TEIL C

GEOTHERMISCHE ENERGIE

AusgewÄhlte LÄnder (III)

Japan

Im Jahre 1975 produzieren alle Erdwärme-Kraftwerke Japans – in erster Linie Matsukawa, Otako und Onuma – zusammen 120 MW, bald darauf kommt eine 50 MW Anlage in Takinoue dazu. Bis 1978 sind 111 nutzbare Erdwärmefelder gefunden. Das Ziel für 1990 lautete 1.900 MW installierter Leistung.

Es besteht eine Zusammenarbeit mit den Philippinen, wo bereits 500 MW Strom erwirtschaftet werden. Außerdem forciert das Land den Export schlüsselfertiger Geothermieanlagen von 10, 20, 50 und sogar 100 MW.

Das HDR-Verfahren wird seit 1974 in Ogachi und in Hijiori, nördlich von Tokio erprobt. Am letztgenannten Standort werden in 2.200 m Tiefe 270°C gemessen, die thermische Leistung beträgt 7 MW. Japan beteiligt sich auch an Arbeiten in Mexiko und in den USA.

Seinen ersten Auftrag aus Japan verzeichnet der israelisch-amerikanische Turbinen- und Anlagenbauer Ormat im Jahr 2003. Für den geothermischen Kraftwerkskomplex in Hatchobaru soll das Unternehmen eine ORC-Turbine mit einer Leistung von 2 MW liefern. In Hatchobaru exisitieren bereits zwei Anlagen mit einer installierten Kapazität von insgesamt 110 MW, die den Strom mit Heißwasser aus Reservoiren in Tiefen von 1.000 m - 1.800 m produzieren.

Der Auftraggeber, die Kyushu Electric Power Co., Inc., möchte mit dem neuen Aggregat Wasser und Dampf aus einer Bohrung nutzen, die wegen ihres niederen Drucks bislang nicht in den normalen Kraftwerksbetrieb integriert werden konnte. Die ORC-Maschine wäre damit die erste ihrer Art in Japan.

Anfang 2009 geben die Mitsubishi Materials Corp., die Kyushu Electric Power Co. und weitere japanische Firmen bekannt, daß sie zukünftig gemeinsam Geothermalprojekte verwirklichen wollen. Mitsubishi Materials und J-Power-Plan (Electric Power Development) werden beispielsweise gemeinsam 433,9 Mio. $ investieren, um bis 2020 in Yuzawa, in der Präfektur Akita des nördlichen Japan, eine Geothermie-Kraftwerk mit 60 MW Leistung zu errichten. Mitsubishi verfügt derzeit über zwei geothermische Kraftwerke, J-Power betreibt eines in der Präfektur Miyagi, und zwar seit 1975. Durch das Hinzufügen eines weiteren Bohrlochs möchte das Unternehmen 2009 und für eine Investitionssumme von 400 Mio. Yen den Elektrizitäts-Ausstoß dieses Werks um 20 % auf 15 MW erhöhen.

Insgesamt hat Japan zu diesem Zeitpunkt 18 geothermische Kraftwerke in Betrieb, die mit ihrer Gesamtleistung von etwa 530 MW allerdings nur ca. 0,2 % zur Gesamtstromerzeugung des Landes beitragen.

Im September 2009 veröffentlichte Studien des National Institute of Advanced Industrial Science and Technology (AIST) offenbaren neues Potential für die Geothermie in Japan. Das Institut hatte eine Software entwickelt, welche die Geothermie-Ressourcen in verschiedenen Schichten messen kann. Danach verfügt Japan insgesamt über ein Potential von 23,47 Mio. kW, wovon jedoch nur 18 %, oder sogar nur 4,25 % nutzbar sind... da sich ein Großteil der Ressourcen nämlich unter Nationalparks und in Sperrzonen befindet. Außerdem wird mit starkem Widerstand seitens der Abermillionen von Heißbadern gerechnet.

Das AIST und das Unternehmen Geothermal Energy Research & Development (GERD) führen außerdem ein gemeinsames Forschungsprojekt durch, bei dem es um die Energieerzeugung aus Wasser geht, das kühler als 150°C ist, wie man es in den häufig vorkommenden heißen Quellen des Landes vorfindet. Die beiden Organisationen entwickeln daher ein 50 kW System, welches z. B. die Betreiber von heißen Naturbädern nutzen können, welche ihr Wasser bisher aufwendig von 70°C – 120°C auf 50°C herunterkühlen müssen, um es nutzbar zu machen. Die neue Anlage zapft die heißen Quellen unterirdisch an und erzeugt mit einer Kraft-Wärme-Kopplung elektrische Energie und Heißwasser, bzw. Wasser zur Verwendung in Wärmetauschern. Durch eine weitere neue Methode wird auch die Ablagerung von Kalzium-Karbonat effektiv verhindert. Der erste Feldtest startet im Winter 2009.

Das Wirtschaftsministerium (METI) erwartet zu diesem Zeitpunkt, daß die Kapazitäten der Geothermie-Energieerzeugung bis 2020 auf 1,2 GW und bis 2030 auf 1,9 GW anwachsen.

Kanada

Dan Fraser von der University of Manitoba denkt, daß es möglich ist mit einem Verfahren namens  ‚supercritical water partial oxidation’ aus organischem Material direkt Wasserstoff zu gewinnen, denn bei Temperaturen oberhalb 400°C werden sogenannte ‚supercritical water’-Prozesse möglich (siehe zum Thema superkritische Flüssigkeit auch unter Island und USA). 

Die Gruppe betreibt ein Bohr-Projekt nach Geothermalenergie auf den Aleuten und arbeitet an verschiedenen Verfahren, um in der superkritischen Flüssigkeit gelöste Stoffe herauszusieben. Eine für Metalle erfolgreiche Methode ist bereits als Patent angemeldet, denn wenn man superkritisch bohrt, dann kann im Grunde das gesamte Periodensystem an die Oberfläche hinaufkommen. Länder ohne diese Rohstoffe könnten neben dem Energiegewinn plötzlich über Ressourcen von Gold, Silber, Kupfer und Zinn verfügen.  

Im Juli 2009 geht das Anfang 2008 gegründete Geothermie-Unternehmen Magma Energy aus Vancouver, British Columbia, an die Börse. Aktiv ist diese Firma schon im Westen der USA, in Island und Lateinamerika. Eine erste Anlage in Soda Lake, Nevada, die sich zu 10 % im Besitz von Magma Energy befindet, ist bereits in Betrieb. Die auf insgesamt 23 MW ausgelegte Anlage produziert Anfang 2010 rund 9 MW.

Im September 2009 gibt die Stadt Sudbury grünes Licht für eine Wohnanlage, in der die thermische Energie sowohl aus dem umgebenden Boden als auch aus Abwasser gewonnen wird, das durch die Rohrleitung führt. Angewendet werden dabei ‚Source Energy Pipes’ der Renewable Resource Recovery Corporation (RRRC).

Die verstärkten, vorgefertigten Abwasser-Betonröhren besitzen zusätzlich eingebrachte Kanäle, in denen ein Gemisch aus 30 % Ethanol in Wasser umläuft, das die Erdwärme zu den Verbrauchern transportiert. Im Sommer kann das System auch für die Klimatisierung genutzt werden, indem es die Abwässer und den umgebenden Boden als Kühler verwendet. Das führt zu potentiellen Energieeinsparungen über das ganze Jahr von 10 % bis 20 %.

Die Vorteile dieses geothermischen Systems sind, daß es ohne tiefe Bohrungen oder andere umfangreichen Installationen auskommt. Da die Kanalisationsrohre ohnehin verlegt werden, entstehen auch keine zusätzlichen Kosten bei der Installation selbst. Die Erfindung geht auf den Geothermie-Berater Robert Mancini, den Dozenten des Cambrian College John Hood und den Ausbilder für Erneuerbare Energien Les Lisk zurück, die sich auf einer Energiekonferenz vor drei Jahren kennengelernt und das System dann gemeinsam entwickelt haben.

Das Institute of Technology der University of Ontario (UOIT) investiert laut einer Meldung vom November 2009 etwa 4 Mio. $ in ein Projekt namens Borehole Thermal Energy Storage System (BTESS), mit dem die Erdwärme den Bedarf der acht universitätseigenen Gebäude und des Campus decken soll. Das zu nutzende geothermische Feld der Größe eines Fußballplatzes befindet sich direkt unterhalb des Campus der Universität. Das Gesamtsystem besteht aus 375 Bohrlöchern von 200 m Tiefe, von denen jedes ca. 10.000 $ kostet, und liefert etwa 8 MW Leistung. Es ist damit in der Lage etwa 1.000 Wohnungen zu beheizen oder zu kühlen und gilt zu diesem Zeitpunkt als zweitgrößte derartige Anlage Nordamerikas.

Kenia

Im Rift Valley in Kenia existiert seit 1981 die Geothermieanlage Olkaria I mit einer Leistung von 45 MW. Sie steht nahe der Stadt Naivasha, nordwestlich von Nairobi, und arbeitet mit einer Verfügbarkeit von 97 %. Es handelt sich um die erste Anlage des afrikanischen Kontinents überhaupt.

Weitere 34 MW werden erst im Laufe des Jahres 2003 in Betrieb genommen, zusätzliche 12 MW werden durch einen unabhängigen Energieproduzenten bereitgestellt, der seine Kapazitäten in der Olkaria-Vulkanregion ebenfalls ausbauen möchte.

Die Nutzung geothermischer Energie in Kenia wird ab 2003 auch durch das deutsche GEOTHERM-Programm unterstützt, in dem die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) bei technischen Verbesserungen und der Exploration neuer möglicher Standorte hilft. Die Erweiterung des Kraftwerkskomplexes wird mit 17 Mio. €. durch die KfW-Entwicklungsbank gefördert.

2006 deckt Olkaria rund 14 % des landesweiten Strombedarfs. Aus 2.000 m Tiefe strömt durch Rohrleitungen 300°C heißer Wasserdampf nach oben und treibt die Turbinen an. Die über 100 Erdwärmebrunnen erzielen bereits eine Gesamtleistung von 121 MW, doch schon mit der heute bereits verfügbaren Technologie ließen sich hier bis zu 2 GW Leistung aus dem Untergrund gewinnen.

Im August 2008 meldet die Presse den Plan von Präsident Mwai Kibaki, die Stromproduktion des Landes (derzeit etwa 1.080 MW) innerhalb von 10 Jahren um zusätzliche 2.000 MW zu steigern, von denen 1.700 MW aus Geothermie-Kraftwerken kommen soll. Da die Investitionen hierfür mit 3 Mio. $ pro MW Strom rund 30 % teurer sind als für Kohlekraftwerke, wird der Plan durch zinsgünstige Darlehen der Weltbank und der deutschen Regierung unterstützt.

Insgesamt erfolgt Kenias Stromproduktion Mitte 2008 zu 60 % durch Staudämme, zu 30 % durch fossile Brennstoffe und zu 10 % durch die Geothermie – wobei allerdings 80 % der Bevölkerung noch gar keinen Stromanschluß besitzen...

Die bereits mehrfach erwähnte Fachfirma Ormat Technologies Inc. gibt im Januar 2009 bekannt, daß ihre Tochtergesellschaft Orpower 4 Inc. die Kreditverträge für eine Projektfinanzierung der 48 MW Geothermieanlage Olkaria III in Höhe von rund 105 Mio. $ unterzeichnet habe. Olkaria II war im Dezember 2008 mit 35 MW in Betrieb gegangen.

Auch in anderen Ländern, die entlang des Ostafrikanischen Grabenbruchs zwischen Mosambique und Djibouti liegen, wird bereits an Geothermie-Projekten gearbeitet, so z.B. in Äthiopien, Eritrea, Tansania und Uganda.

Mexiko

Im Norden des Landes befindet sich in Cerro Prieto eine Geothermie-Anlage, die ab 1984 rund 180 MW produziert. Jeweils 1985 und 1986 sollen weitere 220 MW Anlagen in Betrieb gehen.

2006 werden in Mexiko insgesamt rund 975 MW Strom aus Geothermie erzeugt.

Im Juni 2009 meldet das Engineering-Unternehmen Alstom, daß man mit der mexikanischen Comisión Federal de Electricidad (CFE) einen Vertrage in Höhe von 63 Mio. $ zur schlüsselfertigen Lieferung eines geothermischen 25 MW Kraftwerks geschlossen habe. Die Los Humeros II Anlage soll im Oktober 2011 in Betrieb gehen und Strom für die Stadt Puebla im Osten Mexikos liefern.

Das Projekt bedeutet die Rückkehr von Alstom auf den Geothermie-Markt, nachdem das Unternehmen zuletzt im Jahr 2000 vier Einheiten von jeweils 25 MW in Los Azufres, Mexiko, errichtet hatte.

Neuseeland

Bereits 1908 wird in New Plymouth eine Thermalwasser-Quelle angebohrt. Die Bonithon 1 Quelle versorgt die Mineral-Becken in Taranaki. Als erste Stromanlage geht mit 157 MW Wairakei im Jahr 1958 in Betrieb, eine zweite Anlage in folgt erst 1966 in Kawerau mit 10 MW (2004 aufgegeben).

In Wairakei und in Kawerau werden 1980 zusammen 202 MW Geothermiestrom erzeugt, das Gesamtpotential des Landes wird auf 3.600 MW geschätzt.

Weitere Anlagen gehen in Ohaaki (1989, 40 MW), am Poihipi Road (1996, 55 MW), in Rotokawa (1997, 35 MW) und Mokai (1999, 55 MW) in Betrieb. Zum Teil werden diese Anlagen in späteren Jahren weiter ausgebaut.

Der israelisch-amerikanische Turbinenhersteller Ormat gibt im Oktober 2003 die Unterzeichnung eines Vertrages über Entwurf, Lieferung und Bau des ersten ORC-Kraftwerks im Bereich des Wairakei Geothermal Field in Neuseeland bekannt. Auftraggeber der rund 16,5 MW großen Anlage ist der Energieversorger Contract Energy, der größte Eigner von Geothermiekraftwerken im Land, der Hauptlieferant für Erdgas und mit 30 % Lieferanteil auch der größte Stromversorger des Inselstaats im Südpazifik. Mehr als 620.000 neuseeländische Haushalte zählen zu seinen Kunden.

Das neue Kraftwerk besteht aus zwei luftgekühlten Ormat Energy Konvertern mit einem Stundendurchsatz von rund 2.800 Tonnen 127°C heißem Abwasser, das bei der ‚konventionellen’ Stromerzeugung mit Dampf aus dem geothermischen Feld anfällt. Die Anlage soll bis Mai 2005 fertiggestellt sein. Sie wird dann etwa 120 GWh Strom pro Jahr liefern können, ohne daß neue Bohrungen abgeteuft werden müssten.

Mit der Anlage in Wairakei kann Ormat sein achtes Kraftwerk in Neuseeland platzieren. Weltweit sind damit bereits über 700 MW geothermischer Kraftwerksleistung aus Ormat-Anlagen am Netz.

Im Zuge einer Untersuchung von 360 bereits aufgegebenen Öl- und Gas-Bohrungen stellt Dr. Agnes Reyes Mitte 2006 fest, daß mindestens bei der Hälfte ein Temperaturbereich erreicht wird der eine geothermische Nutzung zuläßt. In den bis zu 5 km tiefen Bohrungen werden 180°C gemessen. Das Potential schätzt sie auf 160 MW. Anhand weiterer Bohrungen könnten zusätzliche 800 MW erschlossen werden.

2007 liegt die installierte Gesamtleistung der Erwärmekraftwerke bei 414 MW.

Im Mai 2007 gibt Ormat Technologies Inc. bekannt, daß zwei ihrer Tochtergesellschaften Verträge im Wert von etwa  20 Mio. $ mit der Ngawha Generation Ltd., einer Tochtergesellschaft der Top Energy Ltd., geschlossen haben, bei denen es um den Bau eines neuen geothermischen Kraftwerks in Ngawha geht. Nach Fertigstellung der Anlage Anfang 2009 wird die insgesamt installierte Leistung der Ormat-Kraftwerke in Neuseeland über 200 MW betragen.

Im Januar 2008 berichtet mein Schweizer Freund Louis Palmer auf seiner Weltumrundung mit dem Solar-Taxi auch von einem Besuch in Neuseeland:

Schon von weitem sehe ich die Dampffahnen des Erdwärme-Kraftwerks von Wairakei nördlich vom Lake Taupo. Spontan habe ich die Idee, hier meine Batterien mit umweltfreundlichem Strom zu betanken. ‚Willkommen im zweitältesten geothermischen Kraftwerk der Welt!’, steht auf einem Schild.

Solar-Taxi in Neuseeland

Ich klingelte am Gate und erkläre, daß ich mit einem Solarauto unterwegs bin und gerne das Kraftwerk ansehen möchte. Außerdem brauche ich ein Foto vom Solarauto vor einem Kraftwerk, das aus erneuerbarer Erdwärme Strom herstellt

In Begleitung und mit einem weißen Helm auf dem Kopf werde ich im Solartaxi in die sogenannten thermischen Felder geführt: Überall strömt Dampf aus der Erde, und kilometerlange Leitungen transportieren diesen zu mächtigen Turbinen.

Die Anlage produziert schon seit über 50 Jahren Strom mit einer Leistung von gut 160 MW, das ist etwa ein Sechstel der Leistung eines Atomkraftwerks. 90 Leute sind hier beschäftigt und von hier aus wird 5 % des Strombedarfs von Neuseeland gedeckt. Momentan werden dafür täglich 22.000 Tonnen Dampf aus 60 Quellen verwendet. Das Wasser wird wieder in die Erde zurückverpreßt, da es Arsen und andere Giftsstoffe enthält. Die Technik bewährt sich, und in zwei Jahren soll ein weiteres, moderneres Kraftwerk unweit von hier gebaut werden.

Man darf gespannt sein, wie die Entwicklung in den nächsten Jahren weitergeht...

Österreich

Die gezielte Erschließung von Thermalwässern beginnt in den 1970er Jahren mit den ersten Bohrungen für Thermalbadprojekte im Steirischen Becken. Zwischen 1977 und 2004 werden 62 Tiefbohrungen durchgeführt, bei ungefähr drei Viertel der Bohrungen steht die Nutzung für Thermalbäder im Vordergrund. Als Konsequenz entstehen 12 neue Thermenstandorte.

1974 macht man sich auch Gedanken über die technische Nutzung der Geothermalenergie, nachdem bei einer Erdölbohrung plötzlich aus einer Tiefe von 2.900 m Dampf mit einem Druck von 150 Atmosphären herausgeschossen kommt.

Bein einer weiteren Bohrung nach Erdöl stößt man 1978 in Bad Waltersdorf auf eine heiße Quelle. Trotz der relativ geringen Leistung der Thermalquelle, aus 1.400 m Tiefe sprudeln pro Sekunde nur 17 Liter Wassers mit einer Temperatur von 61°C hervor, entschließt sich die Gemeinde 1981 dazu, die örtliche Schule, einen Kindergarten und ein Freibad mit der Wärme aus der Tiefe zu beheizen. Das Projekt ist erfolgreich.

In den 1980ern bestätigen Infrarot-Aufnahmen der NASA das Vorhandensein einer gigantischen Dampfblase mit ca. 300°C in rund 8.000 m Tiefe zwischen Radkersburg und Tullin, St. Pölten und Bratislawa. Andere Quellen sprechen davon, daß es in dieser Tiefe unter Radkersburg sogar einen See aus Lava mit Temperaturen von 2.000°C bis 3.000°C gibt. Mehr als ein geothermisch beheiztes Schwimmbad wird dort bislang aber noch nicht gebaut.

Die Hauptaktivität für die Erschließung geothermaler Energie für die technische Nutzung findet im oberösterreichischen Molassebecken statt, wo zwischen 1980 und 2001 sechs geothermische Anlagen entstehen.

Seit 1990 besteht in Altheim (Oberösterreich) ein Nahwärmesystem, das rund 650 Haushalte versorgt. 1998 wird dort auch mit den Bohrarbeiten zur Vorbereitung einer geothermischen Stromproduktion begonnen.

Landesweit sind 12 Anlagen mit einer thermischen Leistung von ca. 41,5 MW in Betrieb. Lediglich zwei dieser Anlagen werden zur gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme eingesetzt, in Altheim und in Blumau (1998). Das vom verstorbenen österreichischen Künstler Friedensreich Hundertwasser entworfene Hotel Rogner in Bad Blumau verfügt über eine rund 2.600 m tiefe Thermalwasserbohrung zur Versorgung der Anlage mit 107 °C heißem Wasser zur Wärmeversorgung und für Badezwecke. 2001 wird hier auch eine kleine 180 kW Kraftwerkseinheit in Betrieb genommen.

In den am Inn gelegenen Grenzstädten Braunau (Österreich) und Simbach (Deutschland) wird bereits 1999 Europas erste grenzüberschreitende geothermische Wärmeversorgung realisiert. Das Fernwärmenetz der beiden nur durch den Inn getrennten Nachbarstädte verfügt über eine Anschlußleistung von 40 MW, wobei die geothermische Wärme aus 2 km Tiefe neben öffentlichen Einrichtungen auch eine Vielzahl von Wohn- und Gewerbeobjekten versorgt.

Im Sommer 2004 wird das ‚enercret’-System der Vorarlberger Firma Nägele Energie- und Haustechnik, bei dem bestehende Gebäudeteile als Wärmetauscher verwendet werden, auch beim Ausbau der U-Bahn in Wien eingesetzt. Die Wiener Linien betreiben künftig vier Stationen der neuen U2 mit Erdwärme, wobei rund drei Viertel der zum Heizen und Kühlen benötigten Energie dem Erdreich entzogen werden.

Die Mehrfachnutzung der erdberührenden Beton-Bauteile erfolgt, indem die statisch ohnehin notwendigen Pfähle, Schlitzwände und Bodenplatten mit Absorberleitungen belegt werden, die entweder in die Armierung oder in die Sauberkeitsschicht eingebracht werden. So werden diese großflächigen Betonbauteile zu Erdwärmetauschern, ohne daß dabei zusätzliche Eingriffe in die Natur notwendig werden. Nägele hat mit dieser Technologie europaweit bereits mehr als 250 öffentliche und private Objekte realisiert, darunter das Kunsthaus Bregenz, die STRABAG Konzernzentrale in Wien und den Skyper-Büroturm in Frankfurt.

In Wien erhält ein Pilotprojekt zur Tunnelthermie im Oktober 2004 einen Anerkennungspreis im Rahmen des Wettbewerbs ‚Energieprofi 2004’. Das Konzept basiert auf der Erkenntnis, daß die großen, mit der Erde in Berührung stehenden Tunnelwände eine ideale Möglichkeit für die Erdwärmegewinnung bilden. Die Bauteile des Tunnels, die man ja ohnehin herstellen muß, werden als Absorberbauteile herangezogen und mit Rohrleitungen ausgerüstet, während die Bohrpfähle der Tunnelwand genützt werden, um mittels Absorberleitungen, in denen eine Wärmeträgerflüssigkeit zirkuliert, dem Erdreich die Wärme zu entziehen. Die Wärme aus dem Lainzer-Tunnel wird mittels einer Wärmepumpe auf eine Nutztemperaturhöhe von ca. 45°C gebracht und zur Beheizung der Sportmittelschule Hadersdorf genutzt.

Die gesamte installierte Leistung der Tiefen-Geothermie in Österreich im Jahr 2005 beträgt 62 MW.

Im September 2007 steht auch die wirtschaftliche Nachnutzung ausgedienter Bohrlöcher zur Diskussion, in dem ausgeförderte Lagerstätten zur Gewinnung von Erdwärme ausgebaut werden sollen. Der führende Öl- und Gaskonzern Mitteleuropas OMV will bis 2009 eine halbe Million Euro investieren, um ehemalige Förderanlagen zu geothermischen Pilotsonden umzubauen.

Mitte 2009 werden im Rahmen eines EU-geförderten Forschungsprojektes die Anlagen zur Fernwärmeerzeugung des grenzüberschreitenden Geothermie-Projektes Braunau/Simbach erweitert, um die gespeicherte Wärmeenergie in Zeiten mit geringerem Wärmebedarf in elektrische Energie umzuwandeln. Aus dem nur 80°C heißen Wasser können nun rund 1 Mio. kWh elektrische Energie erzeugt werden. Dies reicht aus, um mehr als 300 Haushalte zu versorgen. Die in nur fünf Monaten errichtete Anlage wird von der Turboden Srl (Italien), der Geoteam GmbH (Graz) und der E.on Bayern errichtet. Die Gesamtplanung erfolgte durch die Energie AG Oberösterreich Wärme GmbH. Die Kosten für dieses Projekt belaufen sich auf rund 1,5 Mio. €.

Philippinen

Die für die Stromproduktion leicht erschließbaren geothermischen Ressourcen des Inselreichs werden auf über 15.000 MW geschätzt. Immerhin gelten die Philippinen als Teil des sogenannten pazifischen Feuerrings.

Bereits 1979 wird das erste Erdwärmekraftwerk in Betrieb genommen. Eingeleitet wird diese Entwicklung durch das staatliche Erdölunternehmen Philippine National Oil Company (PNOC) bzw. seinen geothermischen Ableger, die Energy Development Corporation (EDC).

Die Regierung der Philippinen gibt im März 2004 bekannt, daß in landesweit zehn Regionen öffentliche Gebote für die Erschließung geothermischer Felder und den Bau von Kraftwerken abgegeben werden können. Es handelt sich um die Felder von Monito-Babayon und Rangas-Tanawon (Provinz Sorsogon), Biliran (Provinz Ost-Visayas), Amacan (Nord-Davao), Dauin (Westliches Negros), Natib (Bataan), Mabini (Batangas), Montelago (Östliches Mondoro) und Mt. Kabalian (Leyte). Aus den von der nationalen Energiebehörde veröffentlichten Daten geht hervor, daß die zehn Regionen über eine erschließungsfähige Kapazität von 300 MW bis 470 MW verfügen.

2005 beziehen die Philippinen fast 90 % ihrer Stromerzeugung aus alternativen Energiequellen wie Erdwärme, Wasserkraft und Erdgas. Geothermal werden bereits über 1.900 MW erzeugt, womit das Land an zweiter Stelle nach den USA rangiert. So steht in Albay die 330 MW Tiwi-Anlage, die Kraftwerke Palinpinon I + II erzeugen zusammen 192 MW, das Mak-Ban-Werk in Laguna 425,7 MW und die Geothermieanlage in Leyte sogar 708,5 MW.

Der Philippine Energy Plan (PEP) 2005 sieht einen Ausbau der Kapazität bis 2013 um 1.200 MW auf insgesamt mehr als 3.000 MW vor. Im 2006 Update des PEP wird dieses Ziel etwas reduziert; nun sind bis 2014 Vorhaben mit einer Gesamtkapazität von rund 800 MW ins Auge gefaßt. Die PNOC-EDC soll dabei Projekte mit einem Umfang von mehr als 300 MW ausführen.

Die PNOC-EDC erwirbt im Laufe der Jahre beträchtliches Know-how bei der Erschließung von heißen Lagerstätten im Untergrund und ist mittlerweile ein im pazifischen Raum gesuchter Partner. Der Börsengang der Erdwärmesparte wird Ende 2006 an Manilas Börse zu einem fulminanten Ereignis. Das privatisierte Unternehmen befindet sich nun über die Red Vulcan Holdings Corp. im Besitz des zum Firmenimperium der Lopez-Familie gehörigen Stromproduzenten First Gen Corp.

Mit dem Produktionsbeginn des Northern Negros Geothermal Production Field 2007 erhöht sich die installierte Kapazität der geothermischen Stromerzeugung um 49 MW elektrisch (MWe) auf etwa 2.027 MWe. Es ist das fünfte Feld, das von der PNOC-EDC erschlossen wird. Das Unternehmen ist nun erstmals sowohl Betreiber des Feldes als auch Eigentümer und Betreiber des Kraftwerkes.

Im Jahr 2007 erfolgt auch der Ausbau des Projektes Palinpinon II in der Nähe der Stadt Valencia, wo weitere 20 MW erzeugt werden.

Im April 2008 soll nun auch der bisher nur wenig genutzte direkte Einsatz der Geothermie kräftiger ausgebaut werden. In Frage dafür kommen Anwendungen wie beispielsweise das Trocknen von Früchten und Getreide. Des Weiteren planen das Department of Tourism (DOT) und das Department of Health (DOH) die Erschließung des touristischen und medizinischen Potentials der Geothermie in Form von Spa Resorts im Rahmen des medizinischen Tourismus.

Daß die Entwicklungen in der kleinen Provinz Biliran im Osten von Visayas die Philippinen zum weltgrößten Nutznießer der geothermischen Energie machen und große wirtschaftliche Fortschritte erwarten lassen, wird im Juli 2008 thematisiert. Die Biliran Geothermal Inc. (BGI) plant, nach ersten Oberflächenuntersuchungen im Werte von 1 Mio. $ und Bohrungen im Umfang von 15 Mio. $  anschließend eine der Kern wie eine Lage im Wert zwischen 150 Mio. $ und 450 Mio. $ und einer Kapazität von 20 MW bis 40 MW zu errichten. Die BGI ist ein Joint-venture der philippinischen Firmen Filtech Energy Drilling Corp. und Envent Holding Philippines Inc., die in erster Linie den isländischen Firmen Reykjavik Energy Invest und Geysir Green Energy gehört.

Portugal

Auf dem Festland gibt es insgesamt 27 Quellen mit Temperaturen zwischen 25°C und 75°C, hauptsächlich in der Balneologie genutzt werden. Außerdem sind drei kleine Systeme für die direkte Versorgung von Hotelanlagen in Betrieb. Im der Gegend um Lissabon werden im oberflächennahe Kreideschichten Temperaturen bis zu 50°C erreicht, die zumindest für kleine Mehrzweck-Geothermiekraftwerke geeignet sind. Technische Schwierigkeiten führen jedoch zur Schließung der zwei hier bestehenden Anlagen.

Ein neues Vorhaben zur direkten Nutzung von geothermischer Wärme aus der Lissaboner Sedimentsenke läuft am Luftwaffen-Hospital in Lissabon. Das Projekt wird von der portugiesischen Luftwaffe vorangetrieben, welche auch Eigentümer der Anlage ist. Bislang sind eine Machbarkeitsstudie sowie Bohrarbeiten ausgeführt und die grundlegende Gestaltung der Geothermie-Anlage bestimmt worden.

Auf den vulkanischen Inselgruppen der Azoren wird die Hochtemperatur-Geothermie seit 1980 zur Stromerzeugung genutzt, so zum Beispiel auf Sao Miguel, wo die Kraftwerke auf dem Pico Vermelho und dem Ribeira Grande (4 Einzelanlagen) mit einer Leistung von 3 MW bzw. 13 MW über 25 % des Elektrizitätsbedarfs der Insel decken.

2006 wird ein neues Tiefengeothermiekraftwerk mit einer Leistung von 10 MW an das Netz angeschlossen, um das Kraftwerk in Pico Vermelho zu ersetzen.

Inzwischen ist bei Explorationsbohrungen in der Mitte der Insel Terceira ein neues geothermisches Feld mit Wassertemperaturen von bis zu 234°C entdeckt worden, hier wird nun ein 12 MW Kraftwerk geplant, das 50 % des Energiebedarfs der Insel decken soll.

Im August 2007 vergibt der OMV Future Energy Fund eine Forschungsauftrag der feststellen soll, ob die rund 11.000 Bohrlöcher der rumänischen Petrom, die zu 51 % der OMV gehört, für eine geothermischer Nachnutzung geeignet sind.

RumÄnien

Rumänien besitzt etwa ein Drittel der geothermischen Wasserreserven Europas, bereits über 400 Mineralquellen werden aufgefangen und genutzt.

In Ordea (Siebenbürgen) wird ein Kraftwerk entwickelt, das bereits mit 80°C – 90°C warmem Wasser auskommt, wobei die Ausbeute indirekt über einen Kohlenstoffreaktor gewonnen wird (Wechsel des Kohlendioxids vom flüssigen zum gasförmigen Zustand). Die Restwärme dient als Fernwärme für Wohnungen und Treibhäuser.

Russische FÖderation (ab 1992)

(Zur Vorgeschichte siehe UdSSR)

Ein 1996 ausgewiesener Geothermie-Standort, der ausländische Partner anziehen soll, ist die Gegend von Kusminka in Stavropolskii Krai. Dieses Feld bietet Wassertemperaturen von 130°C.

Potentielle Nutzungsgebiete sind außerdem Geothermiefelder in Nizhne-Koshelev, Bolshe-Bannoe und Kireuna, weitere Ressourcen erwartet man im Nordkaukasus, in Westsibirien und am Baikalsee.

Darüber hinaus gibt es das Semyachik-Feld neben dem Kronotski Naturschutzgebiet, einschließlich des berühmten Geysir-Tals. Eine begrenzte Nutzung durch den Bau eines kleinen 5 MW Kraftwerks könnte hier den Ausbau touristischer Dienstleistungen in dem Naturpark unterstützen.

Im November 1997 meldet die Presse, daß die russische Regierung in Person der russischen Firma Geoterm von der europäischen Entwicklungsbank ein Darlehen in Höhe von 99,9 Mio. $ erhalten wird, um auf Kamchatka ein weiteres 40 MW Geothermiekraftwerk zu errichten. Außerdem sollen die bestehenden Anlagen modernisiert werden. Geoterm ist eine Aktiengesellschaft im Besitz der RAO EES Rossiya, der Regionalverwaltung Kamtschatka und dem privaten Ingenieurunternehmen Nauka.

Der Betrieb des Kraftwerks Mutnovsky scheint im Jahr 2002 von der amerikanischen Firma AECOM aus Kentucky übernommen worden zu sein.

Im Dezember 2004 beträgt die installierte geothermischer Stromproduktion des Landes 79 MW, die von den auf Kamtchatka installierten Kraftwerken Pauzhetsky (11 MW) und Mutnovsky (12 MW und 50 MW) sowie einem Kraftwerk aus zwei Anlagenteilen auf der Insel Kurili (2,6 MW und 3,4 MW, andere Quellen: 1,8 MW und 2,5 MW) stammen.

Die thermische Direktnutzung erreicht Ende 2005 eine Höhe von 307 MW.

Schweden

In Schweden wird Geothermie in erster Linie zum Heizen von Gebäuden mittels Wärmepumpen verwendet. Trotz der nicht gerade idealen geologischen Bedingungen gelingt es die Geothermie in weitem Umfang zu etablieren.

1985 sind beispielsweise in der Universitätsstadt Lund schon 75 % aller Häuser an ein Geo-Fernwärmenetz angeschlossen.

Inzwischen halten die Wärmepumpen 90 % des Marktanteils bei Heizsystemen in Schweden. Seit 2000 ist aufgrund erhöhter Bautätigkeit, der Weiterentwicklung der Wärmepumpen sowie durch hohe Öl und Gaspreise, hohe Steuern und Energiesparmaßnahmen ein gigantischer Boom zu verzeichnen. Als Wärmequelle werden ca. 90 % Erdwärmesonden und ca. 10 % Erdkollektoren eingesetzt. Eine Erdwärmesondenbohrung von 100 m Tiefe kostet inklusive Hausanschluß ca. 3.500 €.

Im Juni 2009 kursieren in der Presse Fotos der Villa UH1 in der Nähe von Stockholm, deren Design ein wenig an die deutschen Bunker im Zweiten Weltkrieg erinnert. Das Gebäude ist gut isoliert halb in einen Hügel hineingebaut und wird mittels einer Wärmepumpe beheizt. Der Entwurf stammt von dem schwedischen Büro RB Arkitektur.

Schweiz

1994/1995 errichtet die PAGO AG in Grabs (SG), ein auf Etiketten und Etikettiermaschinen spezialisiertes Unternehmen, einen neuen Geschäftsneubau, bei dem Energiepfähle eingesetzt werden, die einen Energieaustausch mit dem Untergrund ermöglichen. Im Winter kann Wärme für Heizzwecke entzogen werden, im Sommer erfolgt der Kältebezug für die Gebäudekühlung. Mit 570 Energiepfählen von je 14 m Länge wird seither die Primärenergie für den Betrieb einer Wärmepumpe und einer Kältemaschine gewonnen.

Schon 1997 wird jeder vierte Neubau in der Schweiz mit Erdwärme beheizt.

Ein Geothermie-Heizkraftwerk, das nach dem Hot-Fractured-Rock-Verfahren Strom und Wärme liefert, soll in Basel gebaut werden. Im Juni 1999 erfolgt die erste 2.000 m tiefe Bohrung, sie muß wegen geologischer und technischer Probleme jedoch bereits in rund 1.500 m Tiefe abgebrochen werden. Eine zweite Sondierbohrung bis in 2.700 m Tiefe folgt im März 2001.

Im Februar 2004 wird zur Ausführung des Erdwärmeprojektes ‚Deep Heat Mining’ die Geopower Basel AG gegründet – durch die IWB, die Elektra Baselland (EBL), den Gasverbund Mittelland AG und die Geothermal Explorers Ltd. – und im März 2005 werden die Bohrarbeiten für zwei 5.000 m Bohrungen mit der Option auf eine dritte Bohrung an die Firma KCA Deutag vergeben.

Im Mai 2006 startet die erste Tiefbohrung im Basler Stadtteil Kleinhüningen, für die 105 Tage eingeplant sind. Tatsächlich wird die Endtiefe von 5.009 m erst nach 156 Bohrtagen erreicht – dafür jedoch unfallfrei und erfolgreich, denn die anvisierten 200°C Wassertemperatur werden erreicht.

Nachdem am 2. Dezember 2006 das Einpressen von Wasser mit hohem Druck beginnt, damit die in der Tiefe vorhandenen feinen Risse geöffnet und ein unterirdisches Wärmereservoir geschaffen werden kann, wird am 8. Dezember um 17:48 ein Erdstoß mit einer Stärke von 3,4 auf der Richter-Skala registriert, der in der Region deutlich verspürt wird und in der Bevölkerung zu starker Beunruhigung führt. Immerhin war die Stadt bereits 1356 von einem verheerenden Erbeben zerstört worden.

Das Einpressen von Wasser wird umgehend gestoppt und der Druck im Bohrloch abgebaut, so daß das Wasser wieder abfließen kann. Rund ein Drittel des eingepreßten Wassers wird wieder an die Oberfläche geholt. Es werden trotzdem insgesamt sieben Erdstöße mit einer Stärke von über 2,5 registriert, davon vier mit einer Stärke von über 3. Das Projekt wird daraufhin auf unbestimmte Zeit ausgesetzt.

Der Kanton Basel-Stadt bricht das 60 Mio. $ teure Geothermie-Projekt im Jahr 2006 endgültig ab, da eine Risikoanalyse für 1,2 Mio. Franken ergibt, daß ansonsten mit weiteren Gebäudeschäden in zweistelliger Millionenhöhe zu rechnen ist.

Die Geschichte erinnert ein wenig an den US-Desaster-Film ‚Crack in the World’ von 1965, wo ebenfalls Geothermiebohrungen für globale Probleme verantwortlich sind.

Im Prozeß um die Erdbeben steht 2009 Markus Häring, Geologe und Geschäftsführer der Firma Geothermal Explorers Ltd., vor Gericht. Die Staatsanwaltschaft Basel wirft ihm Sachbeschädigung mit großem Schaden (ca. 9 Mio. $) und Verursachung einer Überschwemmung oder eines Einsturzes vor und fordert eine Freiheitsstrafe von 18 Monaten auf Bewährung. Im Dezember wird Häring jedoch freigesprochen, da die Richter befinden er habe schließlich nicht vorsätzlich gehandelt.

Damit die Risiken besser eingeschätzt werden können, beginnt Anfang 2010 das europäische Forschungsprojekt ‚Geiser’ (Geothermal Engineering Integrating Mitigation of Induced Seismicity in Reservoirs), das vom Deutschen Geoforschungszentrum (GFZ) in Potsdam geleitet wird. Beteiligt ist unter anderem die Eidgenössische Technische Hochschule Zürich. Ziel ist es herauszufinden, inwieweit Geothermieanlagen Erdbeben auslösen können.

Ende 2009 liegt der Anteil der Erdwärmeheizungen bei privaten Neubauten in der Schweiz bereits bei rund 80 %.

Sehr oft fließt in Tunneln eine beträchtliche Menge an warmem Wasser mit einer Temperatur von 20°C – 40°C oder mehr zu den Portalen hin ab. Das Wasser wird über Kanäle nach außen geleitet, abgekühlt und zumeist einem Fließgewässer zugeführt. Bei ausreichender Ergiebigkeit kann dieses geothermische Energiepotential auch zu Heizzwecken genutzt werden. Die Schweiz besitzt mit mehr als 700 Eisenbahn- und Straßentunnels eine der höchsten Dichten solcher Bauwerke. 2009 existieren allerdings erst sechs Heizungsanlagen, welche die Tunnelwärme nutzen: Gotthard-Straßentunnel, Furka, Mappo-Morettina, Hauenstein, Ricken und schließlich der Grosse St. Bernard, bei dem nicht das drainierte Wasser sondern die Warmluft des Tunnels genutzt wird.

Das Unterhaltszentrum des Gotthard-Straßentunnels am Südportal in Airolo wird beispielsweise schon seit 1979 das durch Geothermie beheizt und gekühlt, während das 16°C ‚warme’ Wasser des Furka-Eisenbahntunnels mittles Wärmepumpen insgesamt 177 Wohnungen und eine Sporthalle beheizt. Die installierte Gesamtleistung erreicht 960 kW.

Spanien

Die Untersuchung geothermischer Potentiale Hilfe von geologischen, geophysischen und geochemischen Disziplinen startet bereits in den 1970er Jahren im Südosten (Barcelona, Gerona, Tarragona), im Nordwesten (Orense, Pontevedra, Lugo) und in der Mitte des Landes (Madrid). Auch Gebiete mit geringerem Potential wie Albacete, Lérida, León, Burgos und Mallorca werden untersucht. Es werden auch Tiefbohrungen durchgeführt, um das nutzbare Potential der Hauptuntersuchungsgebiete abschätzen zu können.

Die Temperaturen in den untersuchten Gebieten liegen bei relativ niedrigen 50°C – 90°C, wobei höhere Wassertemperaturen im Untergrund der vulkanisch geprägten kanarischen Inseln erwartet werden. So würde sich das Hot-Dry-Rock-Verfahren möglicherweise für die Inseln Lanzarote und La Palma eignen.

Heißes Geothermalwasser zum Heizen und zur Versorgung von Spas wird 2008 in Lugo, Arnedillo (in La Rioja), Fitero (in Navarra), Montbrió del Camp (in Tarragona), Archena (in Murcia) und Sierra Alhamilla (in Almeria) genutzt.

In Orense und Lérida wird geothermisches Wasser auch zum Beheizen von Häusern und Schulen genutzt, während in Montbrió del Camp (Tarragona), Cartagena und Mazarrón (in Murcia) und Zújar (in Granada) Gewächshäuser geothermisch beheizt werden, wo damit insgesamt eine Fläche von über 100.000 m² bewirtschaftet wird.

Im Jahre 2008 verwirklicht die österreichische Firma Enercret GmbH aus Röthis ein umfangreiches Geothermal-Projekt (s.a. unter Österreich). Zur Heizung beziehungsweise Kühlung eines Spitals in Barcelona werden mittels 144 Erdsonden 1.200 kW Energie gewonnen.

Ingenieure der Higher Technical School of Mining Engineering an der Universität Oviedo entwickeln 2009 eine neue Methode zur Abschätzung, wie viel Wärme von einem Bergwerkstunnel erzeugt werden könnte, um Heizung und Warmwasser für die in der Nähe lebenden Menschen bereitzustellen. Im Gegensatz zu anderen Systemen betont das neue System die Umsetzung von Maßnahmen vor der Schließung des Bergwerks, solange die unterirdischen Gänge noch zugänglich sind. In den meisten Bergbaugebieten Asturiens an der Nordküste liegen die Temperaturen in den Bergwerken bei rund 30°C.

Die australische Firma Petratherm Ltd. hält drei Explorationslizenzen für Teneriffa, das Unternehmen hofft, in 2.000 m Tiefe auf etwa 200°C heißes Wasser zu stoßen. Im August 2009 unterzeichnet das Unternehmen außerdem mit der spanischen Regierung und der Lokalverwaltung von Madrid eine Vereinbarung zur Entwicklung eines städtischen Geothermal-Heizsystems mit 8 MW Leistung. Für die Machbarkeitsstudie stellt die Regierung einen Betrag von 87.000 € zur Verfügung.

TÜrkei

Bislang sind ca. 1.500 Thermal- und Mineralquellen sowie mehr als 170 Geothermiefelder mit einer Temperatur bis maximal 242°C entdeckt worden, von denen rund 25 bereits in großem Stil ausgebeutet werden. Die meisten geothermischen Ressourcen im Mittel- und Niedrigtemperaturbereich sind in der Zentral- und Nordtürkei zu finden, weitere in den zentral- und ostanatolischen Vulkangebieten. Hochtemperaturressourcen zur Direktnutzung und Stromerzeugung liegen zumeist in den Grabenstrukturen West Anatoliens, wo in den bisher bekannten 13 geothermischen Hochenthalpie-Lagerstätten teilweise schon in 800 m Tiefe Temperaturen von 200°C erreicht werden.

Das bisher bekannte geothermische Potential liegt bei ca. 31.500 MW thermisch, von denen bis zu 2.000 MW in insgesamt 9 bekannten Mittel- und Hochtemperaturfeldern für die Stromerzeugung nutzbar wären. Nach Angaben des türkischen Vereins für geothermische Energie könnten bei voller Auslastung rund 15 % des lokalen Energiebedarfs gedeckt werden.

Die erste geothermische Bohrung erfolgt schon 1963 in Izmir-Balçova, wo 1983 das erste Fernwärmesystem installiert wird. Inzwischen sind landesweit etwa 117.000 Haushalte an geothermische Fernwärmenetze mit einer Gesamtleistung von knapp 1.000 MW angeschlossen. Zudem werden rund 215 Thermalbäder betrieben.

Die erste geothermische Bohrung mit dem Ziel einer Stromproduktion erfolgt 1968 in Denizli-Kizildere, wo 1984 das erste geothermische Kraftwerk des Landes mit einer Leistung von 20 MW errichtet wird. Eine weitere Anlage steht in Aydin – Salavatli (10 MW).

Seit Juli 2007 ermöglicht ein neues Gesetz über auch der Privatwirtschaft den geothermischen Markt zu erschließen.

2008 ist die Nutzung des Potentials zur Stromproduktion mit den installierten 30 MWe noch immer sehr gering. Auch die direkte Nutzung der Geothermie zur Wärmegewinnung liegt mit 983 MWt weit unter dem vorhandenen Ressourcenpotential.           

Im Bau befinden sich folgende Anlagen zur Stromproduktion: Germencik Jeotermal Elektrik Santrali (48 MW), Kizildere Jeotermal Santralini (6,85 MW), Çanakkale-Tuzla Jeotermal santrali (7,5/22 MW) und Simav Jeotermal Jeotermal Elektrik Üretim Santrali (10 MW).

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