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Häufige Fragen
über Tiefe Geothermie
- Was ist Tiefe Geothermie?
- Wie ist der Erdkörper aufgebaut?
- Welche Energiemenge ist in der Erde gespeichert?
- Welche geologischen Bedingungen müssen vorliegen?
- Welche Bedeutung spielen sogenannte Aquifere?
- Welche Regionen in Deutschland bieten aussichtsreiche geologische Bedingungen?
- Welche geothermischen Potenziale werden unterschieden?
- Wie hoch sind die hydrothermalen Potenziale?
- Wie hoch sind die petrothermalen Potenziale?
- Wie hoch sind die Potenziale zur Stromerzeugung?
- Wie hoch sind die Potenziale zur Strom- und Wärmerzeugung?
- Wie werden geothermische Ressourcen erkannt?
- Wie werden geothermische Energieressourcen erschlossen?
- Wie macht man Geothermieressourcen förderbar?
- Auf welche Weise kann Erdwärme an die Oberfläche gebracht werden?
- Was passiert, falls die Bohrung nicht fündig wird?
- Wie wird Erdwärme in elektrischen Strom umgewandelt?
- Wie hoch sind die Kosten einer Vorerkundung?
- Wie hoch sind die Bohrkosten?
- Welche Kosten sind Übertage zu erwarten?
- Welche Betriebskosten sind zu berücksichtigen?
- Welche Einnahmen lassen sich durch Geothermie erzielen?
- Was beeinflusst die Wirtschaftlichkeit einer Geothermieanlage?
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Was ist Tiefe Geothermie?
Der Begriff „Geothermie“ stammt aus dem Griechischen und bedeutet Erdwärme. Diese Geothermie oder Erdwärme geht auf verschiedene Ursachen zurück. Sie wird zum einen ständig gespeist durch die Energie, die beim natürlichen Zerfall radioaktiver Isotope in der Erde frei wird. Zum anderen ist in der Erde noch immer Energie gespeichert, die bei der Erdentstehung freigesetzt wurde bzw. schon vor der Erdentstehung vorhanden war. Da die in der Erde gespeicherte Energie nur sehr langsam an der Erdoberfläche freigesetzt wird, wird diese Energiequelle noch sehr lange zur Verfügung stehen. Allerdings ist die Erde im Innern heißer als an der Oberfläche bzw. der äußeren Kruste, so dass die Nutzung der Energie in der Regel mit einem technischen Aufwand verbunden ist. Die Temperaturzunahme von der Erdoberfläche zum Erdkern – der sog. Geothermische Temperaturgradient verläuft nicht an allen Orten der Erde gleich. So treten z. B. auf Island heiße Quellen an der Erdoberfläche zu Tage, während andernorts sehr tief gebohrt werden muss, um auf ein vergleichbares Temperaturniveau zu stoßen. Die Unterschiede liegen in den jeweiligen geologischen Bedingungen begründet: So kann die Wärme z. B. an den Grenzen der Kontinentalplatten leichter an die Oberfläche kommen, so dass an diesen Stellen schon in relativ geringen Tiefen relativ hohe Temperaturen herrschen können.
Wie ist der Erdkörper aufgebaut?
Der grundsätzliche Aufbau des Erdkörpers kann anhand eines Schalenmodells verdeutlicht werden. Die Einteilung erfolgt in drei Hauptschichten. Im Kern, dessen Durchmesser fast 7000 km beträgt, herrschen nach heutigen Erkenntnissen Temperaturen von über 5000 °C. Er wird umhüllt vom Erdmantel, zu welchem die sog. Asthenosphäre gehört (griechisch asthenos für weich). Dies ist eine sich plastisch verhaltende Magmaschicht. Die Strömungen dieses über 1000 °C heißen Magmas versetzen die darüber liegenden, zwischen 70 und 125 km mächtigen Platten der Lithosphäre (griechisch lithos für Stein) in Bewegung. Die Plattengrenzen gelten als die tektonisch und magmatisch/thermisch aktivsten Gebiete der Erde. Das wird unter Anderem an Ereignissen wie Erdbeben und Vulkanausbrüchen deutlich. Die Lithosphäre setzt sich zusammen aus dem festen, starren Teil des Erdmantels und der Erdkruste, welche mit ca. 40 km Mächtigkeit die äußerste Schicht bildet.
Welche Energiemenge ist in der Erde gespeichert?
Der gesamte Wärmeinhalt der Erde wird basierend auf vereinfachenden Annahmen auf rund 12 bis 24 x 1030 Joule abgeschätzt. Für die äußere Erdkruste bis zu Tiefen von 10 km wird von einem Wert um ca. 1026 Joule ausgegangen; allein dies entspricht in etwa dem 210000-fachen des weltweiten Verbrauchs an Primärenergie im Jahre 2004.
Welche geologischen Bedingungen müssen vorliegen?
An einigen Stellen der Erde herrschen bereits in relativ geringen Tiefen hohe Temperaturen. So ist z. B. für die Plattengrenzen (Lithosphäre) ein hoher geothermischer Temperaturgradient charakteristisch. Er kann mehr als 100 Kelvin pro Kilometer Tiefe betragen. Zwar befinden sich große Teile dieser Plattengrenzen in der Tiefsee, doch auch auf dem Festland gibt es geothermisch interessante Gebiete. Um die Erdwärme an die Oberfläche zu bringen, erweist sich Wasser als geeignetes „Transportmittel“. Das Wasser heizt sich in der Tiefe besonders gut auf, wenn eine möglichst große Berührungsfläche mit dem Untergrundgestein gegeben ist. Aus diesem Grund bieten klüftige und poröse Gesteins-Formationen im Untergrund ideale Voraussetzungen für diese Wärmeübertragung. Wo beide Bedingungen – hoher geothermischer Gradient und Wasser führende Gesteinsschichten – zusammen kommen, herrschen die besten Voraussetzungen für die Nutzung der Geothermie.
Welche Bedeutung spielen sogenannte Aquifere?
Wasser führende Gesteine in größeren Tiefen werden Aquifere genannt. Aquifere sind geeignete Nutzhorizonte und finden sich in Deutschland in zwei verschiedenen Gesteinstypen. Bei den sog. Porenspeichern, die für eine geothermische Nutzung in Frage kommen, handelt es sich überwiegend um Sandsteinformationen. Sie sind durch eine große Wasserdurchlässigkeit gekennzeichnet. Die gewinnbare Wärmemenge ist dabei umso größer, je höher die Porosität und damit die Permeabilität des Gesteins ist. An einigen Stellen ist das Gestein durch tektonische Spannungen gerissen. Sind die entstandenen Klüfte netzartig miteinander verbunden, so wird das Fließen von Tiefenwasser ermöglicht. Die Menge an Wasser, die durch diese sog. Kluftspeicher fließen kann, ist durch Weite, Länge und Dichte der Klüfte bestimmt. Darüber hinaus finden sich auch sog. Karstspeicher. Das sind unregelmäßig angeordnete Hohlräume in Kalk- und Dolomitengestein, das durch Wasser teilweise aufgelöst wurde. In diesen über weiträumige Gebiete auftretenden Verkarstungen herrscht eine hohe Wasserdurchlässigkeit. Neben den genannten Aquiferen existieren in größeren Tiefen sog. Störungszonen. So werden Bereiche in sedimentären oder kristallinen Gesteinen bezeichnet, die von zahlreichen Bruchzonen durchzogen sind und dadurch ein gutes hydraulisches Leitvermögen aufweisen. Um die in kristallinen Gesteinen wie Graniten oder Gneisen in großen Tiefen gespeicherte geothermische Energie nutzbar zu machen, ist ein künstliches Aufbrechen zur Schaffung von Wärmeübertragungsflächen notwendig. Zwar sind diese Tiefengesteine nicht gänzlich trocken, wie lange angenommen wurde, doch ist für eine Nutzung das Einleiten von Wasser nötig. Die energiereichen und wasserdurchlässigen Gesteine müssen in allen Fällen neben einem geeigneten Temperaturniveau eine ausreichende räumliche Ausdehnung aufweisen, um einen großen nutzbaren Wärmestrom über einen langen Zeitraum hinweg zu ermöglichen. Denn bei der Geothermienutzung kühlt sich zwar nicht unser Planet ab, jedoch kommt es in den Bereichen um die geothermischen Entnahmestellen nach einigen Jahrzehnten zu einer gewissen Temperaturabsenkung, die einen relevanten Einfluss auf die Anlagenwirtschaftlichkeit haben kann.
Welche Regionen in Deutschland bieten aussichtsreiche geologische Bedingungen?
Ein Großteil der geothermischen Ressourcen Deutschlands ist in tiefem Kristallingestein und Störungszonen gespeichert. Diese können unter derzeitigen technischwirtschaftlichen Bedingungen jedoch noch nicht direkt kommerziell genutzt werden. Die geothermische Energiegewinnung ist somit bisher auf Sedimentformationen angewiesen, in denen sich Warm- oder Heißwasseraquifere mit ausreichend hohen Fließraten finden lassen. Sehr gute Bedingungen existieren im Oberrheingraben. Diese geologisch junge, tektonisch aktive Senkungszone mit einer Ausbreitung von etwa 300 mal 40 Kilometern vom Südrand des Taunus bis in die Region des Schweizer Jura weist geothermische Temperaturgradienten von bis zu 60 Kelvin je Kilometer Tiefenzunahme auf. In Tiefen von 2 500 bis 4 000 m herrschen verhältnismäßig hohe Temperaturen bis über 150 °C. Die heißen Untergrundwässer zirkulieren hier schon in gut erreichbaren Bohrtiefen, zumeist in Muschelkalk- oder Buntsandsteinformationen. Das Süddeutsche Molassebecken, zwischen der Donau und den Alpen gelegen, bietet ebenfalls günstige geologische Voraussetzungen. Die geothermisch relevanten Horizonte liegen im Malmkarst. Die erzielbaren Fließraten des Thermalwassers betragen hier bis zum Dreifachen des bspw. im Norddeutschen Becken Üblichen. Eine weitere positive Besonderheit stellt der geringe Mineralgehalt des Thermalwassers dar. Dadurch unterliegen die für die Energienutzung notwendigen Anlagenteile nur einer geringen Korrosionsgefahr. Die besonders für die Stromerzeugung interessanten höheren Temperaturen (hier etwa 100 bis 130 °C) sind jedoch nur in wenigen Gebieten wie etwa im Bereich südlich von München und am Chiemsee in Tiefen von weniger als 4 000 m anzutreffen. Im Norddeutschen Becken sind hochporöse Sandsteinformationen (Rotliegend) mit großer Flächenausdehnung vorzufinden. In Tiefen zwischen 4000 und 5000 m herrschen hier Temperaturen um 130 bis etwa 160 °C. Die Tiefenwässer weisen eine starke Mineralisation auf. Sie müssen daher mit Hilfe geeigneter Maßnahmen für die Erdwärmenutzung aufbereitet werden. Darüber hinaus sind nur gebietsweise Speichergesteine vorzufinden, welche eine ausreichende Fließrate ermöglichen. In den Gebieten des Thüringer Beckens, der Süddeutschen und der Subherzynen Senke (östlich des Harzes) werden hydrothermale Energievorkommen vermutet. Da die dortigen geologischen Bedingungen jedoch nur für mäßige Speichereigenschaften sprechen, bleiben potenzielle Nutzungsmöglichkeiten auf vereinzelte Standorte beschränkt.
Welche geothermischen Potenziale werden unterschieden?
In der Abschätzung des energetischen Potenzials der Geothermie wird wie folgt unterschieden:
Als theoretisches Potenzial wird das gesamte vorhandene Erdwärmevorkommen bezeichnet, das theoretisch innerhalb einer Region nutzbar wäre. Dabei ist nicht von Bedeutung, ob tatsächlich geeignete technische Methoden zur Nutzbarmachung vorliegen oder ob die nicht-technischen Voraussetzungen dazu gegeben sind. Das theoretische Potenzial ist damit weit größer als die real nutzbare geothermische Energiemenge.
Das technische Potenzial beschreibt den Anteil am theoretischen Potenzial, welcher mit dem heutigen Stand der Technik nutzbar gemacht werden könnte. Dabei werden auch strukturelle und ökologische Restriktionen sowie gesetzliche Vorgaben berücksichtigt, soweit sie ähnlich den technischen Einschränkungen „unüberwindbar“ sind.
Eine weitere Unterscheidung kann nach Angebots- und Nachfrageseite getroffen werden. Das technische Angebotspotenzial bildet den Einfluss technischer und struktureller Restriktionen auf der Angebotsseite ab. Das technische Nachfragepotenzial berücksichtigt zusätzlich entsprechende nachfrageseitige Beschränkungen für den Fall, dass das Energieangebot die potenzielle Nachfrage übersteigt.
Wie hoch sind die hydrothermalen Potenziale?
Ergiebige Warmwasser-Aquifere mit Temperaturen zwischen 30 und 100 °C können zur Bereitstellung von Nutzwärme verwendet werden. Bis zu einer Wassertemperatur von ca. 60 °C wird die Energie meist mittels einer Wärmepumpe auf ein höheres Temperaturniveau gehoben und dadurch nutzbar gemacht. Ab einer Temperatur von etwa 60 °C kann die geothermische Wärme auch direkt genutzt werden. Das theoretische hydrothermale Potenzial, also der Wärmeinhalt der Aquifere, ist näherungsweise berechenbar. Mit 1574 Exajoule entspricht es ungefähr dem 300-fachen der jährlichen Gesamtwärmenachfrage in Deutschland. Das Norddeutsche Becken weist etwa zwei Drittel des Gesamtpotenzials auf. Das technische Angebotspotenzial ist ebenfalls zu zwei Dritteln im Norddeutschen Becken vorzufinden. Insgesamt ist es etwa 100-mal so groß wie die derzeitige deutsche Jahreswärmenachfrage. Diese beeindruckende Größenordnung reduziert sich durch die Betrachtung des technischen Nachfragepotenzials. Da die erzeugte Wärme nicht über größere Strecken transportierbar ist, wird das Nachfragepotenzial vor allem durch die Wärmenachfrage in dicht besiedelten Gebieten bestimmt. Unter Umständen steht dort sogar ein bereits vorhandenes Wärmenetz zur Verfügung. Das technische Nachfragepotenzial entspricht etwa einem Viertel der Jahresnachfrage nach Wärme.
Wie hoch sind die petrothermalen Potenziale?
Können keine Thermalwasservorkommen erschlossen werden, besteht die Möglichkeit der Wärmegewinnung mit Hilfe tiefer Sonden oder mit Systemen, die das Gestein direkt durchströmen. Dabei wird die im Gestein gespeicherte Wärmeenergie gewonnen. Das heiße Gestein wird dabei als Wärmetauscher genutzt. In der Potenzialermittlung wird berücksichtigt, dass das betreffende Tiefengestein nicht hinreichend von Untergrundwässern durchflossen ist. Dadurch dauert es wesentlich länger, bis die Formation nach einer Wärmenutzung wieder „aufgeladen“ wird, d. h. seine ursprüngliche Temperatur wieder erreicht. Unter dem Aspekt der Nachhaltigkeit wird deshalb davon ausgegangen, dass etwa ein Tausendstel des Gesamtpotenzials jährlich genutzt würde. Bei einer Tiefe bis zu 10 000 m und einer durchschnittlichen Temperaturzunahme von 30 Kelvin je Tiefenkilometer ergibt sich damit ein immenses theoretisches Potenzial von rund 1 200 Exajoule pro Jahr.
Das technische Angebotspotenzial ist geringer. Denn die Grenze für die geothermische Erschließung zur Nutzwärmeerzeugung liegt aus ökonomischen Gründen bei einer Tiefe von etwa 3 000 m. Für eine Energiegewinnung kommen nur Gebiete in Frage, in welchen einerseits eine lokale Wärmenachfrage vorhanden ist und andererseits ausreichende unbebaute Flächen für die Bohrlocherstellung und Anlagen verfügbar sind. Darüber hinaus sind Flächen mit vorhandenen Infrastrukturelementen wie Versorgungsleitungen für Gas, Wasser, Strom etc. und anderen Hemmnissen nicht für das Bohrgerät zugänglich. Damit reduziert sich die mögliche geothermische Flächenbeanspruchung auf ca. 1,4 % der Gesamtfläche Deutschlands. Das technische Angebotspotenzial beträgt daher nur rund 3 Exajoule pro Jahr.
Das technische Nachfragepotenzial in Höhe von 2 Exajoule entspricht der Wärmenachfrage mit einem Temperaturniveau unter 100 °C. Höher temperierte Wärme, wie sie bspw. in einigen Industrieanlagen benötigt wird, kann nicht mit der Technik der tiefen Sonde bereitgestellt werden.
Wie hoch sind die Potenziale zur Stromerzeugung?
Das Potenzial zur Stromerzeugung ist geringer als das Wärme-Potenzial, da eine effiziente Stromerzeugung erst bei relativ hohen Temperaturen möglich ist. So werden zur geothermischen Stromerzeugung international üblicherweise Heißwasser- oder Dampfvorkommen mit Temperaturen über 150 °C genutzt. In Deutschland sind derartige Vorkommen allerdings noch nicht erschlossen. Daraus ergeben sich zwei wesentliche Herausforderungen:
Es müssen vorhandene Aquifere mit Temperaturen ab 100 °C nutzbar gemachten werden (die entsprechende Technik zur Stromerzeugung auf diesem Temperaturniveau existiert) und es sind Konzepte zu entwickeln, die eine kostengünstige Erschließung von Gesteinswärme aus großen Tiefen ermöglichen. Die geothermische Energie ist mit der verfügbaren Technik nur zu etwa 10 % in elektrischen Strom umwandelbar. Grund für diesen relativ geringen Wirkungsgrad sind thermodynamische Restriktionen in Verbindung mit dem im Vergleich zu anderen konventionellen Kraftwerksprozessen niedrigen Temperaturniveau.
Das theoretische Potenzial in bis zu 10 000 m Tiefe beträgt 118 Exajoule bzw. rund 33 000 Mrd. kWh/a. Dieser Wert basiert auf der Annahme, dass bei einer nachhaltigen Nutzung jährlich ein Tausendstel der verfügbaren Wärmemenge entnommen werden kann. Demgegenüber steht ein Stromverbrauch von 540 Mrd. kWh im Jahr 2006, das ist etwa ein Sechzigstel des Potenzials.
Das technische Angebotspotenzial ist maßgeblich durch kristallines Tiefengestein gegeben. Es beträgt 321 Mrd. kWh im Jahr und entspricht damit etwa 65 % der Stromnachfrage.
Bei den technischen Nachfragepotenzialen ist zu unterscheiden in die ausschließliche Stromerzeugung und die gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung. Für die ausschließliche Stromerzeugung wird angenommen, dass die obere Grenze des Nachfragepotenzials in etwa dem sog. Grundlaststromanteil entspricht. Dabei handelt es sich um diejenige Strommenge, die permanent, also unabhängig von Tages- oder Jahreszeit, benötigt wird. Das sind rund 60 % der gesamten Jahresstromnachfrage. Damit liegt das Nachfragepotenzial bei derzeit ca. 324 Mrd. kWh im Jahr.
Wie hoch sind die Potenziale zur Strom- und Wärmerzeugung?
Für eine gleichzeitige Erzeugung von Strom und Wärme (auch: Kraft-Wärme-Kopplung, KWK) ist die Wärmemenge maßgeblich, die an ortsnahe Verbraucher abgegeben werden kann. Denn ein tatsächlicher KWK-Betrieb liegt nur dann vor, wenn die Restwärme aus dem Stromerzeugungsprozess für weitere Anwendungen wie Beheizung oder Warmwasserbereitung genutzt wird. Da ein wirtschaftlicher Betrieb eine entsprechende Anlagengröße voraussetzt, kommen für geothermische KWK-Anlagen nur bestimmte Siedlungsgebiete mit entsprechend hohem Wärmebedarf in Betracht. Die erzeugbaren Strommengen belaufen sich damit auf 66 Mrd. kWh im Jahr, etwa 12 % des Strombedarfs. Darüber hinaus wäre es notwendig, entsprechende Wärmeverteilnetze zu installieren oder die Wärme in bestehende Netze einzuspeisen.
Wie werden geothermische Ressourcen erkannt?
Ein geologisch geeigneter Standort für eine Geothermieanlage muss sorgfältig ausgewählt werden. Das Risiko, im Untergrund nicht die notwendigen Bedingungen vorzufinden, kann zwar nicht gänzlich ausgeräumt werden, doch lässt es sich mit verschiedenen Maßnahmen einschränken. Dazu wird eine geologische Machbarkeitsstudie erstellt. Als Vorteil erweist es sich, wenn bereits Bohrungen im näheren Umfeld vorhanden sind. Wichtige Informationen zum Untergrund sind in sog. Bohrakten verzeichnet und können einen ersten Eindruck von den Tiefenbedingungen vermitteln. Darüber hinaus werden hauptsächlich seismische Untersuchungen durchgeführt. Dabei wird die Ausbreitung und Reflexion oder Brechung von künstlich erzeugten Schwingungen beobachtet, die Rückschlüsse auf die geologischen Gegebenheiten zulassen. Durch sog. magneto-tellurische Untersuchungen, d. h. die Ermittlung der elektromagnetischen Spezifika des Untergrundes, kann auf unterirdische Wasservorkommen geschlossen werden. Bei diesen Methoden bleibt jedoch eine gewisse Unsicherheit über die tatsächliche Temperatur und Fließfähigkeit in der Tiefe bestehen. Weitere Klarheit schafft eine Erkundungsbohrung, die allerdings einen beträchtlichen finanziellen Aufwand bedeutet. Meist wird sie deshalb so ausgeführt, dass sie für die geplante Geothermieanlage weiter genutzt werden kann.
Wie werden geothermische Energieressourcen erschlossen?
Für die Herstellung eines Zugangs zu den geothermischen Ressourcen wird auch auf Know-how aus der Erdöl- und Erdgasindustrie zur Erschließung des Untergrundes zurückgegriffen. Der hohe technische Aufwand für die Tiefenbohrung verursacht dabei einen Großteil der Kosten eines Geothermieprojekts. Beim zumeist angewandten Rotary-Bohrverfahren wird ein Drehbohrer eingesetzt. Dabei wird mit einem übertägigen Antrieb ein Bohrgestänge über einen sog. Drehtisch in Rotation versetzt. Am unteren Ende des Bohrgestänges ist der Bohrkopf angebracht. Je nach Härte des Gesteins kann das z. B. ein Dreikegel-Rollen-Meißel, ein Diamant- oder ein Kernbohrer sein. Um tiefer in den Untergrund vorzudringen, wird das Bohrgestänge teleskopartig durch das Aufsetzen weiterer Stangenelemente, sog. Rohrtouren, verlängert. Ein Bohrmast von bis zu 40 m Höhe hält die eingesetzten Rohrtouren in Position. Im Inneren des Bohrgestänges wird während des Bohrvorgangs (Abteufen) beständig eine Spülung mit hohem Druck zum Bohrkopf gepresst. So wird die notwendige Kühlung der Werkzeuge sichergestellt. Im Außenraum zwischen Bohrgestänge und Bohrloch wird mit der Spülung das zerkleinerte Bohrmaterial an die Oberfläche gefördert. Hier wird das Bohrklein aus der im Kreislauf gepumpten Spülung entfernt und umweltgerecht entsorgt. Eine Sicherheitseinrichtung, der sog. Blow Out Preventer, verhindert das unkontrollierte Austreten von Lagerstätteninhalten, die unter hohem Druck stehen können.
Mit der Richtbohrtechnik können von einem einzigen oberirdischen Bohrplatz aus mehrere Bohrungen abgeteuft werden, deren Endpunkte für eine nachhaltige geothermische Nutzung weit genug auseinander liegen. Ein zeit- und kostenaufwändiges Versetzen der oberirdischen Bohrtechnik wird damit umgangen. Bei der Richtbohrtechnik ist der Druck, mit welchem die Bohrspülung in das Bohrgestänge verpresst wird, so hoch, dass damit der Bohrkopf hydraulisch direkt untertage angetrieben wird. Je nach Anzahl der Bohrungen werden die erstellten Bohrsysteme Dubletten oder Tripletten genannt.
Wie macht man Geothermieressourcen förderbar?
Die niedergebrachte Bohrung muss gegen das Gebirge abgesichert werden. Dazu wird sie „verrohrt“; d. h. zur Stützung der Bohrlochwände werden Stahlrohre in die Bohrung eingebracht, sog. Casing. Der verbleibende Ringraum zwischen den Stahlrohren und der Bohrlochwand wird mit einer Zementsuspension gefüllt. In eine derart verrohrte Bohrung wird anschließend ein Förderrohrstrang, sog. Tubing, eingeführt, der z. T. gegen Wärmeverluste isoliert wird. Der Anschluss an den Speicher im tiefen Untergrund erfolgt entweder über eine „open hole Komplettierung“ (d. h. der Trägerhorizont wird nicht verrohrt und bleibt offen; dies ist nur bei einem sehr standfesten Untergrund möglich) oder eine „cased hole Komplettierung“ (hier wird auch der Trägerhorizont komplettiert und anschließend durch eine Perforierung der Rohre der Anschluss an den Speicher sichergestellt).
Die Leistungsfähigkeit der angebohrten Schichten ist nicht zuletzt von der Durchlässigkeit des Gesteins und möglichen Fließwegen für Wasser bestimmt. Durch Maßnahmen wie Hydraulic-Fracturing und Wasserfrac kann diese Leistungsfähigkeit in einem gewissen Maße gesteigert werden. Ziel ist es, ein möglichst weiträumiges Risssystem auszubilden, um große Flächen für die Wärmeübertragung vom Gestein an das Wasser zu ermöglichen. Dazu wird Wasser mit hoher Fließrate und unter hohem Druck über das fertig gestellte Bohrloch in das umstehende Gestein verpresst. Infolge dessen erweitern sich Risse und Spalten oder werden neu geschaffen. Die variierenden Eigenschaften des Untergrundes machen die entstehende Rissbildung jedoch nur ansatzweise vorausberechenbar. Eine Vermessung während des Vorgangs mit bspw. seismo-akustischen Verfahren ist deshalb unerlässlich. So kann auch die genaue Position für ein weiteres Bohrloch bestimmt werden, falls dies für das gewählte Nutzungsverfahren nötig ist. Als chemische Stimulation wird das Einleiten von Säure bezeichnet. Dabei werden vorwiegend Fließwiderstände in Bohrlochnähe beseitigt, die z. B. während der Bohrung oder Komplettierung entstanden sind. In klüftigen Karbonatgesteinen lassen sich darüber hinaus bereits vorhandene Fließwege in einiger Entfernung vom Bohrloch erweitern. Durch hydraulische Tests (Fließtests bzw. Zirkulationstests) kann überprüft werden, ob die angestrebten Fließraten tatsächlich erreicht werden oder weitere Stimulationsmaßnahmen erforderlich sind.
Auf welche Weise kann Erdwärme an die Oberfläche gebracht werden?
Aus geeigneten Aquiferen wird das Thermalwasser häufig mit Hilfe elektrischer Unterwasserpumpen durch die komplettierte Bohrung an die Oberfläche gefördert (Förderbohrung). Es werden unter bestimmten Bedingungen auch andere Pumpen, wie zum Beispiel Gestängepumpen, eingesetzt. Da diese Tiefenwässer insbesondere im Norddeutschen Becken mitunter stark mineralisiert sind, ist eine direkte Nutzung oftmals nicht möglich. Deshalb wird die Wärme, die sich in den geförderten Thermalwässern befindet, diesen durch sog. Wärmeüberträger entzogen und auf einen zweiten Wasserkreislauf übertragen. Je nach Temperaturniveau kann nun mit konventioneller Technik Strom erzeugt werden, oder die Wärme wird über ein Nah- oder Fernwärmenetz an die angeschlossenen Verbraucher weitergeleitet. In Abhängigkeit von den Thermalwassereigenschaften ist auch eine gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung (KWK) möglich. Reicht die Temperatur des Thermalwassers für Heizungszwecke nicht aus, kann sie mit Hilfe von Wärmepumpen auf ein höheres Niveau angehoben werden. Das abgekühlte Tiefenwasser wird durch eine zweite Bohrung (Injektionsbohrung) wieder in den Untergrund verpresst. Dazu müssen potenziell vorhandene Feststoffe in einem Filter aus dem Thermalwasserkreislauf ausgeschieden werden. So wird ein „Verstopfen“ des Trägergesteins im Untergrund verhindert. Die Förder- und die Injektionsbohrung müssen in der Tiefe einen ausreichenden Abstand (etwa 1 000 m) aufweisen, damit ein Temperatureinfluss auf das zu fördernde Thermalwasser vermieden wird.
Was passiert, falls die Bohrung nicht fündig wird?
Kann die ursprüngliche Zielsetzung einer Tiefbohrung nicht realisiert werden, da z. B. kein ausreichend großes Thermalwasservorkommen erschlossen werden kann, besteht die Möglichkeit, die Bohrung zu einer tiefen Erdwärmesonde auszubauen und damit Niedertemperaturwärme bereitzustellen. Bei dieser Technik wird in den Ringraum zwischen Casing- und Tubingrohr aus einer oberirdischen Anlage Wasser gepumpt, das sich in zunehmender Tiefe durch das umgebende Gestein erwärmt. Am Bohrlochsockel strömt dieses Warmwasser in das innere wärmeisolierte Tubingrohr und wird so zurück an die Oberfläche gefördert. Da tiefe Sonden geschlossene Systeme sind, können sie nur den jeweiligen Erdwärmestrom nutzen. Deshalb kann mit der tiefen Sonde nur soviel thermische Energie entzogen werden, wie aus dem umliegenden Gestein nachfließen kann. Dadurch liegen die erreichbaren Wassertemperaturen am Bohrlochausgang kaum über 40 °C. Die thermische Leistung einer derartigen Sonde ist mithin deutlich geringer als bei der hydrothermalen Nutzung.
Wie wird Erdwärme in elektrischen Strom umgewandelt?
Für die Erzeugung von elektrischem Strom wird üblicherweise Wasser verdampft und einer Turbine mit angeschlossenem Generator zugeführt. Dafür gelten Temperaturen ab 175 °C als wirtschaftlich. In der Geothermie stehen diese Temperaturen, zumindest in Deutschland, noch nicht zur Verfügung. Um dennoch Strom geothermisch produzieren zu können, kann auf zwei Verfahren zurückgegriffen werden.
Der ORC-Prozess, benannt nach dem schottischen Ingenieur William Rankine, nutzt an Stelle des Wassers ein organisches Arbeitsmittel, das bereits ab Temperaturen von ca. 30 °C verdampft werden kann. Durch die Wahl seiner Zusammensetzung kann das organische Arbeitsmittel speziell auf die jeweiligen Prozessbedingungen abgestimmt werden. In einem Wärmeüberträger gibt das heiße Thermalwasser Wärme an das Arbeitsmittel ab, welches dadurch verdampft wird. Anschließend wird das Arbeitsmittel einer Dampfturbine zugeführt. Hier wird die thermische Energie in Rotationsenergie umgesetzt. In einem angeschlossenen Generator kann diese Rotationsenergie in elektrischen Strom umgewandelt werden. Das Arbeitsmittel wird daraufhin in einem sog. Kondensator wieder verflüssigt und zum Wärmeüberträger gepumpt. Dort beginnt der Kreislauf erneut. Dieser Prozess kann mit vergleichsweise geringem Anlagenaufwand realisiert werden und ist gut steuerbar.
Eine weitere Möglichkeit der geothermischen Stromerzeugung unter Nutzung der gegebenen Thermalwassertemperaturen besteht mit dem Kalina-Prozess, einer Erfindung des russischen Ingenieurs Alexander Kalina. Das Verfahren beruht auf den vorteilhaften Eigenschaften von Stoffgemischen. Durch Konzentrationsänderungen können Temperaturänderungen bewirkt werden. Als Arbeitsmittel wird eine kostengünstige Mischung aus Ammoniak und Wasser eingesetzt. Die Zusammensetzung kann an die Prozessbedingungen angepasst werden. Im Wärmeüberträger gibt das Thermalwasser thermische Energie an das Arbeitsmittel ab. Durch die unterschiedlichen Siedepunkte der beinhalteten Stoffe entstehen so ein Ammoniak reicher Dampf und eine Ammoniak arme Flüssigkeit. Der Dampf wird von der Flüssigkeit getrennt und einer Turbine zugeführt. Ein angeschlossener Generator dient der Stromerzeugung. Nach dem Turbinenaustritt werden die getrennten Stoffströme wieder zusammengeführt und vollständig kondensiert. Eine Pumpe befördert das Gemisch nun wieder an den Ausgangspunkt des Prozesses, zum Wärmeüberträger. Durch die Gemischeigenschaften sind vergleichsweise geringe Temperaturdifferenzen zwischen Wärme abgebendem und Wärme aufnehmendem Stoff ausreichend. Somit kann ein höherer Wirkungsgrad im Vergleich bspw. zum ORC-Prozess erreicht werden. Dem steht jedoch eine komplexe und teilweise kostenintensivere Anlagentechnik gegenüber.
Wie hoch sind die Kosten einer Vorerkundung?
Viele Projektentwickler investieren zunächst in Maßnahmen zur Vorerkundung der geologischen Bedingungen, um die Wahrscheinlichkeit eines möglichst geringen Bohraufwands sowie optimaler Voraussetzungen für den geplanten Anlagenbetrieb zu erhöhen. Die Kosten der Vorerkundung umfassen z. B. die Sichtung bereits vorhandener Gutachten und seismische Untersuchungen des Untergrunds. Wie hoch diese Kosten letztlich sind, hängt entscheidend davon ab, mit welchem Aufwand die nötigen Erkenntnisse gewonnen werden können. Sind die Untersuchungsergebnisse Erfolg versprechend, wird eine Erkundungsbohrung so ausgeführt, dass sie später als (Basis für eine) Injektions- oder Förderbohrung genutzt werden kann.
Wie hoch sind die Bohrkosten?
Die Bohrkosten hängen stark von den Standortbedingungen ab. Die wesentlichen Einflussfaktoren sind dabei die Beschaffenheit des Untergrundgesteins und der geothermische Temperaturgradient. Je höher der Gradient ist, desto weniger tief muss gebohrt werden, um die für die jeweils geplante Anwendung notwendige Temperatur erschließen zu können. Abhängig von den Eigenschaften des Untergrunds liegen die spezifischen Bohrkosten in einer Größenordnung von 1000 bis 2000 Euro je Bohrlochtiefenmeter inklusive der Kosten für das Errichten des Bohrplatzes, die Anlagenmiete, Vermessungen, Ausbau, Personal und Energie.
Auf Grund der hohen Kosten der Bohrung ist der Abschluss einer Versicherung für das Fündigkeitsrisiko empfehlenswert. Sie wird von den meisten Betreibern auch angestrebt, ist allerdings noch nicht standardisiert marktverfügbar, da den Versicherern auf Grund der geringen Zahl realisierter Projekte bisher keine hinreichende Datenbasis für eine statistische Berechnung des Risikos zur Verfügung steht.
Welche Kosten sind Übertage zu erwarten?
Die Kosten der übertägigen Anlagen beinhalten in jedem Fall Aufwendungen für eine Förderpumpe und den Thermalwasserkreislauf. Die weiteren Kostenbestandteile hängen von der geplanten Nutzung ab.
Für die geothermische Stromerzeugung sind die Anlagenkosten höher als für konventionelle Erzeugungsanlagen, weil das vergleichsweise niedrige verfügbare Temperaturniveau den Einsatz von ORC- oder Kalina-Anlagen notwendig macht.
Eine Wärmeauskopplung verursacht Kosten für ein Wärmeverteilungsnetz. Diese lassen sich minimieren, falls auf ein bestehendes Netz zurückgegriffen werden kann. Die Kosten der übertägigen Anlagen beinhalten u. a. Aufwendungen für die Förderpumpe und den Thermalwasserkreislauf sowie alle damit zusammenhängenden Zusatzkomponenten. Für eine ausschließliche Wärmenutzung addieren sich noch die Kosten einer Wärmeverteilung hinzu, falls nicht auf ein vorhandenes Nahwärmenetz zurückgegriffen werden kann. Soll außer Wärme auch Strom erzeugt werden, fallen außerdem Kosten für die Kraftwerkstechnik an, die sich aus den Aufwendungen für das eigentliche Kraftwerk (z. B. ORC-Anlage) und den zusätzlich benötigten Nebenaggregaten (z. B. Kühlturm) zusammensetzen. Eine wirtschaftlich oft sinnvolle Kopplung der Strom- und Wärmeerzeugung (KWK) erfordert entsprechend beide genannten Kostenblöcke.
Welche Betriebskosten sind zu berücksichtigen?
Der Betrieb einer geothermischen Anlage verursacht vergleichsweise geringe Kosten. Denn anders als in mit fossilen Brennstoffen befeuerten Kraftwerken fallen keine Brennstoffkosten an. Für den Betrieb der eingesetzten Pumpen des Wasser-Arbeitsmittelkreislaufes sowie der Kondensationsanlage ist jedoch ein gewisser Eigenstrombedarf nötig. Je nach Anlagengröße variiert der Kostenanteil zwischen 20 und 40 % der gesamten Betriebskosten. Wie bei anderen Kraftwerksanlagen auch kommen die Kosten für regelmäßige Inspektionen und Wartungsarbeiten sowie für Verwaltung und Versicherungen hinzu. Durch den hohen Automatisierungsgrad in Geothermie-Anlagen fallen Personalkosten vorrangig für Überwachungs- und Steuerungsaufgaben an.
Welche Einnahmen lassen sich durch Geothermie erzielen?
Die Einnahmen einer Geothermieanlage setzen sich aus der Einspeisevergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und aus dem Erlös für den Wärmeabsatz zusammen. Umfang und Preis der absetzbaren Wärme ergeben sich aus den lokalen Marktgegebenheiten. Dabei stellt sich die Situation für Betreiber geothermischer Anlagen mit Wärmeauskopplung umso besser dar, je höher die Preise für fossile Energieträger – und damit die daraus resultierenden Wärmepreise – sind. Die Erlöse für den in das Netz der öffentlichen Versorgung eingespeisten Strom ergeben sich aus den im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) festgelegten Sätzen der Einspeisevergütung. Die Einspeisevergütung ist differenziert nach der elektrischen Leistung der geothermischen Anlagen.
Darüber hinaus wird die Geothermie noch über verschiedene Förderprogramme des Bundes und der Länder unterstützt. Die wichtigsten aktuell zur Verfügung stehenden Programme sind das KfW-Programm Erneuerbare Energien (Nr. 128) und BMU-Programm zur Förderung von Demonstrationsvorhaben (Nr. 230).
Was beeinflusst die Wirtschaftlichkeit einer Geothermieanlage?
Die Gestehungskosten für Wärme oder Strom aus der Nutzung der Geothermie resultieren aus den genannten Kosten bezogen auf die nutzbare Wärme- bzw. Strommenge. Die Geothermieanlagen sind gut geeignet im Grundlastbereich zu arbeiten. Auf Grund des hohen Fixkostenanteils ist der Grundlastbetrieb auch aus ökonomischer Sicht sinnvoll. Dadurch kann die jährliche Volllaststundenzahl, d. h. die Ausnutzung des Erzeugungspotenzials der Anlage, maximiert werden. Somit verringert sich der spezifische Anteil von fixen Kosten an den Gestehungskosten. Ob eine wirtschaftliche Betriebsführung erreicht werden kann, d. h. ob die Einnahmen die Kosten übersteigen, hängt im Wesentlichen ab von der eingespeisten Strommenge, dem Umfang der Wärmenutzung und dem dabei erzielbaren Erlös sowie den geologischen Standortbedingungen. Dabei gilt: Je höher die erzielbaren Förderraten und -temperaturen sind, desto niedriger fallen die spezifischen Kosten für die Erzeugung der Nutzenergie aus.
Wie bei jeder anderen Technologie zur Energiebereitstellung sind mit zunehmender Marktdurchdringung und weiteren Entwicklungs- und Forschungstätigkeiten tendenziell sinkende Gestehungskosten zu erwarten. Parallel dazu ist es wahrscheinlich, dass das fossile Energiepreisniveau in den kommenden Jahren nicht signifikant zurückgehen wird; tendenziell dürfte eher von steigenden Kosten auszugehen sein. Damit sind die Chancen, zukünftig Geothermie-Anlagen wirtschaftlich zu betreiben, aus gegenwärtiger Sicht durchaus gegeben.
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