regierung eine neue Verordnung, nach der Investoren, die staatliche Ausschreibungen für geothermische Konzessionen gewinnen, eine Bürgschaft von 10 Mio. $ für jedes Bohrloch stellen um zu garantieren, daß sie das Projekt gemäß den vereinbarten Plänen tatsächlich durchführen können. Damit soll auch verhindert werden, daß sich Firmen der Ausschreibung nur anschließen, um Genehmigungen zu erhalten und diese dann an größere Unternehmen zu verkaufen.

Im April erklärt die Regierung ihre Absicht, eine Ausschreibung für geothermische Gebiete mit einem Potential von mindestens 375 MW durchzuführen. Dabei handelt es sich um Areale am See Ranau in Lampung und Süd-Sumatra (110 MW), am Berg Lawu in Zentral- und Ost-Java (100 MW), in Mataloko in Ost-Nusa Tenggara (30 MW), Simbolon Samosir in Nord-Sumatra (80 MW) und Way Ratai in Lampung (55 MW).

Das Ministerium für Energie und Bodenschätze kündigt im Juni 2014 neun neue geothermische Konzessionsgebiete an, deren Gesamtpotential auf ca. 1.030 MW geschätzt wird. Im Einzelnen handelt es sich um Geraho Nyabu in Kerinci, Jambi (200 MW), Gunung Talang, Bukit Kili, Solok, Sumatra Barat (65 MW), Gunung Arjuno Welirang, Pasuruan, Malang, Jawa Timur (185 MW), Gunung Pandan, Madiun, Jawa Timur (60 MW), Gunung Wilis, Jawa Timur (50 MW), Gunung Songkoroti, Blitar, Malang, Jawa Timur (35 MW), Gunung Gde Pangrango, Jawa Barat (85 MW), Gungung Hamiding, Halmahera Utara (265 MW) und Telaga Rano, Halmahera Utara (85 MW).

Ebenfalls im Juni verabschiedet das Ministerium endlich die neue Verordnung bezüglich des Höchstpreises für neue geothermische Projekte, die – basierend auf einer Empfehlung der Weltbank – nun auf eine Bandbreite von 0,118 – 0,296 $/kWh erhöht worden sind. Zudem wird der 31. Dezember als Deadline für die Entwickler bestimmt, um ihre Stromabnahmevereinbarungen zu den nun angebotenen Strompreisen zu unterzeichnen.

Das langerwartete, neue Geothermiegesetz wird im August 2014 vom indonesischen Parlament verabschiedet. Zu dessen wichtigsten Punkten gehören: (a) Geothermische Aktivitäten werden nicht länger als Bergbauaktivitäten betrachtet, die Entwicklung geothermischer Ressourcen kann daher auch in Waldschutzgebieten erfolgen; (b) Angebote für geothermische Projekte werden von der Zentralregierung und nicht von den lokalen Verwaltungen eingeholt; (c) neue Geothermieprojekte werden im Rahmen der neuen, günstigeren Preisregelungen entwickelt; (d) die lokalen Verwaltungen erhalten einen Teil der Einnahmen aus geothermischen Ressourcen; (e) es werden zudem sehr detaillierte Bestimmungen in Bezug auf Erhebungen über Geothermiestandorte, Exploration, Ausschreibungsverfahren, Größe der Arbeitsgebiete, Preisfestsetzungsverfahren und Verwaltungssanktionen, Verpflichtungen der Inhaber von Geothermie-Lizenzen usw. festgelegt.

Im Juli 2015 werden die Ausschreibungen für fünf geothermische Gebiete mit einem erwartenden Stromerzeugungspotential von insgesamt 730 MW veröffentlicht, darunter eines am Berg Lawu in Ost-Java und eines am See Ranau an der Grenze von Lampung und Süd-Sumatra.

Im ersten Fall bestehen drei Unternehmen die erste Stufe des Bieterwettbewerbs: die PT Ormat Geothermal Indonesia, die Pertamina und die PT Star Energy Geothermal Indonesia. Die anderen angebotenen Gebiete sind Kepahiang in Bengkulu, Marana in Zentral-Sulawesi und Way Ratai in Lampung. Die Ausschreibung für das geothermische 110 MW Arbeitsgebiet Danau Ranau muß im November allerdings wiederholt werden, das nur eine einzige Firma namens PT Sari Prima Energy daran teilgenommen hatte.

Das geothermische Arbeitsgebiet umfaßt eine Fläche von 8.561 Hektar mit einer geschätzten Lagertemperatur von 200°C, womit das Gebiet eine geschätzte Ressource von bis zu 210 MW hat. Es wird erwartet, daß die Entwicklung für 55 MW erfolgen wird, wobei das Projekt im Jahr 2022 ans Netz gehen soll.

Im März 2016 kann sich die Pertamina die Rechte für den Bau des 110 MW Erdwärmekraftwerks Gunung Lawu sichern. Einziger Mitbieter war die PT Star Energy Geothermal Indonesia (s.o.). Entwickelt werden soll die Anlage von der Firmentochter PT Pertamina Geothermal Energy (PGE). Der Arbeitsbereich hat eine geschätzte Kapazität von bis zu 165 MW.

Die jüngste Meldung bei diesem Update stammt vom März 2018 und besagt, daß die PGE beschlossen hat, die Entwicklung des Geothermieprojekts Gunung Lawu aufgrund von problematischen Genehmigungen und archäologischen Gründen aufzugeben, da sich am Standort einige Tempel befinden.

Im Juli 2015 eröffnet der Präsident sechs neue Geothermieprojekte, oder setzt dort den ersten Spatenstich, die über mehrere Provinzen in Indonesien verteilt sind: (1) Ulubelu in Lampung, wo zwei neue Blöcke (III und IV) mit je 55 MW gebaut werden; der Block Lahendong V und VI mit einer Kapazität von 2 × 20 MW; (3) Kamojang V mit 35 MW; (4) Karaha I mit 30 MW; (5) Lumut Balai I und II mit  55 MW; und (6) Kerinci I mit einer Kapazität von ebenfalls 55 MW.

In Fortsetzung der regulativen Entwicklungen sprechen der indonesische Präsident und der Energieminister bei der Eröffnung der 3. Indonesian International Geothermal Convention & Expo im August 2015 über die Möglichkeiten, geothermische Konzessionen zu übernehmen und damit eine schnellere Entwicklung der Projekte sicherzustellen. Aufgrund mangelnder Entwicklung sind einige Konzessionen an den Staat zurückgefallen, weshalb es  Überlegungen gibt, ein staatseigenes Unternehmen zu gründen, das diese Konzessionen übernehmen und soweit entwickeln soll, bis ihre Ressourcen bewiesen sind und sie damit für Investoren interessant werden.

Um die Entwicklung zu beschleunigen, lizenziert die Regierung im August 2015 zudem 15 in- und ausländische Investoren für die Bewirtschaftung von geothermischen Ressourcen. Und im Oktober arbeitet die Regierung an einer neuen Politik, die eine direkte Zuweisung geothermischer Arbeitsbereiche an staatseigene Unternehmen ohne Ausschreibung ermöglicht, was ebenso beschleunigend wirken soll.

Im selben Monat folgen Ausschreibung für die drei o.g. Geothermiefelder Way Ratai in Süd-Sumatra mit geschätzten Reserven von 105 MW, wo ein Kraftwerk etwa 55 MW produzieren könnte; Bukit Kili in West-Sumatra mit geschätzten 65 MW Reserven und einem geplanten 20 MW Kraftwerk; sowie Marana in Zentral-Sulawesi mit 36 MW an Reserven, wo eine Anlage mit einer Kapazität von 20 MW in Betracht gezogen wird. Die Gesamtinvestition für die drei Entwicklungen wird auf etwa 380 Mio. $ geschätzt.

Ein neuer Regierungsentwurf zur geothermischen Nutzung in Indonesien vom November 2015 befürwortet eine Deregulierung der Stromtarife, die über dem wirtschaftlichen Preis liegen würden. Das Ministerium für Energie und Bodenschätze kündigt jedoch an, eine Erhöhung der Geothermie-Stromtarife über den wirtschaftlichen Preis hinaus nicht zu unterstützen, da die staatliche Elektrizitätsgesellschaft PLN dadurch Verluste erleiden würde.

Stattdessen schlägt das Ministerium vor, die Grundsteuer für geothermische Explorationsgebiete abzuschaffen, um Investitionen zu fördern. Immerhin hätte die Regierung zum selben Zweck schon die Mehrwertsteuer und Einfuhrzölle für importierte Güter gestrichen, die bei geothermischen Aktivitäten verwendet werden.

Im Januar 2016 arbeitet Indonesien an einem neuen staatlichen Elektrizitätsunternehmen, ausschließlich für erneuerbare Energiequellen, das wahrscheinlich eine Tochtergesellschaft der PLN sein wird.

Zeitgleich plant das Energieministerium, von 2016 bis 2018 bis zu 30 Geothermie-Gebiete mit einer Gesamtkapazität von 1.535 MW zu anzubieten, jeweils sechs davon pro Jahr in offenen Auktionen. Für die verbleibenden geothermischen Blöcke wird die Regierung den Betreiber (ein staatseigenes Unternehmen) durch direkte Ernennung auswählen.

Durch neue geothermische Vorschriften im Februar versucht die Regierung Investitionen in die geothermische Entwicklung anzuziehen und das Explorationsrisiko zu reduzieren. Gemäß der neuen Verordnung soll der o.e. Vorschlag umgesetzt werden, daß die Regierung die Explorationsaktivitäten selbst übernimmt, um geothermische Reserven nachzuweisen. Im April plant das Ministerium für Energie und Bodenschätze daher, den staatlichen Unternehmen Pertamina, PLN und Geo Dipa Energi bis zu elf geothermische Arbeitsgebiete zuzuweisen.

Mit einer im August 2016 in Kraft getretenen Verordnung werden lokale Gemeinschaften in Indonesien von geothermischen Produktionsboni profitieren, die auf Grundlage des Bruttoeinkommens aus dem Verkauf der Erdwärme berechnet werden. Eine weitere ministerielle Verordnung soll Geothermie-Projekten und Investoren im Hinblick auf die Genehmigung eine ähnliche Vorzugsbehandlung wie im Fall von Gewerben geben. Damit soll der ganze Prozeß nur noch drei Stunden dauern.

Im gleichen Monat bereitet Indonesien den Übergang zu einem Festpreis-Geothermie-Einspeisetarif vor, da frühere Tarifmechanismen die geothermische Entwicklung im Land nicht ausreichend vorantreiben konnten.

Bereits im Oktober wird aber berichtet, daß statt dessen nun ein Stromtarifschema mit einer gleitenden Skala zur Bestimmung der Endpreise vorbereitet wird, wobei diese auf dem Potential jedes Arbeitsbereichs (von 5 MW bis 250 MW) basieren und der Verkaufspreis mit 0,14 $/kWh startet. Es wird  erwartet, daß der Verordnungsentwurf im November vom Präsidenten des Landes unterzeichnet wird.

Im November 2016 arbeitet die indonesische Regierung an speziellen Plänen zur Förderung der geothermischen Entwicklung auf der Insel Flores in der Provinz Nusa Tenggara, die über geschätzte geothermische Reserven von 659 MW und etwa 745 MW an Ressourcen verfügt (wobei mir allerdings nicht klar ist, was hier den Unterschied ausmacht).

Im gleichen Monat wird ein neues Dekret angekündigt, das ab 2017 die Grundsteuer bis zu sieben Jahre lang für Unternehmen abschafft, welche eine geothermische Gewerbeerlaubnis besitzen und sich noch in der Explorationsphase befinden.

Die neue Verordnung, die in Indonesien zu Anreizen für die Entwicklung neuer und erneuerbarer Energiequellen eingeführt wurde, wird von der indonesischen geothermischen Vereinigung (INAGA), die sie als potentiell schädlich für die Anziehung von Investitionen in die geothermische Entwicklung betrachtet, abgelehnt.

Neu erlassene Vorschriften zu Stromabnahmeverträgen werfen im März 2017 Bedenken auf, da die PLN den Geothermie-Strom nun nur entsprechend den nachgewiesenen Reserven kaufen darf. Als zielführend wird dagegen betrachtet, daß zusammen mit den neuen Vorschriften ein Gesetz verabschiedet wird, in welchem das Ministerium für Umwelt und Forsten die Naturschutzgebiete für die geothermische Entwicklung öffnet.

Im April 2017 wird die baldige Ausschreibung eines 20 MW Geothermieprojekt Bezirk Süd-Halmahera auf der Insel Bacan in Nord-Maluku ankündigt. Das Potential des Standorts Songa wird auf 140 MW geschätzt. Im Mai werden bis zu zwölf neue geothermische Arbeitsbereiche mit einem Potential von bis zu 330 MW angekündigt, die in diesem Jahr aufs Gleis gesetzt werden sollen, fünf davon durch Versteigerungen, und sieben durch Direktvergabe an die staatlichen Energieunternehmen.

Die fünf im Juli zur Versteigerung anstehenden Arbeitsbereiche sind Muara Bulung in Südost-Sulawesi mit einer potentiellen Kapazität von 20 MW; Oka Ile Ange in West-Nusa Tenggara (20 MW), Joilolo in Nord-Maluku (60 MW); Simbolon Samosir in Nord-Sumatra (220 MW); und Mount Sirung auf der Insel Alor in Ost-Nusa Tenggara (10 MW).

Bereits im Juni 2017 führt das indonesische Finanzministerium durch eine Regulierungsrichtlinie die Geothermal Fund Facility (GFF) ins Leben, ein von der Weltbank finanziertes Risikominderungs-Programm für die Geothermie-Exploration.

Der Fonds war schon 2011 gegründet worden, hatte ein Anfangskapital von 75,2 Mio. $ und eine geplante jährliche Refinanzierung von 226 Mio. $ bis 2013. Tatsächlich wurden diese Gelder aber nie eingesetzt, was der fehlenden Regulierung zugeschrieben wurde. Nun soll der neu mit 275 Mio. $ ausgestattete Fonds von der staatlichen Infrastruktur-Finanzierungsgesellschaft PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI) verwaltet werden.

In späteren Quellen wird dagegen erwähnt, daß die indonesische Regierung im Juli 2017 mit der Zuteilung von 224 Mio. $ in ihrem aktuellen Jahresbudget den Start eines Geothermischen Bohrfonds in Höhe von 270 Mio. $ initiiert, um das Explorationsrisiko bei Geothermie-Projekten zu vermindern. Die restlichen 55,25 Mio. $ kommen in Form eines Darlehens von der Weltbank.

Im August 2017 steht die Versteigerung von sechs Geothermie-Arbeitsgebieten mit einer erwarteten Gesamtleistung von 255 MW an. Diesmal handelt es sich um Kapahiang in Bengkulu (110 MW); Simbolon Samosir in Nord-Sumatra (110 MW); Borapulu in Zentral-Sulawesi (10 MW); Lamiding in Nord-Maluku (10 MW); sowie Oka Ile Ange in West- und Mount Sirung in Ost-Nusa Tenggara (10 MW bzw. 5 MW). Welches die Gründe für die Wiederholungen im Vergleich zu den fünf zuvor genannten sind, ist mir nicht bekannt.

Im gleichen Monat erfolgt die Unterzeichnung eines Memorandum of Understanding und die Vergabe von mehreren Arbeitsgebieten mit bis zu 290 MW Entwicklungspotential. Dabei werden Mount Arjuno Wilerang in Ost-Java mit einer Kapazität von 110 MW sowie der Telomoyo-Tempel in Zentral-Java mit einer Kapazität von 55 MW der PT Geo Dipa Energi (Persero) zugewiesen.

An die PT PLN (Persero) werden Atadei in Nusa Tenggara Timur (10 MW), Songa Wayaua in Nord-Maluku (10 MW) und Gunung Tangkuban Parahu in West Java (60 MW) vergeben. Und auch an drei Privatfirmen werden geothermische Genehmigungen erteilt: die PT Enel Green Power Optima Way Ratai bekommt Ratai in Lampung mit einer Kapazität von 55 MW; die PT PGE Lawu erhält Gunung Lawu in Zentral- und Ost-Java (110 MW); und der PT Hitay Daya Energy wird Gunung Talang-Bukit Kili in West-Sumatra (20 MW) zugesprochen.

Nach dieser Übersicht der rechtlichen Grundlagen soll es nun – passend zum letzten Eintrag – mit der regulären Chronologie weitergehen:

Im Februar 2012 ist zu erfahren, daß die im Vorjahr gegründete türkische Hitay Energy Holdings mit Sitz in Jakarta plant, in die Geothermie-Entwicklung der vier Provinzen Süd-Sumatra, Jambi, Ost-Java und Bengkulu 3 Mrd. $ zu investieren. Die Maximalkapazität an jedem der Standorte soll 200 MW betragen. Das Tochterunternehmen der Hitay Holdings, eine der führenden Investmentgruppen in der Türkei, habe das Geschäft seit letztem Jahr untersucht.

Beim Energieministerium erfolgt die Beantragung von sechs vorläufigen geothermischen Vermessungslizenzen, die im August 2013 erteilt werden. Im Juli 2014 werden alle sechs vorläufigen Untersuchungen abgeschlossen, und im August bekommt Hitay zwei zusätzliche Vermessungslizenzen in Ost-Java, die genau ein Jahr später beendet werden.

Etwas anders hörte es sich jedoch im März 2013 an: So sollen durch die PT Hitay Renewable Energy bis zu 2,5 Mrd. $ in drei Projekte investiert werden: am Berg Bromo, am Berg Lamongan und in Raung, Ost-Java. Das geschätzte Potential für alle drei Projekte liegt bei rund 1.100 MW. Das Unternehmen plant nun eine Explorationskampagne, die bis zu zwei Jahre dauern soll. Es läßt sich jedoch nicht das Geringste darüber finden, daß dies auch wirklich stattgefunden hat.

Nach Erhalt der entsprechenden Lizenz beginnt das Unternehmen im November 2015 mit einer vorläufigen geothermischen Untersuchung in Aceh, die bis Juni 2016 abgeschlossen wird. Und als im September 2016 die Ausschreibung zur Entwicklung des Geothermie-Arbeitsgebiets Gunung Talang – Bukit Kili (20 MW) in Solok, West-Sumatera, geschlossen wird, ist der Gewinner ein Konsortium der PT Hitay Daya Energi (in einigen Quellen auch PT Hitay Southwestern Energy bzw. PT Hitay Power Energy genannt) und der PT Dyfco Energy.

Die geothermische Arbeitslizenz wird im Februar 2017 erteilt, worauf Hitay mit der Explorationsphase startet und plant, die erste Explorationsbohrung Anfang 2019 abzuteufen. Doch schon lange, bevor es soweit ist, gibt es massive Bedenken und Proteste seitens der Bewohner in Batu Bajanjang, wo sich der Standort befindet. In direkten Gesprächen versucht die Firma zu erklären, daß die Geothermie weit weniger schädlich als die Öl- oder Gasförderung sei, was aber nicht verhindert, daß Demonstrationen gegen das Projekt durchgeführt werden.

Unabhängig davon unterzeichnen die Hitay Holding und die ebenfalls türkische Aksa Enerji Uretim AS im September gemeinsam mit dem Gouverneur der Provinz Aceh eine Absichtserklärung für die Entwicklung von Geothermalkraftwerken in der Provinz. Die Hitay wird demzufolge als Investor und Entwickler ein Projektportfolio für die geothermische Stromerzeugung in Aceh entwickeln und mit der Regierung zusammenarbeiten, um eine vorläufige Vermessungs- und Explorationserlaubnis zu erhalten und die Finanzierung des Projekts zu verwalten.

Der Konflikt um das Projekt Gunung Talang – Bukit Kili eskaliert allerdings Mitte November 2017, als eine Gruppe der PT Hitay Daya Energi in zwei Autos den Standort der geplanten Geothermiebohrung besucht. Auf dem Rückweg werden sie bereits von Hunderten wütender Bürger erwartet, welche die Gruppe um die Projektmanager zwingen, ihr Auto zu verlassen, während sich zwei Personen in dem anderen Wagen einschließen.

Auch fünf leicht bewaffnete Mitglieder einer Marine-Einheit können nichts tun, als der wütende Mob die Autos der Hitay-Führung fast zwei Stunden lang mit Steinen bewirft, bis alles Glas zerbrochen ist. Als der Polizeichef von Solok mit seinen Beamten den Ort erreicht, bringt er die Mitarbeiter der Hitay sofort mit Polizeiwagen weg – während der Mob das Auto des Hitay-Chefs in den Straßengraben stürzt und dann auch noch anzündet.

Das Legal Aid Institute (LBH) Padang weist später darauf hin, daß die PT Hitay Daya Energy möglicherweise einen Fehler machte, als sie eine Umfrage über geothermische Standorte in Batu Bajanjang unter Teilnahme der Streitkräfte in der Gruppe durchführte, was als eine Form von Einschüchterung der Öffentlichkeit gesehen werden kann. Die LBH kritisiert aber auch die Art und Weise, wie die Regierung geothermische Baugenehmigungen einführt, da die Regierung den Gemeinschaften an den Standorten keinen Raum gibt, um selbst zu entscheiden, ob sie eine Entwicklung akzeptieren oder ablehnen wollen.

Trotz der Schwierigkeiten ist die Hitay Holdings AS Turkey im Februar 2018 bereit, mit der Arbeit am Geothermie-Projekt Gunong Geurudong zu beginnen und bittet die lokale Regierung, bei der Erlangung der erforderlichen Genehmigungen vom Ministerium für Energie und Bodenschätze behilflich zu sein, damit die Erkundung des Standorts sofort durchgeführt werden kann.

Dieser befindet sich in den Bergen von Nord-Aceh, Bener Meriah und Zentral-Aceh, und soll eine potentielle Stromerzeugungskapazität von 220 MW haben. Die Umsetzung würde in zwei Stufen von jeweils 110 MW erfolgen.

Daneben besteht noch immerhin Absicht, Anfang 2019 in Gunung Talang – Bukit Kili mit den Bohrungen zu beginnen – mit dem Ziel, den kommerziellen Betrieb im Jahr 2022 aufzunehmen.

Daß auch die British Petroleum (BP) anstrebt, sich an der geothermischen Entwicklung in Indonesien zu beteiligen, wird im Juni 2012 gemeldet. Bereits im Oktober folgt die Nachricht, daß das Ministerium für Energie und Bodenschätze dem Unternehmen erlauben will, geothermische Explorationen an 28 Standorten im ganzen Land durchzuführen. Über weitere Schritte läßt sich jedoch nichts finden.

Im selben Monat wird berichtet, daß die Provinz Nord-Sulawesi das geothermische Potential in Dua Sudara und Airmadidi im Bezirk Minahasa Utara erforscht, wo sich heiße Quellen befinden. Sollten sich diese Standorte als rentabel erweisen, ist geplant die Ressourcen zu versteigern. Bereits entwickelt sind die Bezirke Minahasa und Tomohon, während im Bezirk Bolaang Mongondouw die Exploration noch im Gange ist.

Das Ministerium für Energie und Bodenschätze wiederum gibt im März 2013 die Entdeckung eines neues geothermisches Feldes in der Nähe der Nickel-Minen in Koloka, Südost-Sulawesi bekannt.

Wie die Presse im Dezember 2012 meldet, wird die PT Indonesia Infrastructure Finance (IIF) nach Unterzeichnung eine Absichtserklärung mit der Provinzregierung von Sulawesi Unterstützung beim Bau eines geothermischen Kraftwerks in der zentral-sulawesischen Stadt Palu leisten. Eine weitere Absichtserklärung, die den Bezirk Sigi betrifft, wird mit der PT PLN (persero) unterzeichnet. Beide Projekte sollen im Rahmen öffentlich-privater Partnerschaften entwickelt werden, was bislang aber nicht geschehen ist.

Im August 2015 wird berichtet, daß in der Stadt Tomohon, Nord-Sulawesi, ein ,Geothermischer Park’ geschaffen wird, der den ersten Schritt in der Entwicklung der Geothermie in der Region markieren soll. Das Projekt, das bereits auf dem New Zealand Geothermal Workshop im November 2011 vorgeschlagen worden war, soll nun durch eine Vereinbarung zwischen dem Gouverneur und dem neuseeländischen Botschafter vorangebracht werden. Eine Realisierung ist aber noch immer nicht zu verzeichnen.

Berichten vom Juni 2012 zufolge gibt es noch immer keine Vereinbarung über den Stromabnahmepreis zwischen der PLN und der PT Sabang Geothermal Energy (SGE), dem Projektentwickler, dem im Jahr 2009 die Konzession erteilt worden war, eine 70 MW Geothermieanlage in Jaboi, Bezirk Sukajaya, Aceh, zu entwickeln. Während die SGE mindestens 14,5 $/kWh verlangt, ist die PLN nur bereit, 9,75 $/kWh zu zahlen.

Im November 2014 meldet die Presse, daß das Großprojekt bislang noch immer nicht realisiert worden sei – doch im April 2015 ist zu erfahren, daß mit der Federal International (2000) Ltd. einen Vertrag für die Bohrung von drei Brunnen unterzeichnet wurde. Im Oktober bereitet sich die SGE darauf vor, Anfang Dezember mit den Bohrungen zu beginnen. Die Sonderregion plant noch immer, in der Stadt Sabang innerhalb von drei Jahren ein 80 MW Geothermiekraftwerk in Betrieb zu nehmen.

Im Januar 2017 erwartet die SGE zusammen mit ihrem Partner PT Taruna Aji Kharisma (TAK), bald mit den Bohrungen für die erste, auf 300 Mio. $ geschätzte Phase der Entwicklung von 10 – 15 MW fertig zu werden. Tatsächlich wird der erste Erkundungsbrunnen schon im Februar abgeschlossen.

Im März 2013 kündigt das US-Außenministerium eine 6 Mrd. $ schwere Initiative an, um die Entwicklung von 12.000 MW geothermischer Ressourcen in Indonesien zu fördern und zu finanzieren. Das Geld soll aus verschiedenen Quellen stammen, darunter von der Export-Import-Bank der USA, der Overseas Private Investment Corp. (OPIC), der US-Handels- und Entwicklungsbehörde (USTDA) und dem Außenministerium selbst.

Nur einen Monat später starten Indonesien und die Vereinigten Staaten das Green Prosperity Project, ein mit 332,5 Mio. $ ausgestattetes Programm zur Förderung der wirtschaftlichen Entwicklung durch Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energien in ländlichen Teilen Indonesiens.

Das Programm, das von der Millennium Challenge Corp., einer Agentur der US-Regierung, finanziert wird, ist offen für Vorschläge von Unternehmen, NGOs und der Regierung. Der Vertrag dafür war bereits im November 2011 am Rande des Ostasiengipfels in Bali unterzeichnet worden, tritt aber erst diesen Monat in Kraft.

Im Juni 2013 findet in Indonesien die erste International Geothermal Conference and Exhibition statt.

Im Oktober 2013 gewinnt die PT Syntesa Banten Geothermal (SBG) eine Ausschreibung für die geothermische Exploration am Berg Reef in Pandelang, Provinz Banten, der ein Stromerzeugungspotential von bis zu 225 MW aufweist. Dies wird auch durch die Anwesenheit von mehreren heißen Quellen in dem Gebiet angezeigt.

Im Juni 2015 gibt die thailändische Ölgesellschaft Bangchak Petroleum Plc (BCP) bekannt, daß sie in erneuerbare Energien investieren will, namentlich in geothermische und Solarprojekte. Dabei erwägt die Firma Investitionen in ein geothermisches Kraftwerk in Indonesien mit einer anfänglichen Kapazität von 60 MW. Das Interesse daran hatte sie schon Ende 2012 bekundet. Doch auch hier gibt es bislang keinerlei Anzeichen für Fortschritte.

Als der britische Premierminister David Cameron im Juli 2015 Indonesien besucht, spricht er mit dem indonesischen Präsidenten unter anderem über Geothermie-Projekte im Wert von mehr als 100 Mio. $.

Dies ist möglicherweise der Hintergrund für eine Meldung vom Oktober 2016, derzufolge das indonesische Ministerium für Energie und Bodenschätze mit Großbritannien und der Weltbank bei der Entwicklung eines 50 MW Geothermieprojekts auf der Insel Flores in Ost-Nusa Tenggara zusammenarbeitet. Die Insel hat viele mögliche Standorte für geothermische Entwicklung und ein geschätztes Entwicklungspotenzial von 1.900 MW. Derzeit gibt es auf der Insel zwei geothermische Kraftwerke, Ulumbu mit 10 MW sowie Mataloko, das gegenwärtig eine Leistung von 2,5 MW Werk hat.

Bezüglich der Weltbank wird im Februar 2017 bekannt, daß diese Indonesien zur Unterstützung des Geothermal Energy Upstream Development Project einen Zuschuß von 55,25 Mio. $ angekündigt habe. Die Förderung besteht aus zwei Komponenten mit unterschiedlichen Zielen. Der Clean Technology Fund (CTF) leistet 49 Mio. $ zur Unterstützung der Infrastrukturentwicklung und Explorationsbohrungen, während die Global Environment Facility (GEF) 6,25 Mio. $ zur Unterstützung der technischen Hilfe beim Aufbau von Explorationskapazitäten beisteuert.

Im Dezember plant die Weltbank im Rahmen ihres Länderpartnerschaft zudem eine neue geothermische Risikominimierungs-Fazilität, die Investitionen in entsprechende Energieerzeugungsprojekte erleichtern soll.

Im Januar 2018 hofft das indonesische Ministerium für Energie und Bodenschätze, die Darlehen der Weltbank sofort für fünf Geothermieprojekte mit einer kombinierten potentiellen Stromerzeugungskapazität von mehr als 370 MW nutzen zu können. Die von der Weltbank bereitgestellten Mittel betragen 600 Mio. $, weit mehr als die ursprünglich zugesagten 325 Mio. $.

Unter Verwendung des Darlehens sollen fünf geothermische Arbeitsbereiche entwickelt werden: Wae Sano in Ost-Nusa Tenggara mit geschätzten 30 MW; Jae Lolo in Nord-Maluku (75 MW); Bonjol in West-Sumatra (200 MW); Bituang in Süd-Sulawesi (38 MW); sowie Nage in Nusa Tenggara Timur (30 MW).

Im August 2015 richtet auch die chinesische Regierung ihr Interesse auf Investitionen in Energieprojekt in West-Sumatra, wo rund 17 Geothermiestandorte zur Verfügung stehen, die bis zu 1.650 MW Strom erzeugen könnten, aufgrund mangelnder Infrastruktur aber noch nicht optimiert wurden. Fünf dieser Standorte werden von den privaten Unternehmen PT Supreme Energy und Hitay Energy betrieben (s.o.). Über tatsächliche Aktivitäten durch China verlautete bisher aber noch nichts.

Ebenfalls im August unterzeichnen Indonesien und Costa Rica ein Abkommen über die geothermische Zusammenarbeit.

Im September 2015 ist es der italienische Energiekonzern Enel SpA, der eine Investition von 100 Mi. $ in ein 55 MW Geothermieprojekt in Indonesien plant. Enel hatte bereits im April bekanntgegeben, daß man mit der japanischen Firma Marubeni eine Absichtserklärung zur Kooperation in der Asien-Pazifik-Region unterzeichnet hätte. Schwerpunkte sind Geschäftsmöglichkeiten bei erneuerbaren Unternehmen, wobei aber nur Projekte in der Entwicklungsphase berücksichtigt werden sollen.

Der indonesische Koordinierungsausschuß für Investitionen (BKPM) organisiert daraufhin ein Treffen für Investoren und Vertreter des staatlichen Energieversorgers PT PLN Persero, des Energieministeriums und potentieller lokaler Partner.

Meldungen vom Mai 2016 besagen, daß Enel und Marubeni an einer gemeinsamen Energieentwicklung in Indonesien arbeiten, zu der später auch Geothermie-Projekte gehören werden. Im Juni unterzeichnen dann Enel und die PLN ein weitreichendes Kooperationsabkommen zur Zusammenarbeit bei der nachhaltigen Stromerzeugung.

Im Juli gibt die Enel Group bekannt, daß ihre Abteilung Enel Green Power (EGP) mit dem geothermischen Entwickler PT Optima Nusantara Energi (PT ONE) bei der Entwicklung des 55 MW Geothermieprojekts Way Ratai in Lampung zusammenarbeiten wird, nachdem die Partner im Zuge einer Ausschreibung des indonesischen Ministeriums für Energie und Bodenschätze (Ministry of Energy and Mineral Resources, EBTKE) die Lizenz für die Exploration erhalten hatten. Die Entwicklungslizenz erhalten die Partner bereits im August.

Für Enel ist das Projekt das erste in Indonesien. Die Explorationsphase, die im Januar 2018 beginnt, wird bis zu 30 Mio. $ kosten, und der Bau des geothermischen Kraftwerks soll im Jahr 2022 abgeschlossen werden.

Ebenfalls im September 2015 unterzeichnen die PT Medco Power Indonesia (MPI) und die auf den Philippinen ansässige Firma Aboitiz Power Corp. über ihre Tochtergesellschaft in Singapur Aboitiz Power International Pte Ltd. einen Vertrag über die gemeinsame Exploration, Erschließung und Entwicklung eines Geothermieprojekts mit einer Leistung von 2 x 55 MW in Cahaya, Ost-Java.

Die MPI gehört zwei großen Unternehmen in Indonesien, dem größten nationalen börsennotierten Energieunternehmen Saratoga Power und der oben bereits erwähnten Medco Energi Internasional Tbk (MEI). Die Projektgesellschaft für die geothermische Anlage ist die MPI-Tochtergesellschaft PT Medco Cahaya Geothermal, die bereits die Konzession zur Entwicklung des Projekts erhalten hat.

Anfang 2016 sind die Explorationsarbeiten mit einem Slim-Hole-Bohrprogramm im Gange, die bis Februar abgeschlossen werden sollen.

Die schon mehrfach erwähnte Asian Development Bank (ADB) mit Sitz in Manila genehmigt im Oktober 2015 ein Darlehen in Höhe von 500 Mio. $ zur Förderung der Projektentwicklung im indonesischen Energiesektor, unter anderem mit Anreizen, Verbesserung der Verwaltung, Straffung der Lizenzierung und Genehmigung von Energieprojekten und Erleichterung privater Investitionen. Das ADB-Darlehen wird durch eine potentielle Kofinanzierung von wichtigen Entwicklungspartnern in Höhe von etwa 800 Mio. $ ergänzt.

Im Oktober 2016 autorisiert die ADB eine neue Länderpartnerschaft mit Indonesien für die Jahre 2016 – 2019, die eine Erhöhung der Infrastrukturinvestitionen vorsieht und u.a. die Entwicklung der Geothermie unterstützen wird. Im September 2017 genehmigt die ADB dann zwei Darlehen in Höhe von insgesamt 1,1 Mrd. $, die sich auf den Zugang zu Energie konzentrieren und dazu beitragen sollen, öffentliche und private Investitionen in den indonesischen Energiesektor zu erhöhen.

Das erste ist ein Darlehen in Höhe von 500 Mio. $ (einschließlich 100 Mio. $ aus dem ASEAN-Infrastrukturfonds) für das Programm 2 für nachhaltige Energie, während das zweite ein ergebnisbezogenes Darlehen in Höhe von 600 Mio. $ an die staatliche Elektrizitätsgesellschaft PLN ist, das sich vermutlich auch auf die geothermische Entwicklung auswirken wird.

Im Februar 2016 verkündet das Amt für Energie und Bodenschätze der Provinz Jambi, daß die Bezirke Kerinci und Merangin ein geothermisches Stromerzeugungspotential von 400 MW haben. Alleine die Ressourcen im Block Lempur in Kerinci, wo bereits eine Explorationsstudie durchgeführt wurde (s.o.), sollen 70 MW betragen, während die des Nationalparks Kerinci Seblat bei 130 MW liegen. Die geothermische Energiequelle Lempur wird auch schon von der PT Pertamina Geothermal Energi (PGE) entwickelt.

Der Block Jangkat im Merangin verfügt wiederum über eine potentielle Quelle für geothermische Energie in Höhe von 200 MW. Hier wird der PT Energy Development Corp. die Genehmigung zur Durchführung einer Studie erteilt, der sich dann eine Auktion der Explorationsgenehmigung anschließen wird. Die Zuständigkeit für die geothermischen Energiequellen Jambis liegen gemäß einem Gesetz von 2014 in den Händen der Zentralregierung.

Ebenfalls im Februar werden acht Verträge für Geothermie und Dampf unterzeichnet, u.a. von den Unternehmen Pertamina Geothermal, PLN, Indonesia Power, Supreme Energy und Star Energy, die in dieser Übersicht alle ausführlich betrachtet werden.

Was die Pertamina Geothermal Energy (PGE) anbelangt, so wird im April 2016 gemeldet, daß diese im Rahmen einer umfassenderen Vereinbarung zur Entwicklung der Geothermie in Aceh mit der Firma Semen Indonesia zusammenarbeiten wird. Das Ziel ist, die Fabriken von Semen in der Region, einem Baustoffhersteller und einer der größten Zementproduzenten, mit Geothermie-Strom zu versorgen, weshalb Pertamina plant, eine entsprechende 50 MW Anlage zu errichten.

Dem Stand vom Juni 2016 zufolge ist die Pertamina Geothermal Energy mit 13 geothermischen Arbeitsbereichen sowie der laufenden Erschließung von elf Projekten weiterhin der Hauptmotor der Entwicklung in Indonesien. Bis 2017 wird die Gesamtstromerzeugungskapazität 682 MW erreichen, die sich auf sechs Standorte aufteilten: Kamojang (235 MW), Lahendong (125 MW), Ulubelu (220 MW), Sibayak (17 MW), Lumut (55 MW) und Karaha (30 MW).

Im Dezember weiht der gegenwärtige Präsident von Indonesien, Joko Widodo, drei neue geothermische Kraftwerke von Pertamina Geothermal ein, die ein Investitionsvolumen von rund 500 Mio. $ darstellen: Lahendong V und VI sowie Ulubelu III, die im Einzelnen schon weiter oben besprochen wurden.

Einer Pressemitteilung vom Januar 2017 zufolge plant die Pertamina Geothermal, bis zum Jahr 2025 bis zu 12 Mrd. $ in die Entwicklung der Geothermie zu investieren. Es gibt aber eine offensichtliche Diskrepanz zwischen den vollmundigen Ankündigungen und der Realität, denn wie im August 2017 zu erfahren ist, hat die Regierung vor, das geothermische Arbeitsgebiet Mount Gunung Lawu in Karanganyar neu auszuschreiben – nachdem die Pertamina Geothermal die Arbeit an dem Projekt nicht aufgenommen und das Gebiet an die Regierung zurückgegeben hatte (s.o.).

Dies bestätigt sich ein weiteres mal im September, als die fehlenden Fortschritte beim geothermischen Projekt Seulawah in Aceh die Befürchtungen wecken, daß die Pertamina Geothermal auch dieses Projekt aufgeben wird.

Im März 2016 interessiert sich ein Konsortium südkoreanischer Firmen für die Entwicklung von Geothermie-Projekten in den Provinzen Ost-Java mit bis zu 160 MW und Ost-Nusa Tenggara mit bis zu 30 MW. Es ist von Investitionen in Höhe von bis zu 400 Mio. $ die Rede. Bislang scheint die Angelegenheit aber noch nicht weiter gediehen zu sein.

Der Entwickler PT Jabar Rekind Geothermal (JRG), eine Tochtergesellschaft der PT Jasa Sarana, kündigt im August 2016 an, im nächsten Monat mit der Exploration ihres 45 MW Geothermieprojekts in Cisolok und Cisukarame, Sukabumi, zu beginnen und die ersten zwei von insgesamt zwölf Bohrlöchern n eine Tiefe von 2.000 m zu bohren. Das Potential dieses Standorts wird auf 140 MW geschätzt. Die restlichen Brunnen sollen dann innerhalb der nächsten zwölf Monate folgen.

Das Projekt wird seit 2009 entwickelt, und die JRG hat bereits 2,7 Mio. $ für die Studie sowie 9,5 Mio. $ für den Bau der erforderlichen Zufahrtsstraße  ausgegeben. Das Volumen der Gesamtinvestition wird auf 200 Mio. $ geschätzt. Anfangs plante das Unternehmen, mit den Bohrungen schon Ende 2015 zu beginnen. Die Inbetriebnahme ist nun in der ersten Hälfte des Jahres 2020 geplant.

Ebenfalls im August 2016 plant der japanische Turbinenhersteller und Energieversorger Toshiba, um sein Geschäft auszubauen und die geothermische Entwicklung in Indonesien zu unterstützen, weitere lokale Unternehmen zu akquirieren. Toshiba unterstützt Indonesien eigenen Angaben zufolge seit über 40 Jahren. Alleine seit 2011 lieferte Toshiba 19 Dampf- und 33 Wasserturbinen einer Gesamtkapazität von etwa 7.000 MW. Zuletzt erhielt Toshiba im Juli 2014 einen Vertrag über die Lieferung von 3 × 60 MW Turbinen für das Geothermieprojekt Sarulla in Nord-Sumatra (s.o.).

Das indonesische Umweltministerium lehnt im September 2016 einen Vorschlag der Provinzregierung von Aceh ab, Teile des Nationalparks Mount Leuser als ,Nutzungszone’ freizugeben, um die Entwicklung der Geothermie voranzubringen. Das Ministerium reagierte damit auf den Widerstand von Naturschützern, die argumentierten, daß das Projekt wichtige Orang-Utan- und Nashorn-Populationen bedrohen würde. Zudem leben in der Gegend die vom Aussterben bedrohten Sumatra-Elefanten.

Im Oktober 2016 eröffnet das Ministeriums für Energie und Bodenschätze den Vorqualifizierungsprozeß für den Geothermal-Arbeitsraum Gunung Wilis, der sich in den fünf Bezirken Nganjuk, Kediri, Tulungagung, Ponorogo und Madiun in Ost-Java befindet. Die geschätzten Reserven dieses Standorts betragen 50 MW, die geschätzte Lagertemperatur 200°C, und die geplante Kapazität des Kraftwerks, das bis 2025 errichtet werden soll, 2 × 10 MW.

Im gleichen Monat bekunden arabische Investoren ihr Interesse, in geothermische Kraftwerke in Gorontalo zu investieren, wo den Daten des Ministeriums für Energie und Bodenschätze zufolge im Unterbezirk Bone Bolango ein geothermisches Potential von bis zu 130 MW besteht. Darüber hinausgehende Schritte sind bislang nicht zu verzeichnen.

Wesentlich interessanter ist eine andere Meldung im Oktober 2016, der zufolge bei dem kürzlich abgehaltenen internationalen Workshop ,Geothermal Technology and Business 2016’ an der Universität von Indonesien ein Vortrag über die Möglichkeiten gehalten wurde, die mineralischen Nebenprodukte aus den geothermischen Quellen des Landes zu verwenden. Als Beispiele nennt sie Lithium für die Batterieproduktion, Kieselsäure für Kosmetika, Salz für den Allgemeingebrauch und vieles mehr.

Die pharmazeutische Expertin Joshita Djadjadisastra betont, daß das heiße Wasser aus 2.000 m tiefen geothermischen Quellen nachweislich die Krätze heilt und nützliche Mineralien wie Siliziumdioxid, Kaolin, Bentonit, Paraffinwachs und Mikroalgen enthält. Sie empfiehlt, die Mineralien der geothermischen Sole in der Pharma- und Kosmetikindustrie zu nutzen.

Kieselsäure (Siliziumdioxid) ist die Hauptkomponente von Lidschatten, Make-up-Foundation und Haarglättungsprodukten, während Kaolin (Ton), Bentonit und Paraffinwachs in der kosmetischen Industrie als Verdickungsmittel weit verbreitet sind. Die Chlorella-Mikroalgen sind wiederum reich an Chlorophyllpigmenten, die Proteine, Lipide, Kohlenhydrate, Zellulose, Vitamine und Mineralien für gesunde Lebensmittel und Kosmetika enthalten.

Es sei daher nicht sinnvoll, daß die pharmazeutische und kosmetische Industrie diese Inhaltsstoffe importiert, während sie an den landeseigenen Geothermie-Standorten erforscht und genutzt werden könnten.

Im November 2016 startet das Ministeriums für Energie und Bodenschätze den Auktionsprozeß für das 110 MW Geothermie-Arbeitsgebiet von Simbolon Samosir, das bis 2024 betriebsbereit sein soll und die Entwicklung eines 110 MW Geothermiekraftwerks mit Reserven von rund 150 MW vorsieht.

Ebenfalls im November unterzeichnet das Ministerium im Rahmen des Geothermal Capacity Building Program (GEOCAP) zwischen Indonesien und den Niederlanden eine Absichtserklärung mit der Universität Twente, bei der es um die Ausbildung von Ausbildern für die geothermische Exploration in Indonesien geht. Die erste Serie von geothermischen Explorationstrainings in Indonesien wird bereits im Dezember durchgeführt.

Im März 2017 wird bekannt, daß der indonesische World Wide Fund for Nature (WWF) und die PT Arun NGL, größter Flüssiggasproduzent des Landes, ein gemeinsames Geothermieprojekt auf der Insel Flores entwickeln wollen, wo ähnliche Aktivitäten bereits in Ulumbu und Mataloko in Gange sind (s.o.). Nähe Details dazu gibt es bislang nicht.

Im November 2017 startet im Dorf Songa-Wayau im Bezirk Süd-Halmahera in Nord-Maluku (Malut) ein neues Geothermie-Projekt, das vom Ministeriums für Energie und Bodenschätze geleitet wird. Die Ressourcen des Projektstandorts werden auf bis zu 149 MW geschätzt, in dieser ersten Entwicklungsphase ist jedoch die Entwicklung von 5 MW geplant. Die lokale Regierung schlägt zusätzliche 5 MW vor.

Iran (Islamische Republik Iran)

In Anbetracht der Tatsache, daß der Iran sich am sogenannten seismischen Gürtel befindet, sind die jungen seismischen Aktivitäten eine gute Voraussetzung für die Bildung geothermischer Felder, was durch das Vorhandensein heißer Wasserquellen wie in Moil, Qaynarja, Ilando, Shabil und Qotur suyu auch bewiesen wird. Die größten geothermischen Potentiale befinden sich vermutlich im Elburs-Gebirge im Norden des Landes und im Orumieh-Dokhtar-Vulkangürtel.

Die geothermischen Aktivitäten werden vom iranischen Energieministerium gestartet, nachdem ein Geothermie-Experte der Vereinten Nationen das Land im Dezember 1974 besucht hatte. Bereits 1975 wird ein Vertrag zwischen dem Energieministerium, dem Beratungsunternehmen Tehran Berkeley Consulting Engineers und dem italienischen Energiekonzern Enel zur geothermischen Exploration im nordwestlichen Teil des Irans unterzeichnet.

Die 1983 veröffentlichten Ergebnisse der Untersuchungen deuten darauf hin, daß das Land in 15 Gebieten über ein beträchtliches geothermisches Potential verfügt, und insbesondere an vier geophysikalischen Standorten in den Regionen Sabalan, Damavand, Khoy-Maku und Sahand. Nachdem die Region Sabalan für detaillierte Explorationen ausgewählt wird, werden hier ab 1995 Oberflächenuntersuchungen und Machbarkeitsstudien durchgeführt, die zur Bestimmung von fünf vielversprechende Bereichen führen.

Unter diesen prospektiven Gebieten wird das geothermische Feld Nordwest-Sabalan für detaillierte Explorationen definiert, um Explorationsbohrungen abzuteufen und die Reservoireigenschaften und -kapazitäten zu schätzen.

Um die Möglichkeiten dieser Region zu nutzen werden 1995 das Electric Power Research Center (EPRC) sowie die Renewable Energy Organization of Iran (REOI bzw. SUNA, seit 2005 dem Energieministerium unterstehend) gegründet, die von 1996 bis 1999 ein landesweites Geothermie-Explorationsprojekt durchführt, das auf zehn zusätzliche potentielle Gebiete verweist. Als Ergebnis der Untersuchungen werden die Gebiete Meshkinshahr (o. Meshgin Shahr) und Sarein in der Region Sabalan für die elektrische bzw. direkte Nutzung vorgeschlagen.

Im Geothermalfeld Sabalan in Meshkinshahr, dessen Potential auf ca. 250 MW elektrische und 1.250 MW thermische Energie geschätzt wird, werden nach detaillierten geowissenschaftlichen Oberflächenuntersuchungen im Jahr 2001 in den Folgejahren bis 2004 drei 3.200 m tiefe Explorationsbohrungen und zwei 3.100 m flache Reinjektionsbohrungen zur Bewertung der geologischen Untergrundbedingungen abgeteuft. Andere Quellen aus dem Jahr 2009 sprechen von insgesamt sechs Bohrungen.

Zwei der Bohrlöcher erweisen sich als erfolgreich, wobei in einer Tiefe von 3.197 m eine maximale Temperatur von 240°C (andere Quellen: 250°C) aufgezeichnet wird. Zudem wird das Vorhandensein einer mindestens 5 km² großen kommerziell nutzbaren Fläche bestätigt.

Die zweite Phase des Projekts beginnt im Jahr 2005 und umfaßt elf betriebsbereite geothermische Brunnen, diverse vorbereitende Arbeiten sowie die Ausschreibung einer 5 MW Pilotanlage. Zudem wird an einem Geothermalatlas der Provinz Ardebil gearbeitet.

Als Ergebnis einer Reservoirsimulation beginnt die SUNA, ein Kraftwerk mit einer Leistung von 55 MW in zwei Phasen zu planen. Mit den 17 hierfür benötigten Tief- und Reinjektionsbohrungen soll 2009 begonnen werden.

Im Jahr 2007 wird von der japanischen Universität Kyūshū eine weitere geothermische Standortbestimmung durchgeführt. Die mittels einem Geoinformationssystem erzielten Ergebnisse zeigen landesweit Geothermalgebiete in 18 Feldern.

Das sich seit 2001 im Bau befindliche Geothermiekraftwerk Meshkin-Shahr wird 2010 (andere Quellen: 2012) probeweise in Betrieb genommen. Es ist das erste Kraftwerk dieser Art sowohl im Iran als auch im Nahen Osten. Die Anlage mit einer Stromerzeugungskapazität von 5 MW (andere Quellen: bis 5,5 MW) soll zukünftig auf bis zu 25 MW (andere Quellen: bis 55 MW) ausgebaut werden, um Strom sowohl für private als auch für industrielle Zwecke in der Provinz Ardabil zu liefern. Die erste Phase soll im März 2013 voll funktionsfähig sein.

Im Oktober 2014 wird allerdings noch immer davon geredet, daß zwar schon elf Bohrlöcher auf dem Gelände gebohrt und getestet worden sind, von denen sieben auch geothermische Reservoirs erreicht haben, daß sich die Turbinen für das Kraftwerk aber noch im Ausschreibungsprozeß befinden. Später ist übrigens von 15 Bohrungen die Rede.

Im Januar 2015 folgt die Meldung, daß das Kraftwerk, an dem seit über zehn Jahren gearbeitet wird, nun ein Darlehen in Höhe von 6 Mio. $ von der International Renewable Energy Agengy (IRENA) und dem Abu Dhabi Fund for Development (ADFD) erhält, um das Projekt abzuschließen. Die Turbinen werden daraufhin aus Italien beschafft, der Projektabschluß soll nun im März 2017 erfolgen, was aber später auf den September verschoben wird.

Beim aktuellen Update im März 2018 liegt noch immer keine Bestätigung der Betriebsaufnahme vor.

Langfristig plant der Iran jedenfalls, die bei diesem Kraftwerk gesammelten Erfahrungen bei der Installation von bis zu zwölf weiteren geothermischen Stationen im Land zu nutzen. Laut Schätzungen aus dieser Zeit liegt das wirtschaftliche Potential für Strom aus der Geothermie für das gesamte Land bei ca. 35.700 MW installierter Leistung.

Presseberichten vom Mai 2015 zufolge strebt Aserbaidschan eine Partnerschaft mit dem Iran im Bereich der Geothermie an. Mit Unterstützung der IRENA wollen Baku und Teheran zusammenarbeiten, um zwei erneuerbare Energieprojekte zu entwickeln, eine entsprechende Absichtserklärung sei bereits unterzeichnet. Neben der Errichtung von Windparks in der Nähe der Stadt Khaf in der Provinz Khorasan geht es um den Bau von geothermischen Kraftwerken mit bis zu 250 MW in der Provinz Ost-Aserbaidschan unweit von Tabriz.

Um den EE-Sektor zu fördern, bietet Iran seit 2012 privaten Investoren garantierte Einspeisevergütungen an, deren Konditionen mehrfach modifiziert werden. Aktuell gelten die im Juli 2015 veröffentlichten Regelungen, in denen die Geothermie jedoch nicht erwähnt wird.

Dafür wird im Jahr 2015 die Iranian Geothermal Energy Association (IGEA) als eine nicht-staatliche, gemeinnützige, wissenschaftliche, pädagogische und kulturelle Organisation gegründet.

Im Januar 2016 wird berichtet, daß der italienische Energiekonzern ENEL erwägt, in die Geothermie-Entwicklung im Iran zu investieren. Es ist nicht klar, ob ENEL in das Projekt in Meshkin Shahr einsteigen oder aber ein neues in dem Gebiet starten will. Bei Besuch des italienischen Premierministers in Teheran im April unterzeichnen der Iran und Italien jedenfalls eine Reihe bilateraler Abkommen, darunter auch eine Kooperation der ENEL mit iranischen Partnern zur geothermischen Entwicklung im Iran. Details darüber gibt es aber keine.

Im Dezember 2016 bekundet auch Neuseelands Geothermie-Sektor Interesse an geothermischen Entwicklungsaktivitäten im Iran. Die Geothermal New Zealand Inc., eine Kooperation der neuseeländischen geothermischen Industrie, hatte zuvor das Land besucht, um iranische Partner zu treffen und Orte für die Zusammenarbeit bei geothermischen Stromerzeugungsprojekten zu erkunden. Dabei ist zu erfahren, daß Neuseeland schon im Sommer 1998 an der geothermische Exploration des Geothermalgebiets Sabalan beteiligt war.

Irland (Republik Irland)

Die oberflächennahen Grundwässer Irlands sollen eine hervorragende Quelle an Wärmeenergie bilden, die für sehr hohe Heizleistungen genutzt werden kann.

Der irische Regierungsbehörde Geological Survey Ireland (GSI) beteiligt sich seit den 1960er Jahren an der Charakterisierung geothermischer Ressourcen. Ein erster Aufschwung in den 1970er Jahren ist eine Reaktion auf die damalige Ölkrise. Seit etwa 2010 ist der erneute Fokus der GSI auf geothermische Ressourcen auf die Notwendigkeit zurückzuführen, die Nutzung erneuerbarer Energien zu erhöhen und die CO₂-Emissionen zu reduzieren.

1998 wird die Geothermal Association of Ireland (GAI) als gemeinnützige Vereinigung gegründet, um die Entwicklung der Geothermie zu fördern.

Im Jahr 2004 werden im Auftrag der Sustainable Energy Authority Ireland (SEAI) eine Reihe von Explorationsprogrammen durchgeführt, um das geothermische Potential des Dubliner Beckens zu bewerten, wobei sich die Verwerfungsstruktur zwischen Blackrock und Newcastle, South Dublin, als besonders ergiebig erweist. Die niedrigen bis mittleren Enthalpieressourcen, wie sie in Irland und insbesondere im Dubliner Becken vorhanden sind, könnten zur Entwicklung von Geothermie-Stromkraftwerken zwischen 2 – 4 MW führen.

Im Bereich der oberflächennahen Geothermie gibt es zwischen 2006 und 2008 einen kleinen Boom bei der Installation von Erdwärmepumpen, die auf Unterstützungsmaßnahmen der irischen Behörde für nachhaltige Energie zurückzuführen sind.

Um die Machbarkeit eines größeren Geothermieprojekts zu belegen, wird 2007 von der neu gegründeten irischen Firma GT Energy, in Zusammenarbeit mit der Sandymark Construction und mit einer anteiligen Finanzierung durch die SEAI, ein vertiefendes Explorationsprogramm der Blackstone-Newcastle-Bruchlinie gestartet. Dabei werden bis 2008 im südlichen County Dublin zwei Testbohrungen abgeteuft, bei denen in 1.337 m Tiefe ein wasserführender Aquifer mit einer Temperatur von 46,2°C entdeckt wird.

Auch Action Renewables schließt im Jahr 2008 eine Studie ab, in der das geothermische Potential in Nordirland untersucht wird. Dabei wird vor allem Ballymena als Gebiet mit großen Entwicklungsmöglichkeiten ermittelt. Die GT Energy unterzeichnet daraufhin 2009 eine strategische Allianz mit dem Ballymena Borough Council, um die Machbarkeit einer geothermischen Anlage mit Fernwärmenetz für die Stadt Ballymena zu studieren.

Nach Zusammenstellung aller Datenquellen wird für die Stadt eine geothermische Kapazität von > 6 MW thermisch berechnet. Anschließend wartet das Projekt auf die Entscheidung der Regierung, den Einspeisetarif für Strom aus erneuerbaren Quellen auf die geothermische Energieerzeugung auszuweiten.

Die Presse meldet im Februar 2010, daß Irland innerhalb von zwei Jahren seine erste Geothermieanlage in Newcastle in Betrieb nehmen könnte. Ein entsprechendes Pilot-Geothermieprojekt soll in wenigen Monaten in Gang kommen und letztlich bis zu 25 % des Energiebedarfs des südlichen Dublin-Gebiets decken.

Dem zuständigen Ministerium für Kommunikation, Energie und natürliche Ressourcen zufolge soll die Gesetzgebung, welche die Entwicklung der geothermischen Industrie auf nationaler Ebene ermöglichen würde, innerhalb von Wochen abgeschlossen sein. Zudem will die GT Energy in der nächsten sechs Monate eine Bohrung bis auf 4.000 m abteufen.

Bereits im April 2010 erhält die GT Energy in ihrer ersten Finanzierungsrunde von privaten Investoren, die eine Minderheitsbeteiligung an der Firma übernehmen werden, einen Betrag von 1 Mio. € für die Projekte in Irland und Großbritannien. Daneben gibt es vom britischen Ministerium für Energie und Klimawandel in Zusammenarbeit mit dem Ballymena Borough Council, wo das Unternehmen ein Fernwärmenetz entwickelt, Zuschüsse in Höhe von 600.000 €.

Ebenfalls im April beginnt dann das Projekt ,Seismische Erfassung am südlichen Rand des Dubliner Beckens’ um die Tiefe der geothermischen Zielreservoirs zu bestimmen. Basierend auf dessen Daten wird geschätzt, daß in Zieltiefen von 3.500 – 4.000 m Temperaturen von bis zu 130°C vorliegen, was eine geothermische Stromerzeugung ermöglichen könnte.

Im Juni 2010 meldet die Fachpresse, daß die GT Energy zudem mit der Firma ESB International (ESBI) zusammenarbeitet, um Systeme zur Stromerzeugung aus Geothermie zu entwickeln. Die Pläne zielen auf die Entwicklung von Stromerzeugungskapazitäten bis 2020 von bis zu 50 MW ab. Die 1975 gegründete ESBI, ein führendes Ingenieurberatungsunternehmen für die Energiewirtschaft, ist eine 100 %-ige Tochtergesellschaft der halbstaatlichen Elektrizitätsgesellschaft Electricity Supply Board (ESB) der Republik Irland.

Außerdem bekommt die GT Energy im Juni von der SEAI einen Zuschuß in Höhe von 162.000 € für eine Studie, mit der die Lebensfähigkeit geothermischer Energiequellen im südlichen County Dublin ermittelt werden soll. Aufgrund früherer Studien wird geschätzt, daß hier das Potential besteht, bis zu 20 MW elektrische Leistung und 100 MW thermische Energie zu liefern. Der nächste Schritt ist, eine weitere Testbohrung bis zu einer Tiefe von etwa 3.500 m durchzuführen.

Nach einer positiven Machbarkeitsstudie reicht die GT Energy in Zusammenarbeit mit der Newcastle Energy Ltd. im September 2010 den Planungsantrag für Irlands erstes geothermisches Kraftwerk beim South Dublin County Council ein – und erhält schon im Januar 2011 die vollständige Baugenehmigung. Der Bau des geplanten Werkes im Greenogue Business Park in Newcastle mit 4 MW (andere Quellen: 3,3 MW; 4,5 MW), das gegen Ende 2012 in Betrieb gehen könnte, wird voraussichtlich 30 Mio. € kosten.

Im Dezember 2010 folgt die Meldung, daß die britische Umweltberatungsfirma SLR Consulting Ltd. frühe Explorationsarbeiten durchführen wird, um in Irland geothermische Ressourcen in einer Tiefe von 5.000 m zu analysieren. Der Vertrag wird von der SEAI im Rahmen ihres Forschungs-, Entwicklungs- und Demonstrationsprogramms für Erneuerbare Energien, des nationalen Entwicklungsplans von Irlands und der Europäischen Union finanziert.

Die GT Energy unterzeichnet im Juli 2012 mit dem Energieunternehmen E.On eine Vereinbarung über die gemeinsame Entwicklung geothermischer Fernwärmeanlagen, die im Laufe dieses Jahres mit einem Projekt in Manchester im Nordwesten Englands beginnen soll (s.d.). Bezüglich Irland kündigt die Firma im August jedoch an, daß sie ihre Bemühungen zur Entwicklung von Geothermieprojekten einstellen wird, da in Irland immer noch keine Rechtsvorschriften zur Förderung sauberer Energietechnologien existieren.

Im Mai 2014 präsentiert IRETHERM (IREland’s geoTHERMal potential), ein viereinhalbjähriges Kooperationsprojekt zwischen Wissenschaft, Regierung und Industrie in Irland und Nordirland, die Ergebnisse einer strategischen und ganzheitlichen Bewertung des geothermischen Energiepotentials Irlands durch hochauflösende geophysikalische Modellierungswerkzeuge.

Das Projekt wird vom Dublin Institute for Advanced Studies (DIAS) geleitet und von der Science Foundation Ireland finanziert. Unter der Partnern finden sich auch die GSI und die GT Energy, das einzige Explorationsunternehmen, das wirklich versucht, die Geothermie in Irland zu fördern. Im Juni 2015 veröffentlicht die GSI eine Karte der geothermischen Ressourcen auf der Insel, die auf den gemessenen und berechneten Temperaturen in 72 Bohrlöchern von 300 m bzw. 1.000 m Tiefe in der gesamten Republik Irland und Nordirland basiert.

Lokale Nachrichten informieren im Oktober 2014 darüber, daß der Sinn Féin-Politiker Phil Flanagan, Mitglied der Northern Ireland Assembly für Fermanagh und South Tyrone, vorschlägt, ein staatseigenes Unternehmen zu gründen, um die tiefe Geothermie zu entwickeln. Dabei verweist er auf eine Reihe von geeigneten Gebieten, darunter Ballycastle, Bushmills, Ballymoney, Ballymena, Antrim und Larne, alle in der Grafschaft Antrim.

Im Januar 2015 wird die GT Energy in Zusammenarbeit mit der Münchner Firma Erdwerk GmbH vom Stadtrat von Stok-on-Trent damit beauftragt, eine Geothermie-Machbarkeitsstudie durchzuführen. Der Stadtrat versucht, die Finanzierung für ein stadtweites Fernwärmenetz zu sichern. Im Mai folgt der Auftrag für eine hochauflösende Datenerfassung, und im Oktober für eine 2D-seismische Reflexionsdarstellung tiefer geothermischer Reservoirs unterhalb der Stadt, an der sich neben den genannten Partnern auch noch die Firma Tesla Exploration Ltd. beteiligt.

Unter den 131 neuen Gesetzesvorschlägen im Legislativprogramm der irischen Regierung, die Ende 2015 vorliegen, gibt es auch ein Geothermie-Entwicklungsgesetz, von dem erwartet wird, daß es im Folgejahr veröffentlicht und einen rechtlichen Rahmen für die Übertragung, Genehmigung und Regulierung der Entwicklung der Geothermie schaffen wird. Der Konsultationsprozeß dafür begann bereits 2008, und die ersten Gesetzentwürfe wurden der Regierung im Juli 2010 vorgelegt.

Das einzige, was dann im April 2016 im Rahmen eines IRETHERM-Workshops tatsächlich veröffentlicht wird, ist eine weitere Studie des GSI, die zeigt, daß jeder Standort in Irland das Potential hat, mittels Erdwärmepumpen die oberflächennahe Geothermie zu nutzen – was nun wahrlich keine besondere Erkenntnis ist, da sie sich im Grunde auf jeden Punkt der Erdoberfläche anwenden läßt.

Weitere Entwicklungen gibt es bislang nicht zu verzeichnen. 

Island

Die Tradition, natürliche heiße Quellen zum Baden und Waschen von Kleidung zu nutzen, reicht in Island bis ins 12. Jahrhundert zurück. Nicht zu vergessen, daß auch das Wort Geysir aus dem isländischen stammt, wo das Verb geysa ,in heftige Bewegung bringen’ bedeutet.

Isländische Pioniere der geothermischen Forschung sind Eggert Ólafsson, Dichter und Naturforscher, und Bjarni Pálssson, Generaldirektor für öffentliche Gesundheit, die ab 1752 eine Entdeckungsreise durch das Land unternehmen, die sie sechs Jahre lang durch ganz Island führt. In ihren Untersuchungen beschreiben sie unter anderem heiße Quellen, Schwefelminen und Mineralquellen an vielen Orten der Insel.

Im Jahr 1755 führen Eggert und Bjarni Probebohrungen in Laugarnes bei Reykjavík durch, um die geologischen Schichten für den Schwefelabbau zu untersuchen. Ein Jahr später machen sie einen weiteren Versuch in Krýsuvík. Die allgemeine Nutzung der Geothermie wurde jedoch erst einige Zeit später realisiert, als einigen Quellen zufolge 1760 ein isländischer Gesetzloser namens Fjalla-Eyvindur geothermales Wasser genutzt haben soll.

Die erstmalige Nutzung von Erdwärme für die Heizung erfolgt im Jahr 1907 oder 1908, als ein Bauer, der in einem Tal mit heißen Quellen in der Nähe von Reykjavik lebt, ein Betonrohr installiert, um Dampf aus einer heißen Quelle in sein Haus und seinen Stall zu leiten.

Ab 1924 gebrauchen die Isländer geothermales Wasser als Wärmequelle für ihre Kartoffeln- und Gemüse-Gewächshäuser, doch alle diese Projekte werden von Einzelpersonen finanziert und durchgeführt. In vielen geothermischen Gebieten wird auch Schwefel produziert. Erst in den 1930er Jahren beginnen auch die lokalen Behörden echtes Interesse an Erdwärmeheizungen zu zeigen.

Im Laugardalur-Tal bei den ,Waschquellen’ der Hauptstadt Reykjavik wird im Jahr 1928 mit systematischen Bohrungen nach natürlichem Heißwasser begonnen, und 1930 wird die erste Rohrleitung von 3 km Länge gebaut, die mit der Erdwärme aus einer heißen Quelle außerhalb der Stadt zwei Schulen, Bäder, 60 Häuser und das Hauptkrankenhaus beheizt. 1943 wird das erste Fernwärmeunternehmen gegründet, und schon 1945 ist ein insgesamt 18 km langes Fernwärmenetz in Betrieb, das mit über 2.850 Häusern verbunden ist. Heute ist es die weltweit größte derartige Anlage.

Die 1940er Jahre markierten eine neue Ära für die isländische Wirtschaft, denn im Zweiten Weltkrieg wird Island zu einer wichtigen strategischen Basis für die Alliierten. Aufgrund der Präsenz der britischen und dann der amerikanischen Truppen erlebt die Wirtschaft ein hohes Wachstum, und mit dem Zufluß ausländischer Dollar baut die Gemeinde Reykjavik langsam ihr geothermisches Fernwärmesystem aus. Derselbe Prozeß findet in mehreren anderen Gemeinden im ganzen Land statt, die einen guten Zugang zu geothermisch erwärmtem Wasser haben.

Die isländische Regierung spielt eine wichtige Rolle bei der Förderung der Geothermie. So wird 1947 die staatliche Elektrizitätsgesellschaft Rafmagnsveitur ríkisins gegründet (ab 1967: Orkustofnun = National Energy Authority), um um Wasserkraftwerke zu bauen und zu betreiben und Elektrizität zu verteilen – sowie das Wissen über geothermische Ressourcen und die Nutzung dieser Energie in Island zu verbessern.

Die Agentur ist sehr erfolgreich und macht es wirtschaftlich möglich, die Geothermie als Heizquelle in vielen verschiedenen Gebieten des Landes zu nutzen. Und die Erdwärme selbst ist sogar so siegreich, daß die Regierung die Forschung auf diesem Gebiet einstellen kann, weil sie von der geothermischen Industrie übernommen wird.

In den 1950er Jahren beginnt die öffentliche Diskussion über Möglichkeiten der Erdwärmenutzung für die Bewohner der Region Suðurnes, die den größten Teil der Halbinsel Reykjanes einnimmt. Der Stadtrat von Keflavík wiederum wählt 1953 ein Komitee, um die Warmwasserversorgung der Hafenstadt in Südwestisland zu untersuchen. Später im gleichen Jahr wird auch in Njarðvík, einer Gemeinde auf der Halbinsel Reykjanesskagi, ein ähnliches Komitee gebildet.

In einem historischen Video aus dem Jahr 1961 von British Pathé, einem der ältesten Medienunternehmen der Welt, werden die verschiedenen Arten der geothermalen Nutzung Islands vorgestellt. Unter anderem ist die Bananenplantage einer örtlichen Universität zu sehen, eine seltsame Kuriosität bei dem rauhen Klima im Land.

Die Planungen für das erste Geothermiekraftwerk des Landes beginnen 1967. Dabei handelt es sich um das Kraftwerk Bjarnarflag im Nordosten Islands im Gebiet des Sees Mývatn, das die Energie des aktiven Zentralvulkans Krafla nutzt. Es steht in der Nähe des kleinen Orts Reykjahlíð und ist nach dem Gebiet Bjarnarflag zwischen Reykjahlíð und dem Námaskarð-Pass benannt. In dem Gebiet gab es schon früher Bohrlöcher zur Nutzung der Erdwärme für das Kieselgurwerk bei Reykjahlíð.

Das Kraftwerk der Firma Laxá Power Co. wird im März 1969 mit einer installierten Leistung von 3,2 MW in Betrieb genommen. Darüber hinaus liefert es Dampf für das lokale Fernheizsystem sowie für industrielle Anwendungen. Durch die Ausbruchsserie des Krafla ab 1975 wird das Kraftwerk allerdings beeinträchtigt (s.u.). Im Jahr 1983 wird es von dem 1965 gegründeten staatlichen Energiekonzern Landsvirkjun übernommen. Mehrere Jahrzehnte später wird am selben Standort eine große Anlage geplant (s.u.).

Im März 2017 erhält die in Großbritannien ansässige Green Energy Geothermal (GEG) von der Landsvirkjun den Auftrag für die Konstruktion, Herstellung und Lieferung eines neuen 5 MW Turbinengenerators zur Sanierung des Kraftwerks Bjarnarflag. Die Arbeiten dafür beginnen genau ein Jahr später, im März 2018.

Im Jahre 1969 beschließt die Gemeinde Grindavík das Svartsengi-Gebiet im Hinblick auf Erdwärmevorkommen zu erkunden, die zur Raumheizung genutzt werden könnten. 1971 und 1972 werden nördlich von Grindavík, in der Nähe von Svartsengi, zwei Bohrlöcher mit einer Tiefe von 240 m bzw. 403 m abgeteuft, die ein Hochtemperaturgebiet (> 200°C in Tiefen unter 1.000 m) mit salzhaltigem Wasser (etwa 2/3 des Salzgehalts von Meerwasser) anzeigen.

Aufgrund des Salzgehalts und der Temperatur ist klar, daß das Wasser nicht direkt genutzt werden kann, weshalb hier Wärmeaustauschverfahren entwickelt werden müssen.

Mit einem vom isländischen Parlament verabschiedeten Gesetz wird Ende Dezember 1974 die Firma Hitaveita Suðurnesja hf gegründet, um die geothermische Energie im Bereich der Raumheizung zu nutzen. Bei Gründung besitzt das isländische Finanzministerium 40 % und die sieben Gemeinden in diesem Gebiet 60 % des Unternehmens (das im Jahr 2000 das erste isländische Energieunternehmen ist, das privatisiert wird, s.u.).

1975 wird in Svartsengi das erste Bohrloch für kaltes Wasser gebohrt und eine Wärmeaustauschanlage errichtet, so daß die provisorische Anlage 1976 in Betrieb genommen werden kann. Als erstes Gebäude in der südlichen Region erhält das Gemeindezentrum Festi in Grindavík heißes Wasser aus der Erdwärme. Ein weiterer wichtiger Meilenstein wird 1978 erreicht, als mit der Inbetriebnahme von zwei 1 MW Dampfturbinen die Stromerzeugung aus Geothermie beginnt.

Nur 7 km entfernt vom Kraftwerk Bjarnarflag beginnt der isländische Staat im Jahr 1974 mit dem Bau der ersten regulären Geothermieanlage. Ursprünglich sind für das Kraftwerk Krafla zwei Dampfturbinen mit einer Leistung von insgesamt 60 MW vorgesehen, doch nachdem 1975 das erste Bohrloch niedergebracht worden ist, wird die Gegend von vulkanischen Eruptionen erschüttert, was zu erheblichen Problemen bei der Erschließung von Dampf aus den insgesamt 33 Bohrlöchern führt.

Bei der Serie von Vulkanausbrüchen, die bis 1984 gehen, fließen Lavaströme bis auf wenige Kilometer an das Kraftwerksgebäude heran. Aufgrund dessen wird von den involvierten Firmen Mannvit Engineering und Verkís (s.u.) zunächst nur eine Turbine installiert, wodurch das Kraftwerk bei der Inbetriebnahme im August 1977 nur die halbe Leistung erzeugen kann (30 MW). Im Jahre 1985 (o. 1986) geht es von der staatlichen Elektrizitätsgesellschaft RARIK in den Besitz des ebenfalls staatlichen Energiekonzerns Landsvirkjun über.

1996 wird schließlich beschlossen, noch mehr Bohrungen abzuteufen und auch die zweite Turbine zu installieren, wodurch das Kraftwerk seit 1999 seine ursprünglich geplante Leistung von 60 MW liefert. Es bezieht seine Energie aus 17 Hochdruck-, und dank neuer Technologien auch aus fünf Niederdruck-Produktionsbohrungen. Sieben Brunnen sind nicht in Betrieb und weitere fünf existieren nicht mehr.

Eine der zusätzlichen Bohrungen, die 1999 in das geothermische Reservoir des Krafla niedergebracht werden, ist heute als die heißeste geothermische Quelle der Welt bekannt, da die Bohrung an ihrem tiefsten Punkt Magma mit einer Temperatur von 430°C erreicht. Ein Ausbau des Kraftwerks auf 150 MW ist bereits geplant.

Ab 1976 wird auf dem Geothermalfeld Svartsengi auf der Halbinsel Reykjanes eine weitere Anlage errichtet, die als weltweit erstes geothermisches Kraftwerk zur parallelen Erzeugung von Strom sowie Warmwasser für die Fernwärmeversorgung gilt. Bauherr ist das 1974 gegründete isländische Stromerzeugungsunternehmen Hitaveita Suðurnesja hf (ab 2008 dann HS Orka hf, s.u.).

Das Kraftwerk Svartsengi, das aus einer Fläche von 150 Hektar besteht, wird in sechs aufeinander folgenden Phasen errichtet. Das Kraftwerk I mit seinen zwei Gegendruckturbinen wird 1977 - 1979 gebaut und produziert 50 MW (heute nur noch 25 MW Wärmeenergie). 1980 folgen das Kraftwerk II, das 3 x 25 MW liefert, sowie das Kraftwerk III mit 6 MW.

Zwischen 1989 und 1992 wird das Kraftwerk IV mit 7 x 1,2 MW Turbinen gebaut, das den Strom aus dem 105°C heißen Überschußdampf und Niederdruckdampf aus den anderen Anlagen erzeugt. Das Kraftwerk V wird dann im Jahr 1999 errichtet, um mit zwei 30 MW Turbinen und einem 75 MW Wärmeenergie-Austauschsystem die alte Energieanlage I zu ersetzen. Das Kraftwerk VI ist wiederum eine Kondensatoranlage mit speziellen Hochdruck-Dampfturbinen und einer Gesamtleistung von 30 MW.

Ab 1990 wird der Dampf aus dem geothermischen Gebiet auch zum Trocknen von Stockfisch genutzt, der früher ein Hauptbestandteil der Ernährung der Isländer war und heute für den Export bestimmt ist. Später gibt es auf Reykjanes zwei Unternehmen, die sich auf die Trocknung von Fischprodukten unter Verwendung der Geothermie aus dem Kraftwerks der HS Orka spezialisiert haben.

Nach der Fertigstellung im Jahr 2008 beträgt die Gesamtkapazität von Svartsengi mit seinen 13 bis zu einer Tiefe von 1.800 m reichenden Produktionsbohrungen 75 MW elektrisch. Dazu kommen 150 MW thermische Energie für die Fernwärme, die mehr als 21.000 Haushalte erreicht. Quellen aus dem Jahr 2010 berichten, daß die Anlage zu diesem Zeitpunkt aber nur 46,5 MW Strom erzeugt.

Im Mai 2009 legt ein Erdbeben der Stärke 4,7 auf der Richterskala im Südwesten Islands das Geothermiekraftwerk Svartsengi vorübergehend still. Die Turbinen, die sich durch ihr Selbstschutzsystem abschalten, können aber schon eine Stunde später wieder in Betrieb genommen werden. Schäden werden keine festgestellt und der Druck auf die Brunnen der Anlage ist unverändert.

Im November 2015 rüstet Ormat die Kontrollsysteme von drei geothermischen Anlagen des Kraftwerks auf, um die Lebensdauer dieser 25 Jahre alten Einheiten zu verlängern.

Im April 2016 unterschreibt die HS Orka einen Vertrag mit dem dänischen Katalyseunternehmen Haldor Topsøe für eine Anlage, die überschüssiges Kohlendioxid aus einer geothermischen Anlage in ein kommerzielles CO₂-Produkt umwandeln soll. Das Gas wird typischerweise durch Schwefel verunreinigt, was seine industrielle Verwendung verhindert und auch unangenehmen Geruch verursachen kann. Der neue selektive Oxidationskatalysator SMC von Topsoe entfernt den Schwefel aus dem Abgas, beseitigt Gerüche und produziert Kohlendioxid in Handelsqualität.

Der SMC-Katalysator wird der Kern einer neuen Demonstrationsanlage sein, die neben dem Kraftwerk Svartsengi errichtet und 10 % des Abgasstroms zur Herstellung von CO₂ verarbeiten wird. Die HS Orka wird das Kohlendioxid an lokale Gewächshäuser und Algenproduzenten vermarkten, die selbst im dunklen isländischen Winter Produkte für den Export und den lokalen Verbrauch anbauen können, unterstützt durch hohe CO₂-Werte in den Gewächshäusern und kostengünstige elektrische Beleuchtung und Wärme aus der Geothermie.

Meldungen vom August 2017 zufolge hofft man, die Leistung des Kraftwerks mit zusätzlichen Bohrlöchern auf die ursprünglich geplanten 100 MW treiben zu können.

Das Gebiet des Kraftwerk Svartsengi auf der Halbinsel Reykjanes weist infrastrukturell einige Besonderheiten auf, die sich bislang bei keiner anderen Geothermieanlage finden. Schon 1977 etabliert die HS Orka hier den Geothermal Resource Park, ein weltweit einzigartiges Konzept unter dem Motto „Gesellschaft ohne Verschwendung“, zu dem neben der nachfolgend beschriebenen ,Blauen Lagune’ eine Vielzahl weiterer Unternehmungen gehören, die im Laufe der Jahre nach und nach dazu kommen.

Der Park stellt im Grunde ein Hightech-Startup-Zentrum rund Geothermie-Aktivitäten dar, das die mehrfache Nutzung geothermischer Ressourcen zeigt und gleichzeitig die nachhaltige wirtschaftliche Entwicklung und das Wohlergehen der Gemeinde unterstützt. Es soll ein mögliches Vorbild für die Nutzung dieser Ressourcen auch in anderen Regionen sein.

Der Betrieb des Ressourcenparks basiert auf dem gemeinsamen Geschäftsinteresse, d.h. die Nebenprodukte des einem können eine Ressource für andere sein. Ebenso wichtig sind die Nähe und die enge interdisziplinäre Zusammenarbeit der Unternehmen. Es dauert nicht lange, bis aus der Strom- und Warmwassererzeugung in den Kraftwerken Svartsengi und Reykjanes schon sieben Rohstoffströme gewonnen werden.

Da die Aktivitäten des Parks auf dessen Homepage ausgesprochen gut dokumentiert sind, erübrigt sich hier eine vollständige Wiederholung. Zudem werden die wichtigsten präsentiert, wie der der Spa-Betrieb und eine Methanol-Produktion aus Kohlendioxid (s.u.). Daneben sind noch Gewächshäuser, Algenzucht, Fischzucht, Fischtrocknung sowie die Herstellung von Kosmetikprodukten zu nennen.

Das erste wichtige Nebenprodukt des Geothermiekraftwerks Svartsengi wird bald zu Islands beliebtestem Badeort, der seit 1980 bestehenden und ab 1987 öffentlich zugänglichen Blue Lagoon. Ab ihrer Gründung 1992 arbeitet die innovative Bláa Lóni hf dann systematisch daran, aus der flüssigen geothermischen Ressource einen Mehrwert zu schaffen.

Das Thermalfreibad Bláa Lónið bei Grindavík liegt nur eine knappe Stunde Fahrzeit von der Hauptstadt Reykjavík entfernt. Das aus einer Tiefe von etwa 2.000 m zur Oberfläche gepumpte Gemisch aus Meer- und Süßwasser fließt nach seiner Nutzung zur Stromerzeugung und zum Betrieb eines Fernwärmenetzes in das umliegende Lavafeld. Mit der Zeit bildete sich dort ein etwa 5.000 m² großer Salzwassersee in der namensgebenden blau-weißen Farbe, die von Kieselalgen herrührt. Die Lagune enthält 9 Mio. Liter selbstreinigendes Wasser, da es sich alle 40 Stunden komplett erneuert.

Das Wasser im Thermalbad hat eine Temperatur von 37 – 42°C und enthält Mineralsalze, Kieselerde und Algen, aus denen auch eine Reihe von Schönheitsprodukten hergestellt werden. Hier ist sowohl das Blue Lagoon Forschungs- und Entwicklungszentrum aktiv – als auch die Blue Lagoon Klinik, da die heilenden Eigenschaften des Badens in der Abflußwasserlagune für Psoriasis-Patienten schon kurz nach der Inbetriebnahme des Kraftwerks entdeckt worden waren.

Im Jahr 1999 wird das Bad mit dem Isländischen Umweltpreis ausgezeichnet – und muß später aufgrund der stetig steigenden Besucherzahlen mehrmals weiter ausgebaut werden. Während im Jahr 2009 insgesamt 410.000 Besucher gezählt werden, sind es 2014 bereits über 600.000.

Um die zunehmende Nachfrage zu befriedigen, wie im Mai 2015 gemeldet wird, soll die Blue Lagoon ab Anfang 2016 größer und besser werden. Ein neuer Spa-Bereich, der 2017 eröffnet wird und in das Lavafelder rund um die Lagune eingebettet ist, wird die aktuelle Lagune dann mit einem neuen 60-Zimmer-Luxushotel verbinden.

Nachdem der Besitzer HS Orka im Mai 2017 einen Anteil an dem geothermischen Spa zum Verkauf stellt, gehen bis Ende Juni Angebote von bis zu 96 Mio. $ für einen 30 %-igen Anteil ein. Über Abschlüsse liegt bislang nichts vor.

Eine weitere Neugründung ist die 2006 gebildete isländisch-amerikanische Firma Carbon Recycling International Inc. (CRI), die den Geothermie-Strom zusammen mit Wasser und Kohlendioxid nutzen will, um Methanol-Treibstoff zu erzeugen. Im April 2009 wird eine entsprechende Kooperationsvereinbarung mit dem Energieerzeuger HS Orka hf unterzeichnet (s.u.).

Im Oktober beginnt die CRI mit dem Bau der weltweit ersten Demonstrationsanlage, die auf diese Weise Methanol erzeugt, direkt im Geothermiekraftwerk Svartsengi. Dies ist deshalb sinnvoll, da die CO₂-Emissionen des Kraftwerks in den Produktionsprozeß mit einfließen.

Die Kosten für die George Olah Plant genannte Anlage, die im April 2011 für die Tests und die anschließende Produktion bereit steht, betragen rund 8 Mio. $. Im vollen Maßstab wird  die Produktionskapazität der Anlage 5 Mio. Liter erneuerbares Methanol pro Jahr betragen. Im Juli 2015 wird gemeldet, daß der chinesische Autohersteller Geely plant, über die nächsten drei Jahre hinweg 45,5 Mio. $ zu investieren und eine unbestimmte Menge von Anteilen an dem Unternehmen zu erwerben, um Hauptaktionär der CRI zu werden.

Zurück zur Chronologie: Berichte aus dem Jahr 1980 besagen, daß die Lava des 1973 erfolgten Vulkanausbruchs auf der Insel Heimaey von der Hafenstadt Vestmannaeyjar für mindestens 10 – 20 Jahre zu Heizzwecken genutzt werden könnte, nachdem Bohrungen bis zu einer Tiefe von 2.000 m bis zu 140°C heißes Wasser erbracht haben. Über eine Umsetzung läßt sich jedoch nichts finden.

1983 erscheinen zwei schön gestaltete Briefmarken mit Themen der Geothermie – und um das Jahr 1984 herum werden auf Island bereits 50 % aller Wohnungen geothermal beheizt. Im gleichen Jahr wird im Stadtteil Laugardalur in Reykjavik das erste geothermisch beheiztes Fußballfeld gebaut. Seitdem wurden neue Fußballfelder im ganzen Land mit Erdwärme beheizt, damit die Fußballer das ganze Jahr trainieren können.

Wie ästhetisch es sein kann, wenn Schönheit und Funktionalität aufeinander treffen, zeigt der von Ingimundur Sveinsson entworfene und 1988 errichtete Perlan-Speicher auf dem Hügel Öskjuhlíð in Reykjavik, der inzwischen zum einem Wahrzeichen der Hauptstadt geworden ist.

Um die 1991 aufgesetzte Glaskuppel herum befinden sich sechs große Tanks, die jeweils über 4 Mio. Liter geothermales Warmwasser fassen und eine ringförmige Aussichtsplattform mit Panoramateleskopen tragen.

Innerhalb der Kuppel, zwischen den Warmwassertanks, befindet sich ein geräumiges Atrium, in dem verschiedene Ausstellungen und Veranstaltungen stattfinden. Zudem verfügt Perlan über einen Ausstellungsraum im Erdgeschoß mit einem Volumen von 10.000 m³, der als Wintergarten bekannt ist, und wo im Sommer 2017 beispielsweise eine Gletscherausstellung eröffnet wird. In der obersten Etage unter der Glaskuppel befinden sich zudem ein Restaurant und ein Café mit Blick über die Stadt.

Nach zwei Jahrzehnten mit ausgiebigen Explorationen, die rund 33 Mio. $ gekostet haben, wird 1986 mit dem Bau des Geothermie-Kraftwerks Nesjavellir am Vulkan Hengill in der Nähe von Reykjavik begonnen.

Die Anlage des Hauptstadt-Stromversorgungsunternehmens Reykjavik Energy (s.u.), die von Anfang an für 400 MW ausgelegt ist, wird im September 1990 in Betrieb genommen. In der ersten Phase, in die etwa 46 Mio. $ investiert werden, produziert das Kraftwerk mit vier Bohrlöchern von 1.000 – 2.000 m Tiefe etwa 100 MW.

Im Jahr 1995 wird ein fünftes Bohrloch in Betrieb genommen, was die Kapazität auf 150 MW erhöht, was weitere 7 Mio. $ kostet. 1998 werden zwei Dampfturbinen in Betrieb gestellt und im Juni 2001 eine dritte, mit einer Gesamtproduktion von 90 MW elektrischer Energie. Nach und nach werden dann fünf weitere Bohrlöcher erschlossen und die Gesamtkapazität auf 200 MW gesteigert, wofür schätzungsweise 55 Mio. $ aufgebracht werden.

Die aktuelle Leistung des Kraftwerks beläuft sich auf 120 MW elektrische Energie und 300 MW thermische Energie (Stand: 2017). Es wird geschätzt, daß die geothermale Energie der Region ausreicht, das Kraftwerk mit dieser Gesamtleistung für etwa 30 Jahre zu betreiben. Danach wird die Energieproduktion von Nesjavellir abnehmen. Um den Energiebedarf der Region Reykjavík auch in der Zukunft zu decken, werden weitere Probebohrungen in der Region Hengill unternommen.

1991 gehört zum ordentlichen Eigenheim in Island auch eine Heizung unter der Einfahrt und dem Fußweg – man müßte ja sonst Schnee schippen. Zu dieser Zeit gibt es insgesamt rund 100.000 m² geothermal beheizte Gewächshäuser (1996: 175.000 m²).

1992 verhandelt man mit Holland darüber, zwischen 2005 und 2020 gemeinsam mehrere geothermische Kraftwerke im Bereich von 1.000 MW zu errichten, deren Elektrizität mit Hilfe unterseeischer Stromkabel in die Niederlande transportiert werden soll. Doch auch in diesem Fall ist bislang nichts weiter darüber zu finden.

1996 beliefert der kommunale Fernwärmeversorger Hitaveita Reykjavíkur bereits 99,7 % der 155.000-köpfigen Bevölkerung der Hauptstadt Reykjavík sowie der von sechs Nachbargemeinden mit ca. 75°C heißem Wasser für Heizkörper und Bäder. Die 56 Bohrungen, eine installierte Wärmeleistung von 640 MW 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, um im Winter für Schnee- und Eisfreiheit zu 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.

Nach der 1998 erfolgten Erklärung der isländischen Regierung, daß man von einem fossilen Brennstoffverbrauch im Verkehr auf die Nutzung von Wasserstoff umzusteigen gedenkt, wird 1999 das Joint-Venture Icelandic New Energy (INE; anfangs: Icelandic Hydrogen and Fuel Cell Co.) gegründet, an dem die Firma Daimler AG, der Ölmulti Shell International (Shell Hydrogen), der norwegische Mischkonzern Norsk Hydro (später: Statoil) sowie Vistorka, ein Konsortium isländischer Unternehmen, beteiligt sind.

Die Idee ist, Strom aus Geothermie und Wasserkraftwerken zu nutzen um Wasserstoff für den Antrieb von Autos zu erzeugen. Damit soll Island das erste Land der Welt werden, das komplett auf einer Wasserstoffwirtschaft aufbaut (s.d.). Wie sich später erweist, wird die Idee allerdings nie umgesetzt.

Im Jahr 1999 beginnt unter Regie der VGK Engineering (später: Mannvit Engineering) die Konstruktion des geothermischen Kraftwerks Húsavík mit einer Nennleistung von 2,1 MW. Die Anlage nutzt die für niedrige Temperaturen entwickelte Kalina Power Cycle Technologie mit einem Ammoniak-Wasser-Arbeitsfluid, und wird daher in Kooperation mit der deutschen Firma Exorka International Ltd. gebaut, dem globalen Lizenzhalter des Kalina-Patents.

Gespeist wird die Anlage in Húsavík in der nordisländischen Gemeinde Norðurþing aus 124°C heißer geothermischer Sole, die aus Quellen fließt, die sich in Hveravöllur befinden, 20 km südlich von Húsavík. Von hier hatte die Firma Hitaveita Húsavík bereits 1970 eine Leitung nach Húsavík gelegt, sowie 1974 und 1997 Brunnen mit 450 m bzw. 650 m Tiefe gebohrt, um eine höhere Wassertemperatur und Ergiebigkeit zu erreichen.

Das Kraftwerk wird im Jahr 2000 in Betrieb genommen und erreicht eine Kapazität von 1,7 MW, die bis zu 80 % des Strombedarfs von Húsavík deckt. Es ist das erste und einzige Beispiel für eine Kalina-Geothermieanlage, bis 2009 zwei entsprechende Anlagen von Siemens in Deutschland in Betrieb genommen werden.

Späteren Informationen zufolge ist die 2007 gegründete Firma Global Geothermal Ltd. (GGL) Eigentümerin des Kraftwerks, die sich mehrheitlich im Besitz der Kalina Power Ltd. befindet und über 200 internationale Patente hält, welche mit der Technologie verbunden sind. Dem Stand von 2010 zufolge gehören die Firmen Exorka International, Exorka GmbH und Exorka ehf zu 100 % der Geysir Europe GmbH mit Sitz in München (s.u.), die sich wiederum zu 75 % im Besitzt der Bohrfirma Daldrup & Söhne AG befindet.

Im April 2010 unterzeichnet die GGL eine Absichtserklärung mit der Stadt Húsavík über den Erwerb, die Modernisierung, die Wartung und den Betrieb des Kraftwerks. Dies geht aus einer Veröffentlichung der australischen Firma Wasabi Energy Ltd. (WAS) hervor, die 96 % der GGL besitzt. Die Energiegesellschaft von Húsavík hatte seit Inbetriebnahme der Anlage immer wieder mit Betriebsproblemen zu kämpfen, und seit dem Januar 2008 ist die Stromerzeugung aufgrund technischer Schwierigkeiten völlig unterbrochen.

Im Januar 2011 gibt WAS den Erwerb des Kraftwerks Húsavík durch seine Tochtergesellschaft GGL bekannt. Spezifische Details der Vereinbarungen mit der Stadt Húsavík und der Húsavík Energy bleiben vertraulich. Die Modernisierung wird durch das in den USA ansässige Ingenieurteam der GGL namens Recurrent Engineering LLC durchgeführt.

Der Kauf von 100 % der GGL durch die WAS wird im Mai 2012 abgeschlossen, als das Unternehmen nach dem Erwerb einer Reihe von Minderheitsbeteiligungen nun die letzte 4,4 %-ige Beteiligung von Exergy übernimmt.

Nach einer gescheiterten Kapitalbeschaffung bricht die seit 2004 aktive WAS allerdings Ende 2013 zusammen und wird unter Verwaltung gestellt. Die Firma hatte vorgehabt, durch eine Bezugsrechtsemission bis zu 14,8 Mio. $ von den Aktionären zu erhalten. Mitte 2014 wird die rekonstruierte WAS dann in Enhanced Systems Technologies Ltd. (EST) umbenannt.

Im Jahr 2004 startet die Umsetzung des Iceland Deep Drilling Project (IDDP), das sich mittels drei Bohrungen 5.000 m tief in die Erde graben will, um dort an die Energie des Magmas zu gelangen. Eine im Vorjahr abgeschlossene Machbarkeitsstudie des von 2000 bis 2020 angesetzten Projekts, das auch unter dem Namen Deep Vision bekannt wird, hatte ergeben, daß sich im Vergleich zu der Leistung von herkömmlichen geothermischen Quellen, die 2.500 m tief sind, eine zehnfache Steigerung der Leistung pro Quelle ergeben könnte, wenn Fluid aus Reservoirs erzeugt wird, die heißer als 450°C sind.

Verantwortlich für das Projekt auf dem Geothermie-Feld Krafla auf der Halbinsel Reykjanes im Südwesten Islands ist ein Konsortium der Nationalen Energiebehörde von Island (Orkustofnun, OS) sowie vier der führenden Energieunternehmen des Landes: Hitaveita Sudurnesja (HS), Landsvirkjun, Reykjavik Energy und HS Orka hf. Weitere Partner sind die Firmen Alcoa Inc. und Statoil New Energy AS, und technische Hilfeleistungen werden u.a. von Iceland GeoSurvey (ÍSOR) und Mannvit Engineering zur Verfügung gestellt.

Die Finanzierung stammt von den Mitgliedern des Konsortiums, während der Forschungsteil des Projekts durch das International Continental Scientific Drilling Program (ICDP) und die National Science Foundation der USA gedeckt wird.

Die Bohrarbeiten mit einem Bohrturm namens Thór der Firma Jarðboranir hf (= Iceland Drilling Co. Ltd., IDC) beginnen 2005 und sollen zuerst 2.500 m tief führen, um im Jahr darauf hinunter auf 4.000 m zu gehen. Die endgültige Zieltiefe hofft man dann 2007 zu erreichen. Dort vermuten die Geologen 400 – 600°C heißes Wasser, das sich durch die direkt darunter liegende Magmaschicht in eine überkritisch-fluide Flüssigkeit mit einem Druck von 221 Bar verwandelt hat, welche über die Eigenschaften sowohl von Flüssigkeit als auch von Gas verfügt und zudem 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.

Zum Hintergrund der Firma Iceland Drilling ist anzufügen, daß diese Anfang 1986 gegründet wurde, ihre Ursprünge aber bis ins Jahr 1945 zurückreichen, als ihre Vorgängerin, die Firma State Drilling Contractors (SDC), entstanden ist. Das erste Geschäft der Iceland Drilling außerhalb Islands ist ein Bohrprojekt auf den Färöer-Inseln im Jahr 1981.             

Als die Bohrung IDDP-1 am Standort Krafla im Jahr 2009 bei einer Tiefe von 2.104 m unerwartet auf eine Magma-Kammer stößt, deren heißes, flüssiges Gestein Temperaturen bis 900°C aufweist, verzögert sich das Erreichen der Endtiefe. Man beschließt jedoch, das Bohrloch zu ertüchtigen und zu erforschen, anstatt es zu verschließen.

Ab 2010 fluten die Ingenieure die Bohrung, zunächst mit Unterbrechungen und schließlich kontinuierlich, worauf unter einem Druck von 140 bar geothermischer Dampf mit einer Rekord-Temperatur von 452°C entsteht. Durch die erzeugte Energie des weltweit ersten Magma-EGS-Systems war es zumindest theoretisch möglich, 36 MW Strom zu gewinnen. Beendet wird das Projekt schließlich durch das Versagen der Ventile im Bohrkopf. Nun laufen die Vorbereitungen für die nächsten Bohrungen IDDP-2 und IDDP-3.

Bei der Bohrung IDDP-2 handelt es sich um die Fortsetzung eines vor etwa zehn Jahren am Standort Reykjanesvirkjun abgeteufte Produktionsbohrung (HS Orkas Brunnen RN15), die damals eine maximale Tiefe von 2.500 m erreicht hatte. Die Experten vermuten hier in 3.500 m Tiefe eine weitere Magma-Kammer.

Dieses Projekt leitet die Firma HS Orka – die wir weiter unten noch ausführlich kennenlernen werden – in enger Zusammenarbeit mit der Nationalen Energiebehörde, den Energieunternehmen Landsvirkjun und Reykjavik Energy, der norwegischen Statoil, Enel Green Power aus Italien, BRGM und Fonroche Géothermie aus Frankreich sowie dem Karlsruher Institut für Technologie (KIT) und der Firma Herrenkneckt Vertical aus Deutschland.

Das vierjährige Projekt, das offiziell im Dezember 2015 startet, erhält erhebliche Zuschüsse von der EU sowie andere internationale Wissenschaftszuschüsse in Höhe von rund 20 Mio. €, wie den DEEPEGS - EU Horizon 2020 Research Grant (wobei das DEEPEGS für Deployment of Deep Enhanced Geothermal Systems for Sustainable Energy Business steht).

Der Bohrvertrag für IDDP-2 wird im April 2016 mit der Firma Iceland Drilling unterzeichnet, und im August beginnt die Umsetzung. Die erste Phase des Projekts besteht darin, bis in 3.000 m Tiefe zu bohren, den Brunnen mit einer Stahlhülle zu versehen und ihn dann in den umliegenden Formationen fest zu zementieren. Von dort aus wird der Brunnen weiter vertieft und schon im Oktober eine Tiefe von 3.640 m erreicht, womit die Bohrung zur tiefsten Islands wird.

Ende November werden 4.254 m gemeldet, und zu Weihnachten ist man bereits auf 4.254 m unter Tage angelangt. Ende Januar 2017 wird ein bedeutender Meilenstein erreicht, als die Bohrung IDDP-2 in 4.659 m Tiefe abgeschlossen wird, wo eine Temperatur von 427°C und ein Druck von 340 bar gemessen werden. Im Februar meldet das IDDP-Konsortium daher den erfolgreichen Abschluß der Bohrkampagne, da die Flüssigkeit am Boden des Brunnens überkritische Bedingungen aufweist und damit das Hauptziel dieses bahnbrechenden Forschungsprojekts erreicht wurde.

Eine mögliche Nutzung wird erst Ende 2018 entschieden, wenn alle Untersuchungen durchgeführt und analysiert wurden, aber die ersten Anzeichen sind positiv. Sicher ist jedenfalls, daß durch die Erhöhung der Reservoirtemperatur von 230 auf 450°C eine achtfache Steigerung der Leistung von 5 MW auf 40 MW erwartet werden kann.

Um das Jahr 2004 herum heizen bereits 90 % der Einwohner Islands ihre Häuser und Wohnungen mit geothermischer Energie, während die elektrische Energiebereitstellung auf über 500 MW angewachsen ist.

Im gleichen Jahr 2004 beginnt die HS Orka hf den Bau der vierten großen Geothermieanlage des Landes, dem Kraftwerk Reykjanes, das im Mai 2006 den Testbetrieb aufnimmt und ab dem Dezember Strom für das nationale Stromnetz erzeugt. Die 100 Mio. $ teure Anlage hat eine installierte Leistung von 100 MW, die aus zwölf der fünfzehn in diesem Gebiet gebohrten 2.700 m tiefen Brunnen gewonnen wird.

Das Werk nutzt Dampf und geothermische Sole bei 290 - 320°C, die nach der Extraktion in einen Dampfabscheider geleitet wird. Von dort gelangt der abgeschiedene Dampf unter 19 bar Druck zu einem Dampftrockner und in die beiden Fuji-Turbinen. Da sich die Anlage in der Nähe der Küste befindet, wird zum Kühlen und Kondensieren der Sole 8°C kaltes Meerwasser durch den Kondensator gepumpt. Es ist das erste Mal, daß geothermischer Dampf mit solch hohen Temperaturen genutzt wird, um Strom in großem Umfang zu erzeugen.

Ein beträchtlicher Teil des Geothermie-Stroms wird im Rahmen von US-Dollar-Verträgen an eine große Aluminiumhütte verkauft, die dadurch zu den Aluminiumproduzenten mit den niedrigsten Kosten weltweit gehört.

Im Juni 2010 erhält das Kraftwerk einen weiteren 50 MW Turbinengenerator von Fuji-Electric, da die HS Orka plant, die Produktion in zwei Phasen auf 180 MW zu erweitern. Die 1. Phase, deren Kosten sich auf 116 Mio. $ belaufen, wird voraussichtlich 2012 in Betrieb gehen, während eine zusätzliche 2. Phase mit einer 30 MW Niederdruckturbine für 2013 geplant ist. Diese erfordert keine zusätzlichen Bohrungen, da das Ausgangsmaterial Niederdruckdampf ist, der aus dem laufenden Betrieb erzeugt wird. Zusätzlich zu diesen Ausbauprojekten laufen Pläne, um die Gesamtproduktion bis 2016 auf 405 MW zu steigern.

Im August 2011 vereinbaren die HS Orka (inzwischen Tochtergesellschaft der Alterra Power, s.u.) und der internationale Fischzuchtbetrieb Stolt Sea Farm den Verkauf von überschüssigem Warmwasser aus dem geothermischen Kraftwerk in Reykjanes für die Zucht senegalesischer Seezungen. Der mit 21,4 Mio. $ veranschlagte Bau der 7 ha großen Farm auf der Halbinsel Reykjanes soll bereits Ende dieses Jahres beginnen. Das Projekt muß jedoch noch von der isländischen Umweltbehörde genehmigt werden.

Die Genehmigung für die geplante 80 MW Erweiterung wird im September 2011 erteilt, doch die Firma Iceland Drilling erhält erst im September 2012 den Bohrauftrag für zwei und ggf. einen dritten geothermischen Brunnen. Das Bohrunternehmen setzt eine Reihe von Bohranlagen mit ausgesprochen nordischen Namen ein, neben dem o.g. Thór sind dies beispielsweise Odin (Óðinn), Jötunn (Riese) und Sleipnir (Odins achtbeiniges Ross).

Im Januar 2012 kauft der isländische Investmentfonds SF III slhf, der drei Pensionskassen gehört, einen Anteil von 82 % der Iceland Drilling (Jardboranir) von der Miðengi ehf, einer Tochtergesellschaft der Íslandsbanki hf, die einen 18 %-igen Anteil behalten wird. Der Bohrspezialist stand seit dem August 2011 zum Verkauf.

Das Unternehmen war zuvor im Besitz der Firma Geysir Green Energy (s.u.) und im Zuge deren Auflösung von der Íslandsbanki übernommen worden. Der Iceland Drilling gehört übrigens auch die deutsche Bohrfirma Hekla Energy GmbH, die Projekte in Island, Neuseeland und auf Dominica in der Karibik betreibt.

Den allgemeinen Informationen zufolge wird das Kraftwerk Reykjanes 2012 fertiggestellt und erzeugt zu diesem Zeitpunkt mit seinen zwei Turbinen 100 MW. Es erlangt auch aufgrund seines einzigartigen architektonischen Designs eine gewisse Berühmtheit. Durch den Verkauf eines Firmenanteils an die Pensionsfonds, nimmt das Unternehmen 38,5 Mio. $ ein, die für die Erweiterung des Kraftwerks auf 180 MW verwendet werden sollen. Die einzelnen Transaktionen rund um die HS Orka werden weiter unten noch ausführlich dokumentiert.

Im Dezember 2014 gewinnt Iceland Drilling den Bohrauftrag für drei Bohrlöcher mit einer Option für zwei zusätzliche Bohrlöcher, und im Februar 2015 beginnen die Bohrungen des bereits 34. Brunnens des Projekts, welcher zur Reinjektion verwendet werden soll, um das geothermische Reservoir aufzufüllen. Im Mai 2016 wird ein weiterer Vertrag unterzeichnet, bei dem Iceland Drilling in der zweiten Hälfte des Jahres einen bestehenden 2.400 m tiefen Brunnen auf eine Zieltiefe von 4.800 m abteufen soll, wo Temperaturen von bis zu 500°C erwartet werden.

Der Zweck der Hochtemperaturbohrung darin besteht, die Möglichkeit zu demonstrieren, tiefe hydrothermale Hochenthalpie-Reservoire zu nutzen, um die derzeitigen konventionellen geothermischen Felder zu erweitern, was an das Iceland Deep Drilling Project (IDDP) erinnert (s.o.). Die HS Okra wird zudem mit einigen Projektpartnern zusammenarbeiten, um eine neue Technologie zu entwickeln, die den überhitzten Dampf verwenden soll, um die Produktion der bestehenden Anlage in Reykjanes zu erhöhen.

Die Errichtung des nächsten und fünften großen Geothermiekraftwerks in Island beginnt im Jahr 2005. Das Kraftwerk Hellisheiði liegt im Gebiet des Vulkansystems Hengill im Südwesten des Landes zwischen Reykjavík und Hveragerði und besitzt bald nahezu 50 Bohrungen, die bis zu 2.200 m tief sind. Die Anlage gehört der Reykjavik Energy (Orkuveita Reykjavíkur), dem Stromversorgungsunternehmen der Hauptstadt Reykjavik, das sich zu 93,5 % im Besitz der Stadt befindet, und zu 5,53 % bzw. 0,93 % den Gemeinden Akranes und Borgarbyggð gehört.

Bereits ab 2006 werden mit zwei Turbinen zusammen 90 MW erzeugt, und schon im Jahr darauf wird die Leistung durch eine zusätzliche Niederdruckturbine um 33 MW vergrößert. Im Jahr 2008 wird zudem das Gebiet am Berg Skarðsmýrarfjall erschlossen, was den Anschluß von zwei weiteren Turbinen mit jeweils 45 MW erlaubt. Und im November 2009 genehmigt die Europäische Investitionsbank (EIB) einen Betrag von 170 Mio. € für den Ausbau des Geothermiekomplexes Hellisheiði um weitere 90 MW – sowie den Bau eines neuen Kraftwerks mit 90 MW in Hverahlíð (s.u.).

Im Februar 2011 gibt die schon mehrfach erwähnte Firma Mannvit Engineering, Islands größte Ingenieurgesellschaft, in ihrer Rolle als Gesamtanlagenplaner bekannt, daß das Kraftwerk nach erfolgreicher Inbetriebnahme der 4. Phase jetzt 213 MW elektrisch sowie – als Ergebnis des jüngsten Ausbaus – 133 MW thermisch produziert. Das heiße Wasser wird 20 km weit in Lagertanks in der Reykjavik geleitet, von wo aus es zu Heizzwecken und zum Baden genutzt wird.

Später in diesem Jahr soll die 5. Phase ans Netz gehen, die der Anlage zusätzliche 90 MW Leistung hinzufügen wird. Die Genehmigung durch die isländische Nationale Energiebehörde wird im Juni erteilt, obwohl die ungefähr 197 Mio. $ teure Erweiterung zu diesem Zeitpunkt bereits gebaut ist.

Im September 2011 beginnt im Geothermalkraftwerk Hellisheiði unter Leitung der Reykjavik Energy das isländisch-amerikanische Forschungsprojekt CarbFix, welches die Durchführbarkeit einer dauerhaften Speicherung von Kohlenstoff unter Tage untersucht, indem dort künstlich Kalkstein erzeugt wird, ein weißliches, kreidiges Mineral. Das Projekt wurde bereits 2007 von Reykjavík Energy, dem CNRS, der Universität von Island und der Columbia University ins Leben gerufen.

Bei dem Verfahren wird sogenanntes Selterswasser erzeugt, das mit dem Kalzium im Basalt (poröse uralte vulkanische Lava) zu Kalziumkarbonat reagiert, womit sich das gelöste CO₂ in harmlosen Kalkstein verwandelt. Die erste Stufe des Experiments wird sechs Monate bis zu einem Jahr dauern. Kurzfristiges Ziel ist es, geothermischen Kraftwerken zu ermöglichen, das Kohlendioxid, das sie aus der Tiefe fördern, wieder loszuwerden und dadurch wirklich CO₂-neutral zu werden. Immerhin liegen riesige Teile des Landes auf Basalt.

Wenn es gelingt, bleibt das in das Basaltgestein gepumpte Kohlendioxid für immer unterirdisch eingeschlossen und kann nicht in die Atmosphäre zurück entweichen, wie es bei der unterirdischen Gasspeicherung befürchtet wird, z.B. in Norwegen, wo Erdgas bewußt im Untergrund durch CO₂ ersetzt wird.

Fast die Hälfte des 10 Mio. $ teuren Projekts wird von der Reykjavik Energy finanziert, während die restlichen Mittel von zwei Universitäten, dem französischen Zentrum für wissenschaftliche Forschung, dem US-Energieministerium, der Europäischen Union und skandinavischen Fonds stammen.

Mit den zwei neuen zusätzlichen 45 MW Mitsubishi-Turbinen wird ab Oktober 2011 die 5. Phase des Kraftwerks Hellisheiði in Betrieb genommen, das nun 303 MW elektrische Energie erzeugt.

Zum Kraftwerk gehört übrigens auch ein Geothermie-Informationszentrum, was sehr sinnvoll ist, da die Anlage nur 20 Autominuten von Reykjavík entfernt liegt. Alleine im Jahr 2009 haben rund 100.000 Besucher das Werk zu einem der beliebtesten Tourismusziele des Landes gemacht. Diese Zahl ist besonders eindrucksvoll angesichts der aktuellen Gesamtbevölkerung Islands von rund 320.000 Personen.

Ende 2013 kündigt der Stromversorger Reykjavik Energy – inzwischen einer der größten geothermischen Kraftwerksbetreiber der Welt – an, daß er seine Kraftwerke und Stromverkäufe an die neu gegründete Aktiengesellschaft Orka Náttúrunnar (ON; auch unter ON Power bekannt) ausgliedern wird, um eine Mitte Dezember verabschiedete Gesetzgebung des isländischen Parlaments zu erfüllen, deren Details ich bislang aber noch nicht finden konnte.

Die ON Power wird demzufolge ab Januar 2014 die geothermischen Kraftwerke in Hellisheiði und Nesjavellir sowie zwei hydroelektrische Staudämme betreiben, während die Erbringung von Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Wasser- und Warmwasserversorgung, der Abwasserentsorgung und der Stromverteilung bei der Reykjavik Energy verbleibt.

Im April 2014 beginnt im Kraftwerk Hellisheiði die Betriebstests eines neuen Forschungs- und Entwicklungsprojekts, bei dem es diesmal darum geht, Schwefelwasserstoff in den Boden zurück zu pumpen, der aus dem geothermischen Dampf einer der sechs Anlagen des Kraftwerks extrahiert wird. Die innovative Technologie baut auf den Ergebnissen der wissenschaftlichen Forschung auf, die sei 2007 um den Betrieb der Anlage durchgeführt wird.

Dem Unternehmen zufolge zielt das von Mannvit Engineering entworfene Projekt darauf ab, die Geruchsbelästigung der Hauptstadtregion durch die Anlage in einer umweltfreundlichen und wirtschaftlich machbaren Weise zu verringern. In der Kläranlage werden Schwefelwasserstoff und etwas Kohlendioxid von den nicht kondensierbaren geothermischen Gasen abgetrennt, die hauptsächlich aus Kohlendioxid (CO₂), Schwefelwasserstoff (H₂S) und Wasserstoff (H₂) bestehen. Dabei werden bis zu 98 % des behandelten Schwefelwasserstoffs und etwa 50 % des Kohlendioxids im Kondensat des Kraftwerks gelöst und dann 1.000 – 2.000 m tief in den Lava-Fels eingepreßt.

Die Behandlungsanlage, die im Januar 2015 in Betrieb genommen wird, soll nun für zwölf Monate unter Vollast betrieben werden, bevor eine Entscheidung über längerfristige Aktivitäten getroffen wird.

Nachdem das Kraftwerk Hellisheiði Probleme bekommt, das Produktionsniveau mit der Produktion aus den bestehenden Bohrlöchern aufrechtzuerhalten und anstatt der installierten Kapazität von 303 MW seit dem Vorjahr nur noch durchschnittlich 262 MW erzeugt, denkt der Betreiber ON Power im Juni 2016 über das Abteufen zusätzlicher Bohrungen nach, um die Stromerzeugung wieder anzukurbeln. Dies würden die ersten neuen Produktionsbohrungen seit 2009 sein.

Die ON Power, die bereits 2013 das Problem des fallenden Dampfes eingestand, plant nun ein mehrjähriges Bohrprogramm, um genügend Dampf für die geothermische Anlage zu erhalten. Tatsache ist, daß schon bald nach dem Bau der Anlage, deren Gesamtkosten sich bisher auf fast 850 Mio. $ belaufen, klar wurde, daß diese auch geothermischen Dampf aus dem nahegelegenen geothermischen Gebiet Hverahlíð benötigen würde.

Wenn nichts getan wird, wird das ziemlich neue Kraftwerk eine rapide sinkende Erzeugung erleben – und dies trotz der neuen Pipeline, die seit Anfang 2016 Dampf von Hverahlíð heranführt. Die Mutterfirma Reykjavik Energy kündigt deshalb Ausschreibungen für die Bohrung von sieben neuen geothermischen Brunnen in den nächsten drei Jahren an. Um den Betrieb bei einer installierten elektrischen Leistung von 303 MW zu gewährleisten, erwartet die ON Power in den nächsten sechs Jahren einen zusätzlichen Investitionsbedarf von 221 Mio. $.

Neben der Optimierung sollen außerdem mittelfristig zwei weitere Heizwerke von je 133 MW thermisch errichtet werden, um auf den erhöhten Wärmebedarf zu reagieren. Geothermale Ressourcen dafür werden in der Region von Kolviðarhóll und Ölfusvatn vermutet.

Ebenfalls im Juni 2016 kann das Projekt CarbFix erfolgreich unter Beweis stellen, daß es zum einen möglich ist, Kohlendioxid dauerhaft als Mineral in basaltischen Gesteinen zu speichern, und daß zum anderen mehr als 95 % des eingespritzten CO₂ innerhalb von nur zwei Jahren mineralisiert werden – anstelle von Jahrhunderten oder Jahrtausende, wie vorher gedacht.

Selbst die Carbon Capture and Storage (CCS) Experten des Projekts hatten den Erstarrungsprozeß auf mindestens 8 – 12 Jahre geschätzt und sprechen nun von einer „sehr willkommenen Überraschung“, als sie die stark mit weißlichen Karbonat-Adern durchsetzten Bohrkerne analysieren, die aus dem injizierten Bereich gebohrt wurden.

Im September 2017 erhalten die CarbFix-Wissenschaftler weitere EU-Zuschüsse in Höhe von 12,2 Mio. €, und bereits im Oktober 2017 geht unter dem Namen CarbFix2 eine zweite, diesmal von der Schweizer Firma Climeworks entwickelte Pilotanlage zur CO₂-Speicherung in Betrieb, die eine Fortsetzung Vorläuferprojektes CarbFix darstellt.

Die Firma, ein Spin-off der ETH Zürich, arbeitet mit einer direkten Luft-Abscheide-Technologie (Direct Air Capture, DAC), bei der das Gas, welches einen 25 %-igen Anteil Schwefelwasserstoff enthält, direkt aus der Luft entnommen und in den unter der Gegend liegenden Basalt injiziert wird, wo es mit den dort vorhandenen Kalzium-, Magnesium- und Eisensilikatmineralen zu festen Carbonaten reagieren soll.

In einem frühen Pilotprojekt 2012 - 2013 hatte die Firma 250 t CO₂, die mit Wasser und Schwefelwasserstoff vermischt waren, 400 – 800 m tief in den Boden verbracht. Die schnell ändernde Zusammensetzungen der Kohlenstoffisotopen in Wasserproben signalisierten 2014, daß ein Großteil des Kohlenstoffs innerhalb von Monaten mineralisiert war. Die jährliche Kapazität der neuen Anlage beträgt 10.000 t CO₂ und 7.000 t H₂S. Beteiligt sind die Universität Island, das französische Centre national de la recherche scientifique (CNRS) sowie ein spanisches Consultingunternehmen.

Im November 2017 beginnt Iceland Drilling mit der Bohrung neuer Brunnen für das geothermische Kraftwerk Hellisheiði. Der im Mai unterzeichnete Vertrag im Wert von 27 Mio. $ umfaßt die Bohrung von sieben festen und drei optionalen Bohrlöchern mit Tiefen zwischen 2.500 und 3.000 m, wo die erwarteten Temperaturen 250 - 350°C betragen. Der erste Bohrplatz befindet sich in Hverahlíð, etwa 6 km vom Kraftwerk Hellisheiði entfernt. Weitere Bohrungen werden in Hellisheiði selbst und in Nesjavellir stattfinden. Diese Phase des Bohrprojekts wird voraussichtlich Ende 2018 abgeschlossen sein.

Die Reykjavík Energy hatte bereits Mitte 2012 geplant, am Standort Hverahlíð ein neues 90 MW Geothermie-Kraftwerk zu errichten, das ab 2013 insbesondere die Aluminiumindustrie des Landes versorgen sollte. Die Vorplanung und Erstellung einer Machbarkeitsstudie wird von der Firma EFLA Consulting Engineers durchgeführt. Die Pläne werden später aber aufgegeben.

Im Januar 2018 bricht im Belüftungssystem und im Dach des zentralen Teils des Kraftwerks Hellisheiði ein Brand aus, der zwar keine erheblichen Schäden verursacht, die Anlage aber für einige Tage außer Betrieb setzt. Auch die Ausstellung wird geschlossen.

Zurückkehrend zur regulären Chronologie ist zu konstatieren, daß die Gesamtleistung der kommunalen Fernwärmesysteme in Island im Jahr 2007 rund 1.400 MW beträgt. 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.

Das 1974 gegründete und oben bereits erwähnte Stromerzeugungsunternehmen Hitaveita Suðurnesja hf ist im Jahr 2000 das erste isländische Energieunternehmen, das privatisiert  wird. Nach Änderung der Stromgesetzgebung und der Liberalisierung des isländischen Energiesektors im Jahr 2007, welche die Trennung zwischen wettbewerbsfähigen Betrieben und Konzessionsbetrieben bei Energieunternehmen vorsieht, wird die Hitaveita Suðurnesja im December unterteilt – in das öffentliche Versorgungsunternehmen HS Veitur hf mit Sitz in Reykjanesbær und in die bereits mehrfach erwähnte HS Orka hf.

Diese besitzt und betreibt nun die o.g. Kraftwerke Svartsengi und Reykjanes und ist damit Islands drittgrößtes Energieunternehmen, mit etwa 8 % des gesamten produzierten Stroms. Mitte 2008 bricht dann das isländische Bankensystem zusammen, und die Kraftwerksbesitzer stehen am Rande des Ruins.

Im Juni 2009 bestätigten die Nachrichten, daß die Gemeinde von Reykjanesbær ihren bisherigen 34,7 %-igen Anteil an der HS Orka für 100 Mio. $ an die isländische Firma Geysir Green Energy ehf (GGE) verkauft hat, die damit nun eine Zweidrittelmehrheit (66,7 %) an dem Geothermie-Unternehmen hält. Im Gegenzug erhält Reykjanes den Anteil von Geysir Green Energy an der HS Veitur. Die Transaktion wurde mit ausländischem Kapital finanziert, das von der 2008 gegründeten kanadischen Magma Energy Corp. stammt.

Die übrigen zum Verkauf stehenden Anteile an der HS Orka liegen bei der Reykjavik Energy (15,6 %) und der Gemeinde Hafnafjördur (15,4 %).

Die Besitzverhältnisse der GGE selbst sind derzeit etwas kompliziert, hauptsächlich aufgrund der aktuellen wirtschaftlichen Schwierigkeiten Islands. Die Haupteigentümer sind Atorka (41 %) und der Glacier Renewable Energy Fund (40 %), der von der Íslandsbanki verwaltet wird.

Tatsächlich erwirbt die Magma Energy bereits im Juli für ca. 25 Mio. $ einen Anteil von 10,8 % der HS Orka von der GGE. Im Rahmen der Vereinbarung erhält der Käufer zudem die Option zum Erwerb von weiteren rund 5 %, falls er dem Unternehmen bis Ende 2011 eine Kapitalspritze von 15 Mio. $ verpaßt. Die beiden Firmen kündigen außerdem eine Partnerschaftsvereinbarung an, um bei ausgewählten geothermischen Projekten in Island und international zusammenzuarbeiten.

Im Februar 2010 gründet die Magma Energy eine Tochterfirma in Island, die den Namen Magma Energy Iceland ehf trägt. Zu diesem Zeitpunkt besitzt die Magma Energy über ihre schwedische Tochtergesellschaft Magma Energy Sweden AB einen Anteil von 40,94 % an der HS Orka. Im Mai verspricht die Firma, die HS Orka mitsamt deren Schulden in Höhe von gut 186,7 Mio. $ zu übernehmen – zu einem angepeilten Kaufpreis von gut 0,5 Mrd. $.

Im August 2010 steht das größte Geschäft seit Ausbruch der Wirtschaftskrise in Island allerdings auf der Kippe, da eine Bürgerbewegung, angeführt von der prominenten Popsängerin Björk, den Verkauf der die HS Orka mitsamt ihrer beiden Geothermiekraftwerke zu vereiteln versucht. Der Disput spaltet aber auch die Regierung, und die beteiligten Grünen drohen, die Koalition platzen zu lassen, sollte das Kraftwerk an die Kanadier verkauft werden.

Dessen ungeachtet erwirbt die Magma Energy Sweden AB im September 2010 die restlichen 14,32 % Orka-Anteile von der GGE, womit sie nun einem Anteil von 98,53 % besitzt. Ein vom isländischen Parlament eingesetztes Komitee kommt zudem zu dem Schluß, daß der Erwerb der isländischen HS Orka durch die kanadische Magma Energy vollständig dem isländischen Recht entspricht.

Im Januar 2011 macht das isländische Industrieministerium deutlich, daß die Regierung Islands die HS Orka nicht beschlagnahmen wird, nachdem einige Regierungsmitglieder in den davor liegenden Wochen und Monaten entsprechend irreführende Aussagen gemacht hatten.

Im Mai entsteht aus der Fusion der Firmen Magma Energy Corp. und Plutonic Power Corp. das neue kanadische Unternehmen Alterra Power Corp., was auch Auswirkungen auf die Situation in Island hat.

Das neue Unternehmen gibt schon im Juni 2011 bekannt, daß seine schwedische Tochtergesellschaft den Verkauf eines 25 % -igen Anteils der HS Orka für rund 70 Mio. $ an die Jarôvarmi slhf (o. Jardvarmi) unterzeichnet hae, die einer Gruppe von 14 isländischen Pensionsfonds gehört. Bis zum Februar 2012 besteht für die Pensionsfonds ferner eine Option auf den Kauf weiterer 8,4 % zu einem Preis von rund 41,7 Mio. $, was ihren Anteil auf 33,4 % erhöhen würden.

Außerdem schließt die Magma Schweden mit vier isländischen Kommunen einen Kaufvertrag über eine 1,5 %-ige Beteiligung für ca. 4,1 Mio. $, womit Magmas bzw. Alterras Anteil an der HS Orka 75 % erreicht.

Und auch im nächsten Jahr geht es so weiter. Im Februar 2012 erhöhen die Pensionsfonds über die Jarôvarmi ihre Orka-Beteiligung auf 33,4 %, indem sie durch Aktienkäufe 38,5 Mio. $ in die HS Orka investieren. Die Mittel sollen voraussichtlich für die Erweiterung des Kraftwerks Reykjanes von 100 MW auf 180 MW verwendet werden (s.o.).

Im Juni unterzeichnet die Alterra Power dann ein sogenanntes unverbindliches Eckdatenpapier (term sheet) über den möglichen Verkauf ihres verbleibenden Anteils von 66,6 % an das Pensionsfonds-Konsortium. Im Januar 2013 wird allerdings bekannt, daß dieser Verkauf möglicherweise ausfällt, da es Probleme mit den erforderlichen Genehmigungen durch die isländische Zentralbank gibt.

Der genaue weitere Ablauf ist mir bislang nicht bekannt, doch im Februar 2018 wird die Übernahme der Alterra Power Corp. durch die  ebenfalls aus Kanada stammende Firma Innergex Renewable Energy abgeschlossen. Das im Oktober 2017 angekündigte Geschäft im Wert von 1,1 Mrd. $ beinhaltet auch den Anteil von 53,9 % der Alterra Power an der HS Orka.

Im August 2008 wird die Firma Reykjavik Geothermal (RG) gegründet, deren Team-Mitglieder, eigenen Angaben zufolge, in den davor liegenden vier Jahren in über 30 Ländern an der Entwicklung von Geothermieprojekten mit über 3.000 MW beteiligt waren, einschließlich aller Phasen des Kraftwerks Hellisheiði, dem derzeit größten Heizkraftwerk der Welt.

Im Februar 2009 sucht die RG 50 Mio. $ von internationalen Investoren, um Projekte in drei oder vier Orten in Übersee zu entwickeln. Im September wird berichtet, daß die RG die Suche nach geothermischen Ressourcen für Masdar City leiten wird, der geplanten Ökostadt in Abu Dhabi (VAR). Das Projekt hat einen Wert von 1,6 Mio. $ und wird acht Monate dauern. Die Idee, in Masdar nach Geothermie zu suchen, soll übrigens vom isländischen Präsidenten Ólafur Ragnar Grímsson persönlich stammen.

Die ersten Ergebnisse der Erkundungsbohrungen, die im Dezember 2010 bekannt gegeben werden zeigen allerdings, daß die Taschen mit heißem Wasser in Felsformationen in 2.5000 m Tiefe mit ihren 95°C nicht heiß genug für die Stromerzeugung sind, möglicherweise aber zur Fernkühlung genutzt werden könnten.

Im Juni 2011 unterzeichnen die RG und die OAO RusHydro ein Kooperationsabkommen über die Zusammenarbeit auf dem Gebiet der Geothermie mit RusHydro als Investor und der RG als Managementgesellschaft. Im Rahmen der Vereinbarung erwägen die Parteien die Gründung eines Joint-Venture, dessen Haupttätigkeit der Bau von Geothermiekraftwerken mit einer installierten Gesamtleistung von 200 MW sein wird und dessen Mehrheitsbeteiligung bei der OAO RusHydro liegen würde.

Nachdem es längere Zeit recht ruhig um die RG bleibt, ist im September 2013 zu erfahren, daß das Unternehmen in Zusammenarbeit mit der Isländischen Entwicklungsagentur (ICEIDA) einen Vertrag mit der EU unterzeichnet hat, bei dem es um die geothermische Grundlagenforschung und Explorationsbohrungen in bestimmten Gebieten der drei Länder Burundi, Kongo und Ruanda geht.

Bei dem Projekt im Umfang von 4 Mio. $ ist auch das isländische Iceland GeoSurvey (ÍSOR) mit dabei, eine sich selbst finanzierende, staatliche und gemeinnützige Einrichtung, die 2003 gegründet wurde, als die GeoScience Division von Orkustofnun, der nationalen Energiebehörde von Island, in Form einer separaten Einheit ausgegliedert wurde. Sie konzentriert sich auf die Exploration, Erschließung und Nutzung von Geothermie und bietet in erster Linie Beratungs-, Trainings- und wissenschaftliche Dienstleistungen an.

Im Oktober schließt die RG nach zwei Jahren an Verhandlungen einen Vertrag mit der äthiopischen Regierung über die Entwicklung von bis zu 1.000 MW in zwei Stufen in der Caldera von Corbetti, rund 200 km südlich der Hauptstadt Addis Abeba. Die Investitionskosten für das Projekt werden voraussichtlich rund 4 Mrd. $ betragen.

Nach Berechnungen der Nationalen Energiebehörde hat Island im Jahr 2008 einen Betrag von 308 Mio. € gespart, indem die Geothermie zum Heizen eingesetzt wurde, verglichen mit dem, was die Nutzung fossiler Brennstoffe für diesen Zweck gekostet hätte. Hochgerechnet sind seit 1970 durch die Erdwärme-Beheizung sogar 4,8 Mrd. € eingespart worden.

Im März 2009 geht in El Salvador das erste geothermische Kraftwerk in Betrieb, das von einer isländischen Firma im Ausland gebaut wurde. Die 9,3 MW Anlage der Firmen Mannvit Engineering und Verkís hf, die den Auftrag dafür mit der Enex Power Germany GmbH zusammen bereits 2004 erhalten hatten, hat rund 13 Mio. $ gekostet und steht auf einem geothermischen Feld mit dem Namen Berlin El Salvador.

Zum Hintergrund der Firmen: Die Mannvit Engineering (früher: VGK) ist die größte Ingenieurgesellschaft in Island und wurde hier schon mehrfach erwähnt, während die Verkís hf (früher: Fjarhitun) das älteste Beratungsunternehmen des Landes ist. Beide Unternehmen entstanden 2007 und 2008 aus Vorgängerfirmen, die bis 1962 bzw. 1932 zurückreichen.

Die deutsche Geothermie-Projektgesellschaft Enex Power Germany GmbH wiederum gehört zu 10 % der Geysir Europe GmbH, einer Tochterfirma der isländischen Geysir Green Energy ehf und der Bohrfirma Daldrup & Söhne AG, während 90 % der Anteile im Dezember 2009 durch die Hörmann Energie und Umwelt GmbH übernommen werden.

Neue Schätzungen der isländischen Nationalen Energiebehörde vom Januar 2010 zeigen, daß es möglich ist, innerhalb der nächsten 50 Jahre aus den bekannten Hochtemperaturgebieten des Landes  4.300 MW für die geothermische Stromerzeugung zu nutzen.

Die isländische Geothermie-Entwicklung ist seit dem finanziellen Zusammenbruch des isländischen Bankenmarktes allerdings weitgehend zur Ruhe gekommen, und auch die nationale Energiepolitik ist seit langem in Arbeit und immer noch nicht fertig. Möglicherweise konzentriert sich das Land deshalb in diesem Jahr mehr auf internationale Kooperationen.

So organisiert beispielsweise das indische Ministerium für Neue und Erneuerbare Energien in Neu-Delhi im Januar 2010 einen Indien-Island-Workshop zu erneuerbaren Energien mit dem Schwerpunkt Geothermie und Kleinwasserkraft, an dem auch der isländische Präsident Grímsson teilnimmt. Im Rahmen der bilateralen Zusammenarbeit mit Indien sind der Technologietransfer bei Tiefbohrungen, die Bewertung von Lagerstätten und die Errichtung geothermischer Demonstrationskraftwerke angedacht.

Mit dem Ziel, gemeinsam Geothermie-Projekte in Afrika, Lateinamerika und Asien zu entwickeln, unterzeichnet die Reykjavik Energy im April in der isländischen Botschaft in Tokio die Absichtserklärung für eine Kooperation mit der Firma Mitsubishi Heavy Industries (MHI) aus Japan.

Die Kooperation zwischen den beiden Unternehmen begann vor 20 Jahren, als die MHI die erste Turbine für das Kraftwerk Nesjavellir installierte. Später erhielt das Unternehmen auch den Auftrag für die Turbinen des Kraftwerks Hellisheiði (s.o.). Die neue Vereinbarung legt nun den Grundstein für eine weitere Zusammenarbeit bei der Entwicklung von Geothermie-Projekten, aber auch bei Transportlösungen, die mit erneuerbarer Energie angetrieben werden.

Neben der Einführung von Elektrofahrzeugen in die isländische Autoflotte und der Entwicklung von batteriebetriebenen Zügen wollen die Partner auch einen neuen synthetischen Kraftstoff entwickeln, für dessen Herstellung Geothermie-Strom, Kohlendioxid und Wasser verwendet werden soll.

Um die Zusammenarbeit zwischen isländischen und japanischen Unternehmen bei geothermischen Aktivitäten weiter zu verbessern, wird im November 2010 bei einem Ministertreffen, an dem auch Direktoren der MHI und eine japanischen Investmentfonds teilnehmen, beschlossen, eine gemeinsame Arbeitsgruppe zu bilden. Die Umsetzung von Projekten verzögert sich allerdings, und noch beim Japan Island Geothermal Energy Forum in Tokio im Februar 2014 wird nur davon gesprochen, daß eine Kooperation sinnvoll wäre.

Im Juli 2010 wird auch ein Kooperationsabkommen mit China über eine Zusammenarbeit bei geothermischen Projekten in Entwicklungsländern, insbesondere in Ostafrika, unterzeichnet. Die chinesische Regierung ist aber auch daran interessiert, das isländische Wissen zu nutzen, um in China mehr geothermische Heizungsanlagen zu bauen. Eine erste derartige Fernheizung, die gemeinsam von isländischen und chinesischen Partnern errichtet wurde, versorgt bereits mehr als 1.000 chinesische Bürger mit heißem Wasser.

In einer Pressemitteilung des isländischen Außenministeriums heißt es dazu, daß China die Finanzierung bereitstellt, während Island das spezielle Fachwissen beisteuern wird. Es dauert dann allerdings bis zum März 2012, als die ersten Studenten aus China in das seit über 30 Jahren bestehende UN Geothermal Training Program in Island aufgenommen werden.

Bei dem Besuch des chinesischen Präsidenten in Island im April unterzeichnet dann die Sinopec Star Petroleum Co., Chinas größter Ölkonzern, eine Rahmenvereinbarung zur Ausweitung der Zusammenarbeit bei der Geothermie mit der isländischen Orka Energy. Das seit 2006 in China tätige gemeinsame Joint-Venture Shaanxi Green Energy Geothermal Development Co. Ltd. (SGE) soll mit dem Ziel ausgebaut werden, die Geothermie-Beheizung in China bis 2020 auf mindestens 100 Mio. m² Wohnfläche zu erweitern.

Im Oktober 2010 unterzeichnet Island ferner ein bilaterales Abkommen über die wissenschaftlich-technische Zusammenarbeit im Bereich der geothermischen Forschung und Entwicklung mit den USA. Zeitgleich wird aus Moskau berichtet, daß auch Russland plant, mit der isländischen Regierung ein Abkommen zur Zusammenarbeit auf dem Gebiet der Geothermie zu unterzeichnen. RusHydro, der größte Erzeuger erneuerbarer Energien des Landes, betreibt auf der Halbinsel Kamtschatka bereits zwei geothermische Kraftwerke.

In diesem Fall geht es im Oktober 2011 einen Schritt weiter, als die beiden Länder ein Kooperationsabkommen über die Planung und den Bau von weiteren geothermischen Kraftwerken in Kamtschatka unterzeichnen, wo die Experten auch die Entwicklung metallurgischer Anlagen erwarten, die mit Geothermie betrieben werden. Dem neuen Abkommen zufolge wird sich Russland an den isländischen Unternehmen beteiligen, die in diesem Bereich arbeiten und gemeinsame Projekten umsetzen.

Im Oktober 2010 führt das schon mehrfach erwähnte staatliche Energieunternehmen Landsvirkjun auf dem Hochtemperatur-Geothermalfeld Gjástykki im Nordosten Islands Tests mit Dampf aus vier Bohrlöchern durch, um das Reservoir des Standorts zu analysieren, was bis Mitte 2011 dauert. Die Projektfirma Þeistareykir ehf (= Theistareykir ehf) hatte in diesem Bereich – einem Grabenbruch nördlich der Caldera Krafla – ab 2002 umfangreiche Arbeiten durchgeführt und fünf (o. sechs) Testlöcher gebohrt. Es wird geschätzt, daß das gesamte Gebiet 55 – 100 MW Elektrizität produzieren könnte.

Die bis Ende 2013 befristete Forschungsgenehmigung für ihre Arbeiten in der Region von Theistareykir, Nordurthing und Reykjahlídar erhält die Landsvirkjun im Januar 2011. Um die Ressourcen auch zu nutzen, muß das Unternehmen allerdings noch eine Entwicklungs- und Nutzungslizenz beantragen und mit den lokalen Rechteinhabern eine Vereinbarung über Lizenzgebühren für die Ressourcen treffen.

Im Juni geben die Landsvirkjun und die Theistareykir ehf die Ausschreibung für ein Kraftwerk mit einer Leistung von bis zu 90 MW in Bjarnarflag und einer weiteren 90 MW Anlage in Theistareykir bekannt, die den Energiebedarf der geplanten Schwerindustrie in der Gemeinde Húsavík decken soll.

Bis Ende 2011 wollen die beiden Unternehmen die entsprechenden Genehmigungen der Nationalen Energiebehörde einholen: die Landsvirkjun für eine erste Phase mit 45 MW in Bjarnarflag (Bjarnarflagsvirkjun), und die Þeistareykir ehf für eine 90 – 100 MW Anlage (andere Quellen: bis zu 240 MW) in Theistareykir (Þeistareykjavirkjun).

Der Bau der ersten Phase in Bjarnarflag soll im Sommer 2012 beginnen und Ende 2014 beendet werden, während in Theistareykir der Baubeginn für das zweite Halbjahr 2012 geplant ist. Dieses zweistufige Projekt soll dann Mitte bzw. Ende 2015 mit jeweils 45 MW in Betrieb gehen. Die Umweltverträglichkeitsprüfungen für beide Kraftwerke sind bereits abgeschlossen, und Explorationsbohrungen haben auch genügend Dampf für die 45 MW Stufen an jedem Projektstandort belegt.

Die bislang angefallenen Forschungs- und Vorbereitungskosten werden für beide Werke auf etwa 47 Mio. $ geschätzt, die Gesamtinvestition auf 412 Mio. $. Im Zuge der Bekanntmachung ist auch zu erfahren, daß die Partner Landsvirkjun und Þeistareykir ehf in den letzten zehn Jahren über 100 Mio. $ in die Erforschung geothermischer Gebiete im Nordosten Islands investiert und damit eine riesige Datenbank aufgebaut haben.

Ebenfalls im Juni 2011 erhält Island Drilling den Auftrag für zwei 2.500 m tiefe Sondierungsbohrungen, die mit der Bohranlage Óðinn in Theistareykir abgeteuft werden sollen. Es sind die ersten Forschungsbohrungen innerhalb der letzten drei Jahre. Der Standort gehört der Landsvirkjun, dem Versorger Orkuveita Húsavíkur und der Gemeinde Thingeyjar. Der Vertrag für die Design- und Beratungsleistungen der zwei neuen Kraftwerke in Höhe von etwa 25 Mio. $ wird im Oktober mit den Ingenieurbüros Mannvit und Verkis unterzeichnet.

Ein Jahr später, im Juni 2012, schließt die Landsvirkjun einen Stromabnahmevertrag mit der Firma GMR Endurvinnslan ehf (Geothermal Metal Recycling, GMR), in dessen Rahmen sie  eine im Bau befindliche Stahl- und Schrottmetall-Recyclinganlage im Industriegebiet Grundartangi an der isländischen Südwestküste, die Anfang 2013 in Betrieb gehen soll, für einen Zeitraum von sieben Jahren mit bis zu 10 MW Geothermie-Strom beliefern wird.

Meldungen vom August 2012 zufolge evaluiert die Landsvirkjun zu diesem Zeitpunkt 20 potentielle Stromerzeugungsprojekte in Island, unter denen sich neun geothermische Projekte mit einer Gesamtkapazität von bis zu 625 MW befinden.

Die Projekte Bjarnarflag und Theistareykir werden durch Ausschreibungen für bis zu drei Hochtemperatur-Geothermiebohrungen bei Theistareykir fortgesetzt. Das einzige Angebot im September 2012 stammt von der Firma Iceland Drilling, die seit etwa drei Jahren fast nur noch Operationen außerhalb von Island durchgeführt hat, darunter in Neuseeland, in Dänemark und in der Karibik. Die Rückkehr auf den Heimatmarkt ist für das Unternehmen daher sehr wichtig.

Die nächste Meldung stammt vom März 2014 und besagt, daß die Landsvirkjun noch immer die Ausschreibung für den Bau der Geothermieanlage Theistareykir vorbereitet, die inzwischen eine Priorität darstellt, nachdem sich gezeigt hat, daß die Dampfleistung der gebohrten Bohrungen einer Leistung von 50 MW entspricht. Im vergangenen Jahr hat das Unternehmen an Infrastrukturelementen für das Projekt gearbeitet, wie die Vorbereitung von Straßen und Stromanschlüssen vor Ort.

Zeitgleich unterzeichnet die Landsvirkjun einen langfristigen 35 MW Stromliefervertrag mit der Firma United Silicon hf für eine entstehende Produktionsanlage für metallurgisches Silizium in Helguvik, der ausschließlich durch Strom aus den Geothermie- und Wasserkraftanlagen der Landsvirkjun erfüllt werden soll.

Im April 2014 erhält Landsvirkjun eine 60-jährige Betriebserlaubnis für das geplante Geothermieprojekt in Thistareykir. Gleichzeitig erteilt die National Energy Authority eine Nutzungsgenehmigung für Grundwasser und Erdwärme.

Wie Lokalzeitungen im Januar 2015 berichten, erschien in einem 400 m tiefen Entwässerungsloch, das einige Tage vor Weihnachten im geothermischen Gebiet Thistareykir gebohrt wurde, unerwartet ein neuer, 50 – 100 m hoher und etwa 200°C heißer Dampfgeysir. Er scheint jedoch keinen negativen Einfluß auf den Fortgang der Arbeiten zu haben.

Im Februar 2015 wird mit einem Konsortium der Fuji Electric und der Balcke-Dürr GmbH ein rund 42 Mio. $ schwerer Vertrag über den Kauf und Installation der ersten 45 MW Stromerzeugungsanlage und weiteren Ausrüstungen unterzeichnet. Zudem besteht die Option einer weiteren 45 MW Erzeugungseinheit für die 2. Phase des Projekts.

Im April vereinbart Landsvirkjun einen neuen Stromliefervertrag mit einer Silizium-Fabrik über eine Kapazität von bis zu 58 MW, die teilweise aus dem geplanten geothermischen Kraftwerk Theistareykir kommen sollen. Gleichzeitig beginnt der Bau des Kraftwerks, das die kommerzielle Stromerzeugung im Oktober 2017 aufnehmen soll – was später aber auf das zweite Quartal 2018 verschoben wird.

Die Europäische Investitionsbank (EIB) genehmigt dem Projekt im Dezember 2015 einen Kredit in Höhe von 125 Mio. €, während die Japan Bank for International Cooperation (JBIC) ein Export-Darlehen in Höhe von 34 Mio. $ stellt. Andere japanische und internationale Banken kofinanzierten einen gleich hohen Betrag und bieten zusätzliche Kredite bis 200 Mio. $.

Im Februar 2016 wird mit dem Bohrspezialisten Iceland Drilling ein Vertrag über bis zu zehn Bohrlöcher unterzeichnet, im Juni mit der Nordic Investment Bank (NIB) der nächste Kreditvertrag über 50 Mio. $ unterzeichnet, im September legt Islands neuer Präsident Guðni Thorlacius Jóhannesson den Grundstein für das Kraftwerk Thistareykir, und im Dezember kommen die Turbine, der Generator und andere Gerätschaften am Standort an. Mit einem Gesamtgewicht von ca. 220 t ist es der bislang schwerste Gütertransport auf einer Landstraße in Island.

Nachdem in den Jahren 2016 und 2017 insgesamt zehn Produktionsbrunnen gebohrt worden sind, geht die erste Einheit des Kraftwerks Ende September 2017 in die Erprobungsphase und kann schon Anfang Oktober mit ihrer Vollast von 45 MW ans Netz angeschlossen werden. Die bereits installierte zweite Einheit soll Anfang nächsten Jahres weitere 45 MW hinzufügen.

Zur weiteren Finanzierung des Geothermieprojekts Theistareykir sowie eines zusätzlichen Wasserkraftprojekts gibt Landsvirkjun im März 2018 grüne Anleihen im Umfang von 200 Mio. $ aus.

Anfang November 2010 findet in Reykjavík die erste Iceland Geothermal Conference (IGC) statt. Die Folgeveranstaltungen sind dann im März 2013 die 2. IGC und im April 2016 die 3. IGC.

Dem Stand von Ende 2010 zufolge sind in Island fünf große geothermale Kraftwerke in Betrieb, die etwa 25 % des Bedarfs an Elektroenergie decken: Nesjavellir (120 MW, betrieben von Reykjavík Energy/ON Power), Reykjanes (100 MW, HS Orka), Hellisheiði (303 MW, Reykjavík Energy/ON Power), Krafla (60 MW, Landsvirkjun) und Svartsengi (46,5 MW, HS Orka). Mit Erdwärme und Wasserkraft zusammen deckt Island sogar 100 % seines Strombedarfs aus erneuerbaren Quellen.

Außerdem liefert die Geothermie Wärme für die Beheizung und das Warmwasser von ca. 90 % aller isländischen Haushalte, sowie um 135 öffentliche Schwimmbäder zu beheizen, von denen die meisten das ganze Jahr über im Freien liegen. Hinzu kommen noch die zwei älteren, kleinen Geothermieanlagen: das im Jahr 1969 in Betrieb genommene Kraftwerk Bjarnarflag mit einer installierten Leistung von 3,2 MW, sowie das Kraftwerk Húsavík, das mit einer Nennleistung von 2,1 MW im Jahr 2000 ans Netz ging (s.o.).

Im Juni 2011 findet die Auftaktveranstaltung des isländischen Geothermal Industry Cluster statt, einem gemeinsamen Projekt von mehr als 40 in dieser Industrie arbeitenden Unternehmen, Finanzakteuren sowie staatlichen und akademischen Einrichtungen, das im November letzten Jahres erstmals vorgestellt worden war. Der Cluster soll die Zusammenarbeit zwischen Unternehmen verbessern und gleichzeitig den Wettbewerb fördern. Die offizielle Gründung der gemeinnützigen Organisation erfolgt dann im Februar 2013.

Ein Jahr später, im Juni 2012, unterzeichnen Island und das Vereinigte Königreich die Absichtserklärung über eine Kooperationsabkommen bei der Erschließung tiefer geothermischer Ressourcen in England sowie bei einer möglichen Verbindung zwischen den Ländern zur Stromübertragung. Mit einer geplanten Länge von 1.000 – 1.500 km wäre es die längste Stromverbindungsleitung der Welt und würde bis zu 1.200 m unter der Meeresoberfläche verlegt sein.

Die Gespräche zwischen den beiden Regierungen gehen im November 2012 weiter, insbesondere was die Verlegung eines Meeresbodenkabels anbelangt, damit Großbritannien grünen Strom aus den Geothermie- und Wasserkraftwerken Islands importieren kann. Das sogenannte Icelink-Kabel, das die beträchtliche Investition von 6,2 – 6,7 Mrd. $ erfordern würde, könnte bei einer schnellen Umsetzung bereits 2023 etwa 1.200 MW Strom liefern (andere Quellen: 1.400 MW). Das Stromabsatzvolumen wird auf rund 1,4 Mrd. $ pro Jahr geschätzt.

In einer aktuellen Entscheidung empfiehlt der Ausschuß für Industrieangelegenheiten des isländischen Parlaments die Durchführung weiterer Analysen, um das Projekt so schnell wie möglich zu starten. Was anscheinend aber nicht viel bringt, denn im Oktober 2015 gründen der britische Premier und der isländische Premierminister die UK-Iceland Energy Task Force, um die Machbarkeit der Verbindungsleitung zwischen den beiden Ländern zu ermitteln. Die Einsatzgruppe soll im Frühjahr 2016 über die Ergebnisse berichten.

Im November 2016 meldet die Presse, daß die die Pläne für die Stromverbindungsleitung weiter verfolgt werden, auch wenn die Brexit-Entscheidung den Fortschritt des Projekts wahrscheinlich verzögern wird.

Im November 2012 kündigt Island seine Teilnahme an dem umfassenden Global Geothermal Development Plan der Weltbank in Höhe von 500 Mio. $ an, der Finanzmittel für Machbarkeitsbewertungen und Testbohrungen für Geothermieprojekte bereitstellen wird. Die Zusammenarbeit zwischen Island und der Weltbank ist die bisher größte Initiative zur Förderung der Nutzung von Geothermie in Entwicklungsländern, und Island wird zum Schlüsselpartner der Bank in diesem Bereich. Primäres Ziel ist es, die geothermische Nutzung in dreizehn Staaten des Great Rift Valley in Ostafrika voranzutreiben.

Bei dieser Gelegenheit wird zudem eine Vereinbarung zwischen dem Nordischen Entwicklungsfonds (NDF) und Island über die Kofinanzierung der ersten Phase des Projekts unterzeichnet, dem zufolge die isländische Regierung und der Fonds während eines Zeitraums von fünf Jahren jeweils 5 Mio. € für das Projekt bereitstellen werden. Der NDF hat sich dabei mit Island und der Weltbank zusammengeschlossen, um einen Beitrag zur Primärexploration und -forschung zu leisten. Federführende Agentur für diese Komponente ist die isländische internationale Entwicklungsagentur (ICEIDA).

Im Oktober 2013 unterzeichnet die RARIK Turkison Enerji (RTE), ein isländisches Joint-Venture aus der Firma EFLA Consulting Engineers und der RARIK Energy Development (RED), einer Tochter der staatlichen Elektrizitätsgesellschaft RARIK, mit der türkischen Gruppe Zorlu Enerji eine Vereinbarung über die Entwicklung des Geothermieprojekts Mount Nemrut in der Türkei mit einem thermischen Potential von bis zu 150 MW.

Das Joint-Venture hatte in den letzten Jahren (seit 2007 ?) Erkundungen in den geothermischen Regionen der Türkei durchgeführt. Mit der Beteiligung von Zorlu Enerji an dem Projekt sollen nun weitere Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten vor Ort durchgeführt werden, wofür die Parteien die sich im gemeinsamen Besitz befindliche Memrut Jeotermal Elektrik gründen.

Ab dem April 2015 kooperiert die EFLA bei der Entwicklung von Geothermieprojekten in der Türkei auch mit der in Istanbul ansässigen unabhängigen Investmentgesellschaft Crescent Capital.

Ebenfalls im Oktober 2013 berichtet die Fachpresse, daß das niederländische Unternehmen EsBro plant, in der Nähe von Grindavík auf der Halbinsel Reykjanes einen großen Gewächshausbetrieb für die Produktion von jährlich rund 13.500 Tonnen Bio-Tomaten für den britischen Markt zu gründen.

Angesichts der Verfügbarkeit von Geothermie-Strom und -Wärme könnte der Betrieb, dessen Projektkosten auf 42 – 54 Mio. $ geschätzt werden, in Island einen Marktvorteil erlangen.

Daten, die auf der Jahrestagung der isländischen Nationalen Energiebehörde (Orkustofnun) im April 2014 veröffentlicht werden, zeigen, daß Island durch den Einsatz von Erdwärme im Vergleich zur Beheizung mit Öl inzwischen jährlich etwa 1 Mrd. $ spart. Nachdem um 1970 herum mehr als die Hälfte der Bevölkerung Öl für Heizzwecke verbrauchte, sind es jetzt nicht einmal mehr ein Prozent.

Die kumulierten Einsparungen von 1914 bis 2012 belaufen sich demnach auf 21 Mrd. $, womit mehr als ausreichend belegt ist, daß sich die langfristige Vision der Politiker in den 1950er Jahren und die Entwicklung der für die Fernwärme vorgesehenen Ressourcen für das Land enorm bezahlt gemacht haben.

Da es aber immer noch etwa 25 kleine Gemeinden gibt, die diesen Luxus nicht haben, wird im April 2016 über die ersten positiven Anzeichen für eine neue Bohrkampagne zugunsten der Gemeinde Höfn im Osten berichtet, für die nun Hoffnung besteht, ebenfalls bald ein geothermisches Heizsystem zu bekommen. Unter Leitung der RARIK und auf der Grundlage einiger Studien des isländischen GeoSurvey (ÍSOR) hatte man bereits im Februar damit begonnen, etwa 1.100 m tiefe Bohrungen abzuteufen, wo die Temperatur im Bohrlochboden 80°C beträgt.

Im Vergleich dazu ist die Hauptstadt Reykjavik mit Geothermie so gesegnet, daß sie gute Chancen hat, ihren ehrgeizigen klimapolitischen Aktionsplan auch verwirklichen zu können, bis 2040 vollständig klimaneutral zu werden, wie es der Stadtrat im diesem Jahr beschlossen hat. Schon heute wird der gesamte Strom mit Wasserkraft erzeugt und die Häuser werden geothermisch beheizt, ebenso wie teilweise sogar die Straßen.

Allerdings wird der größte Teil des Transports in Island noch immer mittels fossiler Brennstoffe angetrieben. Da frühere Bemühungen um eine wasserstoffbasierte Gesellschaft nicht zustande kamen, könnten in absehbarer Zukunft Elektroautos, die von den Wasser- und Geothermiekraftwerken des Landes mit Strom versorgt werden, dies ändern.

Im Oktober 2014 berichten die Blogs, daß die Geothermie in Island einer ganz bestimmten Branche einen unkonventionellen Vorteil verschafft, nämlich dem sogenannten Bitcoin Mining. Das Land erlebt gerade eine beispiellose Migration von damit beschäftigten Unternehmen, die aufgrund der hier verfügbaren billigen und stabilen erneuerbaren Energie Kosten einsparen und ihre Anstrengungen im Rahmen dieses neuen technologischen Wettrüstens dadurch profitabel machen möchten.

Die Meldung wiederholt sich im Februar 2018, da der Energiebedarf in Island aufgrund des Bitcoin-Abbaus vor allem in den letzten Monaten gestiegen ist. Schätzungen zufolge werden bereits etwa 50 MW installierter Kapazität nur dafür benötigt, daß die leistungsfähigen Computer (und Grafikkarten) in Betrieb bleiben. Alleine nur in Keflavik, in der Nähe des internationalen Flughafens, gibt es schon drei Bitcoin-Farmen. Ein zweiter Grund, warum diese Computerfarmen nach Island kommen, ist das kühlere Klima, da dies die Kühlung der Maschinen billiger macht.

Derweil ist die Firma Iceland Drilling immer stärker im Ausland involviert. Im Februar 2015 wird eine Absichtserklärung mit der PT Indonesia (IDI) zur Entwicklung des Tangkuban Perahu Geothermieprojekts in West Java, Indonesien, unterzeichnet; im April sichert sich das Unternehme den Bohrvertrag für das Projekt Montelago in Oriental Mindoro auf den Philippinen; und im September folgt ein ähnlicher Vertrag mit der Polaris Infrastructure Inc. für Arbeiten an der Geothermieanlage San Jacinto-Tizate in Nicaragua.

Hier gibt es im Juni 2017 einen Folgevertrag zum Abteufen zusätzlicher Bohrungen. Weitere Bohraktivitäten verfolgt die Iceland Drilling beispielsweise 2016 in Montserrat, einem britischen Territorium in der Karibik, sowie 2018 in Neuseeland.

Im Juli 2015 vereinbaren die geothermischen Cluster von Island und Frankreich (GEODEEP) bei der Schaffung eines Rahmens für standardisierte Modell-Lizenzen zur Erkundung, Entwicklung und Realisierung geothermischer Energiequellen zu kooperieren. Unterzeichnet wird diese Vereinbarung passenderweise in der Blue Lagoon (s.o.).

Ein weiteres Kooperationsabkommen über Geothermie wird im November mit Vietnam unterschrieben, parallel zu einer Partnerschaft auf dem wissenschaftlichen Sektor zwischen der Universität Reykjavik und der National University of Vietnam, sowie zu einem Abkommen zwischen der isländischen Anwaltskanzlei BBA und den in Vietnam ansässigen Anwaltskanzleien Baker & McKenzie und BMVN International.

Das Abkommen beinhaltet die Arbeit an einer vergleichenden Studie über den geothermischen Regulierungsrahmen in Island und Vietnam zur Reform der Regulierung und Finanzierung in Vietnam.

Die schon mehrfach erwähnte Island GeoSurvey (ÍSOR) sichert sich im Januar 2016 EU-Zuschüsse in Höhe von 4 Mio. € für vier Forschungs- und Entwicklungsprojekte, an denen in den vier Jahren von 2016 bis 2019 gearbeitet werden soll. Die Teilnehmer kommen aus 31 Institutionen, Universitäten, Energie- und Forschungsorganisationen aus ganz Europa, wobei aus Island neben der ÍSOR auch noch die HS-Orka, die Landsvirkjun und die 2009 an der Universität von Island gegründete GEOthermal Research Group (GEORG) involviert sind.

Die vier Forschungsprojekte namens DEEPEGS, GEOWELL, SURE und CHPM2030 umfassen Verarbeitungstechniken wie Tiefbohren, Brunnenbau und Brunnenstimulation, die  Entwicklung innovativer Materialien, Methoden zur Nutzung der Erdwärme aus tiefen Quellen sowie eine kombinierte Wärme-, Strom- und Metallgewinnung.

In Verbindung mit einem Besuch des isländischen Außenministers in Indien im April 2016 bestätigen isländische Unternehmen ihr Interesse, zwei geothermische Projekte in Puga und Tattapani zu unterstützen. Zu mehr scheint es allerdings nicht zu kommen, und im Januar 2018 wird auch nicht mehr als der Willen zur Zusammenarbeit erneuert, als eine Vereinbarung zwischen der ÍSOR und dem Exzellenzzentrum für Geothermie (CEGE) in Ahmendabad unterzeichnet wird.

Im Mai 2016 beauftragt die KS Orka Renewables Pte Ltd. (KS ORKA) aus Singapur den isländischen Ingenieurkonzern Mannvit mit der kompletten Ingenieurleistung für das Geothermie-Kraft-Wärme-Kopplungs-Projekt Turawell in Ungarn, dessen Mehrheitsanteil die KS Orka vor kurzem übernommen hatte.

Im August 2016 wird berichtet, daß die Reykjavik Energy/ON zwei neue Projekte im Hengill-Gebiet plant, in der Nähe der Kraftwerke Nesjavellir und Hellisheiðir. Das Projekt Gráuhnúkur wäre eine 40 MW Anlage und das Projekt Meitillinn ein 50 MW Kraftwerk. Die HS Orka plant wiederum zwei Projekte mit jeweils 100 MW in Sandfell und Sveifluháls, beide in Krýsuvík, unweit der Kraftwerke Svartsengi und Reykjanes. Mehr ist darüber bislang nicht bekannt.

Interessant ist auch die Idee des isländischen Unternehmens William Grant & Sons, über die im September 2016 berichtet wird. Mit Gletscherwasser, Lavasteinen für die Filtration und geothermischer Energie für den Destillationsprozeß produziert die Firma seit zehn Jahren nämlich einen geothermischen Wodka. Das Getränk, das unter dem Label Reyka Vodka verkauft wird, hat bereits mehrere Auszeichnungen erhalten, darunter die 2011 Wodka Trophy.

Der Erfolg der oben erwähnten Blue Lagoon am Geothermiekraftwerk Svartsengi motiviert auch andere Orte. So wird im November 2016 gemeldet, daß in Efri-Reykir, in der Gemeinde Bláskógabyggð im Südwesten Islands, eine neue geothermische Lagune in Verbindung mit einer 100-Zimmer-Hotelanlage geplant ist.

Hier hatten lokale Bauern schon in den 1980er Jahren mit Bohrungen begonnen und waren in 700 m Tiefe auf 140°C warmes Wasser gestoßen. Das daraus entstandene Projekt liefert derzeit Wärmeenergie an über 500 Häuser in der Umgebung.

Die Firma Efri-Reykir Ltd. möchte mit einer Investition von rund 44 Mio. $ an diesem Standort eine 2.000 m² große geothermische Lagune nebst Hotelanlage errichten, von der sich sich einen großen Erfolg versprechen.

Ähnliche Pläne gibt es zwei Jahre später auch in Húsavík im Norden Islands, wo ein neues 500 m² großes geothermisches Naturbad eröffnet werden soll, dessen Besonderheit der Blick auf die Walbeobachtungsgebiete der Skjálfandi Bucht ist, während man sich im mineralreichen Wasser entspannt.

Ebenfalls im November 2016 ist erstmals etwas von dem Startup GeoSilica zu hören, das ein interessantes Beispiel dafür ist, wie Geothermie jenseits von Energie und Wärme genutzt werden kann.

Basierend auf der Doktorarbeit von Fida Abu Libdeh und ihrem Mitgründer Burkni Pálsson an der Universität von Island, in welcher die Verwendung von Kieselsäure aus geothermischer Sole für den menschlichen Verzehr zur Verbesserung der Gesundheit untersucht wird, hatte das 2012 gegründete Unternehmen Ende 2014 sein erstes Produkt namens geoSilica vorgestellt, ein flüssiges und hochreines Silica-Ergänzungsmittel aus 100 % natürlichem Siliziumdioxid.

Das Unternehmen produziert sein Produkt im geothermischen Kraftwerk Hellisheidi und  entwickelt daneben weitere Produkte, um seine Angebotspalette zu erweitern.

Der Stand bei den großen Geothermie-Kraftwerken im Jahr 2016 unterscheidet sich nicht von dem des Jahres 2010, außer daß  Svartsengi inzwischen 77 MW liefert.

Die erste Meldung im Jahr 2017 stammt vom Februar und besagt, daß sich die Island GeoSurvey (ÍSOR) am geothermischen Forschungsprojekt GEMEX beteiligt, einer Kooperation der EU und Mexikos, die sich mit EGS- und superheißen geothermischen Systemen (super-hot geothermal systems, SHGS) auf zwei Feldern in Mexiko beschäftigt. Das Projekt startete im Oktober letzten Jahres und umfaßt eine dreijährige Zusammenarbeit zwischen 24 Institutionen in Europa und 9 Institutionen in Mexiko. Geleitet wird es vom GeoForschungsZentrum in Potsdam, Deutschland.

Im April unterzeichnen der isländische und der mexikanische Geothermie-Cluster ein Kooperationsabkommen zur Geothermie, und im Mai erteilt das mexikanische Energieministerium der isländischen Reykjavik Geothermal sowie dem französischen Energiekonzern ENGIE drei Explorationsgenehmigungen.

In einer Studie der ÍSOR vom März 2017 wird auf das große ungenutzte Potential von Ressourcen mit mittlerem Enthalpiegehalt verwiesen, das neben den Hochtemperatur-Geothermie-Ressourcen für Kraftwerke und den Wärmequellen mit niedrigem Enthalpiegehalt für Heizzwecke u.a. besteht. Der Bericht beschreibt den Erfolg von 289 Produktionsbohrungen in 81 Bohrlochfeldern, die in den Jahren 1928 – 2014 in 38 Geothermiegebieten mit mittlerer Enthalpie abgeteuft wurden.

Da die Nachfrage nach Elektrizität inzwischen das Angebot übersteigt und das landesweite Übertragungssystem bis zur Toleranzgrenze belastet wird, sollte nach lokalen Lösungen und kleineren Optionen gesucht werden, die sowohl in der Geothermie als auch in der Wasserkraft verfügbar sind. So  könnten die genannten 38 Geothermie-Anlagen mit mittlerer Enthalpie, die heute nur teilweise für die Raumheizung genutzt werden, bis zu 70 MW zusätzlichen Strom produzieren.

Im April 2017 erhält die neue isländische Firma North Tech Energy ehf (NTE) von der Nationalen Energiebehörde zwei geothermische Forschungs- und Explorationslizenzen, um Geothermalfelder auf dem Meeresgrund rings um Island zu finden, die der Energiegewinnung dienen könnten, dort Probebohrungen zu unternehmen und den Wasserdampf zur Stromproduktion zu nutzen, falls die Ergebnisse positiv ausfallen.

Die über drei Jahre laufende Lizenzen werden für zwei Gebiete erteilt, eines dem Meeresrücken vor der Halbinsel Reykjanes im Südwesten Islands, und eines im Norden des Landes.

Im September 2017 unterzeichnen die isländische CP Energy Holding und der schwedische Anbieter von binären Kraftwerkstechnologien Climeon AB einen bedingten Auftrag im Wert von bis zu 30 Mio. € zur Lieferung von geothermischen Stromerzeugungskapazitäten von bis zu 15 MW in Form von 100 Climeon Heat Power Modulen in ganz Island. Die Kleinanlagen sollen auf 10 – 15 einzelne Standorte verteilt und über einen Zeitraum von 30 Monaten installiert werden.

Die Module erzeugen Elektrizität aus Niedertemperaturwärme und bestehen aus kompakten, flexiblen Einheiten mit 150 kW elektrischer Leistung, die keine Verbrauchsmaterialien enthalten und keine Verschmutzung erzeugen. Die Climeon AB sagt zu, die Finanzierung für die ersten sieben Module zu gewähren, die in der Phase 1 voraussichtlich im ersten Halbjahr 2018 ausgeliefert und installiert werden. Dies und den Betrieb wird das neu gegründete isländische Unternehmen Varmaorka übernehmen.

Im Januar 2018 wird gemeldet, daß sich die Gemeinde Flúðir im Bezirk Hrunamannahreppur und der örtliche Wärmeversorger mit der Firma Varmaorka über eine Kooperation zur Produktion von Niedertemperatur-Geothermie verständigt und neue Firma namens Flúdaorka gegründet haben, die plant, noch in diesem Sommer mit der Produktion von heißem Wasser in der Region zu beginnen und bis zu 600 kW Strom zu erzeugen, der in das Netz des Energieversorgers RARIK eingespeist wird.

Die Lieferung der ersten sieben Module, deren Finanzierung nun aber durch die Baseload Capital Sweden AB in Form einer Investition und eines Darlehens übernommen wird, beginnt im Februar.

Israel

Eine der weltweit ersten Geothermie-Firmen ist die 1965 in Yavne gegründete israelische Ormat Turbines Ltd. (später: Ormat Industries). Der Gründer Lucien Bronicki, der in den späten 1950er Jahren in einem staatlichen Physiklabor arbeitete, hatte dort zusammen mit Harry Zvi Tabor eine Turbine entwickelt, um Elektrizität aus einer Reihe von Energiequellen, einschließlich der Solarenergie, zu erzeugen. Das als Organic Rankine Cycle (ORC) bekannte Verfahren beinhaltet den Betriebs von Dampfturbinen mit einem anderen Arbeitsmedium als Wasserdampf, vor allem mit Isopentan und Isobutan.

Nachdem sich das Unternehmen, das Bronicki zusammen mit seiner Frau gegründet hatte, in den ersten Jahren ausschließlich auf die Herstellung von Stromerzeugungsanlagen konzentriert, erhöht die Energiekrise der 1970er Jahre das Interesse an effizienten Erzeugungstechnologien, woraufhin Ormat von der israelischen Regierung finanzielle Unterstützung erhält und Kapital von privaten Investoren sammelt, um 1982 eines der weltweit ersten solarbetriebenen Kraftwerke zu bauen.

Die experimentelle 5 MW Anlage nördlich des Toten Meeres nutzt zur Versorgung mit thermischer Energie die Solarteich-Technologie, d.h. einen großen, flüssigen Solarthermie-Kollektor mit integriertem Wärmespeicher. Mit einer Fläche von 210.000 m² handelt es sich um den größten Solarteich, der jemals zur Stromerzeugung gebaut wurde. Das Kraftwerk ist jedoch wirtschaftlich nicht lebensfähig und wird 1988 wieder aufgegeben.

Während der 1980er Jahre entwickelt die Ormat dann Erzeugungssysteme, welche zurückgewonnene Energie nutzen, d.h. Wärme, die während industrieller Prozesse emittiert wird. Diese Technologie wird nun auch zur Erzeugung von Strom aus geothermischen Quellen eingesetzt, wie es erstmals bei dem 2 MW Geothermiekraftwerk Wabuska in Nevada geschieht.

Im Jahr 1986 entwirft und liefert Ormat die geothermischen Systeme für das Kraftwerk Kawerau in Neuseeland. Es ist das erste von bislang 13 Kraftwerken, die Ormat dort baut. 1989 wird die geothermische Ausrüstung für das regionale Heizsystem von Suðurnes in Island, das 20.000 Menschen mit Wärme versorgt.

In den 1990er Jahren entscheidet sich das Unternehmen, neben der Lieferung  von Stromerzeugungsanlagen auch als Besitzer und Betreiber von Kraftwerken auf Grundlage erneuerbaren Energien zu agieren. Ab 1991 ist das Unternehmen als Ormat Industries Ltd. an der Börse von Tel Aviv notiert. 1994 wird die US-Tochtergesellschaft Ormat Technologies Inc. (ORA) mit Sitz in Reno, Nevada, gegründet, die alle Aktivitäten der Mutter übernimmt, weshalb diverse Entwicklungen in der Länderübersicht USA betrachtet werden (s.d.).

Die erste größere Entwicklung ist ab 1998 das Optimierungsprojekt des 50 MW Kraftwerks Leyte auf den Philippinen. Die Inbetriebnahme des Komplexes Olkaria III in Kenia mit 8 MW ist dann die erste Stufe einer inzwischen auf 140 MW erweiterten Anlage.

In den 2000er Jahren erwirbt die Ormat eine Reihe von Geothermie-Anlagen in den USA, und 2004 geht die ORA an die New Yorker Börse, was ihr 100 Mio. $ einbringt.

Dem Stand von 2008 zufolge setzt sich der Gesamtumsatz des Unternehmens zusammen aus 436 Mio. $ aus dem Verkauf von Strom aus Geothermie, sowie 226 Mio. $ aus dem Verkauf von Kraftwerken und Komponenten. Ormats Elektrizitätserzeugungskapazität beträgt zu diesem Zeitpunkt insgesamt 505 MW, davon 377 MW alleine in den USA.

In Israel selbst verfolgt Ormat bislang keine geothermischen Aktivitäten, besitzt aber in Yavne ein Werk, in welches im September 2009 ein Betrag von 10 Mio. $ investiert wird, um seine Produktionskapazität zu verdoppeln.

Um Schulden von bis zu 176 Mio. $ gegenüber der Bank Hapoalim bedienen zu können, plant die Familie Bronicki Juli 2011, beträchtliche Anteile der Muttergesellschaft Ormat Industries zu verkaufen. Im März 2012 wird dann bestätigt, daß die neu gegründete israelische FIMI ENRG Ltd. Partnership rund 11,7 % der Aktien der ORA erworben habe. Doch trotz eines gestiegenen Umsatzes macht die Firma im operativen Geschäft hohe Verluste.

2015 erwirbt die Ormat Technologies Inc. durch eine Aktienfusion ihre Muttergesellschaft Ormat Industries Ltd. Zu diesem Zeitpunkt besitzt und betreibt das Unternehmen geothermische Kraftwerke in Kalifornien, Nevada, auf Hawaii, in Guatemala, Kenia und Guadeloupe.

Im Dezember 2017 unterzeichnen die israelische und die US-Regierung eine Absichtserklärung über die Verbesserung des Zugangs zu Energie in Subsahara-Afrika durch innovative Partnerschaften zwischen Privatunternehmen, afrikanischen Regierungen und ausländischer Hilfe. Im Bereich der Geothermie wäre die Ormat eine der involvierten Firmen, obwohl diese in Israel selbst noch immer keine Aktivitäten in diesem Bereich zeigt.

Was die allgemeine Situation in Israel anbelangt, so wird die Erdwärme primär in Bädern, für Gewächshäuser und Aquakulturen genutzt. Eine Veröffentlichung von 2001 verweist darauf, daß der Großteil des Wassers für die Thermen und Spas aus stillgelegten Ölquellen stammt. In der Spalte des Toten Meeres und entlang der südlichen Küstenebene werden zudem einige flache Brunnen für Fischteiche und Gewächshäuser gebohrt.

Dem Stand von 2005 beträgt die direkte Verwendung in Israel für Gewächshäuser und die Bodenheizung etwa 27,6 MW thermisch, für die Fischzucht, die im Jordantal und bei Atlit und im Kibbuz Ma'agan Michael an der Mittelmeerküste stattfindet, 31,4 MW thermisch, und zum Schwimmen und Baden rund 23,4 MW thermisch, alles geschätzt.

Italien

In Europa sind es Italien und Island, die über die besten natürlichen Voraussetzungen für die Stromerzeugung aus Geothermie, weil es in diesen Ländern heiße Wasserquellen nahe der Erdoberfläche gibt. Im Fokus der Geothermie steht heute die Toskana, doch geeignete heiße Quellen gibt es auch in anderen Regionen in Mittel- und Süditalien, beispielsweise im Latium, in Kampanien und auf den Liparischen Inseln.

Die Nutzung der geothermischen Ressourcen zur direkten Anwendung stammt aus prähistorischen Zeiten und entwickelte sich dann intensiv während der römischen Antike (3. Jh v. Chr. bis 5. Jh n. Chr.). Danach nahm sie bis zum 12. Jh n. Chr. stark ab, um ab dem 13. Jahrhundert wieder zuzunehmen.

Im späten 18. Jahrhundert analysieren italienische Chemiker erstmals die heißen Flüssigkeiten aus dem Erdinnern und stellen darin das Vorhandensein vieler verschiedener Chemikalien fest. Mit der Herstellung von Borverbindungen aus geothermischem Quellen von 1850 bis 1920 erlebt die Nutzung der Geothermie einen neuen Höhepunkt.

Die Anwendung geothermischer Energie für die Stromerzeugung beginnt in Italien mit den Versuchen des Prinzen Piero Ginori Conti in dem toskanischen Dorf Larderello südlich von Florenz, wo die Nutzung heißer Quellen durch Etrusker und Römer bis 270 v. Chr. belegt ist – und wo Conti eine Chemiefabrik besitzt, die Borsäure aus geothermischem Dampf extrahiert. Der Adlige will beweisen, daß sich mit der unter der Erde gespeicherten Energie auch Strom erzeugen läßt.

Die erste Bohrung im ,Tal des Teufels’ erfolgt 1904, und Anfang Juli werden erstmals aus der Dampffontäne (Soffione) und einen Generator vier (o. fünf) Glühbirnen mit Elektrizität versorgt. Ansonsten wird die gewonnene Energie für eine Erdwärmeheizung genutzt. 1905 wird eine erste 25 kW (andere Quellen: 2 x 20 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 Larderello I, das eine elektrische Leistung von 250 kW besitzt, wird im Jahr 1913 in Betrieb genommen. Es wird mit trockenem Dampf betrieben, der aus einem korrosionsbeständigen Wärmeaustauscher gewonnen wird, welcher aus zwei Brunnen mit 200 – 250°C heißen geothermischen Flüssigkeiten gespeist wird. 1916 werden bereits 12 MW Strom erzeugt , der in die Städte Volterra, Siena, Livorno, Cecina und Florenz geht, wo er u.a. auch die Straßenbahn versorgt.

Im März 1931 wird ein besonders leistungsstarker Soffione 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. Die zur zusätzlichen Energiegewinnung gebohrten Brunnen machen ab 1937 die ersten Kühltürme notwendig.

Um diese Zeit 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. Und die Entwicklung geht kräftig weiter, was sich durch eine Besonderheit des Standorts erklären läßt: Der aus dem Erdinnern strömende Dampf ist oftmals trocken und sauber, was sonst nicht oft der Fall ist. Dazu schießt er mit 35 Atmosphären Druck und einer Austrittsgeschwindigkeit von 120 – 470 m/s aufwärts, und dies mit Temperaturen zwischen 140°C und 240°C.

Ein 1956 in Larderollo unter einem Kuppelzelt eingerichtetes Geothermische Museum dokumentiert die Entwicklung der Borgewinnung in der Vergangenheit und der Stromerzeugung heute. Aus der Region wird übrigens auch von einer mehr als 100 km langen Warmwasserleitung berichtet, die seit 1969 ununterbrochen in Betrieb ist und dank ihrer guten Isolation einen thermischen Wirkungsgrad von 98,5 % aufweist.

Bis 1958 ist Italien der weltweit einzige industrielle Erzeuger geothermischer Elektrizität. In den Jahren 1950 bis 2000 werden außerdem fast 325 MW thermisch zur direkten Nutzungen installiert, wobei Bäder und die Thermalbalneologie die wichtigsten Anwendungen sind.

Die Priorität liegt allerdings weiter bei der Stromerzeugung: In Larderello, Travale und am Monte Amiata werden 1973 fast 390 MW produziert, 1975 sind es bereits 417 MW, und Mitte der 1980er sogar schon 455 MW, was etwa 1,5 % der insgesamt in Italien produzierten Elektrizität entspricht. In Italien fahren inzwischen fast alle Staatsbahnen mit geothermisch erzeugter Elektrizität. Nach 2000 beginnen auch andere direkte Anwendungen, insbesondere Erdwärmepumpen, zu wachsen.

Im Jahr 2006 liegt der Anteil der Erneuerbaren Energien bei der Primärenergiegewinnung in Italien bei 7 %, wobei der Anteil der Geothermie 0,6 % beträgt. Installiert sind zu diesem Zeitpunkt 810 MW elektrisch und 650 MW thermisch. Dem Stand von 2007 nach gibt es 32 stromproduzierende Anlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 810 MW, davon alleine im Feld Larderello von ca. 550 MW. Sie werden seit 1962 von dem Energiekonzern Enel SpA betrieben, dem größten Stromversorger des Landes.

Dieser ist auch im Ausland sehr aktiv – und taucht daher in diversen der vorliegenden Länderübersichten auf. Im Dezember 2008 gründet der Konzern die Enel Green Power SpA (EGP) als neues Unternehmen, das nun alle Aktivitäten von Enel in den Bereichen Wind, Solarenergie, Geothermie, Laufwasserkraft und Biomasse in Europa, Nordamerika sowie Mittel- und Südamerika umfaßt.

Das Unternehmen verfügt damit über eine installierte Leistung von rund 4.300 MW, davon 678 MW Geothermie, die sich auf 671 MW in Italien und 7 MW in Nordamerika aufteilen. Durch den Verkauf einer Minderheitsbeteiligung von 20 – 30 % an der Enel Green Power versucht der Mutterkonzern zudem rund 2,8 Mrd. € zu beschaffen, um seine aktuellen Schulden zu reduzieren.

Im Laufe der Folgejahre tritt die EGP immer häufiger bei internationalen Projekten in Erscheinung. Im November 2009 wird z.B. angekündigt, in den nächsten vier Jahren 240 Mio. $ in die Entwicklung der Geothermie im energiearmen Chile zu investieren, wo die Enel den lokalen Stromerzeuger Endesa END.SN und den regionalen Energiekonzern Enersis ENE.SN (ENI.N) besitzt. Hier wird zusammen mit dem Mineralölunternehmen ENAP ab dem Juli 2015 an der ersten Geothermie-Anlage des Landes gearbeitet: Cerro Pabellon mit  50 MW soll bereits Ende 2016 betriebsbereit sein.

Im Dezember 2009 geht in Larderello das Kraftwerk Nuova Lagon Rossi der EGP mit 12 MW Leistung ans Netz. Gemeinsam mit der ebenfalls neuen 20 MW Anlage Sasso 2 bei Sasso Pisano erreicht die EGP in der Toskana eine geothermisch erzeugte Leistung von 842 MW. Das letztgenannte Kraftwerk wird übrigens ab 2011 neu gestaltet, mit dem Ziel, den Schutz der natürlichen Landschaft mit der industriellen Produktion erneuerbarer Energie zu verbinden. Das daraus entstehende touristische Zentrum zieht 2016 gut 60.000 Besucher an.

Die EGP unterzeichnet im März 2010 einen Vertrag mit der Firma ViaLogy plc zur Nutzung derer QuantumRD-Technologie, eine spezielle Sensortechnologie, die in der Ölindustrie eingesetzt wird, um durch die Verstärkung seismischer Datenbilder Öl- und Gaslagerstätten zu finden und zu bestimmen. Es besteht die Hoffnung, daß diese Technologie dazu beitragen könnte, die Bohrrisiken und Kosten für Geothermieprojekte zu reduzieren. Außerdem erhöht die EGP ihre Anteile an der in Kalifornien beheimateten Firma um 10 %.

Ebenfalls im März 2010 startet die Enel SpA mit den Vorbereitungen für den Börsengang ihrer Tochter EGP. Der Verkauf von 49 % des Unternehmens könnte der Enel schätzungsweise 4 Mrd. € einbringen. Der Versorger verkauft gegenwärtig Vermögenswerte, um seine Verschuldung von 51 Mrd. € auf 45 Mrd. € zu reduzieren. Der Antrag bei der italienischen Börse auf den Börsengang wird im Oktober gestellt, wobei die Enel allerdings ihre Preisvorstellungen reduziert. Statt je Anteilsschein 1,90 – 2,40 € gibt das Unternehmen den Bietern nun eine Preisspanne von 1,80 – 2,10 € vor.

Im April 2010 erhält die EGP, die in den USA zwei Geothermiekraftwerke betreibt, mehr als 60 Mio. $ aus dem US-Konjunkturprogramm um neue Arbeitsplätze zu schaffen und die Entwicklung sauberer, erneuerbarer heimischer Energie zu fördern.

Die Leistung des geothermischen Kraftwerks Radicondoli 2 der EGP in Siena wird im November 2010 um 20 MW auf eine Gesamtkapazität von 60 MW erhöht. Die bestehende Anlage Nuova Radicondoli war 2002 in Betrieb gegangen, während das neue Werk in knapp 12 Monaten nach Erhalt der Genehmigung im vergangenen Juli gebaut wurde.

Im Januar 2011 ist zu erfahren, daß sich die EGP nun auch auf dem Geothermie-Sektor in der Türkei engagieren will. Zusammen mit der türkischen Uzen Group soll zu diesem Zweck ein eigenes Unternehmen gründen, das 142 Lizenzen für geothermische Bohrungen im Westen der Türkei halten wird.

Angesichts der stagnierenden Energienachfrage und der weiterhin unklaren regulatorischen Rahmenbedingungen auf dem Heimatmarkt Italien kündigt die EGP im Mai 2012 an, daß sie Investitionen von rund 6 Mrd. € bis 2016 plant, um sich stärker auf den aufstrebenden Märkten in Lateinamerika und Nordamerika zu positionieren und die gesamte Stromerzeugungskapazität von 7.100 MW (Ende 2011) auf 11.400 MW zu erhöhen. Alleine in den Bau der geothermischen Projekte in Cove Fort, Utah, sollen 126 Mio. $ fließen.

Ebenfalls im Mai 2012 erteilt die EGP der italienischen Firma EXERGY SpA (s.u.) den Auftrag für die erste 1 MW ORC-Radialströmungsturbine als Kernkomponente eines binären Geothermiekraftwerks in Bagnore am Monte Amiata.

Im Juni 2012 nimmt die EGP ihr erneuertes 17 MW Geothermiekraftwerk Rancia II in Betrieb, das im Rahmen eines 500 Mio. € Plans zur Weiterentwicklung von Geothermieprojekten in Italien saniert wurde. Sie ist nun effizienter und weniger umweltbelastend, da die Schwefelwasserstoffemissionen reduziert wurden. Über den Plan wird auch vier Jahre später noch als Plan gesprochen (s.u.).

Gleichzeitig werden Fortschritte bei den Geothermieprojekten Rancia I und Le Prata in den Städten Radicondoli (Siena) und Castelnuovo Val di Cecina (Pisa) gemeldet. Als nächstes soll nun mit der Sanierung von drei Geothermieanlagen in der Gemeinde Piancastagnaio (Siena) mit einer Gesamtkapazität von 100 MW begonnen werden, wofür das Unternehmen bis November 2013 eine Summe von 90 Mio. € investiert.

Im März 2013 beginnt die EGP mit der Arbeit an dem 40 MW Kraftwerk Bagnore IV in den toskanischen Gemeinden Santa Fiora und Arcidosso, Provinz Grosseto, dessen Kosten auf rund 120 Mio. € geschätzt werden. Die neue Anlage, die sich perfekt in die Umgebung einfügt, wird in die seit 1998 bestehende 20 MW Anlage Bagnore III integriert und soll Ende 2014 in Betrieb gehen. Kraftwerke dieses Namens mit den Nummern I und II scheint es aber nicht zu geben.

Als Erweiterung des Kraftwerks Bagnore III wird im Juni 2013 das erste geothermische binäre Kraftwerk in Italien installiert (Gruppo Binario Bagnore3), was zu einer Steigerung der installierten Leistung dieser Gruppe um 1 MW führt. Die Radialzentrifugalturbine stammt von der Firma EXERGY SpA (s.u.).

Ein Jahrhundert nach dem Betriebsstart des ersten Geothermie-Kraftwerks in Italien weiht die EGP Ende September 2013 das neue Museum of Geothermal Energy in Pomarance ein. Das Museum, das sich in neu renovierten und mit High-Tech und Multimedia-Angeboten ausgestatteten Räumlichkeiten befindet, steht im Enel Green Power Village in Larderello, das als die Welthauptstadt der Geothermie gilt.

In zehn Räumen wird ein historischer Überblick über die Erdwärme und ihre Nutzung in der chemischen Industrie und bei der Strom- und Wärmeerzeugung vermittelt. Unter anderem sollen die Ausstellungen den Besuchern die etruskischen und römischen Thermalwasserquellen, die Entdeckung der Borsäure sowie verschiedene Bohrtechniken näher bringen. Darüber hinaus ist eine virtuelle 3D-Reise zum Mittelpunkt der Erde möglich.

Das Museum soll das ganze Jahr über geöffnet sein und eintrittsfrei besucht werden – und zum Herzstück des Tourismusgeschäfts werden, das sich aus den vielfältigen geothermischen Naturereignissen vor Ort speist. Jedes Jahr locken diese Attraktionen etwa 50.000 Touristen in den toskanischen Ort.

Im Juli 2014 ist zu erfahren, daß die Brauerei Vapori di Birra in Sasso Pisano neuerdings drei Craft-Biere herstellt, indem sie dazu als erste Brauerei Italiens den Dampfs der Geothermie-Anlage der EGP im nahe gelegenen Larderello nutzt, weshalb die Biere auch die Namen Magma (Double Malt), Geyser (Pale Ale) und Sulfurea (Weißbier) tragen. Die Idee dazu war bereits 2011 aufgekommen und ist im letzten Jahr von der Brauerei in die Praxis umgesetzt worden. Doch auch andere Branchen nutzen inzwischen die Erwärme für ihre Produkte.

Dank der Geothermie der EGP ist in den kleinen Städten der toskanischen Hügellandschaft eine große Auswahl an Produkten entstanden. Eine Reihe von landwirtschaftlichen Betrieben in Monterotondo Marittimo verwenden Dampf aus den EGP-Anlagen für die Produktion von in der Grube gereiften Käsesorten, genau wie es die Schweinefabriken aus Cinta Senese für die Alterung ihrer Wurst tun. Parvus Flos, eine Genossenschaft in Radicondoli bei Siena, produziert wiederum jedes Jahr mehr als 12 Tonnen organisches Basilikum, das in 20.000 m² Gewächshäusern angebaut wird, die mit Dampf aus EGP-Anlagen beheizt werden.

Enel und das Instituto de Investigaciones Eléctricas, die mexikanische Forschungsstelle für Elektrizität, unterzeichnen im Januar 2014 ein Kooperationsabkommen für eine engere Zusammenarbeit bei Smart Grids und im Bereich der Geothermie. Enel ist in Mexiko durch die EGP bislang hauptsächlich im Bereich Wasserkraft und Wind aktiv. Bisher ist aber nichts über irgendwelche Umsetzungen bekannt.

Im November 2014 wird im toskanischen Dorf Montieri in der Provinz Grosetto ein neues geothermisches Fernheizungssystem in Betrieb genommen. Der Aufbau geschieht im Rahmen des 2010 gestarteten und mit 11 Mio. € ausgestatteten europäischen Projekts Geothermal Communities (GeoCom), bei dem drei Demonstrationsstandorte in ganz Europa die direkte Anwendung von Erdwärme sichtbar machen sollen. Die anderen beiden Standorte sind Galanta in der Slowakei und Mórahalom in Ungarn.

Der Standort Montieri umfaßt neben dem geothermischen Fernwärmenetz auch die Verbesserung der Energieeffizienz öffentlicher Gebäude, die Installation von 8,5 kW Solar-PV-Modulen und LED-Globen für die öffentliche Straßenbeleuchtung sowie 42,5 m² Sonnenkollektoren zur Bereitstellung von Raumheizung und Warmwasser für jene Haushalte, die nicht an das Fernwärmenetz angeschlossen werden können.

Den Dampf für das Fernwärmenetz, der mit 50 – 60 Tonnen pro Stunde fließt, liefert die Hochenthalpiequelle Montieri IV der EGP mit einer Temperatur von 200 – 215°C und einem Druck von 15 – 20 Bar. Das System versorgt insgesamt 425 Objekte, zu beheizendes Gesamtvolumen von etwa 111.000 m³ darstellen. Der Sekundärkreislauf beliefert die Haushalte mit Wasser bei 80 – 90°C. Dis Ende Dezember können die Bewohner ihre Häuser kostenlos heizen.

Im November 2014 gibt die EGP bekannt, daß sie für gut 15 Mio. € eine 5 MW Biomasseanlage bauen werde, um die Leistung der 13 MW Geothermieanlage Cornia II in Castelnuovo Val di Cecina auszubauen. Es soll die weltweit erste Hybridanlage werden, die frische Biomasse (Waldholz) aus einem Umkreis von 70 km nutzt, um geothermischen Dampf von einer Anfangstemperatur zwischen 150°C und 160°C auf 370°C bis 380°C aufzuheizen und damit die Energieeffizienz und Leistung des Geothermiezyklus zu steigern. Ans Netz geht die Erweiterung im Juli 2015.

Dieses Projekt ist die zweite globale Premiere die EGP, nachdem diese im Mai 2012 in ihrem Stillwater-Komplex in der Nähe von Fallon, Nevada, das erste Solar-Geothermie-Hybridprojekt in Betrieb nahm. Dort war für 70 Mio. $ eine 26 MW Solarfarm gebaut worden, um die bestehende 33 MW Geothermieanlage mit mittleren Enthalpien und binärem Zyklus zu ergänzen. Dabei wird der Energiebedarf der elektrischen Tauchpumpen in den Brunnen teilweise durch die 81.000 polykristallinen PV-Module gedeckt.

Die EGP hatte zudem im August Pläne angekündigt, in Stillwater auch noch ein 2 MW CSP-Parabolrinnen-Solarfeld zu errichten. Um die Kombination von Geothermie und CSP-Systemen zu modellieren und simulierte Ergebnisse mit realen Daten aus der Stillwater-Anlage zu validieren, unterzeichnet die EGP eine Forschungs- und Entwicklungsvereinbarung mit dem National Renewable Energy Laboratory (NREL) und dem Idaho National Laboratory (INL) unter der Aufsicht des Geothermal Technologies Office (GTO) des US-Energieministeriums.

Im Dezember 2014 wird das Kraftwerk Bagnore IV an das Stromnetz angeschlossen, das aus zwei Turbinen mit einer installierten Gesamtleistung von 40 MW besteht. Der Bau der neuen Anlage kostete rund 120 Mio. €, die teilweise aus Mitteln der Europäischen Investitionsbank (EIB) finanziert wurden. Die offizielle Einweihung erfolgt im August 2016.

Im Mai 2015 startet das durch die EGP koordinierte Forschungsprojekt DESCRAMBLE (Drilling in dEep, Super-CRitical AMBient of continentaL Europe), das versucht bahnbrechende Technologien zu entwickeln, die das Anzapfen von superkritischem Wasser ermöglichen. Das zur Hälfte von der EU finanzierte 15,6 Mio. € mit den beteiligten Ländern Italien, Deutschland und Norwegen will letztlich Techniken bereitstellen, die es Europa ermöglichen könnten, Geothermie effizienter und an mehr Standorten zu nutzen, als dies derzeit der Fall ist.

Bis zum Ende des Projekts im Mai 2018 planen die DESCRAMBLE-Forscher die experimentellen Technologien an einer geothermischen Quelle im Gebiet von Larderello zu testen. Dabei soll versucht werden, den bereits in eine Tiefe von 2.200 m gebohrten Brunnen Venelle II weiter auf 3.000 – 3.500 m abzuteufen. Das Team möchte zeigen, daß geothermische Anlagen mit Wasser betrieben werden können, das mit nie zuvor erreichten Druck- und Wärmemengen extrahiert wurde. Überkritisches Wasser enthält bis zu 10 mal mehr Energie als Wasser oder Dampf.

Der aktuelle Stand des Projekts Ende 2017 besagt, daß das detaillierte Bohrungsdesign und die Beschaffung des benötigten Materials abgeschlossen sind. Die Bohrung selbst scheint auch schon begonnen zu haben, denn es wird von einer Temperatur von 386°C in 2.467 m Tiefe berichtet.

Bei einem Staatsbesuch in Chile im Oktober 2015 legt der italienische Premierminister Matteo Renzi den Grundstein für das EGP-Geothermieprojekt Cerro Pabellón in Ollagüe (s.d.). Im Vorgriff auf die Chronologie soll erwähnt werden, daß EGP im Januar 2018 Details über das zwischenzeitlich hier entstandene und im Mai 2017 offiziell eingeweihte Hybridsystem mitteilt, das eine 125 kW Photovoltaikanlage, eine 132 kWh Lithium-Ionen-Batterie und einen 450 kWh Wasserstoffspeicher in das geothermischen Kraftwerk integriert, um das Basislager der Anlage rund um die Uhr mit sauberer Energie zu versorgen.

Im Januar 2016 meldet die EGP, daß sie mittels Investitionen von mehr als 100 Mio. € die Installation von AMIS-Systemen zur Reduzierung von Quecksilber- und Schwefelwasserstoffemissionen (H₂S) in allen Geothermie-Anlagen in der Toskana abgeschlossen habe, was die Menge der natürlichen Gase und Metalle, die mit dem geothermischem Dampf verbunden sind, praktisch auf Null setzt. Die inzwischen 37 Geothermie-Kraftwerke der EGP decken derweil knapp ein Drittel des Stromverbrauchs der Region ab.

AMIS ist ein von Aldo Baldacci, damals Manager der Enel-Gruppe, entworfenes und patentiertes System, das speziell entwickelt wurde, um den typischen Geruch von geothermischen Anlagen auf ein Minimum zu reduzieren, um die Lebensqualität der Menschen in der Nähe der Kraftwerke zu verbessern, auch wenn der Geruch keine Bedrohung für die menschliche Gesundheit darstellt.

Bei der Investition handelt es sich um einen Teil des o.e. 500 Mio. € Plans, um die Effizienz und die Umweltverträglichkeit der geothermischen Anlagen in der Toskana zu verbessern. Inzwischen wird in diesem Rahmen aber schon von 600 Mio. € geredet, die bis 2022 in den Ausbau der Geothermie fließen sollen.

Es ist allerdings fraglich, ob AMIS tatsächlich so effektiv ist, wie behauptet, denn im September 2017 ist die EGP erneut auf der Suche nach Lösungen zur Maximierung der H₂S-Reduzierung und gleichzeitig zur Reduzierung der Betriebskosten, die durch den Bedarf an Chemikalien entstehen. Dem Gewinner wird eine Belohnung von 17.800 $ versprochen.

Ebenfalls im Januar 2016 übernimmt die EGP die Mehrheit an der Gesellschaft Erdwärme Oberland GmbH, die in Weilheim in der Nähe von Münchens das größte Erdwärmekraftwerk in Deutschland errichten will. Für die EGP, die im März mit den Bohrungen beginnen will, ist dies das erste Projekt in Deutschland. Geht alles gut, werden hier in zwei Jahren 26 MW Strom produziert werden.

Als im April 2016 Italien und der Iran eine Reihe bilateraler Abkommen unterzeichnen, ist darunter auch eine Kooperation von Enel mit der National Iranian Gas Export Co. zur geothermischen Entwicklung. Die Partner wollen gemeinsam in ein Geothermieprojekt im Nordwesten Irans investieren, wobei allerdings noch nicht klar ist, ob es sich dabei um die schon lange im Bau befindliche 50 MW Anlage in Meshkin Shahr handelt oder um ein neues Projekt in dieser Region.

Im Mai 2016 unterzeichnen die italienische Enel-Gruppe und das japanische Handelshaus Marubeni ein Partnerschaftsabkommen, um gemeinsam Kraftwerksprojekte zu entwickeln. Die Absichtserklärung sieht vor, bis 2018 mindestens zwei Projekte sowohl für fossile Kraftwerke als auch für geothermische Kraftwerke zu gewinnen. Die Vereinbarung wird Enel helfen, in Asien Fuß zu fassen, was bislang eine Herausforderung war. Marubeni wird wiederum seine Geschäftsaktivitäten in Südamerika und Afrika, ausbauen können wo es noch keine besonders starke Position hat. Von Umsetzungen ist aber noch nichts zu sehen.

Unterstützt von der EGP und lokalen Institutionen startet in der Gemeinde Monterotondo Marittimo in der toskanischen Region Carboli im September 2016 ein neues Projekt zum Bau von 13.000 m² großen geothermisch beheizten Gewächshäusern für die Tomatenproduktion. Die Fertigstellung für den März 2017 geplant.

Im Dezember 2016 gewinnt die EGP die Auktion für ein neues 20 MW Geothermie-Projekt in der Toskana. Bei der im Juni gestarteten Auktion der Italienischen Energieagentur Gestore dei Servizi Energetici (GSE) wurden Festpreis-Stromabnahmeverträge für bis zu 800 MW Onshore-Windparks, 30 MW für ein Offshore-Windprojekt, 20 MW Biomassekapazität und das genannte Geothermiekraftwerk vergeben.

Im März 2017 beginnt die EGP mit dem Bau eines neuen geothermischen Fernwärmesystems in Piancastagnaio, der kleinen Stadt südöstlich von Siena in der Toskana. Das System wird im Industriegebiet La Rota der Gemeinde errichtet, um die dort ansässigen Unternehmen mit Wärme zu versorgen. Die Arbeiten an dem rund 1,5 Mio. € teuren Projekt sollen bis zum Herbst 2017 abgeschlossen werden.

Das Fernwärmenetz von La Rota ergänzt dann die bereits bestehenden Heizsysteme in Pomarance, Castelnuovo Val di Cecina, Maritime Monterotondo, Montieri, Monteverdi Maritime, Radicondoli (im Bau) und Santa Fiora. Damit gehört die EGP zu den führenden Anbietern von Wärme aus erneuerbaren Quellen in Italien, indem sie mit derzeit 80 Wärmeübertragungssystemen 30 Hektar Gewächshäuser und etwa 10.000 private und gewerbliche Nutzer beliefert.

Die EGP hatte bereits vor zwei Jahren eine entsprechende grundlegende Vereinbarung mit den Gemeinden in der Geothermalregion Toskana unterschieben. Bei einem kürzlich abgehaltenen Treffen konnten die Gemeinden Pomarance, Castelnuovo Val di Cecina, Monteverdi Marittimo, Monterotondo Marittimo und Radicondoli Chiusdino die positiven Ergebnisse der Vereinbarung bestätigen. Demzufolge konnten sie im Jahr 2016 eine wirtschaftliche Auswirkung der Geothermie in Höhe von 32 Mio. € verzeichnen.

Im Oktober 2017 unterzeichnet die EGP einen mehrjährigen Geothermie-Heizungsvertrag mit dem Gewächshausbetreiber Floramiata in Piancastagnaio für dessen Gewächshauskomplex Casa del Corto. Floramiata ist mit 28 Hektar beheizten Gewächshäusern einer der größten Betreiber in diesem Sektor in Europa.

Im gleichen Monat wird in Chiusdino ein innovatives Pilotprojekt offiziell eingeweiht, bei dem ein geothermal beheiztes Gewächshaus für den Anbau von Spirulina genutzt wird, einer sehr nahrhaften und eisen- und eiweißreichen Alge. Dabei wird die Algenzucht sowohl die Erdwärme als auch das CO₂ aus dem benachbarten Geothermiekraftwerk nutzen.

Das Projekt ist das Teil einer Anfang des Jahres unterzeichneten Vereinbarung zwischen der EGP und der Firma Co.Svi.G. und soll die Möglichkeit aufzeigen, in der Nähe bestehender Erdwärmekraftwerke einen hochwertigen kommerziellen Algenanbau zu entwickeln und damit die wirtschaftlichen Auswirkungen der Geothermie zu erhöhen.

Dem Stand vom Januar 2018 zufolge betreibt die EGP 34 geothermische Anlagen mit einer installierten Leistung von insgesamt 761 MW, die rund 2,5 Mio. Haushalte mit emissionsfreiem Strom versorgen. In diesem Monat leitet die Firma außerdem die Explorationsphase ihres ersten Geothermieprojekts in Indonesien ein, der 55 MW Way Ratai Anlage in der Provinz Lampung.

Weiter mit der allgemeinen Chronologie:

Im März 2009 ist zu erfahren, daß Wissenschaftler in Italien hoffen, ihr Land erneut an die Spitze der Geothermie-Forschung zu bringen, indem sie später in diesem Jahr einen gut 4.000 m tiefen Brunnen in Campi Flegrei bohren, einer geologischen Formation westlich von Neapel. Es handelt sich um eine Caldera, die sich aus dem Zusammenbruch mehrerer Vulkane über Jahrtausende gebildet hat.

Bei dem Tiefbohrprojekt, das von Wissenschaftlern des International Continental Scientific Drilling Program (ICDP) vorgeschlagen worden war, soll in der Tiefe Wasser mit etwa 400°C gefunden werden, das überkritisch ist, wobei Flüssigkeit und Dampf gleichzeitig vorhanden sind. Ein einzelner überkritischer Brunnen kann bis zu 50 MW liefern. Die Idee der Bohrung ähnelt dem 2004 gestarteten Iceland Deep Drilling Project (IDDP), dessen Erfahren auch hier genutzt werden sollen (s.d.). Dies betrifft u.a. auch die Auswirkungen auf die Umwelt, da die verschiedenen unterirdischen Gase, einschließlich Kohlendioxid, direkt in die Atmosphäre emittiert werden. Die möglichen Risiken bremsen das Projekt jedoch erst einmal aus.

In der Zwischenzeit verfolgt das italienische Team eine weniger leistungsstarke, aber umweltfreundlichere Technologie, die als binäre Fluidanlage bekannt ist. Dabei wird geothermisches Wasser aus nur wenigen hundert Metern Tiefe und mit einer Temperatur von 100 – 180°C an die Oberfläche gepumpt und die Wärme des Wassers auf eine sekundäre Flüssigkeit mit einem niedrigen Siedepunkt übertragen, die verdampft und eine Turbine antreibt, bevor das Wasser wieder in das Reservoir zurückgeleitet wird, um einen geschlossenen Kreislauf zu bilden.

Im Mai 2012 erhält das Tiefbohrprojekt zu Forschungszwecken die Genehmigung für eine 500 m tiefe Pilotbohrung in einem alten Supervulkan, wenige Kilometer westlich von Neapel.

Nun soll das Projekt in zwei Schritten durchgeführt werden, wobei der üngst genehmigte erste Schritt eigentlich schon im Herbst 2010 beginnen sollte. Aus der Pilotbohrung sollen die mechanischen Eigenschaften und Temperaturen der Wirtsgesteine abgeleitet werden, um die Details der nachfolgenden Tiefenbohrungen zu planen. Außerdem soll das Pilotbohrloch die vulkanische Stratigraphie der östlichen Caldera-Grenze untersuchen und innovative Bohrlochsensoren für die Vulkanüberwachung und Risikominimierung beherbergen.

Der zweite und letzte Schritt, der für Ende 2011 geplant war, ist das Bohren eines 3.800 m tiefen Bohrlochs, bei dem heiße Temperaturen um die 500°C erwartet werden. Damit sollen dann die mechanischen, thermischen und fluiddynamischen Eigenschaften des gesamten geothermischen Systems genaustens erforscht werden. Darüber hinaus zielt der tiefere Teil des Bohrlochs, der unterhalb der maximalen Tiefe von Aquiferen liegt, darauf ab, durch lineare Extrapolation die Tiefe der flachsten Magmataschen zu bestimmen.

Bislang ist jedoch nichts darüber zu finden, daß die Pilotbohrung tatsächlich durchgeführt worden ist.

Allerdings berichtet die Presse im Januar 2013, daß die Stadt Neapel an den Flanken des Vulkans Campi Flegrei ein Geothermieprojekt zur Wärme- und Stromerzeugung plant, in das auch noch andere erneuerbare Energiequellen integriert werden sollen. Bislang gibt es aber auch hierbei keine Fortschritte zu verzeichnen.

Im Juli 2009 schließt das italienische Unternehmen Turboden Srl mit der Pratt & Whitney Power Systems (PWPS) eine Vereinbarung und übergibt der amerikanischen Luft- und Raumfahrtfirma die Mehrheit an der Turboden. Die Partnerschaft erweitert das Produktportfolio der PWPS im Bereich der erneuerbaren Energien, während sie der Turboden eine Ausweitung auf den globalen Markt bietet, da die Entwicklung und Herstellung umweltfreundlicher Turbogeneratoren, die auf dem Organic Rankine Cycle (ORC) basieren, bisher nur für den europäischen Markt erfolgte.

Die Firma war bereits 1980 in Mailand von Mario Gaia, Professor für Energie am Politecnico di Milano, gegründet worden und hat im Laufe der Jahre mehr als 300 Einheiten in 20 Ländern verkauft, vor allem in Europa. Die allererste 0,2 MW ORC-Anlage wird 1984 allerdings in einem Solarkraftwerk im australischen Perth installiert. Im Bereich der Geothermie werden die ersten Anlagen 1988 in Sambia installiert.

Ab 1991 geht es dann mit einem 1 MW System in Larderello weiter, im Jahr 2001 wird eine Anlage im Österreichischen Altheim in Betrieb genommen, und 2008 ist man mit einem 1,7 MW Turbogenerator auch an der Geothermieanlage in Soultz-sous-Forêts, Frankreich, beteiligt (s.d.). Das allgemeine Angebot der Firma umfaßt Turbogeneratoren von 200 kW bis 15 MW.

Ende Dezember 2012 unterzeichnen die United Technologies Corporation (UTC) aus den USA, die Muttergesellschaft von Pratt & Whitney, und das japanische Unternehmen Mitsubishi Heavy Industries (MHI) eine Vereinbarung zum Kauf des Turboden-Mehrheitseigners PWPS. Mit dem Kauf von PWPS wird MHI auch 51 % an Turboden erwerben. Die restlichen Anteile bleiben bei den Italienern. Der endgültige Erwerb wird im Mai 2013 vollzogen. Schon bald nach der Übernahme bekommt Turboden einen Auftrag für ein neues 5 MW Geothermiekraftwerk in Japan.

In den Jahren 2012 und 2013 installiert Turboden im Geothermie-Kraftwerk Sauerlach der Stadtwerke München eine 5 MW Anlage, sowie zwei weitere 5,6 MW Anlagen in Dürrnhaar und Kirchstockach im Ruhrgebiet für die Firma Hochtief Energy Management (später: SPIE Group). Eine vierte kogenerative 4,1 MW Anlage wird bald darauf in der Stadt Traunreut installiert, wo sie neben der erzeugten elektrischen Energie auch noch 12 MW thermische Energie an die Gemeinde liefern wird.

Darüber hinaus wird im März 2012 ein innovativer 500 kW ORC-Prototyp, der unter überkritischem Druck betrieben wird, erfolgreich für die Enel in Italien in Betrieb genommen.

Im Februar 2014 unterzeichnen die Turboden und die türkische Sun Group eine Absichtserklärung über die Entwicklung von zwei Geothermieprojekten in der Türkei. Die Projekte in Canakkale und Manisa hätten zusammen eine Kapazität von 200 MW und sollen mit Gesamtkosten von 300 Mio. € verbunden sein. Nachdem im April 2015 in Ankara die Tochterfirma Turboden Turkey (ORC Turbo Jeneratör Sanayi Anonim Şirketi) gegründet wird, kann bereits im Dezember die erste in der Türkei hergestellte 3 MW Turbine ausgeliefert werden.

Dem Stand von 2010 zufolge werden die installierten Kapazitäten der verschiedenen direkten geothermischen Anwendungen wie folgt beziffert: Individuelle Raumheizung (92 MW thermisch), Fernwärme (118 MW), Gewächshaus-Beheizung (111 MW), Fischzucht (100 MW), Industrielle Prozeßwärme (28 MW), Baden und Schwimmen (187 MW) sowie Erdwärmepumpen (231 MW), von denen zu diesem Zeitpunkt rund 12.000 Stück installiert sind. Der größte Gewächshausbetrieb Italiens nutzt im übrigen das Restwasser vom Kraftwerk Mt. Amiata in der Toskana.

Im Februar 2011 bezieht Italien bereits einen Fünftel seine Stroms aus erneuerbaren Energien, davon stammen 843 MW aus der Geothermie.

Das kanadische Geothermieunternehmen Magma Energy Corp. (später: Alterra Power) gibt im März 2011 bekannt, daß seine italienische Tochtergesellschaft Magma Energy Italia Srl zwei Explorationskonzessionen für Mensano und Roccastrada in der Nähe von Lardarello ersteigert hat. Über eine Nutzung der Konzessionen läßt sich bislang nichts finden.

Im Juni 2011 meldet die Fachpresse, daß die italienische Eurobuildings SpA aus Servigliano die Wärme des größten europäischen Unterseevulkans zur Stromproduktion nutzen will. Der nach dem italienischen Wissenschaftler Luigi Ferdinando Marsili benannte Vulkan liegt im Tyrrhenischen Meer etwa 80 km nördlich von Sizilien. Er erstreckt sich über eine Fläche von circa 2.000 km2 mit einer ungefähren Länge von 70 km und 30 km Breite. Sein Gipfel liegt etwa 500 m unter der Wasseroberfläche, sein Fuß circa 3.000 m unter normal Null.

Das in der Tiefe erwartete Wasser, das kurz vor der Überhitzung über dem Magma liegt, wird voraussichtlich über 300°C heiß sein. Der Standort soll damit eine Stromerzeugungskapazität von 800 – 1.000 MW haben.

Die Idee zu dem Projekt stammt von Prof. Patrizio Signanini, einem Mitarbeiter der Universität Gabriele D’Annunzioy in Chieti, und die seit 2005 beteiligten Einrichtungen sind das Nationale Institut für Geophysik und Vulkanismus (INGV), das Institut für marine Geologie des CNR-ISMAR in Ancona, das Polytechnikum von Bari und das Zentrum für experimentelle Forschung in Geotechnologien an der Universität Chieti. In der Firma Eurobuilding findet Prof. Signanini nun auch einen Industriepartner.

Die Firma hatte im Jahr 2009 vom italienischen Ministerium für wirtschaftliche Entwicklung eine exklusive Konzession zur Offshore-Geothermie erhalten, die das Unternehmen berechtigt, bis 2013 Pilotbohrungen bis zu 800 m Tiefe abzuteufen. Sollte die italienischen Regierungen die Umsetzung dieser Technologie erlauben, könnte die Geothermie bald 5 – 7 % (andere Quellen: 7 – 10 %) des nationalen Energiemixes ausmachen und die zweitgrößte Quelle erneuerbarer Energie nach der Wasserkraft werden.

Der Initiatoren zufolge sind die Projektkosten von schätzungsweise 2 Mrd. € mehr als angemessen, das sie nur einen Bruchteil der Kosten ausmachen, die mit Solarfarmen gleicher Größe verbunden sind. Das Projekt, das 2012 beginnen soll, umfaßt den Bau von vier schwimmenden Kraftwerken, die ab 2015 den Energiebedarf von 700.000 Menschen decken könnten. Ein ähnliches Projekt wird übrigens vor der Küste von Neufundland und Labrador in Kanada verfolgt.

Der italienische Anbieter von ORC-Technologien EXERGY SpA installiert im September 2011 die weltweit erste 1 MW Hochenthalpie-Radialströmungsturbine in einer ORC-Anlage in Verbania. Das im Jahr 2000 gegründete Unternehmen hatte seine innovative und bahnbrechende Radial Outflow Turbine bereits 2009 auf den Markt gebracht und damit die ORC-Industrie für immer verändert. Die technologischen Eigenschaften dieses Turbinenmodells ermöglichen die Erschließung von geothermischen Ressourcen, die aufgrund ihrer niedrigen Temperatur von 100 - 180°C normalerweise ungenutzt bleiben.

Im Mai 2012 erhält die EXERGY einen Auftrag der Enel Green Power (EGP) für die Lieferung der ersten 1 MW ORC-Radialturbine als Kernkomponente eines binären Geothermiekraftwerks in Bagnore am Monte Amiata (s.o.). Ebenfalls im Jahr 2012 wird die Firma zu einer Tochtergesellschaft der italienischen Maccaferri Industrial Group.

Die erste Turbine der EXERGY, die 2013 in der Türkei in Betrieb geht, ist am 22,5 MW Geothermie-Kraftwerk Pamukören I und II der Firma Çelikler Jeotermal, dessen Bau 2011 begonnen wurde. Später folgt hier Pamukören III und IV mit ebenfalls 22,5 MW. Aufgrund zunehmender Aufträge eröffnet die EXERGY im Juli 2014 in Izmir eine türkische Tochtergesellschaft, um die lokale Produktion der Radialströmungsturbinen zu starten und den türkischen Markt direkt zu bedienen.

Weitere dortige Projekte sind in den Folgejahren das 3,5 MW Kraftwerk Denizli Tosunlar (der AKÇA Enerji), das 14 MW Kraftwerk Sultanhisar I und II (Celikler Holding), das 12 MW Kraftwerk Kemaliye Alaşehir I und II (Energy Holding), das 24 MW Kraftwerk Umulrlu I und II (Karadeniz Holding), das 36 MW Kraftwerk Sarayköy I, II und III (Greeneco Enerji), das 25 MW Kraftwerk Ken Kipaş I und II (Ken Kipaş), das 48 MW Kraftwerk Kubilay I und II (Beştepeler Enerji Üretim) sowie das 18 MW Kraftwerk Kuyucak (), die alle im Westen der Türkei liegen.

Danach ist länger nichts mehr über die Türkei-Connection zu erfahren, und erst im Januar 2018 melden die Fachblogs, daß EXERGY im Rahmen einer neuen Vereinbarung mit der NIDEC ASI als erstes Unternehmen in der Türkei selbst hergestellte Generatoren und andere Kraftwerkskomponenten an türkische Kunden liefern wird. Aufgrund der innertürkischen Herstellung gelten andere Einspeisetarife, was zu einer Erhöhung der Einnahmen um bis zu 19 % und zu einer entsprechenden Verringerung der Amortisationszeit führen kann.

Der erste 12 MW Generator wird an ein neues Kraftwerksprojekt der Kiper Elektrik Üretim A.S. geliefert, dessen System aus einer wassergekühlten ORC-Anlage mit Doppeldruck-Kreisläufen besteht und das Ende 2018 in Betrieb gehen soll.

Die strategische Partnerschaft zwischen der EXERGY und der NIDEC ASI, einem führenden Ingenieur- und Fertigungsunternehmen der NIDEC-Gruppe, geht auf das Jahr 2013 zurück und hat bereits Projekte auf der ganzen Welt mit insgesamt 13 Generatoren beliefert, die jetzt zusammengerechnet 200 MW Ökostrom erzeugen.

Im Januar 2014 unterzeichnet die Rete Geotermica (Geothermisches Netzwerk), eine Gruppe aus sechzehn Unternehmen, zu denen als Gründungsmitglied auch die EXERGY gehört, eine Absichtserklärung mit der Region Toskana, um die Entwicklung eines umweltfreundlichen geothermischen Kraftwerks in der Region zu unterstützen. Dies wird als ein Meilenstein bezeichnet, weil es das erste Mal ist, daß eine Vereinbarung mit einer Gruppe unterzeichnet wird, welche die Enel nicht einschließt.

Wichtiger ist aber, daß sich das Netzwerk auf mittlere und niedrigere Enthalpieressourcen konzentriert und bereits über eine Forschungserlaubnis für diese Art von Energie verfügt. Im September wird gemeldet, daß eine entsprechende 5 MW Pilotanlage für 40 Mio. € bis 2015 errichtet werden soll. Das Endziel ist der Bau von kombinierten geschlossenen Kreislaufsystemen ohne Emissionen in die Atmosphäre, die Geothermie mit mittlerer Enthalpie nutzen, wie es in Italien bislang noch nicht geschieht.

Der Regionalrat der Toskana veröffentlicht im Februar 2017 allerdings einen Resolutionsentwurf, der die Gebiete begrenzen würde, die für die geothermische Entwicklung in der Region offen sind. Als Grund dafür wird der in den letzten Jahren aufgekommene Widerstand gegen weitere Erdwärme-Anlagen in der Geburtsregion der Geothermie genannt.

Und obwohl große Widerstände bestehen, gibt es auch eine starke Unterstützung für die geothermische Entwicklung, weshalb die Resolution darauf abzielt, ein Gleichgewicht zwischen den verschiedenen Gewerben der Region zu finden, einschließlich des Tourismus und der Landwirtschaft.

Im Januar 2012 äußert sich die nationale italienische Geothermie-Vereinigung (Unione Geotermica Italiana, UGI) besorgt über die neuen Förderregelungen für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und erklärt, daß diese die Geothermie nicht ausreichend unterstützen und damit das wachsende Interesse an geothermischen Entwicklungen in Italien untergraben könnten, nachdem die im Jahr 2010 erfolgte Liberalisierung der geothermischen Ressourcen in den letzten zwei Jahren einen Boom von 110 Explorationsanträgen ausgelöst hat.

Der Entwurf des Ministerialerlasses zur Umsetzung des Gesetzesdekrets 28/2011 für den Zeitraum nach 2012 wird derzeit von der Regierung geprüft und soll voraussichtlich bis Ende Februar genehmigt werden.

Das im März 2012 eröffnete neue Ferrari Museum in Modena, ein futuristisches, gläsernes Gebäude von Future Systems und Shiro Studio aus London, das trotzdem ein Haus aus dem frühen 19. Jahrhundert bewahrt, in welchem die Rennsportlegende Enzo Ferrari geboren und aufgewachsen ist, ist ein nachhaltiges Gebäude, das sich zu über 50 % unter der Erde befindet. Die Form des Gebäudes bezieht sich natürlich auf die Kurven der Autos, die überall im Inneren ausgestellt sind.

Während der Sommermonate aktivieren Thermosensoren die Fenster der Fassaden und des Daches, damit kühle Luft zirkulieren kann, was die Energieeffizienz erhöht und den Energieverbrauch senkt. Das Gebäude beherbergt auch Photovoltaik-Anlagen und Wasser-Recycling-Systeme. Um die Räume zu beheizen und zu kühlen, wird die Geothermie genutzt – wodurch der Bau zum überhaupt ersten Museum in Italien wird, das eine Erdwärme-Technologie nutzt.

Das italienische Ingenieurbüro ELC Electroconsult SpA erhält im Januar 2015 einen Auftrag in Höhe von 0,5 Mio. $ für die Oberflächenerkundung des geothermischen Feldes Aluto Langano in Äthiopien. Das Geschäft wird mit der isländischen Internationalen Entwicklungsagentur (ICEIDA) abgeschlossen. Diese und der Nordische Entwicklungsfonds (NDF) kofinanzieren ein größeres Projekt, dessen Ziel es ist, die geothermische Exploration und den Aufbau von Kapazitäten in Ostafrika zu fördern und zu unterstützen.

Nach langen Beratungen und Verhandlungen verabschiedet das italienische Parlament im April 2015 ein neues Gesetz, das darauf abzielt, das unerschlossene geothermische Potential des Landes zu stärken und sicherzustellen, daß die geothermische Entwicklung schneller, sicherer und problemloser abläuft.

Im Mai 2015 erhalten die beiden Firmen STEAM Group aus Italien und Gesto Energy Consulting aus Portugal über deren Italienische Tochter einen Auftrag für Ingenieurleistungen und die Bauüberwachung des geothermischen 140 MW Kraftwerks Olkaria V in Kenia.

STEAM ist ein 1987 gegründetes italienisches Ingenieurunternehmen mit einem besonderen Schwerpunkt auf Geothermie, das bereits weltweit an einer Vielzahl von Geothermie-Projekten gearbeitet hat, während der Auftrag für Gesto das bislang größte geothermische Projekt ist. Dieses Unternehmen hat die Vision, zum ersten privaten Betreiber auf dem italienischen Geothermiemarkt zu werden, weshalb es sich im Jahr 2009 dafür entscheidet, jene geothermischen Ressourcen zu erforschen, die aus der Deregulierung und aus Gesetzesänderungen zur Förderung von Investitionen des privaten Sektors in den geothermischen Sektor resultieren.

Die Tochtergesellschaft Gesto Italia ist die erste Firma, die eine Konzession im liberalisierten italienischen Geothermiesektor beantragt. Nachdem sie 2011 und 2012 drei Geothermie-Konzessionsgebiete in der Toskana zur Prospektion zugeteilt bekommt, die kürzlich bis 2018/2019 verlängert wurden, entwickelt das Unternehmen bereits vier geothermische Projekte in Mazzolla, Montenero, Cinigiano und Montalcino und verfügt über einen detaillierten Plan zur Entwicklung kleiner Kraftwerke im Leistungsbereich von 5 – 7 MW.

Mitte 2015 ist die Geothermie mit 2,2 % an der Stromerzeugung Italiens beteiligt.

Im November 2015 wird im Rahmen des Exzellenzzentrums für Geothermie in Larderello ein neues Geothermie-Labor eingeweiht (CEG LAB). Das Labor und Zentrum wurde vom Konsortium zur Entwicklung geothermischer Gebiete (CoSviG) mit Unterstützung der Region Toskana initiiert. Mit einem angeschlossenen Hotel wird es hier möglich sein, Prototypen und Produkte zu prüfen und zu testen, die eine Verbesserung der geothermischen Technologie ermöglichen.

Das nach dem Wissenschaftler Paolo Mascagni benannte Labor richtet sich in erster Linie an öffentliche Einrichtungen, Industrieunternehmen und Forschungsinstitute, die in Synergie mit Universitäten arbeiten, um ein echtes Netzwerk zu bilden. In der Praxis wird es in verschiedenen Sektoren tätig sein und eine Reihe von Dienstleistungen anbieten, die von der Messung und Charakterisierung von geothermischen Ressourcen und Fluiden über Studienmaterialien und Tests innovativer technischer Lösungen bis hin zur Ausbildung und Umschulung neuer Technikergenerationen reichen.

Im Mai 2016 ist zu erfahren, daß bereits 535 Gemeinden in Italien geothermische Energie zum Heizen (233 MW thermisch) und Kühlen (3,4 MW thermisch) nutzen. 39 Gemeinden können ihren Energiebedarfs sogar schon zu 100 % mit erneuerbaren Energien decken, wobei Photovoltaik, Solarthermie, Wind, Wasserkraft und Bioenergie eine wichtige Rolle spielen.

Die italienische Regierung beschließt im Juni 2016 ein neues Förderpaket für erneuerbare Energien, ausgenommen der Photovoltaik. In den kommenden 20 Jahren werden hierfür insgesamt 9 Mrd. € bereitgestellt. Davon sind jährlich 435 Mio. € verfügbar, auf die Förderung von Erdwärme entfallen davon wiederum 37 Mio. € pro Jahr.

Ebenfalls im Juni 2016 sichert sich die US-Firma GE Oil & Gas den Vertrag über die Lieferung eines geothermischen Kraftwerks an die Firma Graziella Green Power SpA (GGP), einen Entwickler in der Toskana, der mit mehr als 30 Standorten zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen einer der größten PV-Stromerzeuger Italiens ist. Zudem verfügt die GGP über fünf Forschungsgenehmigungen zur Nutzung von geothermischen Ressourcen mit mittlerer Enthalpie in der Toskana, am Monte Amiata und in der Provinz Cagliari auf Sardinien.

Die ORegen-Technologie von GE erzeugt Strom mit Hilfe von Dampf aus dem Boden, ohne daß eine Ausbreitung oder ein Austritt in die Umwelt erfolgt. Nach Gebrauch kann die geothermische Ressource, d.h. der Dampfstrom, komplett wieder in den Untergrund injiziert werden. Die Technologie wurde früher für die Abwärmenutzung in Anlagen auf Brennstoffbasis verwendet.

Im Gegensatz zu bestehenden Technologien wird die nicht näher bezifferte GGP-Anlage, die 2018 in Betrieb genommen werden soll, eine Systemoptimierung ermöglichen und aufgrund ihrer kompakten Abmessungen die visuelle Wirkung des Standorts minimieren, wie auf den veröffentlichten Grafiken gut zu erkennen ist. Die Projektumsetzung kann bislang noch nicht bestätigt werden.

Im Januar 2018 unterzeichnen die GGP und die französische Storengy/ENGIE die Vereinbarung zur Entwicklung einer innovativen 5 MW Geothermie-Anlage mit Binärzyklus in Castelnuovo Val di Cecina, deren Hauptarbeiten im Jahr 2019 beginnen sollen.

Im Rahmen ihrer neuen Energiepolitik und -planung macht die italienische Regierung die Geothermie mit hoher und mittlerer Enthalpie zu einem der strategischen Elemente. Im November 2016 wird daher ein neues Richtliniendokument für die Nutzung der Geothermie herausgegeben, das Details zur Umweltverträglichkeitsprüfung, Emissionen und mehr enthält.

Ebenfalls im November wird über eine einzigartige Pizzeria in Neapel berichtet, die ihren Pizzateig mit geringem Hefeanteil bis zu 36 Stunden lang in Höhlen aus Tuffstein reifen läßt. Und auch das Basilikum wird in den Kellern unterhalb der Pizzeria angebaut. Die resultierende geothermische Pizza soll sich wie warme Semmeln verkaufen.

 

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