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Projekt Deep Heat Mining - Geothermisches Heizkraftwerk im Fernwärmenetz Fernwärme-Fachtagung 12. April 2005 Daniel Moll Geschäftsführer Geopower Basel.

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1 Projekt Deep Heat Mining - Geothermisches Heizkraftwerk im Fernwärmenetz Fernwärme-Fachtagung 12. April 2005 Daniel Moll Geschäftsführer Geopower Basel AG Leiter Anlagen und Netze/IWB

2 Folie 2 Inhaltsverzeichnis Rahmenbedingungen für die Realisierung Projektaufbau in Phasen Projektgesellschaft Geopower Basel AG Finanzierung des Projektes Risikominderung Anlagenkonzept Wirtschaftlichkeit Fernwärmenetz

3 Folie 3 CO 2 – Problematik Steigender Stromverbrauch Ersatz von Kraftwerken Ausbau erneuerbarer Energien vordringlich Sonne, Wind, Biomasse, Erdwärme Energiewirtschaftliche Herausforderungen:

4 Folie 4 Prognose Δ = 12% = to/a Ziel CO 2 -Emissionen In der NW-CH beträgt die Zielverfehlung ca. 12% der CO 2 -Emissionen (Basis 1990) bzw t/a. CO 2 -Entwicklung BS / BL

5 Folie Milliarden Fass Öl Quelle: Edwards, AAPG, 1997 bei gleichbleibendem mittleren pro-Kopf Verbrauch! Künftiger Energiebedarf

6 Folie 6 Hydro Solar Wind Geoth. Winter Sommer Ausserdem: CO 2 -frei Nachhaltig Einheimisch Unauffällig Günstig DHM liefert Bandenergie Eigenschaften der Geothermie

7 Folie 7 Mögliche Gebiete für Deep Heat Mining (CH)

8 Folie 8 Schnitt durch den Rheingraben

9 Folie 9 Sondierbohrung Otterbach Resultat: Abgetäuft im Jahr 2001 Erreichte Tiefe: 2755 m Bei der Endteufe betrug die Temperatur 124°C Dies entspricht einem geothermischen Gradienten von 4°C pro 100 m Die Bohrung wird im Projekt als Beobachtungs- und Mess- standort weiterverwendet

10 Folie 10 Standort Oberrheingraben Erdgas und Fernwärmenetz vorhanden IWB als Querverbundunternehmen Kanton und IWB der Nachhaltigkeit verpflichtet Erfahrung im Verkauf von Ökoenergie Günstige Rahmenbedingungen für Deep Heat Mining Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen für das DHM-Projekt in Basel

11 Folie 11 0 km 1 km 2 km 3 km 4 km 5 km 6 km 200°C Tertiär Mesozoikum Trias Rotliegend Kristallines Grundgebirge: Granit Otterbach 1. Schritt Sondierbohrung Zweck: Geologische Erkundung Temperatur Spannungsverhältnisse Ausbau zu Horchbohrung Resultat: Alle Ziele erreicht Erschliessungskonzept

12 Folie 12 0 km 1 km 2 km 3 km 4 km 5 km 6 km 200°C Tertiär Mesozoikum Trias Rotliegend Kristallines Grundgebirge: Granit Otterbach 2. Schritt Tiefbohrung 5000 Meter Zweck: Nachweis 200°C Injektionsnachweis (Klüftbarkeit) Kleinhüningen Erschliessungskonzept

13 Folie 13 0 km 1 km 2 km 3 km 4 km 5 km 6 km 200°C Tertiär Mesozoikum Trias Rotliegend Kristallines Grundgebirge: Granit Otterbach 3. Schritt Zweite Horchbohrung + Reservoirstimulation Zweck: Schaffung des unterirdischen Wärmetauschers Kleinhüningen Horch- bohrung 2 Kleinhüningen Erschliessungskonzept

14 Folie 14 0 km 1 km 2 km 3 km 4 km 5 km 6 km 200°C Tertiär Mesozoikum Trias Rotliegend Kristallines Grundgebirge: Granit Otterbach 4. Schritt Zweite Tiefbohrung 5000 m Zweck: Ausweitung des unter- irdischen Wärmetauschers Zirkulationsnachweis Kleinhüningen Horch- bohrung 2 Kleinhüningen Erschliessungskonzept

15 Folie 15 0 km 1 km 2 km 3 km 4 km 5 km 6 km 200°C Tertiär Mesozoikum Trias Rotliegend Kristallines Grundgebirge: Granit Schritt Dritte Tiefbohrung 5000 m und Anlagenbau Zweck: Leistungssteigerung Energieumwandlung Horch- bohrung 2 Kleinhüningen Erschliessungskonzept

16 Folie km km Stimuliertes Kluftsystem Horchbohrung Wärmetauscher Strom für Haushalte Wärme für 2700 Haushalte Leistung - 10 MW thermisch - 14 MW elektrisch Produktion - 49 GWh/a Geostrom - 58 GWh/a WKK Strom - 48 GWh/a Wärme Jährliche CO 2 -Vermeidung - 20'000 t Geothermisches Heiz-Kraftwerk nach dem Hot-Dry-Rock Verfahren Anlagenschema

17 Folie 17 Erschliessung und Gewinnung von Geothermie zur Erzeugung und Verteilung von Wärme und Strom Geopower Basel AG Beteiligte Partner:

18 Folie 18 Standort und Bohrturm

19 Folie 19 Keine Bundesmittel Exploration birgt geologisches Risiko: Finanzierung mit Risikokapital Ausbau bei Nachweis der Realisierbarkeit: Finanzierung mit Darlehen Gesamtvolumen des Projektes: CHF 90 Mio. bis zu 32 Mio. von IWB erforderliches Risikokapital: Exploration benötigt rund CHF 47 Mio. Die Pilotanlage kann der Grundstein für eine Schlüssel- technologie nachhaltiger Energieversorgung werden. Finanzierung

20 Folie 20 AktionäreBeteiligung Mio. CH Status IWB17.2genehmigt Kanton Basel-Stadt8,0Förderbeitrag EBL6,4genehmigt AXPO6.0genehmigt Gasverbund Mittelland3,2genehmigt Kanton Basel-Land3,2genehmigt ewz3.2genehmigt AET2.0genehmigt Geothermal Explorers0,8genehmigt TotalCHF 50.0 Mio. Aktueller Stand der Finanzierung Weitere Interessenten: - SIG (Genf) - SWS (Solothurn) - Deutsches EVU

21 Folie hohes Risiko geringes Risiko Mio CHF Explorationsphase Ausbauphase Meilensteine Risikomanagement

22 Folie 22 Baubewilligung liegt vor, Einsprachen sind zurückgezogen Monitoringbohrungen sind im Gang (Schützenmatt, St. Johann, Münchenstein, (Pratteln), Haltingen, Riehen) Einbau Lärmschutzfenster angrenzende Häuser Bohrplatzinstallation seit im Bau Bohrbeginn: April 2006 Laufende Arbeiten Verschiedene Ausschreibungen für Serviceleistungen Spezifikation Bohrlochkopf Planung Bohr-, Mess-, Spül-, Simulationsprogramme Seismikkonzept Aktueller Stand der Arbeiten

23 Anlagenkonzept Geothermie-Kraftwerk mit hohem Verstromungswirkungsgrad Zwischenstand August 04/Oktober 2005

24 Folie 24 Ausgangsparameter: 80 l/s, Temperatur: 190° C / 100° C, Thermische Leistung ca. 30 MW In der ursprünglichen Projektidee war bivalenter Betrieb vorgesehen: Winterbetrieb: reine Fernwärmeproduktion ca. 30 MW ( MWh/a) Sommerbetrieb: reine Stromproduktion ca. 5 MWel (17700 MWh/a) Herbst/Frühling: Mischbetrieb Gasturbine (4.6 MW) war als Option vorgesehen: Fernwärme:ca. 50 MW ( MWh/a) Elektrizität:ca. 10 MW (59100 MWh/a) Nachteile: Dezentrale Lage bedingt teure Fernwärmeleitung Alle Anlageteile müssen auf volle Leistung dimensioniert werden Potenzial der Geothermie liegt in der Stromproduktion Ausgangslage

25 Folie 25 Geothermie-Kraftwerk wird auf Stromerzeugung ausgerichtet. Dies setzt ein Anlagenkonzept mit maximalem Verstromungswirkungsgrad voraus. Die ORC-Variante (organic rankine cycle) dient dabei als Basisvariante (4.8 MWel, MWh/a). Zusätzlich wird eine Gasturbine vorgesehen (7.5 MWel, MWh/a). Damit der zusätzliche Brennstoffeinsatz gerechtfertigt ist, muss gegenüber der Basisvariante eine Steigerung des Gesamtwirkungs- grads stattfinden. Wärmeauskopplung auf tieferem Temperaturniveau soll als Option weiterhin untersucht werden. Anlagenkonzept

26 Folie 26 Variante 0: DHM + ORC (nur Stromnutzung) Die gesamte Energie der Geothermie wird in einem ORC-Prozess verstromt. Variante C: DHM + ARA + Gasturbine + ORC Durch Nutzung der heissen Abgase der Gasturbine arbeitet der ORC-Prozess auf einem höheren Temperaturniveau als nur mit Geothermie. Fernwärmeauskopplung möglich. Variante F: DHM + ARA + Gasturbine + Dampfturbine Mit Geothermie und einem Abhitzekessel wird überhitzter Dampf erzeugt. Dieser Dampf wird in einer Dampfturbine verstromt. Fernwärmeauskopplung sinnvoll. Untersuchte Varianten (Auszug)

27 Folie 27 Variante 0 DHM + ORC Variante C DHM + ARA + GT + ORC Variante F DHM + ARA + GT + DT P elektrisch4.8 MW15.8 MW (14 MW) 13 MW P thermisch-0 bis (10 MW)10 MW Gaszufuhr-22 MW Wärmezufuhr30 MW (DHM) 30 MW + 6 MW (DHM + ARA) Wirkungsgrad15.8%26.7% (45.3%)24.7% (43.3) Investition18.4 Mio.35.3 Mio.29.6 Mio. Technische Daten

28 Folie 28 Reine Stromproduktion (ORC-/Kalina-Turbine) ist wirtschaftlich interessant, aber mit höherem technischen Risiko verbunden. Der zusätzliche Einsatz von Erdgas verbessert den Verstromungs- wirkungsgrad nicht wesentlich. ORC-Prozesse wurden für niedere Wärmequellen entwickelt, es existieren Grenzen bei den Heissgastemperaturen (~270°C). Bei den Wasser-Dampf-Prozessen werden erst bei sehr hohen Dampfparametern (100 bar, 500°C) gute Stromwirkungsgrade möglich. Mit der Geothermie kann wegen dem Temperaturniveau nur Nieder- druckdampf erzeugt werden => relativ schlechter Wirkungsgrad. Erdgaseinsatz ist nur mit Wärmeauskopplung vertretbar. Vorläufige Ergebnisse

29 Folie 29 Anlagenschema

30 Folie 30 Energiefliessbild

31 Anlagenkonzepte: Nur Strom (Kalina) und Strom + Wärme (ORC + Gasturbine) Investition: Kalina: 104 Mio.ORC + Gasturbine: 114 Mio. Leistung:Elektrisch6 MW el 14 MW el Fernwärme10 MW th Produktion:Geostrom: 42 GWh/a49 GWh/a (netto)WKK-Strom:58 GWh/a Wärme:48 GWh/a Abschreibungsdauer: Bohrloch 20 Jahre Anlagen nach Lebensdauer CO2-Abgabe: CHF 35/t Wärmevergütung: vermiedene Brennstoffkosten ohne Verzinsung und Amortisation Wirtschaftlichkeit

32 Folie 32 Szenarien: Erdölpreis 60$ pro Barrel => Erdgas CHF 37/MWh Strom Geothermie 15 Rp./kWh, WKK 8.5 Rp./kWh Erdölpreis 100$ pro Barrel => Erdgas CHF 60/MWh Strom Geothermie 18 Rp./kWh, WKK 11.6 Rp./kWh Fazit: Noch sehr viel Unbekannte und Annahmen, eher konservativ gerechnet Die Varianten Kalina und ORC + Gasturbine und die Szenarien liegen sehr nahe beieinander Damit eine Verzinsung des FK und EK in der Höhe von 3% möglich wäre, müssten entweder - die Stromvergütungen auf Rp./kWh oder - die Investitionen um 30% gesenkt werden Fazit

33 Folie 33 Temperaturabsenkung im Fernwärmenetzteil Kleinhüningen

34 Das Fernwärmegebiet 4 Stadtteile: - Altstadt - Grossbasel-West, - Gundeldingen - Kleinbasel ca Ein- wohner

35 Folie 35 Temperaturabsenkung in Kleinhünigen Projektauftrag: Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit einer Temperaturabsenkung von 170°C auf 120°C Strategische Ausgangslage: Der Bedarf ist ausschliesslich Komfortwärme Erschlossenes Fernwärmegebiet Technische Ausgangslage: Erbaut in den 60er Jahren Insgesamt 179 Fernwärme-Kunden Abonnierte Leistung 34.7 MW Installierte Blendenleistung 29.5 MW Zur Berechnung angesetzte Leistung 30.5 MW (Blendenleistung + Wärmeverluste) Länge der VL 5.8 km, Länge der AL 3.9 km

36 Folie 36 1.Die Überprüfung der Vorsorgungs- und Anschlussleitungen Untersuchungsumfang

37 Folie Die Überprüfung der Hausstationen einschl. Wärmetauscher Untersuchungsumfang

38 Folie Netzeinspeisung Die Pro Rheno AG (ARA) Die geothermische Anlage Wärmetauscherstation in der Gärtnerstrasse 4. Netzfahrweise Steuerung über den Differenzdruck (VL = konst., p = var.) Steuerung über die Vorlauftemperatur (VL = var., p konst.) Kombination aus Differenzdruck- und Vorlauftemperatur steuerung 5. Investitions- und Betriebskosten Rohrleitungen, Wärmetauscher, Druckhaltung, Wassernachspeisung, Steuerung und Regelung, etc. Energie, Raummieten, SVTI (Prüfpflicht) Untersuchungsumfang

39 Folie Wirtschaftliche Betrachtung Vergleich zwischen dem Status Quo und der Netzumstellung Nach der Barwertmethode Betrachtungszeiträume für 50, 80 und 100 Jahre 7. Planung der Netzumstellung Vorgehensweise zur Durchführung der Netzumstellung inklusive Hausstationen Untersuchungsumfang

40 Folie 40 1.Der Auslegungsdruck kann von PN 40 auf PN 16 gesenkt werden 2.Austausch der Versorgungsleitungen ist nicht erforderlich 3.Ca. 30 Anschlussleitungen mit internen Verteilleitungen müssen ausgetauscht werden 4.25 Wärmetauscher wieder verwendbar. Die Hausstationen müssen angepasst werden. 5.Die wirtschaftlichste Netzfahrweise ist eine Steuerung über den Differenzdruck 6.Durch die gewählten Einspeisepunkte ist eine Fernwärme- versorgung mit der Sicherheit (n-1) gewährleistet Ergebnisse

41 Folie 41 7.Die Wirtschaftlichkeit der Netzumstellung stellt sich in Zeitraum zwischen 50 – 80 Jahren ein (Annahme: VL-Ersatz im Jahr 2041) Ergebnisse

42 Folie 42 8.Die Netzumstellung kann in 19 Etappen erfolgen: Ergebnisse

43 Folie 43 Grösseres Verstromungspotenzial der geothermischen Anlage Durch den Einsatz von Kunststoffmantelrohr entstehen geringere Investitionskosten Geringere Wärmeverluste Einsparpotenzial an Betrieb und Instandhaltung Durch die verminderte Laufzeit kann früher der Stand der Technik genutzt werden (Wärmedämmung, Leckortung, etc.) Vorteile der Temperaturabsenkung

44 Folie 44 Das Potenzial zur Wiederverwendung der Wärmetauscher muss detailliert untersucht werden Das Potenzial zur Wiederverwendung der Hausstationen einschl. AL und Regelventile muss detailliert untersucht werden Der mögliche Mehrerlös der geothermischen Anlage durch die Produktion von Strom und Fernwärme sollte eruiert werden. Die hohe Anfangsinvestition sollte in mehrere Abschnitte unterteilt werden. Das Einsparpotenzial anhand weiterer Varianten an der Wärmetauscherstation, der Druckhaltung / Expansion, etc. sollte aufgezeigt werden Weiteres Vorgehen


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