Geothermie in Deutschland allgemein

Geothermie in Deutschland

Heiße Tiefenwässer gibt es vor allem in drei Regionen Deutschlands: im Rheingraben, im Norddeutschen Becken und im süddeutschen Molassebecken.  Besonders folgende Gebiete haben sich als aussichtsreich herausgestellt: Eifel, Westerwald, Vogelsberg, Rhön, Hegau, Uracher Vulkangebiet. Der Süddeutsche Sporttaucher und Höhlenforscher Jochen Hasenmeyer schätzt, daß das gesamte Voralpengebiet über eine Fläche von 25.000 bis 30.000 Quadratkilometer mit Warm- und Heißwasser-Höhlennetzen durchzogen ist, „dem größten direkt nutzbaren Thermalwasservorkommen der Erde.“

Im Raum München werden in 2.000 – 3.000 m Tiefe Wassertemperaturen bis zu 85°C gemessen, denn die südbayerischen Malm-Schichten – die oberste Jura Formation – weisen eine ergiebige Wasserführung auf. Im Alpengebiet erwartet man in 7.000 m Tiefe eine Temperatur von etwa 300°C und in den Erdölfeldern bei Landau wird ein innerirdischer Wärmestrom gemessen, der auf Temperaturen von ca. 150°C bei einer Tiefe von 2.000 m schließen läßt – dies ist doppelt soviel als in durchschnittlichen anderen Regionen.

Die Universität Bochum bereitet beispielsweise einen Versuch in der Eifel vor, bei dem eine 4.000 m tief liegende Magma-Kammer unter dem Laach-See angebohrt werden soll. Es werden Temperaturen bis 1.000°C erwartet. Das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung wendet dagegen moderne geophysische und geochemische Methoden an, um auch ohne Tiefbohrungen wirtschaftlich nutzbare Wärme zu finden. Um den für dieses Vorhaben wichtigen ‚Curie-Punkt’ im Tiefengestein errechnen zu können (dieser liegt im Normalfall bei etwa 560°C), reicht bei den modernen Methoden schon eine Bohrung von nur 30 – 50 m aus.

Die erste Pilotanlage für das sogenannte ‚hot-dry-Rock-Verfahren’ (HDR) entsteht ab 1977 in Bad Urach, südlich von Stuttgart auf der Schwäbischen Alp in Württemberg. Dieses nationale Projekt lief bis 1996. Bei diesem Verfahren dient das trockene, heiße Tiefengestein als ‚Tiefsieder’. Kaltes Wasser wird hinunter- und erhitztes Wasser wieder hinaufgepumpt. Das Ziel ist die Beheizung von 1.500 Wohneinheiten. Die Arbeitsgruppe Geothermik, die das 13 Mio. DM Projekt durchführt, wird zu 75 % vom BMFT gefördert, den Rest teilen sich die Stadt Bad Urach und die EG. Ausgewählt wurde der Ort deshalb, weil an dieser lokalen Anomalie die Wärme pro 100 m Tiefe um 5°C steigt, statt – wie sonst im Durchschnitt – nur um 3°C. Ein zweites nationales Projekt läuft zwischen 1977 und 1986 in Falkenberg.

Wie schwer Kostenabschätzungen in der Geologie jedoch tatsächlich sind, zeigt sich einige Jahre später in wiederum Bad Urach, als dort nach einem in etwa 4.600 m Tiefe vermuteten natürlichen Kluftsystem gebohrt wurde. Die Bohrung gerät im Mai 2004 bei 2.800 Meter ins Stocken, weil die 6,5 Millionen Euro des zu 97 % vom Bundesumweltministerium finanzierten Projektes wegen vorzeitiger geologischer Probleme aufgebraucht sind. Nun wird der Bohrturm abgebaut – bis die fehlenden knapp 4 Mio. € zusammenkommen. Ein gutes Drittel davon will wiederum der Bund beisteuern, aber auch der Energieversorger EnBW – vertraglich nur für den oberirdischen Teil verantwortlich (wie clever!) – ist  weiterhin am Projekt interessiert.

Die Problematik des ‚hot-dry-Rock­Verfahrens’ besteht darin, daß es erst dann wirtschaftlich wird, wenn ein Hohlraum mit ausreichend großer Fläche gefunden wird, in welchen das zu erhitzende Wasser hineingepumpt werden kann. Die Schwierigkeit der exakten Platzierung beider notwendigen Zu- und Abpumpbohrungen läßt sich mit einer gemeinsamen Doppellochbohrung umgehen. Die Bedingung hierfür ist das Vorhandensein einer Tiefenstruktur aus wasserdurchlässigem kristallinen Gestein (Granit und Gneis), unter der sich das Magma befindet.

An der genannten Örtlichkeit zeigt sich jedoch, daß die dort erwarteten 110°C – 130°C in 2.300 m – 2.500 m Tiefe bei weitem überschritten werden:

Bohrtiefe
Temperatur
1.700 m
75°C
1.810 m
96°C
2.682 m
250°C (*)
3.334 m
140°C

(*) Die hohe Temperatur in dieser Tiefe soll sich laut Prof. Hans-Ulrich Schmincke durch einen Wärmetransport durch Konvektion und Wasserströmungen erklären lassen. Diese Versuche in Urach ergeben allerdings, daß derartige Projekte zu kostenaufwendig sind, denn der wirkliche Wärmegewinn ist sehr gering.

Die erste kommerzielle Erdwärme-Bohrung der Bundesrepublik wird dann Ende 1979 im Oberrheintal niedergebracht. Die Deutsche Schachtbau- und Tiefbohrgesellschaft (Lingen) beginnt dort eine 3.325 m tiefe Bohrung, mittels derer später mehrere tausend Wohneinheiten der Kreisstadt Bühl bei Baden-Baden beheizt werden sollen. Die vom BMFT mit 7 Mio. DM geförderte Bohrung wird fündig und erbringt eine Wassertemperatur von 110°C, der Durchmesser der Bohrung bei der erreichten Endtiefe beträgt 17,5 cm. Für die notwendigen Installationen wie Heizverteiler und Wärmeaustauscher sind 80 Mio. DM veranschlagt, die zu 80 % vom Bund getragen werden sollen. Und obwohl der Freiburger Geologie-Professor Kurt Sauer schätzt, daß sich aus geothermischen Bohrungen höchstens 3 % des gesamten bundesdeutschen Energieverbrauchs decken ließe, entwickelt die Firma Linde AG ein Verfahren, das es erlaubt schon mit nur 150°C heißem Wasser ein Kraftwerk zu betreiben, dessen Arbeitsmedium Propangas ist.

Für 4,5 Mio. DM, die zu 90 % von Bund und Ländern getragen werden, wird in der Nähe von Bruchsal eine 1.877 m tiefe Bohrung eingebracht, die auf 114°C heißes Wasser stößt, welches zukünftig das Hallenbad und ein benachbartes Sportzentrum beheizen soll. Die 20 l/s Heißwasser sollen nach dem Kaskadenmodell zuerst Strom produzieren (etwa 3,36 MW), dann (bei etwa 74°C) Raumwärme erbringen und danach noch Gewächshäuser und Fischfarmen erwärmen. Über eine zweite Injektionsbohrung wird das abgekühlte Wasser dann wieder in den Boden zurückgepumpt.

Bei Saulgau auf der Schwäbischen Alp gibt es einen weiteren Versuch, bei dem aber nur 42°C warmes Wasser gefördert werden kann. 1980 entsteht im ostbayerischen Falkenberg ein HDR-Zirkulationssystem in 250 m Tiefe. Und 1989 will die Stadt Landshut einen unterirdischen Fluß, dessen Temperatur 52°C beträgt, für ein Projekt zur Gewinnung von Erdwärme nutzen.

Die ehemaligen Geothermieprojekte der DDR (s.d.) werden nach 1991 weitgehend ‚abgewickelt’, obwohl sogar der japanische Handelskonzern Marubeni Interesse an dem Ausbau der Thermal- und Heilbäder an der Ostseeküste zeigt. Erst 1994 wird in Prenzlau wieder gearbeitet, und ab November des Jahres wird aus 3.000 m Tiefe 108°C heißes Wasser gefördert, das zur Beheizung von 1.260 Haushalten dient. 1995 bekommt das Projekt den Innovationspreis der EU. Weitere Projekte in Brandenburg laufen in Rheinsberg und Templin.

Ebenfalls ab 1994 beginnt im Erdinger Moos bei München die Arbeit daran, eine 65°C warme Thermalquelle anzuzapfen, die 1983 bei Ölbohrungen der Firma Texano in 2.350 m Tiefe entdeckt wurde. Beim Dauerpumpen stellte sich die Bohrung mit 55 l/s als sehr ergiebig heraus, außerdem war das Wasser von hoher Qualität. Das Konzept des Markt Schwabener Ingenieurbüros terrawat beinhaltet eine Mehrfachnutzung, es wird für eine installierte Leistung von 18 MW für die beiden Bereiche Fernwärme und Thermalwasseraufbereitung ausgelegt. Das ausgekühlte Wasser wird nach Entgasung, Filterung und Anreicherung mit Sauerstoff in das städtische Trinkwassernetz eingespeist, und ein Teil des Thermalwassers wird einem Freizeitbad- und Hotelkomplex zur Verfügung gestellt. Im Rahmen der Investitionssumme von 30 Mio. DM werden durch einen Wärmetauscher (1,7 MB) und durch eine eigens für das Projekt entwickelten Absorptionswärmepumpe (6,8 MW) über ein 10 km langes Leitungssystem das Kreiskrankenhaus sowie sechs Schulen und Kindergärten sowie drei Neubaugebiete mit ca. 2.000 Wohnungen beheizt. Für besonders kalte Tage gibt es zur Sicherheit zwei erdgasbefeuerte Heißwasserkessel, die außerdem die Wärmepumpe antreiben. Die von der EU und Bayern geförderte Erdinger Anlage geht offiziell am 25. März 1998 in Betrieb und gilt zu diesem Zeitpunkt als Deutschland größte Geothermieanlage, die auch europaweit einmalig ist. Als Folgeprojekt ist ein Thermalbad geplant.

Der Leiter des Referats Geothermik im Niedersächsischen Landesamt für Bodenforschung Christoph Clauser schätzt 1997, daß die Geothermalenergie etwa 49 % des Wärmebedarfs der Bundesrepublik decken könnte.

1994 gibt es deutschlandweit 20 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 33 MW, 1998 sind es bereits 22 Anlagen mit insgesamt 39 MW – und hinzu kommen inzwischen noch rund 20.000 kleinere, dezentrale Anlagen mit weiteren 285 MW Gesamtleistung. 13 weitere Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 90 MW sind geplant. Das Bundeswirtschaftsministerium kommt in einer Studie zu dem Schluß, daß bundesweit über 50 GW Wärmeenergie durch zentrale Erdwärmekraftwerke gewonnen werden könnten, sowie weitere 30 GW durch dezentrale Anlagen.

Grafik des Aquifers

Reichstag-Aquifer

Bei der umfassenden Renovierung und dem technischen Ausbau des Berliner Reichstags Mitte der 1990er werden neue Energiekonzepte miteinbezogen – neben der Solarenergie (eine PV-Anlage von 3.600 qm, die allerdings nur 1 – 2 % des Gebäudestromverbrauchs deckt) kommt so auch die Erdwärme zum Zuge. Es wird nämlich festgestellt, daß sich in etwa 300 m Tiefe ein ‚Aquifer’, eine 29 m mächtige Sandsteinschicht mit 19°C warmem Wasser befindet.

Geplant und umgesetzt wird daraufhin neben einem Pflanzenöl-betriebenen Blockheizkraftwerk ein unterirdischer Wärme- und Kältespeicher: Im Abstand von 300 m werden zwei Löcher in den salzwassergefüllten Wärmespeicher eingebracht, eine ‚warme’ und eine ‚kalte’ Seite. Beide werden durch ein lecküberwachtes Leitungssystem aus glasfaserverstärkten Kunststoffrohren miteinander verbunden. Zwischen den Temperaturpolen wird das Wasser im Wechsel der Jahreszeiten hin- und hergepumpt, und die Überschusswärme des Sommers wird mit einer Wassertemperatur von 60°C in die Wärmeblase geleitet, die sich dabei auf einige hundert Meter ausdehnt. In den kalten Monaten wird die Pumprichtung umgedreht, und mit einem Rückholwirkungsgrad von etwa 65 % versorgt die eingespeicherte Wärme dann den Niedrigtemperaturbereich der Heizsysteme des Reichstags, der Dorotheenblöcke, des Luisen- und des Alsenblocks.

Die hierfür eingesetzte Tauchpumpe stammt aus der Erdölwirtschaft und hat eine Länge von 10 m bei einem Duchmesser von 15 cm. Sie wiegt 800 kg. In Betrieb geht das ganze System 1999.

1998 wird bekannt, daß auch bei den Plänen für den Großflughafen Berlin-Schönefeld die Geothermie eine Rolle spielen soll. Ende des Jahres stimmt der EU-Forschungsministerrat geschlossen dagegen, auch die Geothermie in das 5. Forschungsrahmenprogramm der EU aufzunehmen. Bis 2004 bestehen dadurch nur noch eingeschränkte Fördermöglichkeiten. Auch das Projekt in Bühl (s.u. Frankreich) wird auf Eis gelegt.

Im November 1999 beschließt der Bundestag, die Geothermie-Forschung bundesweit mit 20 Mio. DM zu fördern. Das Geoforschungszentrum in Potsdam erhält seit 1999 rund 3 Mio. DM pro Jahr.

Im Frühjahr 2000 tritt das Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) in Kraft, dadurch wird auch die Arbeit des GeoForschungsZentrum Potsdam (GFZ) unterstützt. Von diesem sind freundlicherweise auch die meisten Fotos auf dieser Seite zur Verfügung gestellt worden.

Im Rahmen des Forschungsprojektes ‚In-situ Geothermielabor – GFZ-Forschungsbohrung im Verflechtungsgürtel Brandenburg-Berlin’ prüfen die Wissenschaftler des Zentrums ab dem offiziellen Projektstart Anfang Dezember 2000 die Eignung einer ehemaligen, 4.200 m tiefen Erdgaserkundungsbohrung aus DDR-Zeiten in Groß-Schönebeck, etwa 45 km nördlich von Berlin, auf ihre geothermische Nutzung. In der Tiefe herrschen Temperaturen von mehr als 140°C. Sollten auch die entsprechend hohen Heißwasserfließraten erreicht werden (man hofft auf 100 Kubikmeter pro Stunde), dann plant das Zentrum, dort gemeinsam mit einem Industriepartner eine Pilotanlage zur Erzeugung von elektrischer Energie zu errichten.

Projektpartner sind die Geothermie Neubrandenburg GmbH sowie die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe/BGR, Hannover. Später steigt auch die REpower Systems AG mit ein.

In einem Großexperiment injiziert eine Arbeitsgruppe im Februar 2003 17.000 Kubikmeter Wasser in das Bohrloch bei Groß Schönebeck. Damit soll der Nachweis erbracht werden, ob geothermische Stromerzeugung unter den hier vorherrschenden geologischen Bedingungen möglich ist. Durch den hydraulischen Druck des verpreßten Wassers wird das Gestein in der Tiefe zerbrochen. Damit wird untertage die Wegsamkeit verbessert, so daß mehr Wasser in den Klüften zirkulieren kann.

Bohrturm in Groß-Schönebeck in der Nacht

Groß-Schönebeck

Auf einem FMI-Bild (Fullbore Formation MicroImager), das aus Messungen des elektrischen Widerstandes an den Wänden des Bohrlochs gewonnen wird, ist zu sehen, daß etwa 5 mm breite und 150 m lange Risse erzeugt worden sind.

Um die hydraulischen Eigenschaften des stimulierten Reservoirs zu testen und verläßliche Aussagen zu erhalten, wird von Dezember 2004 bis Frühjahrsbeginn 2005 ein weiteres Langzeitinjektionsexperiment durchgeführt, und Mitte 2006 stellt das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) einen Teil der Mittel in Höhe von 10,1 Mio. € bereit, um eine zweite Bohrung von rund 4.300 m Tiefe niederzubringen. Am 03. Januar 2007 wird bei 4.400,44 m die Endteufe erreicht.

2008 soll nun eine HDR-Anlage in Betrieb gehen, in der große Mengen Oberflächenwasser aus Seen oder Flüssen auf das heiße, undurchlässige Gestein in der Tiefe gepreßt, dort erhitzt und mit 150 – 200°C wieder zur Erdoberfläche zurückgepumpt werden.

Bereits 1995 wird in Neustadt-Glewe, nahe Schwerin, eine überarbeitete Anlagenkonzeption verwirklicht. Das Kraftwerk liefert seitdem mit dem 95°C bis 89°C heißem Wasser aus 2.250 m Tiefe ca. 11 MW thermische Energie. Im November 2003 geht dann nach einer knapp fünfmonatigen Umbauzeit das erste Erdwärmekraftwerk Deutschlands in Betrieb, das mit seinen 210 kW künftig 500 Haushalte mit umweltfreundlichem Strom durch Kraft-Wärme-Kopplung versorgt. Das neue Kraftwerk bezieht seine Energie aus 98°C heißem Wasser, welches aus 2.200 m Tiefe heraufgepumpt wird. In einem Wärmetauscher wird die Energie an einen organischen Stoff (z.B. n-Pentan, Isobutan) abgegeben, der schon bei rund 30°C siedet.

Der entstehende ‚Dampf’ erzeugt dann mittels einer 300 PS starke ORC-Turbine (Organic Rankine Cycle) die jährlich etwa 1.400 MWh Strom erzeugen wird – genug für 500 Wohnungen. Bauherr und Betreiber ist die Erdwärme Kraft GbR, Berlin. An ihr beteiligt sind die zu Vattenfall Europe gehörende BEWAG(Berlin) mit 51 % sowie die Schweriner WEMAG und die Landauer LanGeo GmbH, eine Tochter der EnergieSüdwest AG (Landau/Pfalz), mit jeweils 24,5 %. Die drei Gesellschafter investieren in das Projekt zusammen über 800.000 €. Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit fördert das Bauvorhaben mit fast 50 % der Investitionssumme.

Der erreichbare elektrische Wirkungsgrad einer ORC-Anlage beträgt bei einem Temperaturniveau von 100°C etwa 6,5 % und bei 200°C etwa 13 – 14 %. Auf dem Markt befinden sich bereits ORC-Turbinen im Leistungsbereich von 100 – 250 kW.

Ab 2000 wird auch am Einsatz von Raumluftkonditionierung mittels Erdwärmetauschen gearbeitet. Diese Technik ist allerdings nicht neu, schon ein deutsches Patent aus dem Jahre 1877 beschreibt zum Beispiel ein ‚Verfahren zur Kühlung und Vorerwärmung der Luft mit Hilfe der Erdwärme’. Zu den bekanntesten neuzeitlichen Pilotprojekten gehört das Verwaltungsgebäude Wagner in Cölbe, das Verwaltungsgebäude DB Netz in Hamm und das DLR-Sonnenofen-Gebäude in Köln.

Die Gemeinde Unterhaching (20.000 Einwohner) beginnt 2002/2003 das bundesweit erste hydrothermale geothermische Strom- und Wärmeerzeugungsprojekt im sogenannten ‚Süddeutschen Molassebecken’ durch. Es ist geplant, zwei Bohrungen in eine Tiefe von jeweils ca. 3.400 m niederzubringen und bis zu 150 l/s an Thermalwasser mit einer Temperatur zwischen 100°C bis 120°C zu gewinnen. Aus dem heißen Tiefenwasser sollen bis zu 3,1 MW elektrischer Leistung und 16 MW thermischer Leistung gewonnen werden.

Bohrturm in Unterhaching

Unterhaching

Das Kraftwerk in Unterhaching, das 2007 ans Netz gehen soll, wird dann eines der modernsten Geothermie-Kraftwerke in Europa, und das erste in Deutschland sein, das von Anfang an auch für die Stromerzeugung geplant war (die Anlage in Neustadt-Glewe war anfangs ja nur als Wärmekraftwerk konzipiert). Auftraggeber ist die eigens dafür gegründete und sich in Gemeindebesitz befindende Geothermie Unterhaching GmbH & Co. KG, den Auftrag zum Bau der Kraftwerksanlagen erhält die Siemens Industrial Solutions and Services (I&S). Für den Bereich unter der Erde – also Bohrungen und Analyse beispielsweise – ist die Geothermie Neubrandenburg GmbH (GTN) verantwortlich, die bereits seit Anfang der 1980er Jahre Erfahrung im Bereich der Geothermie gesammelt hat.

Der erzeugte Strom von 3,4 MW – ausreichend für etwa 2.000 Haushalte – soll entsprechend dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in das örtliche Stromnetz eingespeist und mit bis zu 15 Cent pro Kilowattstunde vergütet werden. Mit der zusätzlich gewonnenen Wärme sollen kommunale und private Liegenschaften günstig und umweltfreundlichen versorgt werden.

Die Gesamtkosten des Projektes werden auf rund 36 Mio. € geschätzt. Die Förderung durch Zuschüsse und Sonderdarlehen vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit beläuft sich auf 4,8 Millionen Euro.

Unter der konzeptionellen Führung der Wirtschaftsprüfungs-, Steuer- und Rechtsberatungskanzlei Rödl & Partner wird am 27.11.2003 im Rahmen des Projektes in Unterhaching der Abschluß der europaweit ersten privatwirtschaftlichen ‚Fündigkeitsversicherung’ für eine geothermische Tiefbohrung unterzeichnet. Das sogenannte ‚Fündigkeitsrisiko’ stellt bislang das größte Investitionshindernis bei der geothermischen Energieerzeugung dar. Je nach Bohrtiefe und Dimension kostet eine geothermische Tiefbohrung zwischen 3 und 5 Mio. Euro. Bis diese Bohrung niedergebracht und abgeschlossen ist, kann niemand exakt bestimmen, ob und wie viel Thermalwasser gewonnen werden kann.

Zu diesem Zeitpunkt existieren deutschlandweit bereits 24 größere hydrothermale Heizwerke im Leistungsbereich zwischen 100 kW und 20 MW. Mit dem geothermischen Strompotential in Deutschland ließe sich selbst bei der heutigen Technik allerdings das 600-fache des deutschen Jahresstromverbrauchs erschließen!

Am 6. Februar 2004 fällt in Unterhaching der Startschuß für das Projekt, und im September 2004 stoßen die Bohrer in 3.446 m Tiefe auf 120°C warmes Wasser mit einer Schüttung von 150 Litern pro Sekunde, womit sogar die optimistischsten Erwartungen übertroffen werden. Für eine wirtschaftliche Nutzung waren eine Mindesttemperatur von 100°C bei einer Fördermenge von 100 Litern pro Sekunde angesetzt.

Statt dem ORC-Verfahren soll in Unterhaching – in Deutschland erstmalig – das so genannte Kalina-Verfahren angewendet werden, bei dem als Arbeitsmittel ein Gemisch aus Ammoniak und Wasser eingesetzt wird, für das sich Siemens für Europa die Lizenz gesichert hat. Die Patente dafür hält die kalifornische Firma Exergy. Der Kalina-Kreislauf, der in den 1970er Jahren von dem russischen Ingenieur Alexander Kalina entwickelt worden ist, hat gegenüber einem ORC-Kreislauf eine bis zu 40 % höheren Energieausbeute, da das Ammoniak-Gemisch schon bei Temperaturen um 90°C siedet. hat. Bisher arbeiten weltweit aber erst vier Kraftwerke mit einem solchen Kreislauf, der sich auch für andere Niedertemperaturbereiche anwenden ließe, und deshalb bei Siemens auf zunehmendes Interesse stößt. Über den Fortgang des Projekts berichte ich weiter in chronologischer Folge (s.u.).

Im zweiten Halbjahr 2004 wird mitten in der Aachener Innenstadt eine 2.544 m tiefe Geothermiebohrung ‚RWTH-1’ durchgeführt. In dieser Stadt tritt an mehr als 30 Stellen bis zu 70°C heißes und schwefelhaltiges Wasser an die Erdoberfläche.

Ziel des von der EU und dem Land NRW mit insgesamt 5,14 Mio. € geförderte Demonstrationsvorhabens ist die Erschließung von Erdwärme für das ‚SuperC’, das Studienfunktionale Service-Center für die über 30.000 Studenten der RWTH. Die Bauarbeiten für das Hightech-Gebäude dauern bis zum Frühjahr 2007.

Die reibungslos ablaufende und geräuscharme Bohrung ist ein wichtiger Schritt, um zukünftig auch Großgebäude im innerstädtischen Bereich umweltfreundlich beheizen und kühlen zu können.

In Zusammenarbeit mit den Projektpartnern aix-otherm (Aachen) und Kusimex (Köln) wird die Bohrung anschließend zu einer tiefen Erdwärmesonde ausgebaut: Kaltes Wasser wird über ein doppelwandiges Rohr in die Tiefe gepumpt und erwärmt sich dabei langsam am heißen Gestein. Über ein isoliertes Förderrohr in der Mitte des Bohrlochs wird das dann auf fast 80°C erhitzte Wasser wieder nach oben transportiert und fließt direkt in das Heizsystem des „Super C“. Für Temperaturmessungen ist weltweit erstmalig ein Glasfaserkabel in den Zementmantel integriert worden. Mit den rund 450 kW Leistung sollen rund 80 % des gesamten Wärme- und auch Kältebedarfs des Service-Centers gedeckt werden: Während der Heizperiode durchläuft das heiße Tiefenwasser im so genannten Kaskadensystem Konvektoren sowie Decken- und Fußbodenheizungen, während im Sommer eine Adsorptionskältemaschine die Gebäudekühlung sicherstellt.

Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schätzt zu diesem Zeitpunkt, daß geothermale Kraftwerke weltweit lediglich etwas mehr als 7.000 MW Strom liefern und geothermale Heizanlagen kaum mehr als 8.000 MW Wärmeleistung in Heiznetze einspeisen. Nach Angaben der Internationalen Energie Agentur entstammen somit nur rund 2 % der Energieerzeugung der OECD-Staaten aus der Erdwärme. In Deutschland sind zu diesem Zeitpunkt rund 30 derartige Anlagen mit einer Leistung von insgesamt etwa 50 MW in Betrieb.

Bis einschließlich 2004 fördert die Bundesregierung Forschungen zur Geothermie mit 15 Mio. € (Wegen des hohen Risikos bei den Bohrungen finanziert der Bund mit 5 Mio. € auch Deutschlands größte Tiefenbohrung im bayerischen Unterhaching, s.o.).

Das Institut für Energetik und Umwelt in Leipzig schätzt 2004 das Strompotential der Geothermie in Deutschland auf etwa 290 TW/a (bei gleichzeitiger Bereitstellung von Niedertemperaturwärme in erheblicher Größenordnung).

Am 11.12.2005 wird der neue Bahnhof Barbis in dem 4.000-Einwohner-Ortsteil von Bad Lauterberg eingeweiht. Dort muß bei Eis und Schnee künftig nicht mehr geräumt oder gestreut werden, da die Bahnsteige mit Solar- und Erdwärme geheizt werden. Zur Nutzung der Erdwärme wurden neun Sonden unterhalb der zwei Bahnsteige installiert, die jeweils knapp 100 m lang sind. Beim Heizen fallen somit keine Kosten für Energie an. Der kleine Ort Barbis wurde für das Pilotprojekt ausgewählt, weil dort für 1,2 Millionen Euro ein völlig neuer Bahnhof gebaut wurde. Er liegt an der Strecke zwischen Göttingen und Nordhausen.

Erdwärmekorb

Wärmekorb

Im Juni 2006 werden in Stuttgart die ersten Wärmekörbe verlegt, die von Daniel Abbou entwickelt worden sind. Die spiralig gewundenen Rohre werden nur 2,5 m tief in den Boden eingelassen, und nehmen unterhalb der Frostgrenze die Wärme der Erde auf. Jeder Korb benötigt eine Fläche von 10 qm und kann mittels einer Wärmepumpe ca.1 kW Wärme produzieren. Um eine Wohnfläche von 150 qm zu beheizen reichen 10 Wärmekörbe aus.

Insgesamt beginnt die private Nutzung der Erdwärme zuzunehmen. Während noch Mitte der 1990er Jahre im jährlichen Durchschnitt unter 1.000 Systeme für den oberflächennahe Bereich installiert wurden, waren es 2004 erstmals 10.000 neue Systeme, und 2005 schon knapp 12.000. Für 2006 werden sogar über 15.000 Anlagen erwartet. Es wird geschätzt, daß deutschlandweit derzeit ein Investitionsvolumen für die geothermische Energieerzeugung von etwa 3,4 Milliarden € besteht.

Geologen der Ruhr-Universität erstellen 2006, als Kooperationspartner des FONDEF-Projekts (Fomento al Desarrollo Cientifico y Tecnológico), eine Karte der geeigneten Orte für ein Geothermie-Kraftwerk in Zentral- und Südchile und nutzen ihre Erkenntnisse für das Projekt PROMETHEUS, das die Wärme des Wassers aus der Tiefe für die RUB nutzbar machen soll. Die Erwärme soll für etwa 30 Jahre lang Energie für die RUB und ihre Umgebung liefern.

Im Oktober 2006 wird das zweite Loch für das 2001 gestartete Unterhachinger Geothermie-Projekt in die Tiefe getrieben. Bei der ersten Bohrung, rund vier Kilometer entfernt, wurde das riesige unterirdische Reservoir angezapft. Nun kann bald der Wasserkreislauf in Gang gesetzt werden: durch das eine Loch heiß nach oben, durch das andere Loch abgekühlt wieder nach unten. Es stellt sich aber auch heraus, daß die Bohrungen in Unterhaching alleine schon 35 Millionen € gekostet haben. Ein Großteil dieses Geldes stammt allerdings aus öffentlichen Fördertöpfen. Die Gemeinde selbst kostet der Traum von der energetischen Unabhängigkeit rund 50 Millionen €, was auch ein mehrere Kilometer langes Rohrleitungssystem und ein Kraftwerk einschließt. Man rechnet damit, daß sich die Investitionen in 15 bis 16 Jahren amortisieren.

Aufgrund des Erfolges in Erding denkt man dort bereits über ein zweites Kraftwerk nach. Auch in anderen Regionen mit Thermalwasservorkommen, wie in Bayern oder im Oberrheintal sollen in den kommenden Jahren neue Fernwärmenetze und Kraftwerke entstehen, die Erdwärme für ihre Bürger nutzen.

Ebenfalls 2006 plant die Essener Enro AG den Bau eines geothermischen Kraftwerks in Brandenburg. Mit einer veranschlagten Leistung von 25 MW wäre es die größte Anlage dieser Art in Deutschland. Mit einer Investition von 250 Millionen € soll in 5.000 m Tiefe die Wärme von Vulkangestein erschlossen werden. Die Probebohrungen lassen 190°C heißes Thermalwasser erwarten, das dann eine ORC-Turbine antreiben soll.

Ende 2006 werden nach Abschluß der landesweiten geologischen Erfassung 17 bayerische Erdwärme-Nutzungskarten vorgestellt, die kostenfrei vom Umweltministerium erhältlich sind. Bereits heute hält Bayern mit rund zwei Drittel der in Deutschland erschlossenen Erdwärmeleistung die Spitzenposition.

Ab dem Mai 2007 gelangt Wärme über das neue Fernwärmenetz in die Wohnungen von Unterhaching und bis Mitte des Jahres verlegt die Gemeinde über 21 km neue Fernwärmeleitungen. Am 4. Oktober 2007 beginnt das Geothermiekraftwerk offiziell Energie in das Fernwärmenetz zu liefern. Neben dem bis zu 126°C heißem Thermalwasser aus 3.577 m Tiefe stehen im Heizwerk auch noch zwei große 23,5 MW Kessel zur Verfügung. Das Thermalwasser wird anschließend nicht genutzt, sondern in einem geschlossenen Kreislauf wieder in das Aquifer verpreßt, um den hydraulischen ‚Motor’ im Wasserhorizont aufrecht zu erhalten.

Als nächstes soll die Stromerzeugungsanlage in Betrieb genommen werden. Das Projekt hat bis dato ca. 73 Mio. € gekostet und gilt als eines der wichtigsten Pilotvorhaben in Europa. Es ist das derzeit größte in Deutschland. Gewinne erwartet man ab 2017 zu machen, der ‘Return of Investment’ soll nach ca. 23 Jahren erreicht sein.

Bohrturm in Landau

Bohrturm Landau

Gegenwärtig sind in Deutschland mehr als ein Dutzend Geothermie-Projekte in Planung oder Bau: Siemens baut ein zweites Kraftwerk im badischen Bruchsal, und Unterhachings Nachbargemeinden Pullach, Taufkirchen und Oberhaching planen ebenfalls Probebohrungen nach Thermalwasser. Falls die Fördermengen für ein Kraftwerk nicht ausreichen, kann immer noch ein Bad betrieben werden. In der Schweiz, wo man in den neunziger Jahren intensiv nach Thermalwasser bohrte, entstand so ein halbes Dutzend neuer Thermalbäder.

Die Münchner Erdstrom AG präsentierte am Vorabend des Symposiums ‚Klimaschutz durch Erdwärme – Geothermie 2007’ in Wien ihr gut 300 Mio. € umfassendes Projekt zum Bau von acht geothermischen Kraftwerken mit jeweils 5 bis 10 MW elektrischer Leistung im bayerischen Molassebecken. Hier kann aus gut 3.000 m Tiefe 130°C heißes Wasser an die Oberfläche geholt werden. Wirtschaftlich ist das Projekt wegen der auf 20 Jahre garantierten Einspeisetarife nach dem deutschen Energieförderungsgesetz. Die neuen Anlagen sollen 2010/2011 in Betrieb gehen.

Am 21. November 2007 wird in Landau in der Pfalz ein weiteres kommerzielles ORC-Geothermiekraftwerk eingeweiht, obwohl man dort erst Mitte 2003 – und damit später als in Unterhaching – mit den Vorbereitungen begann. Hier gab es jedoch im Vergleich zu Bayern bei den notwendigen Genehmigungsverfahren durch das Land Rheinland- Pfalz eine sehr unternehmerfreundliche Bearbeitung.

Das auf einem ehemaligen Militärgelände gelegene Kraftwerk, wo nun aus einer Tiefe von über 3 km 160°C heißes Wasser sprudelt, leistet allerdings nur 3 MW. Gebaut wurde es von der geo x GmbH, einem Gemeinschaftsunternehmen der Energieversorger Pfalzwerke in Ludwigshafen und der EnergieSüdwest in Landau, die Bauteile für das Kraftwerk liefert eine israelische Firma. Die Kosten einschließlich der Fördermittel werden auf etwa 20 Mio. € beziffert, das Projekt wurde durch das Bundesumweltministerium mit rund 2,6 Mio. € unterstützt. – und auch hier gibt es Probleme, als sich der Bohrer in 3.200 m Tiefe verkantet.

Geothermiekraftwerk Landau in der Nacht

Geothermiekraftwerk Landau

Die Wärmeenergie des Wassers wird über einen Wärmetauscher auf den Kohlenwasserstoff Pentan übertragen, der bereits ab 28°C gasförmig wird. Die vom Dampfdruck angetriebene Turbine produziert Strom, der ins regionale Netz eingespeist wird, während das inzwischen auf 90°C abgekühlte Wasser auf einen zweiten Wärmetauscher geleitet wird, damit es für Fernwärme genutzt werden kann. Im Januar/Februar 2008 soll die Anlage in Dauerbetrieb gehen.

Inzwischen gibt es im Internet auch eine interaktive Karte mit Geothermie-Standorten in Deutschland.

Ein ganz besonders anspruchsvolles Programm lief in Deutschland unter dem Namen KTB – das wir uns nun etwas näher anschauen werden.

Das KTB-Programm

Eines der für die Geothermie interessantesten Langzeit-Projekte ist das öffentlich finanzierte Kontinentale Tiefbohr-Programm (KTB) in Bayern, das bis 1996 (ursprünglich) eine Rekordtiefe von 14 km erreichen sollte. Bis dahin galten die Russen als Rekordhalter: In Zapolarny auf der Halbinsel Kola waren sie 1985, zehn Jahre nach Projektbeginn, bis auf 12.262 m in die Tiefe vorgedrungen. Alleine die letzten eineinhalb Kilometer dauerten über drei Jahre. Dabei mussten die Geologen immer wieder erhebliche Korrekturen hinsichtlich der Erdschichtenmodelle und der geothermischen Tiefenstufe anbringen. Auch die Temperatur von 200°C in 11 km Tiefe war wesentlich höher, als bei einem Festlandschild erwartet wurde.

Der Kostenvoranschlag für die auf 10 Jahre angelegte Forschungsarbeit im Rahmen des KTB-Programms lautete auf 450 Mio. DM. Tatsächlich kostete das Projekt bis zu seinem Abschluß 528 Mio. DM, die vom BMFT getragen wurden.

Die Wahl der Örtlichkeit lag darin begründet, daß sie sich bei einer Rekonstruktion des gemeinsamen Kontinents Pangäa (vor ca. 200 Mio. Jahren) so ziemlich genau im Zentrum befindet, d.h. an der Nahtstelle der Kontinentalplatten von Afrika, Asien und Amerika. 1984 begann die Arbeit.

Die 1987 nach 949 Tagen in 4.000 m abgeschlossene Vorbohrung bei Windischeschenbach zwischen Weiden und Marktredwitz in der Oberpfalz ergab bei der gefundenen Salzsole aus Calcium-Natrium-Chlorid zuletzt eine Temperatur von 118°C bis 120°C, also deutlich höher als ursprünglich prognostiziert. Die Analysen zeigten, daß an der Zusammensetzung der Sole Meerwasser beteiligt ist. Man ging davon aus, daß es sich dabei um Wasser aus dem Jura- oder Kreidemeer handelt, die es hier vor 200 bis 100 Millionen Jahren gegeben hatte. Von den Bohrkernen – insgesamt 3.600 laufende Meter – wurden 25.000 Gesteins- und Flüssigkeitsproben entnommen, von denen 6.000 an über 50 Universitäten und andere Forschungsinstitute verteilt wurden. Im Frühjahr 1990 trafen sich dann über 300 am Programm beteiligte Wissenschaftler, um die teilweise überraschenden Ergebnisse vorzustellen. In den Proben fanden sich nämlich auch Mikrofossilien, mit denen wegen der hohen Temperaturen und enormen Drücke niemand gerechnet hatte. Dadurch gelang es, die Vorstellungen vom Entstehungsalter der betreffenden Gesteine zu präzisieren; mit etwa 400 Millionen Jahren sind sie erheblich jünger als erwartet. Vor erheblicher Bedeutung erwies sich auch das ab einer Tiefe von 3.200 m zunehmende Auftreten von hochkonzentrierten Salzlösungen und Gasen wie Methan und Helium.

Die an der Bohrung beteiligten Firmen die sich zur ‚UTB Ultratiefbohrgesellschaft mbH’ zusammengeschlossen haben, entwickelten für die Hauptbohrung eine völlig neu konzipierte überschwere Bohranlage mit vielen technischen Neuerungen, wie einem Roboter zur schnellen Handhabung des Bohrgestänges, sowie ein sich selbständig korrigierendes Senkrechtbohrsystem. Der Bohrturm hat eine Höhe von 83 m. Am 8. September 1990 war dann der Startschuß für die Hauptbohrung. Bis Ende 1994 sollte nun eine Tiefe von 10 km erreicht werden. Den Rekord der Russen brechen zu wollen, hatte man fallen gelassen.

Im Mai 1991 fraß sich der etwa 10 cm dicke Bohrkopf in fast 2.000 m zum ersten mal fest. Er wurde daraufhin stecken gelassen und mit einer Zementbrücke versiegelt, dann bohrte man daneben weiter. Technisch ist das kein Problem, denn der Bohrer sucht sich sowieso stets den Weg des geringsten Widerstandes und schlängelt sich samt dem flexiblen Bohrgestänge fast spiralförmig durch den Untergrund. Gleichzeitig wird das Loch mit einer wasserglasartigen Flüssigkeit gespült, die zwei Funktionen hat: zum einen drückt sie mit ihrem Eigengewicht auf die Wände und verhindert deren Einstürzen, wenn das Gestänge zum Wechseln der Krone herausgezogen wird, zum anderen schwemmt sie das zermahlene Gestein heraus.

Bei knapp 3.000 m Tiefe werden dann unerwartet hohe Temperaturen festgestellt, die das weitere Vorankommen fraglich erscheinen lassen. Nach den bis dahin erzielten Ergebnissen müssten Erdwärme-Kraftwerke allerdings weitaus preiswerter sein, als bislang angenommen.

Im Oktober 1991 drang die KTB Bohrung mit der Überschreiten einer Tiefe von 4.500 m in geowissenschaftliches Neuland vor. Und rund 14 Monate nach dem Start wurde die ‚Schnapszahl’ 5.555,5 m erreicht. Zu dieser Zeit rechnete man, daß das Projekt pro Tag mehr als 100.000 DM kostet.

Zur gleichen Zeit gelang es Giessener Wissenschaftlern von dem Bohrschiff ‚Joides Resolution’ aus, im östlichen Pazifik den bislang tiefsten Blick in die Erdkruste unter dem Ozen zu werfen. In rund 3.000 m Wassertiefe konnten dabei durch ein 2.000 m tiefes Bohrloch insgesamt drei Schichten des Meeresbodens durchstoßen werden, deren Gesamtdicke auf 6.000 m geschätzt wird. Während die obere Schicht von kissenförmigen Basaltmassen gebildet wird, besteht die darunterliegende Schicht aus steil stehenden Basaltmauern. An der Grenze zwischen der zweiten und der dritten Schicht wurde ein sehr starker Rückgang des Zinkgehalts beobachtet, der – so vermutet man – ausgewaschen wurde und zum Meeresboden gelangte, wo er dann aus heißen Quellen austreten ist.

Im Herbst 1992 erreichte die KTB-Bohrung eine Tiefe von 6.000 m, wobei die Abweichung dank dem automatischen Senkrechtbohrsystem lediglich 12 m betrug. Die nächste Herausforderung gegenüber der Bohrtechnik lag dann bei der Entwicklung von Geräten, die auch bei Temperaturbedingungen von 300°C einsatzfähig bleiben. In 6.3000 m Tiefe liegt die Temperatur bereits bei 180°C und nimmt pro Kilometer um 28,5°C zu. Am 31. Juli dieses Jahres fraß sich ein weiter Bohrkopf fest, mußte abgesprengt und dann mit Zement versiegelt werden. Dann wurde weiter an ihm vorbeigebohrt – und am 2. Dezember mit einer Tiefe von 6.775 m die bislang tiefste Bohrung in den alten Bundesländern, eine Erdgasbohrung bei Bremen, überrundet.

Am 14. Februar 1993 stürzte in inzwischen 7.000 m Tiefe ein 200-Tonnen-Bohrgestänge ab. Im Laufe mehrerer Wochen konnte es zwar wieder geborgen werden, sei aber zu 20 % wie ein Korkenzieher verbogen gewesen. Außerdem entstanden im unteren Bereich der Bohrung Ausbrüche auf einer Länge von 60 m, die zubetoniert werden mussten. Ende März wurde dann ab einer Tiefe von 7.144 und im Abstand von 5 m an der Einsturzstelle vorbeigebohrt. Inzwischen hatte sich die Bohrstelle zu einem vielbesuchten Touristenziel entwickelt. Seit Anfang 1987 hatten bereits eine halbe Million Menschen das Projekt besucht, an dem inzwischen mehr als 350 Wissenschaftler aus zwölf Nationen mitarbeiteten.

Im Oktober 1993 wrude in 8.057 m Tiefe eine Temperatur von 215°C gemessen. Das bis dato herausragendste Ergebnis resultierte aus den Messungen der mechanischen Gesteinsspannungen bis in 6.000 m Tiefe, die unerwartet hohe Werte zeigten. Diese Spannungen sind verantwortlich für lokale Erdbeben. Die Wissenschaftler mussten daraufhin die bislang angenommene Verteilung dieser Spannungskräfte zur Tiefe hin revidieren. Eine weitere Überraschung waren mit Graphit belegte Gesteinsbrüche, die offenbar wie Schmiermittel Erdbeben verhindern.

Ende Januar 1994 wurde mit 8.600 m Tiefe der bisherige europäische Rekordhalter überrundet, eine 8.553 m tiefe Erdgasbohrung im Wiener Becken. Bis dahin mussten sechs mal mehrere Hundert Meter Bohrgestänge abgesprengt werden.

Im September 1994 erreichte der Bohrkopf fast 280°C heißes plastisches und fast schon fließendes Gestein, womit die Grenze des technisch Machbaren erreicht war. Nach 1.300 Tagen Bohrzeit wird die KTB-Bohrung in 9.101 m Tiefe beendet, da sich die Forscher bei der Temperaturprognose deutlich verschätzt hatten.

Das Bohrloch wird seitdem als “hochinteressantes Tiefst-Laboratorium” genutzt, über die laufenden Ergebnisse und Erkenntnisse finden sich im Internet umfassende Informationen.

 

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