Projekt Deep Heat Mining -

Präsentation zum Thema: "Projekt Deep Heat Mining -"—  Präsentation transkript:

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 Inhaltsverzeichnis Rahmenbedingungen für die Realisierung
Projektaufbau in Phasen Projektgesellschaft Geopower Basel AG Finanzierung des Projektes Risikominderung Anlagenkonzept Wirtschaftlichkeit Fernwärmenetz Künftige Energieversorgung geprägt von Herausforderungen: Treibhausgase, besonders CO2 verursachen globale Erwärmung. Kyoto-Protokoll fordert bis 2012 Reduktion der Treibhausgase um 8 Prozent gegenüber 1990. Schweiz hat darum CO2 -Gesetz beschlossen: bis Prozent weniger CO2 gegenüber 1990. Im Moment sieht es nicht danach aus, dass dieses Ziel erreicht wird (Jahresbericht für Klimapolitik mit EnergieSchweiz 2003: Verbruachszuwachs wurde gehemt, Ziel aber klar verfehlt). Einführung einer CO2- Abgabe ist wahrscheinlich und wird vom Bundesrat derzeit vorbereitet: Vier Varianten sollen im Herbst in die Vernehmlassung. Verschärft wird die Situation durch den permanent steigenden Strombedarf. Seit 1999 ist Stromverbrauch in BS um 7,3 % gestiegen. In der gesamten Schweiz sogar um 15,7 % (von 51,2 Mrd. kWh auf 59,3 Mrd. kWh) Vor diesem Hintergrund ist der absehbare Ersatz von alten Kraftwerken eine Schlüsselfrage: Wie kann der Energiebedarf einer modernen Industriegesellschaft gedeckt werden? Ausbau erneuerbarer Energien unstrittig. Aber Welche? Wasserkraft ausgereizt, Wind und Sonne sehr wetterabhängig. Ausweg: Energiepotenzial im Untergrund nutzen, Geothermie

3 Energiewirtschaftliche Herausforderungen:
• CO2 – Problematik • Steigender Stromverbrauch • Ersatz von Kraftwerken  Ausbau erneuerbarer Energien vordringlich Sonne, Wind, Biomasse, Erdwärme Künftige Energieversorgung geprägt von Herausforderungen: Treibhausgase, besonders CO2 verursachen globale Erwärmung. Kyoto-Protokoll fordert bis 2012 Reduktion der Treibhausgase um 8 Prozent gegenüber 1990. Schweiz hat darum CO2 -Gesetz beschlossen: bis Prozent weniger CO2 gegenüber 1990. Im Moment sieht es nicht danach aus, dass dieses Ziel erreicht wird. Einführung einer CO2- Abgabe ist wahrscheinlich und wird vom Bundesrat derzeit vorbereitet: Vier Varianten sollen im Herbst in die Vernehmlassung. Verschärft wird die Situation durch den permanent steigenden Strombedarf. Seit 1999 ist Stromverbrauch in BS um 7,3 % gestiegen. In der gesamten Schweiz sogar um 15,7 % (von 51,2 Mrd. kWh auf 59,3 Mrd. kWh) Vor diesem Hintergrund ist der absehbare Ersatz von alten Kraftwerken eine Schlüsselfrage: Wie kann der Energiebedarf einer modernen Industriegesellschaft gedeckt werden? Ausbau erneuerbarer Energien unstrittig. Aber Welche? Wasserkraft ausgereizt, Wind und Sonne sehr wetterabhängig. Ausweg: Energiepotenzial im Untergrund nutzen, Geothermie

4 CO2-Entwicklung BS / BL Prognose Δ = 12% = 315‘000 to/a Ziel
CO2 -Emissionen Geothermisches Kraftwerk: Einsparung CO2 ca. 40‘000 t pa = 12% Fehlmenge In der NW-CH beträgt die “Zielverfehlung“ ca. 12% der CO2 -Emissionen (Basis 1990) bzw. 315‘000 t/a.

5 Künftiger Energiebedarf
bei gleichbleibendem mittleren pro-Kopf Verbrauch! 150 100 Milliarden Fass Öl 50 Neuste Schätzungen sagen Höhepunkt der Erdölförderung 2015 voraus. Erdölpreis pro Barrel 55 £ am 1900 2000 2100 Quelle: Edwards, AAPG, 1997

6 Eigenschaften der Geothermie
DHM liefert Bandenergie Ausserdem: • CO2-frei • Nachhaltig • Einheimisch • Unauffällig • Günstig Winter Sommer Hydro Solar Wind Geoth. Nicht nur Potential ist gross, auch die Zuverlässigkeit ist gegeben: Geothermie steht als einzige der erneuerbaren Energien als Bandenergie zur Verfügung. Das Wärmepotential der Erdkugel ist unerschöpflich. Es ist lokal verfügbar, die Energie muss also nicht importiert werden Die Anlagen an der Oberfläche sind klein (kleiner als ein Fussballfeld) und nahezu Emissionsfrei. Die voraussichtlichen Gestehungskosten sind bereits heute marktfähig, wir rechnen mit 15 Rp. / kWh: nicht teurer als neue Wasserkraftwerke und billiger als andere erneuerbare Energien.

7 Mögliche Gebiete für Deep Heat Mining (CH)

8 Schnitt durch den Rheingraben
Spezielle geologische Situation in Basel durch Rheingraben, der Grabenbruch wurde bei Alpenfaltung gebildet und zeichnet sich durch eine höheren geothermischen Gradienten aus.

9 Sondierbohrung Otterbach
Resultat: • Abgetäuft im Jahr 2001 Erreichte Tiefe: 2‘755 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 Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen für das DHM-Projekt in Basel
• 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 IWB haben das Projekt von Beginn an unterstützt. als Energieversorger und –Dienstleister sind die IWB ein Unternehmen mit Verantwortung für die Gesellschaft. Daher der Nachhaltigkeit verpflichtet, was wir auch im Geschäftsbericht zum Ausdruck bringen. Auch in weiteren Projekten erneuerbarer Energien engagiert. Wettbewerbsvorteil für einen Energieversorger. Erdgas und Fernwärmenetz ist in Basel vorhanden, IWB haben Know-how im Wärmemarkt, der kein Monopolmarkt ist. Erdgas und Fernwärme steigern die Wirtschaftlichkeit der geplanten Anlage. Insgesamt sehr günstige politische und wirtschaftliche Rahmenbedingungen in Basel.

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

12 Erschliessungskonzept
2. Schritt Tiefbohrung 5‘000 Meter Zweck: • Nachweis 200°C • Injektionsnachweis („Klüftbarkeit“) Kleinhüningen Otterbach 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 5 km 200°C 6 km

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

14 Erschliessungskonzept
4. Schritt Zweite Tiefbohrung 5‘000 m Zweck: • Ausweitung des unter-irdischen Wärmetauschers • Zirkulationsnachweis Horch- bohrung 2 Kleinhüningen Kleinhüningen Otterbach 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 5 km 200°C 6 km

15 Erschliessungskonzept
Schritt Dritte Tiefbohrung 5‘000 m und Anlagenbau Zweck: Leistungssteigerung Energieumwandlung Horch- bohrung 2 Kleinhüningen 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 5 km 200°C 6 km

16 Anlagenschema Geothermisches Heiz-Kraftwerk nach dem Hot-Dry-Rock Verfahren 4 - 6 km km Stimuliertes Kluftsystem Horchbohrung Wärmetauscher Strom für 35‘000 Haushalte Wärme für 2‘700 Haushalte Leistung - 10 MW thermisch - 14 MW elektrisch Produktion - 49 GWh/a Geostrom - 58 GWh/a WKK Strom - 48 GWh/a Wärme Jährliche CO2-Vermeidung - 20'000 t technische Herausforderung und Chance für Basel und die Schweiz

17 Geopower Basel AG Erschliessung und Gewinnung von Geothermie zur Erzeugung und Verteilung von Wärme und Strom Beteiligte Partner: Die Motive der Beteiligungen IWB und EBL haben Herr Schwendener und Herr Steiner vorgestellt. Der Gasverbund Mittelland hat im vergangenen September ebenfalls eine Beteiligung zugesagt. Die Beteiligung der GVM bedeutet, dass die 14 angeschlossenen Lokalversorger der GVM von Basel bis Thun und Neuchatel bis Wohlen über GVM ihre Beteiligung an diesem zukunftsorientierten Projekt bündeln und dadurch dazu beitragen, dass das Projekt und die daraus resultierenden zukünftigen Energieprodukte auch im ganzen schweizerischen Mittelland kommuniziert und angeboten werden können.   Hintergrund der Beteiligung ist, dass im geplanten Geothermie-Kraftwerk eine Gasturbine integriert wird. Diese verbessert die  Wirtschaftlichkeit und Energieeffizienz der Anlage. Zur Ausführung des Projektes haben die Risikokapitalgeber die Geopower Basel AG gegründet. Die Gesellschaft will die Vorbereitungen für das Projekt Deep Heat Mining vorantreiben und wird die Strom- und Wärmeerzeugungsanlagen erstellen und betreiben.

18 Standort und Bohrturm Durch die Sicherstellung der Finanzierung wurde das Projekt gegenüber dem ursprünglichen Terminplan verzögert. Parallel dazu wurden jedoch verschiedene Abklärungen getroffen und gewisse Arbeiten weitergeführt. So konnte letzte Woche die Sonde für die Sondierbohrung eingebaut werden. Der Einbau wurde zur Hälfte durch den Bund finanziert. Die Sonde dient einerseits für geologische und geophysikalische Untersuchung (wird durch ETH betrieben) und andererseits der Ortung des Kluftsystems. Im Weiteren wurden mit den zuständigen Ämtern Vorabklärungen zum Umweltverträglichkeitsbericht getroffen, so dass der UVB ohne grossen Aufwand fertig gestellt werden kann. Zur Zeit laufen Vorbereitungsarbeiten für die Bohrplatzinstallation. Sobald die Baugenehmigung vorliegt wird mit der Bohrplatzinstallation begonnen (ca. anfang 2005) und nach Abschluss der Ausschreibung für die Bohrung, ca. im Mai 05 mit der eigentlichen Tiefenbohrung.

19 • Exploration birgt geologisches Risiko:
Finanzierung • 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. Bundesrat Moritz Leuenberger hat im Juli 03 mitgeteilt, dass vom Bund weder ein Förderbeitrag noch eine Risikogarantie erwartet werden kann. Mittlerweile hat aber die Eidgenössische Energieforschungskommission CORE im ”Konzept der Energieforschung des Bundes 2004 bis 2007” vom die Bedeutung der Geothermie als erneuerbarer Energieträger nochmals bestätigt und schlägt vor, die Mittel für Pilot- und Demonstrationsanlagen von CHF 1 auf 5 Mio. zu erhöhen. Das zuständige Bundesamt steht nach wie vor hinter dem Projekt eines geothermischen Heiz-Kraftwerkes, weist aber auch auf die momentane Finanzknappheit hin. Es ist aber durchaus möglich, dass sich der Bund mittelfristig am Projekt beteiligen könnte. Auch ohne Bundesmittel steht die Finanzierung: Heikel ist die Finanzierung der Explorationsphase in der sich erst herausstellen wird, ob DHM hier realisierbar ist. Rund die Hälft der Gesamtinvestition von 80 Mio. ist als Risikokapital erforderlich. IWB, EBL, GVM, GEL und BS (Förderabgabe) bringen es gemeinsam auf, Beteiligung Kanton BL wünschenswert.

20 Aktueller Stand der Finanzierung
Aktionäre Beteiligung Mio. CH Status IWB 17.2 genehmigt Kanton Basel-Stadt 8,0 Förderbeitrag EBL 6,4 AXPO 6.0 Gasverbund Mittelland 3,2 Kanton Basel-Land ewz 3.2 AET 2.0 Geothermal Explorers 0,8 Total CHF 50.0 Mio. Weitere Interessenten: - SIG (Genf) - SWS (Solothurn) - Deutsches EVU Insgesamt sieht die Finanzierung der Explorationsphase damit so aus: Die Risikokapitalgeber sind Max. 20 Mio. IWB 6,4 Mio. EBL 3,2 Mio. Gasverbund Mittelland 0,8 Mio. Geothermal Explorers 2.0 Mio. AET Kanton BL noch offen 3.2 Mio. Der Kanton BS hat CHF 8,0 Mio. aus der Förderabgabe zugesagt. Für die Explorationsphase sind 40 Mio. Franken als Risikokapital vorgesehen, von denen damit 36,8 Mio. Franken gesichert sind. Im Landrat Basel-Land sind derzeit zwei Motionen für eine Beteiligung des Kantons Basel-Land in Höhe der noch fehlenden 3,2 Mio. Franken hängig. „Wir würden uns freuen, wenn sich auch der Kanton Basel-Land am Projekt beteiligen würde“ „Ausserdem sprechen wir derzeit mit Investoren, die an weiteren Beteiligungen interessiert sind.“ Nach dem vom Grossen Rat gebilligten Finanzierungsmodell tragen die IWB die Hauptlast an der Explorationsphase. Der Einstieg weiterer Investoren würde diesen Anteil verringern.

21 Risikomanagement Explorationsphase Ausbauphase hohes Risiko
10 20 30 40 50 60 70 90 Mio CHF geringes Risiko Meilensteine

22 Aktueller Stand der Arbeiten
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

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

24 Ausgangslage 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 (146‘300 MWh/a) Sommerbetrieb: reine Stromproduktion ca. 5 MWel (17‘700 MWh/a) Herbst/Frühling: Mischbetrieb Gasturbine (4.6 MW) war als Option vorgesehen: Fernwärme: ca. 50 MW (210‘200 MWh/a) Elektrizität: ca. 10 MW (59‘100 MWh/a) Nachteile: Dezentrale Lage bedingt teure Fernwärmeleitung Alle Anlageteile müssen auf volle Leistung dimensioniert werden Potenzial der Geothermie liegt in der Stromproduktion

25 Anlagenkonzept 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, 38‘000 MWh/a). Zusätzlich wird eine Gasturbine vorgesehen (7.5 MWel, 125‘000 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. ORC: zweistufige Kreisprozesse mit einem organischen Wärmeträger Wärmeträger zeichnet sich durch niedrige Verdampfungstemperatur aus => ORC-Prozesse bereits ab 140°C Kalinaprozess: Arbeitsmedium ist ein Gemisch aus Wasser und Amonika, siedet und kondensiert bei vorgegebenem Druck über einen weiten Temperaturbereich => bessere Wärmeübertragung über einen grösseren Temperaturbereich

26 Untersuchte Varianten (Auszug)
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.

27 Technische Daten Variante 0 DHM + ORC Variante C DHM + ARA + GT + ORC
Variante F DHM + ARA + GT + DT P elektrisch 4.8 MW 15.8 MW (14 MW) 13 MW P thermisch - 0 bis (10 MW) 10 MW Gaszufuhr 22 MW Wärmezufuhr 30 MW (DHM) 30 MW + 6 MW (DHM + ARA) Wirkungsgrad 15.8% 26.7% (45.3%) 24.7% (43.3) Investition 18.4 Mio. 35.3 Mio. 29.6 Mio.

28 Vorläufige Ergebnisse
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.

29 Anlagenschema

30 Energiefliessbild

31 Wirtschaftlichkeit Anlagenkonzepte: Nur Strom (Kalina) und Strom + Wärme (ORC + Gasturbine) Investition: Kalina: 104 Mio. ORC + Gasturbine: 114 Mio. Leistung: Elektrisch 6 MWel 14 MWel Fernwärme 10 MWth Produktion: Geostrom: 42 GWh/a 49 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

32 Fazit Fazit: 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

33 Temperaturabsenkung im Fernwärmenetzteil Kleinhüningen

34 Das Fernwärmegebiet 4 Stadtteile: - Altstadt - Grossbasel-West, - Gundeldingen - Kleinbasel ca. 110‘000 Ein- wohner

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 Untersuchungsumfang Die Überprüfung der
Vorsorgungs- und Anschlussleitungen

37 Untersuchungsumfang 2. Die Überprüfung der Hausstationen einschl. Wärmetauscher

38 Untersuchungsumfang 3. Netzeinspeisung 4. Netzfahrweise
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)

39 Untersuchungsumfang 6. 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

40 Ergebnisse Der Auslegungsdruck kann von PN 40 auf PN 16 gesenkt werden
Austausch der Versorgungsleitungen ist nicht erforderlich Ca. 30 Anschlussleitungen mit internen Verteilleitungen müssen ausgetauscht werden 25 Wärmetauscher wieder verwendbar. Die Hausstationen müssen angepasst werden. Die wirtschaftlichste Netzfahrweise ist eine Steuerung über den Differenzdruck Durch die gewählten Einspeisepunkte ist eine Fernwärme- versorgung mit der Sicherheit (n-1) gewährleistet

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

42 Ergebnisse Die Netzumstellung kann in 19 Etappen erfolgen:

43 Vorteile der Temperaturabsenkung
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.)

44 Weiteres Vorgehen 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