Hydrothermale Geothermie

Präsentation zum Thema: "Hydrothermale Geothermie"—  Präsentation transkript:

1 Hydrothermale Geothermie
Von Alexander Huhn

2 Gliederung Grundlagen Funktionsweise Ökonomische Aspekte Beispiele

3 Grundlagen - Einordnung
Tiefengeothermie Tiefengeothermie (ab 400m) Niederenthalpie Lagerstätten Hochenthalpie Lagerstätten Nicht-vulkanische Gebiete Tiefe Bohrungen Deutschland Technologien: Petrothermale Geothermie Hydrothermale Geothermie Erdwärmesonden Grubenwärme etc. Marktdominierend Heißes Fluid in geringer Tiefe Oft Vulkanregion Indonesien, Hawaii Technologien: Dry Steam Single Flash Double Flash Petrothermale Geothermie (HDR): Kein Dampf oder Thermalwasser, nutzt die natürliche Wärme des heißen Gesteins, Meter, Hot-Dry-Rock Verfahren, Wasser unter hohem Druck in Risse und Klüfte im Erdreich, Wasser erhitzt sich in 200°C heißen Gestein, °C heißes Wasser kann an der Oberfläche genutzt werden. Hochenthalpie Lagerstätten: dominiert den Markt, heiße FluideE (Wasser/dampf) in geringer Tiefe, oft in Vulkanregionen, reinfizierung des Fluids, Indonseien, Hawaii, Japan, Neuseeland, Alaska etc. Niederenthalpie-Lagerstätten (hydrothermale, HDR): nicht-vulkanische Gebiete, tiefe Bohrungen, Erdwärmesonden: relativ wenig Energie, geschlossenenes System, eine Bohrung, Meter, Fluid im Rohr erwärmt sich im Erdreich, jeder Standort möglich, Petrothermale Geothermie Im Gegensatz zur hydrothermalen Geothermie kann die petrothermale Geothermie nicht auf natürlich vorhan­denen Dampf oder Thermalwasser zurückgreifen. Die petrothermale Geothermie „sitzt auf dem Trockenen“ und nutzt die natürliche Wärme des heißen Gesteins in ca Meter Tiefe. Die Verfahren werden da­her auch als „Hot-Dry-Rock-Verfahren“ bezeichnet. Mit hydraulischen und chemischen Stimulationsverfahren können Risse und Klüfte im Gestein erzeugt oder erwei­tert werden. In diese Risse und Klüfte wird per Injektions­bohrung dann unter hohem Druck Wasser eingepresst. Das Wasser erhitzt sich im ca. 200°C heißen Gestein. Eine Förderbohrung pumpt das ca °C heiße Wasser dann wieder an die Erdoberfläche. Dort kann es wie bei der hydrothermalen Geothermie mit den ORC- (Organic Rankine Cycle) und Kalina-Verfahren genutzt werden Es handelt sich hierbei um eine Energiegewinnung aus dem Gestein selbst; sie ist  also weitgehend unabhängig von Wasser führenden Strukturen. Das heiße Gestein (häufig das kristalline Grundgebirge) wird als Wärmetauscher genutzt. HDR-Systeme werden primär zur Stromerzeugung eingesetzt. Hochenthalpie Lagerstätten Die weltweite Stromerzeugung aus Geothermie wird durch die Nutzung von Hochenthalpie-Lagerstätten dominiert: Dies sind geologische Wärmeanomalien, die mit oft mit aktivem Magmatismus einhergehen; dort sind mehrere hundert Grad heiße Fluide (Wasser/Dampf) in geringer Tiefe anzutreffen. Ihr Vorkommen korreliert stark mit aktiven oder ehemals aktiven Vulkanregionen. Es gibt aber auch Hochenthalpiefelder, die einen rein plutonitischen oder strukturgeologischen Hintergrund haben. Abhängig von den Druck- und Temperaturbedingungen können Hochenthalpie-Lagerstätten mehr dampf- oder mehr wasserdominiert sein. Früher wurde der Dampf nach der Nutzung in die Luft entlassen, was zu erheblichem Schwefelgeruch führen konnte (Italien, Larderello). Heute werden die abgekühlten Fluide in die Lagerstätte reinjiziert (zurückgepumpt). So werden negative Umwelteinwirkungen vermieden und gleichzeitig die Produktivität durch Aufrechterhalten eines höheren Druckniveaus in der Lagerstätte verbessert. Das heiße Fluid kann zur Bereitstellung von Industriedampf und zur Speisung von Nah- und Fernwärmenetzen genutzt werden. Besonders interessant ist die Erzeugung von Strom aus dem heißen Dampf. Hierfür wird das im Untergrund erhitzte Wasser genutzt, um eine Dampfturbine anzutreiben. Der geschlossene Kreislauf im Zirkulationssystem steht so unter Druck, dass ein Sieden des eingepressten Wassers verhindert wird und der Dampf erst an der Turbine entsteht (Flash-Verdampfung). Niederenthalpie-Lagerstätten In nichtvulkanischen Gebieten können die Temperaturen im Untergrund sehr unterschiedlich sein. In der Regel sind jedoch tiefe Bohrungen notwendig; für eine wirtschaftliche Stromerzeugung sind Temperaturen über 100 °C erforderlich. Generell werden im Bereich der tiefen Geothermie drei Arten der Wärmeentnahme aus dem Untergrund unterschieden; welches der in Frage kommenden Verfahren zum Einsatz kommt, ist von den jeweiligen geologischen Voraussetzungen, von der benötigten Energiemenge sowie dem geforderten Temperaturniveau der Wärmenutzung abhängig. Es wird öfter zur Wärmegewinnung genutzt, denn da ist der Wirkungsgrad höher. Derzeit (2010) werden in Deutschland fast ausschließlich hydrothermale Systeme geplant. HDR-Verfahren befinden sich in den Pilotprojekten in Bad Urach (D), in Soultz-sous-Forêts im Elsass (F) und in Basel (CH) in der Erprobung. In Südost-Australien Cooperbecken ist seit 2001 ein kommerzielles Projekt im Gange (Firma Geodynamics Limited). Erdwärmesonden Hier wird vergleichsweise wenig Energie extrahiert: eine tiefe Erdwärmesonde ist ein geschlossenes System zur Erdwärmegewinnung. Sie besteht aus einer 2000 bis 3000 m tiefen Bohrung, in der ein Fluid zirkuliert. In der Regel ist das Fluid in einem koaxialen Rohr eingeschlossen: Im Ringraum der Bohrung fließt das kalte Wärmeträgerfluid nach unten, um anschließend in der dünneren eingehängten Steigleitung erwärmt wieder aufzusteigen. Derartige Erdwärmesonden haben gegenüber offenen Systemen den Vorteil, dass kein Kontakt zum Grundwasser besteht. Sie sind an jedem Standort möglich. Ihre Entzugsleistung hängt neben technischen Parametern von den Gebirgstemperaturen und den Leitfähigkeiten des Gesteins ab. Sie wird jedoch nur einige hundert kW betragen und somit wesentlich kleiner sein als bei einem vergleichbaren offenen System. Dies liegt daran, dass die Wärmeübertragungsfläche mit dem Gebirge sehr klein ist, da sie nur der Mantelfläche der Bohrung entspricht. Tiefe Erdwärmesonden wurden beispielsweise 2005 in Aachen (SuperC der RWTH Aachen)[5] und Arnsberg (Freizeitbad Nass) gebaut. Ende 2009 wurde in der Schweiz die Forschungsanlage Tiefen-EWS Oftringen[6] realisiert. Es handelt sich hierbei um eine 706 m tiefe konventionelle Doppel-U-Sonde, welche 2009 / 2010 im Sinne einer Direktheizung (also ohne den Einsatz mit einer Wärmepumpe) getestet wurde.[7] Alternativ zur Zirkulation von Wasser (eventuell mit Zusätzen) in der Erdwärmesonde sind auch Sonden mit Direktverdampfern (Wärmerohre oder aus dem Englischen Heatpipes) vorgeschlagen worden. Als Arbeitsmittel kann entweder eine Flüssigkeit mit einem entsprechend niedrigen Siedepunkt verwendet werden, oder ein Gemisch beispielsweise aus Ammoniak und Wasser. Eine derartige Sonde kann auch unter Druck und dann beispielsweise mit Kohlendioxid betrieben werden. Heatpipes können eine höhere Entzugsleistung erreichen als konventionelle Sonden, da sie auf ihrer gesamten Länge die Verdampfungstemperatur des Arbeitsmittels haben können. Tiefe Erdwärmestichsonden bis 3000 m sind mit einem Luftpolsterisolierverfahren auszustatten, da hierbei eine erhebliche Wärmeenergiemenge eingespart wird.[8] Dies kann zu einer höheren Energieausbeute führen oder es kann eine geringere Bohrtiefe bei gleicher Leistung zur wesentlichen Kostenminderung beitragen. Das Isolierkappensystem ist einfach herzustellen und bietet eine dauerhafte Lösung dieses Problems. Das Hot-Dry-Rock-Verfahren macht die Nutzung von Tiefengeothermie möglich, wenn in der Tiefe kein Thermalwasser vorhanden ist. Der Oberbegriff für Stimulationsverfahren, die bei fehlenden oder zu geringen Thermalwassermengen eingesetzt werden, lautet Enhanced Geothermal Systems (EGS), wobei der Begriff HDR in der Öffentlichkeit bekannter ist. Bei EGS oder HDR wird mit hohem Druck Wasser durch ein Bohrloch in mehr als Meter Tiefe in den Untergrund gepresst, wodurch Risse im Gestein entstehen. Anschließend wird Wasser durch das Bohrloch in das unterirdische Risssystem geleitet, wo es sich erwärmt und durch ein anderes Bohrloch wieder hoch gepumpt wird. Das mittels HDR geförderte Wasser erreicht Temperaturen, die eine Stromerzeugung ermöglichen. Das Hot-Dry-Rock-Verfahren (kurz: HDR) ist ein Verfahren zur Nutzung der im Erdkörper enthaltenen Erdwärme aus einer Tiefe zwischen und Metern. Das gleiche Prinzip wird mit den Begriffen HFR (Hot Fractured Rock) und Enhanced Geothermal System (EGS) beschrieben. All diese Systeme sind der pertrothermalen Geothermie zuzuordnen. Prinzip ist die Herstellung und der Betrieb eines überdimensionalen Wärmeübertragers im Untergrund zwischen mindestens zwei Bohrlöchern. Durch das Einpressen von Wasser mit Drücken von bis zu 150 bar weiten sich die im Gestein vorhandenen Risse trotz des Gebirgsdruckes und neue bilden sich aus. Diese bleiben bei einer mittleren Weite von weniger als einem Millimeter dauerhaft offen. So wird ein Wärmeübertrager mit riesiger Oberfläche im Gebirge zwischen den Bohrlöchern geschaffen. Während des Betriebes wird dem System durch die eine Bohrung kaltes Wasser zugeführt und an einer anderen Bohrung, angereichert durch evtl. natürlich vorhandene Tiefenwässer, erwärmt wieder entgegen genommen. Die natürlichen thermischen Auftriebskräfte des heißen Wassers erleichtern die Zirkulation. Das erste große HDR-Projekt in Europa entstand in Soultz-sous-Forêts (Elsass). In einem viermonatigen Test erbrachte 1997 der dort geschaffene Wärmeübertrager von mindestens drei Quadratkilometern heißes Wasser mit einer Temperatur von 142 °C. Inzwischen wurden die Bohrungen auf über 5.000 m vertieft, um ein Temperaturniveau von 200 °C zu erreichen. Damit ließe sich dann ein erstes Kraftwerk mit einer Dampftemperatur von ca. 180 °C als wissenschaftliche Pilotanlage zur Stromerzeugung betreiben

4 Grundlagen - Vorkommen
Aquifer (Grundwasserleiter) Gesteinskörper mit Hohlräumen Grundwasserleitung Thermalwasserreervoir Thermalwasserfelder Heiß- und Trockendampfvorkommen Aquifer (Grundwasserleiter): Gesteinskörper mit Hohlräumen, Leitung des Grundwassers, beinhaltet das Thermalwasser Porengrundwasserleiter: Locker Festgestein, Porenraum wird von Grundwasser durchflossen, sandige und Kiesige Lockergesteine, Kluftgrundwasserleiter: Festgestein, durchflusswirkssame Klüfte und Fugen Karst-Grundwasserleiter: durchflusswirksame Verkarstungen Thermalwasserfelder: 40 – 100°C Hydrothermale Heiß – und Tockendampfvorkommen: 100 – 250°C, hoher Druck, Wasser-Dampf-Gemisch entweicht bei Bohrung, direkt nutzbar zur Stromerzeugung, am attraktivsten für Stromerzeugung, eher selten in Deutschland Thermalwasserfelder liefern warmes Wasser mit Temperaturen zwischen 40 und 100°C, das als warme Quelle entweder von alleine an die Erdoberfläche tritt oder mit Pumpen gefördert werden kann. Hydothermale Heiß- und Trockendampfvorkommen haben Temperaturen von 100 bis 250°C. Die Vorkommen stehen meist unter hohem Druck. Beim Anbohren kommt es zu Entspannung. Ein Wasser-Dampf-Gemisch oder trockener Dampf entweichen. Diese können direkt zur Wärme- und Stromerzeugung genutzt werden. Für die geothermische Stromerzeugung sind Heißdampffelder am attraktivsten Eine Thermalquelle ist eine hydrothermale Quelle, bei der Wasser austritt, welches signifikant wärmer ist als das umgebende Grundwasser. Gemäß den Begriffsbestimmungen werden in Deutschland Grundwässer als Thermalwasser bezeichnet, wenn ihre Temperatur am Ausstrittsort mehr als 20 °C beträgt.[1] Die Entstehung von Thermalwasser lässt sich mit der Wirkungsweise eines Wasserboilers vergleichen. Drei Bedingungen müssen erfüllst sein: 1. Wasservorrat und Wassernachschub, 2. Heizquelle und 3. Rohrsystem. 1. Bedingung: Die Kalkgesteine des Weißen Juras (Malm) enthalten wegen ihres oft klüftigen und löchrigen Charakters „Rohrsysteme“. Sie garantieren Wassergehalt und -durchlässigkeit für das Niederschlagswasser, das auf der Schwäbischen Alb („Offener Karst“) versinken kann. Feinste Risse, Klüfte und Spalten weiten sich so zu Hohlräumen und Kanälchen. Dieses durchgängige Netzwerk hat eine erhöhte hydraulische Durchlässigkeit und hohe Speicherfähigkeit. Ebenso treten noch größere Hohlräume auf, welche die Speicherkapazität vergrößern. Diese Beschaffenheiten bestimmen die hydraulische Qualität des Gesamtaquifer (Wasserträger), welcher in Bad Saulgau vorhanden ist. 2. Bedingung: Unter Bad Saulgau ist die Erdkruste zerbrochen. Die Schichten werden durch die nach Norden drängende Alpenstirn in die Tiefe gedrückt und stehen deshalb in einem Druck-„Stress“, der das Schichtpaket zerbrechen lässt und gegeneinander mit „Sprunghöhen“ bis zu 200m aufschiebt. In einer solchen Schwächezone kommt es – wie in einer zerbrochenen Ofenkachel – zu einem erhöhten Wärmefluss. 3. Bedingung: Der Wasserträger (Aquifer) sollte das Wasser aber nicht nur tragen und reichlich beinhalten, sondern auch weiterleiten, also „Durchlauferhitzer“ sein. Das kann er nur, wenn die tiefen Gesteinsschichten wieder an der Erdoberfläche auftauchen und dort das Wasser wieder auftreten kann (offenes System). Die Austrittsstellen des oberschwäbischen Thermalaquifers liegen im Bereich entlang der Donau und Munderkingen bis Günzburg, weshalb in diesem Bereich die Donau in der Regel nie gefriert. Ein Aquifer (auch Grundwasserleiter) ehemals auch als Grundwasserhorizont oder Grundwasserträger bezeichnet, ist ein Gesteinskörper mit Hohlräumen, der zur Leitung von Grundwasser geeignet ist. Eine weite Verbreitung hat inzwischen auch der ursprünglich aus dem englischen Sprachraum stammende Begriff Aquifer erfahren, jedoch ohne in die für Deutschland gültige hydrogeologische Begriffsbestimmung nach DIN übernommen worden zu sein. Obwohl auch in Teilen der deutschen Fachwelt meist als Synonym zum Grundwasserleiter genutzt, bezeichnet ein Aquifer ursprünglich eine zur Abgabe von signifikanten Wassermengen geeignete Schichtenfolge bzw. Teile derselben. Dies schließt Wasser der ungesättigten Zone explizit mit ein, was aber in der für Deutschland gültigen Definition des Grundwassers nicht der Fall ist. Ein Grundwasserleiter erstreckt sich also im Gegensatz zu einem Aquifer nur über die gesättigte Zone, was zur Folge hat, dass beide Begriffe höchstens im Einzelfall als Synonyme gebraucht werden können. Man kann jedoch davon ausgehen, dass bei der Verwendung des Begriffs Aquifer im deutschsprachigen Raum ein Grundwasserleiter gemeint ist. Es werden drei Arten von Grundwasserleitern unterschieden: Porengrundwasserleiter bestehen aus Locker- oder Festgestein, dessen Porenraum von Grundwasser durchflossen wird Kluftgrundwasserleiter bestehen aus Festgestein. Sie enthalten durchflusswirksame Klüfte und Gesteinsfugen Karst-Grundwasserleiter bestehen aus verkarsteten Karbonatgesteinen mit durchflusswirksamen Verkarstungen Ein Grundwasserleiter wird geologisch durch wasserundurchlässige Schichten (z. B. Tone) begrenzt, die dann Aquifugen genannt werden. [bearbeiten] 40 – 100 °C Häufig in Deutschland Förderung oft mit Pumpenunterstützung Stromerzeugung durch speziellen Prozess 100 – 250 °C Hoher Druck Attraktiv für Stromerzeugung Eher selten in Deutschland

5 Seismische Erkundungen
Grundlagen - Standort Seismische Erkundungen Fehlende Bohrbeobachtungen am Standort Darum: 2D/3D-Seismik wird erstellt Hydraulische Tests und Fördertests Temperaturen, Drücke, Gesteinsanalyse, Fluideigenschaften, Fündigkeitsrisiko ausschließen durch Bohrung und Proben Qualität: Chemismus des Wassers Quantität über die installierbare Leistung einer Anlage ist definiert mit: To = T nach Wärmetauscher Ti = Eintrittstemperatur am Bohrkopf (Aquifertemperatur) Qualität = Zusammensetzung Chemismus des Wassers Die Output-Temperatur To ist die Austrittstemperatur, die nach der Abkühlung des geothermischen Fluids in der obertägigen Anlage (Wärmetauscher, Kraftwerk) erreicht wird; sie wird ausschließlich durch technische und/oder wirtschaftliche Bedingungen bestimmt und hat direkt nichts mit der Fündigkeit einer Bohrung zu tun. Die Input-Temperatur Ti ist die Eintrittstemperatur, die am Bohrlochkopf zur Verfügung steht; sie entspricht im Wesentlichen der Aquifertemperatur: Wärmeverlust durch Transport zwischen Aquifer, Bohrlochkopf und Wärmeanlage können vernachlässigt werden. Die entscheidenden Parameter sind die Fördermenge und die Temperatur im Aquifer. Unter Qualität versteht man im Wesentlichen die Zusammensetzung (Chemismus) des Wassers. Alle bisher bei geothermischen Bohrungen in Deutschland angetroffenen Wässer gelten hinsichtlich ihrer Zusammensetzung für geothermische Nutzung, zwar mit unterschiedlichem technischen Aufwand, als beherrschbar. Zur Festlegung und Charakterisierung des Standortes einer Geothermie- Anlage sind Kenntnisse über die Eigenschaften des tiefen Untergrunds erforderlich. Hierzu erfolgen zunächst geologische Voruntersuchungen. Anschließend erfolgt die Auswertung vorhandener seismischer Daten und von Bohrprofilen aus der näheren Umgebung. Sind keine oder nur wenige Altdaten vorhanden, wird häufig eine neue Seismik als 2D- oder 3D-Seismik durchgeführt. Mit diesen Daten können der Bohransatzpunkt und die Planung des Bohrpfades erfolgen, um den Thermalwasseraquifer möglichst optimal zu erschließen. Nach Fertigstellung der Förderbohrung sollen hydraulische Tests Informationen über Durchlässigkeits- und Speichereigenschaften sowie letztlich über die Fündigkeit und Ergiebigkeit der Bohrung liefern. Zur weiteren Information wird auf das Regelwerk vom DIN bzw. DVGW verwiesen. Den Tiefbohrungen gehen sorgfältige Analysen des Untergrundes voraus (z.B. durch seismische Erkundungen). Bei den Bohrungen werden hydraulische Tests (und Fördertests) durchgeführt (Pumpversuche) weil Oft fehlen Borbeobachteungen im nahen Umkreis der geplanten Anlage. Erst bei Fündigkeit wird eine zweite Bohrung angeteuft. Hydraulische Tests: Wasserspiegel und Druckmessungen. Temperaturermittlung der Bohrlochflüssgikeit Misst natürliche Gamma Strahlung Querschnittsmessung der Bohrung Gesteinsdichtemessung Porositätsprofile des Gesteins Dichte und Viskosität des Wassers Druck Temperatur und Gasgehalt de Wassers Transporteigenschaften Die Nutzung geothermischer Energie zeichnet sich durch geringe Betriebskosten, aber hohe Investitionskosten vor allem wegen der Bohrungen aus. Da bei der hydrogeothermischen Nutzung nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Bohrungen nicht den gewünschten Erfolg bringen, versuchen Investoren und Projektentwickler das Fündigkeitsrisiko abzuschätzen und gegebenenfalls zu versichern. Das Fündigkeitsrisiko ist das Risiko, ein geothermisches Reservoir mit einer (oder mehreren) Bohrung(en) in nicht ausreichender Quantität oder Qualität zu erschließen. Die Quantität wird dabei über die installierbare Leistung einer geothermischen Anlage definiert: (#)

6 Funktionsweise Allgemeines
Wasserführende Gesterinsschicht wird angebohrt 2000 – 4000 Meter Tiefe Thermalwasser wird nach oben gepumpt bzw. Steigt durch hohen Druck von alleine nach oben Wärmetauscher entzieht dem Wasser die Energie Thermalwasser kann sowohl für Wärmeerzeugung als auch für Stromerzeugung dienen Reinjektionsbohrung führt das kalte Wasser wieder in das Erdreich Das angetroffene Thermalwasser steht im tieferen Untergrund in der Regel unter hohem Druck (gespanntes Grundwasser), das bedeutet, dass das Wasser nach Anbohren der thermalwasserführenden Gesteinsschicht im Bohrloch von selbst nach oben hin aufsteigt. Der Druckwasserspiegel stellt sich in der Regel einige zehner bis über hundert Meter unter der Erdoberfläche ein. Um das Wasser bis an die Oberfläche zu befördern, muss dann noch zusätzlich eine Pumpe zum Einsatz kommen. In einigen Regionen ist der Wasserdruck jedoch ausreichend hoch genug, dass das Wasser von selbst (ohne Pumpen) bis zur Erdoberfläche (oder höher) aufsteigen kann. In diesem Fall spricht man von artesisch gespanntem Grundwasser. Um einen ausgeglichenen Grundwasserhaushalt zu gewährleisten, wird das thermisch genutzte Wasser durch eine Reinjektionsbohrung wieder in die thermalwasserführende Gesteinsschicht zurückgeführt. Diese Bohrung liegt möglichst so weit von der Förderbohrung entfernt, dass das abgekühlte Wasser die Temperatur in der Förderbohrung nicht unmittelbar beeinflusst. Ein System mit Förder- und Reinjektionsbohrung wird auch als „Dublette" bezeichnet. Dazu wird die heißes Wasser führende Gesteinsschicht angebohrt und das Thermalwasser nach oben gepumpt. Dem geförderten Wasser wird durch so genannte Wärmetauscher die Energie entzogen und an das kommunale Fernwärmenetz zum Heizen oder zur Warmwasseraufbereitung abgegeben. Das heißt, das Thermalwasser bleibt in einem geschlossenen Kreislauf. Zudem kann das heiße Wasser zur Stromgewinnung eingesetzt werden. Über eine zweite Bohrung, die Reinjektionsbohrung, wird das abgekühlte Wasser wieder in die Gesteinsschicht zurückgeleitet. Somit wird der natürliche Wasserkreislauf wieder geschlossen. Dieses Verfahren nennt man Hydrothermale Geothermie.

7 Funktionsweise Funktionsweise Wärmeerzeugung Stromerzeugung
Weit verbreitet Häufig Fernwärme Grundlastversorgung Einbindung Niedertemperaturversorgung (Gewächshäuser, Landwirtschaft) Thermalbad oder Trinkwasser bei passendem Chemismus Stromerzeugung Dampfturbine benötigt normalerweise Temperaturen > 200°C Thermalwasser < 100°C Binäre Systeme: ORC oder Kalinaprozess Arbeitsmittel: Fluid mit niedrigem Siedepunkt Systeme der geothermischen Stromerzeugung Die Anlagentechnik, die für die geothermische Stromerzeugung zum Einsatz kommt, lässt sich prinzipiell in zwei Gruppen unterteilen: § offene Systeme, in denen das Thermalfluid selbst das Arbeitsmittel darstellt – direkte Nutzung des Thermalwassers, § geschlossene Systeme, bei denen die Wärme des Thermalfluids auf ein anderes, i. d. R. organisches Arbeitsmittel übertragen wird – indirekte Nutzung des Thermalwassers. In jedem Fall wird der Arbeitsmitteldampf in Arbeitsmaschinen (Dampfturbinen, Schrauben- oder Kolben-Expansionsmaschinen) entspannt und die so gewonnene mechanische Energie der Drehbewegung in einem Generator in elektrische Energie umgewandelt. Vergleichsprozess (mit diversen Modifikationen bzw. nur bezüglich einzelner Zustandsänderungen) ist der Clausius-Rankine-Prozess, wie er aus der konventionellen Kraftwerkstechnik bekannt ist. Hierbei wird Wasserdampf isobar erhitzt und verdampft, unter Arbeitsleistung isentrop entspannt, dann isobar kondensiert und anschließend isentrop verdichtet. In Realität sind diverse Abweichungen von diesen idealen Bedingungen (isobar, isentrop) zu verzeichnen, die zur Minderung der energetischen Effizienz der Verfahren führen. Diese Wässer sind für folgende Zwecke nutzbar: Wärmeerzeugung: Am weitesten verbreitet Häufig Fernwärme Typische Grundlastversorgung Niedertemperaturversorgung (Landwirtschaft, Gewächshäuser) Thermalbad bei passendem Chemismus Stromerzeugung: hohe Temperaturen werden benötigt (200°C), um auch bei <100 °C Strom zu erzeugen: ORC oder Kalina, Warmwasserversorgung Gewächshäuser Bewässerung geordnet nach Abnahme der benötigten Temperatur. ORC: Dampfturbinen, Fluid mit niedrigem Siedepunkt als Arbeitsmittel, Kalina-Verfahren: Dampfturbine, Ammoniak-Wasser Gemisch, Bei vielen Geothermiekraftwerken reicht die Fördertemperatur nicht aus, um eine Turbine direkt mit Heißdampf zu betreiben. Eine klassische Turbine benötigt min. 200 °C Wasserdampftemperatur, damit der Dampfdruck groß genug ist, um effizient zu arbeiten. Allerdings gibt es auch Stoffe mit einer geringeren Siedetemperatur, mit welchen die Turbinen auch bei geringeren Temperaturen effizient arbeiten können. Basierend auf dem Clausius-Rankine-Kreisprozess haben sich zwei verschiedene Kraftwerkstypen entwickelt. Wärmeerzeugung Der am weitesten verbreitete Anwendungsbereich der tiefen Geothermie in Deutschland ist die Wärmeversorgung, häufig in Form einer Fernwärmeversorgung. Sind die Temperaturen des gewonnenen Thermalwassers ausreichend hoch, kann eine direkte Nutzung in der Wärmeversorgung erfolgen. Bei Fördertemperaturen unter 60 °C wird die Geothermie mit einer Wärmepumpe gekoppelt. Hierfür eignen sich besonders Gasabsorptionswärmepumpen. Für die Bereitstellung der Spitzenlast in einem Fernwärmesystem und als Versorgungsreserve ist ein Spitzenlastkessel erforderlich. Die Auslegung des Gesamtsystems ist immer projektspezifisch vorzunehmen, wobei sowohl die am Ort anzutreffenden geologischen Verhältnisse als auch die Versorgungsstrukturen Einfluss finden. Ähnlich wie bei der Auslegung eines Blockheizkraftwerkes ist die tiefe Geothermie wegen der hohen Investitionen für die Bohrungen eine typische Grundlastversorgung. Um eine optimale Ausnutzung der Wärmeenergie des Thermalwassers zu erzielen, bietet es sich wo immer es möglich ist an, nach der Wärmenutzung in einem Fern- oder Nahwärmenetz noch eine Niedertemperaturnutzung einzubinden. Besonders gut eignen sich hierfür landwirtschaftliche oder Gartenbaubetriebe oder Aquakulturen wie z. B. eine Fischzucht. In den Niederlanden erlebt die tiefe Geothermie zurzeit einen Boom für die Wärmeversorgung der sehr zahlreichen Gewächshäuser. Bei entsprechendem Chemismus des Thermalwassers kann die geförderte Sole nach der thermischen Nutzung auch noch in einem Thermalbad zu balneologischen Anwendungen genutzt werden. In Waren (Mecklenburg-Vorpommern) wird aus der für die Fernwärmeversorgung geförderten Thermalsole noch ein Badesalz und eine Kosmetikserie hergestellt und vermarktet. Organic-Rankine-Cycle (ORC) Ein Verfahren, bei dem Dampfturbinen in Kraftwerken mit einem anderen Arbeitsmittel als Wasserdampf betrieben werden. Ausschlaggebend ist der niedrigere Siedepunkt von organischen Stoffen, wodurch man den Dampfdruck bei relativ geringen Temperaturen erhöhen kann. Das Verfahren kommt bei der Stromerzeugung aus Geothermie zum Einsatz, z.B. im ersten geothermischen Kraftwerk Deutschlands in Neustadt-Glewe. Kalina-Verfahren Ein Verfahren zum Betrieb von Dampfturbinen zur geothermischen Stromerzeugung bei relativ niedrigen Temperaturen. Herkömmliche Wasserdampfturbinen benötigen Temperaturen von weit über 100°C. Um auch Temperaturen um 90°C zur geothermischen Stromerzeugung nutzen zu können, wird die Wärme des Tiefenwassers an ein Ammoniak-Wasser-Gemisch mit einem wesentlich niedrigeren Siedepunkt abgegeben. Der entstehende Dampf wird dann an Stelle von reinem Wasserdampf zum Antrieb von Turbinen genutzt. Das heiße Wasser gibt seine Wärme an einen schnell verdampfenden Wärmeträger ab. Dieser treibt wiederum über einen separaten Kreislauf eine Turbine zur Stromer­zeugung an. Auch der Anschluss eines Nahwärmenetzes ist möglich.

8 Funktionsweise Bohrung Grundlage ist die seismische Exploration
Keine Beeinflussung anderer grundwasserführender Schichten Erfahrung aus der Erdöl- und Erdgasindustrie Verrohrungsdurchmesser nimmt mit der Tiefe ab Zementierung der Rohre Zugang zur Zielformation durch Perforation Stimulationsverfahren: Aufweitung der Wasserwegsamkeiten durch Einpressung von Wasser oder Säuren Zuverlässige Bohrung muss gewährleistet sein Keine Beeinträchtigung grundwasserführender Schichten außerhalb des Nutzaquifers Erfahrungen aus der Erdöl- und Erdgasindustrie Verrohrungsdurchmesser nimmt mit der Tiefe ab Zementierung der Rohre für Stabilität und verhindert Wasserfluss hinter den Rohren Zugang zu der Zielformation durch Perforation (Sprengung, Verrohrung) Grundlage ist die seismische Exploration Stimulationsverfahren: Wasserwegsamkeiten werden künstlich aufgeweitet, Einpressen von Wasser oder Auflösen des Gesteins durch Säuren Die Leistungsfähigkeit der erschlossenen geothermischen Reservoire, hydrothermale oder petrothermale, wird entscheidend von der hydraulischen Durchlässigkeit des Gesteins und von möglichen Fließwegen bestimmt. Ist die natürliche Durchlässigkeit nicht ausreichend, um wirtschaftlich nutzbare Förderraten zu erzielen, kann die Leistungsfähigkeit der Bohrungen durch Stimulationsmaßnahmen gesteigert werden. Für die Tiefengeothermie in Deutschland werden bisher zwei verschiedene Stimulationsverfahren eingesetzt: Hydraulische Stimulationen und Säurestimulationen. In beiden Fällen wird Flüssigkeit, das Stimulationsmittel, in die Bohrung verpresst, um im Zielhorizont der Bohrung bestehende Risse zu erweitern oder in einigen Fällen neue Risse zu erzeugen. Dies führt zu einer Verbesserung der Wegsamkeiten im umgebenden Gestein. In der Tiefengeothermie in Deutschland wird bisher vorrangig das Konzept der so genannten hydraulischen Stimulation angewandt. Dabei wird Frischwasser aus Grund- und Oberflächenwasser oder zuvor gefördertes Formationsfluid als Stimulationsmittel verwendet. Nur vereinzelt kommen dabei auch chemische Zusätze und/oder Stützmittel zum Einsatz. Vorhaben, in denen Stimulationsmaßnahmen zur Steigerung der Ergiebigkeit der Bohrungen durchgeführt werden, werden auch als Enhanced Geothermal Systems (EGS) oder Verbesserte Geothermische Systeme bezeichnet. Der technische Ausbau von Geothermiebohrungen muss gewährleisten, dass über viele Jahre heißes Formationsfluid sicher gefördert bzw. abgekühltes Formationsfluid wieder gezielt in den Untergrund verpresst werden kann. Zudem muss durch die Gestaltung des Bohrplatzes und durch den Ausbau der Bohrungen sichergestellt werden, dass keine Beeinträchtigung von grundwasserführenden Schichten außerhalb des Nutzaquifers während der Bohr- und Betriebsphase auftreten kann. Die dazu notwendigen technischen Maßnahmen sind aus der Erdöl- und Erdgasindustrie bekannt und bewährt. Daher soll an dieser Stelle auf die hohen Sicherheitsstandards in diesem Bereich eingegangen werden. Das Abteufen der Bohrung erfolgt teleskopartig, so dass sich Bohrdurchmesser und Verrohrungsdurchmesser mit der Tiefe verringern. Durch Zementation der Rohre wird gewährleistet, dass die Rohre dauerhaft fest mit dem umgebenden Gestein verbunden sind und dass keine Flüssigkeiten „hinter“ den Rohren entlang fließen können. Der Zugang zu der Zielformation, aus der Heißwasser gefördert oder in die abgekühltes Formationsfluid verpresst wird, geschieht z.B. durch Perforation. Dabei werden in einem meist nur wenige Meter langen Abschnitt gezielt Löcher durch die Verrohrung gesprengt. Alternativ kann der Zielbereich von vornherein auch unverrohrt bleiben, sofern sich dieser als standfest erweist. Falls dieses durch Störungen, Klüfte oder allein durch die zuströmende Wassermenge kritisch gesehen wird, wird auch dieser Abschnitt durch Rohre stabilisiert Wichtig ist zu vermerken, dass der Zugang zum Gestein nur in einem definierten Abschnitt der Bohrung und in großen Tiefen (tiefer als 1.000 m), in denen sich die Zielgesteinsformationen befinden, hergestellt wird. In allen anderen Bereichen wird durch den Ausbau der Bohrung ein Ausströmen des Formationsfluides in oberflächennahe grundwasserführenden Schichten faktisch ausgeschlossen. Grundlage einer zielgenauen Bohrung ist eine vorausgegangene seismische Exploration. Bei diesem Verfahren lassen sich sowohl einzelne Schichten als Reflektoren, als auch Störungszonen identifizieren. Stimulationsmaßnahmen werden eingesetzt, um innerhalb des Reservoirgesteins die Wasserwegsamkeiten über künstliche oder künstlich aufgeweitete Risse zu erhöhen. Dies kann unter anderem durch das Einpressen von Wasser unter hohen Drücken oder das teilweise Auflösen des Gesteins durch Säuren erreicht werden. Das Erzeugen (künstlicher) Fließwege bzw. das Erweitern vorhandener Wegsamkeiten in tiefen geologischen Gesteinsschichten wird generell als „Stimulation“2 bezeichnet und unter anderem bei der Gewinnung von Schiefer- und Kohleflözgas sowie auch in der Tiefengeothermie verwendet. Stimulationsmaßnahmen erfolgen durch das Einpressen von Wasser unter hohem Druck oder durch das teilweise Auflösen des bohrlochnahen Gesteins mittels Säuren.

9 Funktionsweise Doublette Technik oft erprobt
Föderbohrung und Injektionsbohrung 500m - 3 km Abstand zur Vermeidung hydraulischer und thermischer Kurzschluss im Aquifer Saiger, oder gerichtet je nach Abstand über Tage Modifizerung zu einer Triplette möglich Verzicht auf Dublette, wenn Wasserqualität gut genug ist Deutschland aber meist Dublette aufgrund des höheren Mineralgehalts Grund für Dublette: Vermeidung negativer Umwelteinwirkungen, Druckerhaltung im Reservoir - Technik der Dubletten ist weitestgehend ausgereift Erfahung seit einigen Jahren Reinjektion des abgekühlten Fluids Vermeidung negativer Umwelteinwirkungen Modifizierung zu einer Triplette, jedoch nicht mehr als Vier Bohrungen Förderbohrung und Injektionsbohrung Abstand einige 100 Meter bis 3 Km Kompromiss zwischen Temperaturentwicklung und Druckhaltung, hydraulischen und thermischen Kurzschluss soll verhindert werden Gründe: Druckerhaltung im Reservoir, Fluid darf oft nicht in Kontakt mit der Biosphäre kommen (Salzkontakt, umweltgefährdende Inhaltstoffe) Eine so genannte Dublette kann mit einer weiteren Förder- oder Injektionsbohrung zu einer Triplette modifiziert werden. Abgelenkte Bohrpfade ermöglichen das Niederbringen verschiedener Bohrungen innerhalb eines kleinen Kraftwerkgeländes unter Vermeidung des geothermischen Kurzschlusses, mehr als vier Bohrungen lassen sich jedoch nicht sinnvoll von einem Bohrplatz aus niederbringen. Die geothermische Dublette ist der Grundbaustein einer Anlage zur geothermischen Strom- oder Wärmeerzeugung. Die gilt insbesondere für hydrothermale Anlagen, bei denen geothermische Wärme aus natürlichen Aquiferen gefördert wird. Die Dublette besteht dabei aus einer Förderbohrung und einer Injektionsbohrung. Mehrere Dubletten können zu größeren Systemen zusammengeschlossen werden. So können höhere Gesamtleistungen geothermischer Anlagen erreicht werden. In Deutschland werden in der Tiefengeothermie bisher ausschließlich Dubletten- Systeme realisiert, wobei eine Dublette aus einer Förder- und einer Reinjektionsbohrung besteht (Abbildung 4). Dubletten werden auch in Zukunft Basisbestandteile größerer Anlagen sein. Hierbei wird heißes Formationsfluid durch eine erste Bohrung aus dem Reservoir gefördert, an der Oberfläche wird ein Teil der geothermischen Wärme durch einen Wärmeübertrager ausgekoppelt und das dadurch abgekühlte Formationsfluid wird über die zweite Bohrung wieder reinjiziert. Während der anschließenden Untergrundpassage des Formationsfluids von der Reinjektions- zurück zur Förderbohrung erwärmt sich das Wasser durch den Kontakt mit dem heißen Gestein erneut. Der untertägige Abstand zwischen der Förderbohrung und der Reinjektionsbohrung beträgt in der Regel einige 100 Meter bis ca. drei Kilometer. Der Abstand zwischen den Bohrungen ist ein Kompromiss zwischen Druckhaltung und Temperaturentwicklung und muss an den jeweiligen Standort angepasst werden Die Reinjektion des abgekühlten Wassers erfolgt maßgeblich aus zwei Gründen: - Der Druck im Reservoir wird stabil gehalten, so dass über lange Zeit mit konstanter Rate Heißwasser gewonnen werden kann. - Das Formationsfluid darf aufgrund seines in der Regel höheren Salzgehaltes und der Belastung mit gegebenenfalls umweltgefährdenden Inhaltsstoffen nicht in Kontakt mit der Biosphäre kommen. Das Wasser muss daher im geschlossenen Thermalwasserkreislauf wieder in den Horizont verpresst werden, aus dem es zuvor gefördert wurde. Die hydrothermale Nutzung von Wasser aus Aquiferen erfolgt über eine Förder- und eine Injektionsbohrung, Dublette genannt (Abb. Seite 4/5). Die beiden Bohrungen müssen unter Tage einen Mindestabstand haben, um einen hydraulischen oder thermischen Kurzschluss zu verhindern und einen Bewirtschaftungszeitraum von mindestens 20 bis 30 Jahren zu ermöglichen. Andererseits muss sichergestellt sein, dass beide Bohrungen im gleichen Aquifer münden, um das hydraulische Gleichgewicht möglichst wenig zu beeinflussen. Zweckmäßig werden diese Bohrungen von einem Bohrplatz aus niedergebracht, um eine kompakte Installation der oberirdischen Anlagen an einem Ort zu erreichen. Das Thermalwasser wird mit einer Tauchpumpe an die Oberfläche gefördert, wobei die natürlichen Druckverhältnisse im Erdreich diesen Vorgang unterstützen. Anschließend zirkuliert es in einem geschlossenen Kreislauf durch Wärmetauscher, die die Wärme in einen sekundären Kreislauf für die Nutzung zur Stromerzeugung oder zur Fernwärmeversorgung übertragen. Das ausgekühlte Thermalwasser wird über die Injektionsbohrung wieder dem Aquifer zugeführt.

10 Funktionsweise Nachteile Vorteile
stetig nutzbar Keine saisonalen Abhängigkeiten Grundlastfähig Mit Fernwärme keine Öltanks etc. nötig Gute CO2 Bilanz Keine potentielle Brand- oder Explosionsgefahr in den angeschlossenen Gebäuden (wie z.B. Gas) Kohlendioxidarm Unerschöpflich Niedrige Geräuschentwicklung Zuverlässig Nachteile hohe Bohrkosten/hohe Investitionskosten Komlpizierte Bohrung und Seismische Forschung (Durchmesser, Bohrgeräte) Niedrige Bohrgeschwindigkeiten Landabsenkungen durch Kontraktion des Gesteins (Erdbeben) Fündigkeitsrisiko Wirtschaftlichkeit nur bei hoher Nachfrage Nachteile der Stimulation (seismische Ergeignisse) Die Notwendigkeit zur Nutzung neuer Alternativen zur Energieversorgung ist unumstritten angesichts der drohenden Auswirkungen des Klimawandels sowie der begrenzten regionalen und nationalen Vorkommen und den abnehmenden Reserven der fossilen Energieträger weltweit. Wind- und Sonnenenergie können als regenerative Energien nur einen begrenzten Beitrag liefern. Dieser hängt ab von der Verfügbarkeit von Wind und Sonne und macht eine Energiespeicherung notwendig. Erdwärme ist dagegen stetig nutzbar und grundlastfähig. Die Geothermie bietet somit ausgezeichnete Möglichkeiten zur Ergänzung des Energiemix. Darüber hinaus ermöglicht sie kommunalen Energieversorgungsunternehmen eine Möglichkeit zur regionalen Dezentralisierung der Energieversorgung und Stärkung der Unabhängigkeit. Die Investition in die Geothermie stellt immer auch eine Investition in die Zukunft und die zunehmende Unabhängigkeit von den Entwicklungen auf den Weltenergiemärkten dar. Ein großer Vorteil der geothermischen Nutzung ist neben der Nachhaltigkeit auch die saison- und witterungsunabhängige Bereitstellung von Energie. Außerdem ist der Flächenbedarf eines geothermischen Kraftwerks bzw. einer Heizzentrale vergleichsweise gering. Ist die Anlage und das Fernwärmenetz erst einmal errichtet, fallen keine weiteren zusätzlichen Transportbewegungen an. In den beheizten Gebäuden werden keine zusätzlichen Lagerflächen (z.B. für Öltanks) mehr benötigt. Auch entfällt die Notwendigkeit für eine Gewässerschadenshaftpflichtversicherung. Im Gegensatz zu Verbrennungskesseln bzw. Gasanschlüssen, besteht bei einer geothermischen Versorgung keine potenzielle Brand- oder Explosionsgefahr für die Gebäude. Geothermie ist nicht nur landschaftsschonend, kohlendioxidarm und nach menschlichem Ermessen unerschöpflich. Sie stellt ihre Energie darüber hinaus zuverlässig, grundlastfähig und zu stabilen Preisen zur Verfügung. Geothermie ist für den Verbraucher immer verfügbar, rund um die Uhr, wetterunabhängig und zu jeder Jahreszeit. Mit den bereits entwickelten Technologien ist es praktisch überall möglich, das Potenzial der Erdwärme zu nutzen: Geothermie ist Energie vor Ort. Durch die heute bekannten Ressourcen der hydrothermalen Tiefen Geothermie könnten etwa 29% des deutschen Wärmebedarfs, mit denen der oberflächennahen Geothermie noch einmal etwa 28% gedeckt werden. Zur Nutzung in petrothermalen Systemen steht im Tiefenbereich von – Metern unter der Fläche der Bundesrepublik so viel Energie zur Verfügung, dass Deutschland sich damit für ca Jahre komplett mit Strom und Wärme versorgen könnte. Aufgrund der Erfahrung der Öl- und Gasbohrunternehmen in der Tiefbohrtechnik wird oft angenommen, dass auch Geothermalbohrungen ohne Weiteres von denselben Firmen abgeteuft werden können. Es gibt jedoch bei näherem Hinsehen durchaus signifikante Unterschiede zwischen Öl- und Gasbohrungen und Geothermalbohrungen. Es muss eine Dublette gebohrt werden, somit übersteigt die Gesamt-Bohrstrecke einer Geothermalbohrung die einer Ölbohrung meist deutlich. Bei Bohrkosten von grob Euro pro Meter Bohrstrecke (sehr grobe Daumenformel) ergeben sich entsprechend hohe Bohrkosten. Die erforderlichen Volumenströme zum kommerziell wirtschaftlichen Betrieb einer Geothermalanlage liegen deutlich über den Förderraten einer Öl- und Gasbohrung. Geothermalbohrungen müssen daher mit größeren Durchmessern hergestellt werden, was den Einsatz größerer Bohrgeräte und Bohranlagen erfordert und den Bohrmeterpreis in die Höhe treibt. Öl und Gas befindet sich in porösen Sedimentgesteinen, d.h. die Bohrmeißel der Öl- und Gasindustrie sind für das Bohren solcher Gesteine optimiert worden. Erdwärme befindet sich dagegen aber meist im kristallinen Grundgebirge. Hier lassen sich mit den üblichen Bohrmeißeln der Öl- und Gasindustrie jedoch nur Bohrgeschwindigkeiten von wenigen Metern pro Stunde erzielen, was sich wiederum nachteilig auf die Bohrkosten auswirkt. Bei Projekten der tiefen Geothermie sind in der Stimulationsphase kleinere, kaum spürbare Erderschütterungen (Seismizität) möglich. Im späteren Verlauf, soweit nur der Dampf entzogen wird, kan es durch Kontraktion des Speichergesteins zu Landabsenkungen kommen. Diese Probleme führten bereits zur Einstellung von Geothermieprojekten (z. B. Geysers-HDR-Project der AltaRock Energy Inc. in Karlifornien-USA 2009 oder Kleinhüningen bei Basel 2009). Ob stärkere Erdbeben durch Geothermie ausgelöst werden können ist derzeit noch umstritten, war aber die Grundlage für die Einstellung des Vorhabens in Basel. Durch die Verformung der Tagesoberfläche kann es zu Schäden an Gebäuden kommen wie z.B. in Staufen im Breisgau. In Staufen traten nach dem Einsatz mehrerer Erdwärmesonden (mit je ca. 140 m Tiefe), die unter anderem der Beheizung des Rathauses dienen sollten, erhebliche kleinräumige Hebungen von bis zu 20 cm im bebauten Stadtgebiet auf, die zu großen Zerrungen und Stauchungen bzw. Schiefstellungen an Gebäuden führten. Neben austretenden Gasen wie Kohlendioxid, Stickstoff aber auch Erdgas, die ein Explosionsrisiko bergen, können auch giftiger und brennbarer Schwefelwasserstoff freigesetzt werden. Den Chancen gegenüber stehen natürlich auch Risiken, von denen die für Geothermie-Projekte wesentlichsten im Folgenden kurz erwähnt werden: Geologisches Risiko Das geologische Risiko besteht darin, dass die prognostizierte Fündigkeit nicht erreicht wird und die Thermalwasser- Förderrate oder dessen Temperatur zu gering sind. Diese Risiken können durch detaillierte geophysikalische Voruntersuchungen wie die Seismik verringert werden. Es gibt auch die Möglichkeit, das Fündigkeitsrisiko durch eine Fündigkeitsversicherung abzusichern. Bohrtechnisches Risiko Bei Bohrungen kann es vorkommen, dass sich der Bohrmeißel festfrisst bzw. ungünstige Gesteinsformationen zu zeitlichen Verzögerungen führen. Abhilfe schaffen hier vertragliche Vereinbarungen über die Risikoverteilung/- verlagerung auch auf das Bohrunternehmen und den Anlageninvestor sowie wiederum eine detaillierte und genaue Voruntersuchung. Teilweise ist hier auch ein Versicherungsschutz möglich. Wirtschaftliches Risiko Das wirtschaftliche Risiko kann durch eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsanalyse minimiert werden. Besonders wichtig ist eine professionelle Projektleitung zur Koordinierung der Baumaßnahmen. Der personelle Aufwand hierfür wird oft unterschätzt. Bei der Nutzung von Geothermie zur Nah-/Fernwärmeversorgung ist die realistische Bewertung des Aufbaus der Wärmenetze und der Kunden von besonderer Bedeutung. Betriebsrisiko Nach der erfolgreichen Errichtung einer geothermischen Heiz- oder Kraftwerkszentrale besteht neben den üblichen Risiken des Versorgungsgeschäftes noch das spezielle Risiko des Ausfalls des Geothermie-Kreislaufes. Das größte Risiko stellt sicher ein Pumpendefekt dar, durch entsprechende Lagerhaltung kann man diesem Risiko begegnen. Da noch keine bzw. erst sehr wenige Langzeiterfahrungen mit der tiefen Geothermie in Deutschland vorliegen, ist auch die Aufrechterhaltung des geplanten Thermalwasserkreislaufes über einen Kalkulationszeitraum von 20 und mehr Jahren als Risiko einzustufen und zu bewerten. Risiko seismischer Ereignisse und mangelnder Akzeptanz in der Bevölkerung Die tiefe Geothermie, insbesondere die Bohrtätigkeiten, werden von den Behörden intensiv überwacht, um die Risiken für Mensch und Natur gering zu halten. Kleinere, kaum spürbare Erschütterungen sind bei der tiefen Geothermie grundsätzlich möglich, insbesondere bei der Stimulationsphase zur Erkundung und Verbesserung der hydraulischen Eigenschaften der Lagerstätte. Die Wahrscheinlichkeit von seismischen Ereignissen und deren Intensität ist sehr abhängig von den geologischen Gegebenheiten: Der Oberrheingraben ist z. B. anfälliger als das bayerische Molassebecken oder die norddeutsche Tiefebene. Die Berichterstattung über eventuelle seismische Risiken und die mangelnde Kenntnis über die Nutzung der Geothermie können bei neuen Projekten zu Verunsicherungen in der Bevölkerung führen. Es herrschen Ängste um Hauseigentum, Lärm- und Verkehrsbelästigungen während des Baus sowie des Betriebs der Anlagen. Notwendig ist hier ein frühzeitiger aktiver Informationsaustausch zwischen den Investoren mit Bürgern, Gemeinden und Umweltgruppen.

11 Ökonomische Aspekte Kosten
Brennstoffkosten sollen durch Investitionskosten ersetzt werden Neues Fernwärmenetz bis zu 50% der Gesamtinvestitionen Bei vorhandenem Netz: Bohrung ist der Hauptkostenfaktor Spanne von 3 Mio € bei Versorgung Einzelobjekte und Erdwärmesonde bis 100 Mio € für Meter Dublette und Neubau Fernwärmenetz Die grundsätzliche ökonomische Philosophie bei der Realisierung eines Projektes der tiefen Geothermie ist es, Brennstoffkosten durch Investitionskosten zu ersetzen. Bestimmend für die Gesamtkosten eines Projektes sind die Bohrkosten und die Kosten für die Errichtung eines Fernwärmenetzes. Muss ein neues Fernwärmenetz für die Verteilung der geothermisch gewonnenen Wärme aufgebaut werden, betragen die Netzausbaukosten vielfach über 50 % der Gesamtinvestition. Kann man ein bestehendes Netz nutzen oder dient die tiefe Geothermie einer Objektversorgung oder vorrangig der Stromerzeugung, sind Ökonomische Aspekte der Geothermie regelmäßig die Tiefenbohrungen der größte Kostenfaktor. Deren Höhe bestimmt sich wiederum aus der Bohrtiefe und der örtlichen Geologie. Unter Berücksichtigung dieser Faktoren können die Investitionen für ein Projekt der tiefen Geothermie in einer großen Bandbreite schwanken. Die Spanne reicht von ca. 3 Mio. € für die Versorgung eines Einzelobjektes mit einer tiefen Erdwärmesonde bis hin zu 100 Mio. €, die man für eine 4000 m tiefe hydrothermale Dublette mit Errichtung eines Geothermie-Kraftwerkes und dem Neubau eines Fernwärmenetzes für eine Mittelstadt investieren muss. Den typischen Verlauf der Kostenentwicklung eines Geothermieprojektes zeigt die Abbildung auf Seite 14. Danach sind die Aufwendungen bis zum Investitionsentscheid, dass eine Geothermiebohrung abgeteuft wird, durchaus überschaubar. Allerdings soll nicht unerwähnt bleiben, dass auch seismische Voruntersuchungen, speziell die Durchführung einer neuen 3D-Seismik, bereits beträchtliche Investitionen in der Phase der Vorerkundung erfordern. Wirtschaftlichkeit Generelle Aussagen zur Wirtschaftlichkeit eines Geothermieprojektes sind natürlich genauso wenig zu treffen wie zu der Höhe der Investitionen. Nur eine detaillierte Wirtschaftlichkeitsbetrachtung des individuellen Projektes im Rahmen der Machbarkeitsstudie kann hierüber eine Aussage liefern. Die zunehmende Anzahl realisierter Geothermie-Projekte in jüngerer Zeit lässt jedoch den Schluss zu, dass bereits heute bei günstigen Voraussetzungen die Wirtschaftlichkeit der tiefen Geothermie vorhanden ist.

12 Beispiele Deutschland Weltweit
Unterhaching: 3,9 Mwel, 38 MWth, Meter Tiefe, Kalina Kraftwerk Ca. 26 größere Anlagen zwischen 100 kW und 20 MW Meist Wärmegewinnung und Thermalbäder Gesamt: ca. 128 MWth 150 weitere Projekte in Planung Weltweit Insgesamt MWth und 9000 MWel Hauptsächlich in Island, Philipinen, Indonesien, Japan, Neuseeland Deutschland Erdwärme wird in Deutschland vor allem zum Heizen genutzt. Die dritte und derzeit größte Geothermieanlage, die auch Strom erzeugt, wurde Anfang Juni in Unterhaching bei München eingeweiht. Seit zwei Jahren hatte die Anlage bereits in das örtliche Fernwärmenetz eingespeist, jetzt kommen zu diesen 31 Megawatt Wärme auch 3,4 Megawatt Strom. Das erste deutsche Erdwärme-Heizkraftwerk arbeitet seit 2003 mit einer elektrischen Leistung von 250 Kilowatt in Neustadt-Glewe in Mecklenburg-Vorpommern, 2007 ging im rheinland-pfälzischen Landau eine Drei-Megawatt-Anlage in Betrieb. Wie das Bundesumweltministerium feststellt, ist die Marktentwicklung damit langsamer verlaufen als erwartet, unter anderem wegen der hohen Anfangskosten und Risiken bei der Tiefbohrung. Derzeit sind sieben weitere Projekte zur Strom- und Wärmeerzeugung im Bau. Das anvisierte Ziel: Bis 2020 soll sich die Stromleistung aus tiefen Erdwärmeanlagen auf 280 Megawatt vervierzigfachen. Jährlich 1,8 Milliarden Kilowattstunden Strom sollen dann erzeugt werden sowie 8,2 Milliarden Kilowattstunden Wärme. Das Unterhachinger Projekt wurde im Jahr 2001 in Angriff genommen. Zur angestrebten Wirtschaftlichkeit sollte unter anderem eine „Fündigkeitsversicherung“ beitragen. Europaweit erstmals sicherte sie das Risiko ab, mit der teuren Tiefbohrung möglicherweise nicht genügend Thermalwasser zu erschließen – bislang das größte Investitionshindernis bei geothermischen Anlagen. In 15 Jahren, so die Erwartung, sollen sich – unterstützt durch Mittel von Bund und Land sowie die 16 Cent pro erzeugter Kilowattstunde, die das Erneuerbare Energien-Gesetz bringt – die Investitionen von rund 80 Millionen Euro für Heiz- und Kraftwerk sowie Fernwärmenetz amortisiert haben.

13 Vielen Dank für die Aufmerksamkeit

14 Quellen http://www.gw-holzkirchen.de/cms/Geothermie/Geothermie.html
Zukunft der Energieversorgung (Innovationsbeirat Innovationsbeirat der Landesreg.) geothermie/ e_geothermische_Systeme.pdf e/Publikationen/Hintergrundpapier_Stimulation_GtV- BV.pdf