Geothermische Energie: Ein weiterer Nagel im Sarg der Wind- und Solarenergie?

Bonner Cohen, Ph. D.

Als ob das Wiederaufleben fossiler Brennstoffe und die realistische Aussicht auf eine Renaissance der Kernenergie in den USA nicht schon genug wären, stehen die Verfechter der intermittierenden und subventionsabhängigen Wind- und Solarenergie möglicherweise vor einer weiteren Herausforderung, die von der tief unter der Erdoberfläche gespeicherten Wärme ausgeht.

Das globale Wettrüsten im Bereich der künstlichen Intelligenz mit seinem außerordentlichen Bedarf an Strom für die ständig wachsenden Rechenzentren hat sich als schwarzer Schwan für die grüne Energie erwiesen. Da sie nicht in der Lage ist, den von der industriellen Revolution des 21. Jahrhunderts geforderten kontinuierlichen Stromfluss zu liefern, scheinen die besten Zeiten der grünen Energie hinter ihr zu liegen. Im Bestreben der Trump-Regierung, die amerikanische Energieversorgung zu dominieren, sind Wind- und Solarenergie bestenfalls eine Randerscheinung und könnten durch einen neuen Konkurrenten weiter an den Rand gedrängt werden: die Geothermie.

Die von Energieminister Chris Wright als eine der „erschwinglichen, zuverlässigen und sicheren Energietechnologien“ (neben fossilen Brennstoffen, fortschrittlicher Kernkraft und Wasserkraft) bezeichnete Geothermie beinhaltet Bohrungen in den Erdkern, um die Wärme zur Erzeugung von Energie für Kühlung, Heizung und Strom auf Abruf nutzbar zu machen. (Wrights früheres Unternehmen, Liberty Energy, investierte 10 Millionen Dollar in das in Texas ansässige Geothermie-Startup Fervo Energy, wie The Hill Anfang des Jahres berichtete).

„Ab 2025“, so Global Energy Monitor, „entfallen 23 % der weltweiten geothermischen Kapazität auf die Vereinigten Staaten, die mit 3,7 GW [Gigawatt] weltweit an der Spitze stehen.“ Aber die Geothermie macht immer noch nur etwa 1 % der nationalen Energieversorgung aus, und der Ausbau der Branche geht nur langsam voran.

Die bürokratischen Hindernisse für die Entwicklung der Geothermie sind beträchtlich, insbesondere im Westen, wo die Geologie günstig ist, aber ein Großteil des Landes von der US-Bundesregierung verwaltet wird.

„Komplexe und überholte Genehmigungsverfahren verlangsamen Projekte und schaffen Unsicherheit für Entwickler. Selbst wenn die Geologie ideal ist, kann es Jahre dauern, bis man grünes Licht für Bohrungen bekommt“, sagt die Abgeordnete Celeste Maloy, R-Utah. „Die Entwickler sind gezwungen, sich durch ein Labyrinth aus doppelten Prüfungen, unklaren Zeitplänen und uneinheitlicher Behördenkoordination zu bewegen“, fügte sie hinzu. „Dieser bürokratische Wirrwarr schreckt von Investitionen ab und lässt zu viele vielversprechende Projekte in der Schwebe hängen“.

Um die Bürokratie abzubauen, hat Maloy das GEO-Gesetz eingebracht, das die Genehmigungsverfahren beschleunigen würde, indem es das Innenministerium verpflichtet, „Anträge auf eine geothermische Bohrgenehmigung oder eine andere Genehmigung im Rahmen eines gültigen bestehenden geothermischen Pachtvertrags innerhalb von 60 Tagen zu bearbeiten“, heißt es in einer Pressemitteilung.

Eine separate, von zwei Parteien und zwei Kammern getragene Gesetzgebung, bekannt als das STEAM-Gesetz, würde Genehmigungsgleichheit für geothermische Projekte schaffen, indem sie ihnen „die gleiche Flexibilität zur Erkundung und Erschließung von zuvor gestörtem oder untersuchtem öffentlichem Land gibt, die die Öl- und Gasindustrie seit fast zwei Jahrzehnten hat“, so eine Pressemitteilung von Maloy.

Die Angleichung der Genehmigungen für die Öl- und Gasindustrie und die Geothermie auf Bundesland würde eine weitere Gemeinsamkeit zwischen den beiden unterschiedlichen Energiequellen unterstreichen. Die gleichen Verfahren wie Hydraulic Fracturing (Fracking) und Horizontalbohrungen, welche die Schieferrevolution vorangetrieben und die USA zum weltgrößten Erdöl- und Erdgasproduzenten gemacht haben, können auch eingesetzt werden, um an die Wärme im Untergrund für geothermische Energie zu gelangen. Einige der größten Öl- und Gasunternehmen, darunter Chevron, BP und Devon Energy, investieren direkt in Geothermieprojekte und Start-ups, was diese Synergieeffekte bestätigt.

Diese gemeinsamen Bohrtechniken sollten es den Entwicklern von Geothermie ermöglichen, „Hot Spots“ zu erreichen, die tiefer unter der Oberfläche liegen als noch vor wenigen Jahren für möglich gehalten wurde. Sie könnten auch die Karte für die geothermische Entwicklung weit über die westlichen US-Bundesstaaten hinaus erweitern.

Kein Wunder, dass das Interesse der Investoren an der Geothermie in den letzten Jahren sprunghaft gestiegen ist und seit 2022 mehr als 1 Milliarde Dollar aufgebracht wurde. Technologieunternehmen, die auf der Suche nach Lieferanten von Grundlaststrom für ihre Rechenzentren sind, erkennen das Potenzial der Geothermie. Amazon, Google, Microsoft und Meta – allesamt Schwergewichte im boomenden Sektor der künstlichen Intelligenz und Rechenzentren – haben bereits Verträge mit Geothermie-Entwicklern geschlossen.

Die Anwendung von Fracking und anderen Technologien kann zwar die immer noch hohen Kosten für geothermische Energie senken, doch die Vorlaufkosten – Erkundung, Bohrung und Anlagenbau – erfordern erhebliche Kapitalaufwendungen. Und ein kniffliges Problem bleibt: die Einspeisung der Energie in das Stromnetz. Der in geothermischen Anlagen erzeugte Strom muss über Hochspannungsleitungen in das Netz eingespeist werden. Die Einholung von Genehmigungen für Langstreckenleitungen ist mit erheblichen Verzögerungen verbunden, die die Kosten eines Projekts in die Höhe treiben.

„Insgesamt“, so das Energieministerium, „sind die Kosten für den Bau eines geothermischen Kraftwerks stark auf die Anfangskosten und weniger auf den Brennstoff für den Betrieb ausgerichtet. Der hohe Kapazitätsfaktor der Geothermie – ihre Fähigkeit, 90 % der Zeit oder mehr Strom zu erzeugen – bedeutet jedoch, dass die Kosten schneller wieder hereingeholt werden können, da es nur sehr wenige Ausfallzeiten gibt, sobald eine Anlage in Betrieb ist.“

Das Potenzial der Geothermie, neben fossilen Brennstoffen und Kernenergie die amerikanische Wirtschaft in den kommenden Jahren mit Strom zu versorgen, übersteigt bei weitem alles, was die wetterabhängige Wind- und Solarenergie jemals erreichen könnte. Da die Version des Repräsentantenhauses zum Haushaltsüberleitungsgesetz das Auslaufen der Subventionen beschleunigt, die sie stützen, kämpfen diese einst vernachlässigten Industrien darum, relevant zu bleiben.

This article originally appeared at Issues and Insights

Link: https://www.cfact.org/2025/06/26/could-geothermal-energy-pound-a-nail-in-wind-and-solars-coffins/

Übersetzt von Christian Freuer für das EIKE

 




Tiefengeothermie – wie könnte Schleswig-Holstein von der Erdwärme profitieren?

von Bernd Packulat

Wir schreiben Januar 2023, uns Bürger bewegen aktuell die Energiepreise und die Sparaufrufe der Bundesregierung wegen des Erdgasembargos und die Bemühungen um die kurzfristige Schaffung einer Infrastruktur für LNG-Importe.

Die lokale Politik-Prominenz unserer Gemeinde möchte als „Klimaschutzmaßnahme“ ein Fernwärmenetz aufbauen, um durch Stilllegung der Gasthermen in den Einzel-, Doppel- und Reihenhäusern die Welt zu retten.

Damit ist es an der Zeit, sich mit den aktuellen Gegebenheiten der Geothermie zu beschäftigen!

Der NDR berichtete sehr ausführlich am 24.01.2023 von der Tagung des Bundesverbandes Geothermie in Neumünster, der Beitrag

„Tiefengeothermie: So können wir von Erdwärme profitieren“

ist hier abrufbar.

Inga Moeck – Professorin für Angewandte Geothermik und Geohydraulik – …sagt: Verlässliche Daten [der Gesteinsstrukturen mit Geothermie-Potential im tieferen Untergrund] sind da – jetzt brauche es den nächsten Schritt. „Wir warten jetzt nur noch auf die Stadtwerke, die sich diese Daten angucken und sagen: Wo deckt sich der Wärmebedarf mit dem Angebot aus dem Untergrund?“, sagt die Fachfrau. Sie kennt die große Hürde bei der Geothermie: Am Anfang koste es ziemlich viel Geld – doch danach sei das alles sehr wartungsarm. „Dann hat man es eigentlich geschafft“, meint Moeck und verweist auf die Unterstützung durch den Staat. „Da muss man als Kommune nur willig sein, dann kriegt man eine Förderung vom Bundeswirtschaftsministerium.“

Ebenfalls berichtete das Hamburger Abendblatt am 27.01.2023 unter der Überschrift „Energieexkursion ins Erdreich“ von den zu erwartenden Erfolgen des Geothermie-Projekt in Wilhelmsburg, der Beitrag ist leider nur als Print und e-paper verfügbar. Von diesem Projekt berichtete ich bereits auf EIKE am 01.08.2022 unter dem Titel „Der Ausbau der Geothermie in Wilhelmsburg stockt“.

Als Literaturquelle bietet sich hierfür zusätzlich zu den Artikeln der Internetauftritt Norddeutsche Geothermie-Tagung an, hier sind die Fachvorträge aller Jahrestagungen ab 2008 gelistet.

Bereits 2011 hielt Claudia Thomsen den Vortrag „Geothermische Potenziale in Norddeutschland am Beispiel Schleswig-Holsteins“.

Bild 1: Potentielle Gebiete in Deutschland für die hydrothermische Nutzung

Potentiell nutzbare Sandsteine sollen Dogger, Oberer Keuper und Mittlerer Buntsandstein sein.

Wie nachfolgendes Bild 2 zeigt, weisen um Hamburg herum die Kreise Pinneberg, Segeberg und Bad Oldesloe, also die Region nördlich Hamburg keine Vorkommen dieser Sandsteine auf.

Ein Bild, das Text enthält. Automatisch generierte Beschreibung

Bild 2: Potentialgebiete für hydrogeothermische Nutzung in Schleswig-Holstein

Eigentlich stellt Schleswig-Holstein im Gegensatz zum nördlichen Niedersachsen kein potentielles Nutzungsgebiet dar. Die Landschaft ist von geotektonischen Verwerfungen gekennzeichnet, wasserführende Sandsteinschichten werden durch diese Verwerfungen sehr häufig unterbrochen.

Bild 3 Geotektonische Verwerfungen in Schleswig-Holstein

2022 halten Frank Kabus und Rafael Mathes den Vortrag „Tiefe Geothermieprojekte mit Großwärmepumpen im Norddeutschen Becken“.

Im Bild 4 werden auf Folie 7 die Bedingungen für zu erwartenden Wärmequellleistung gelistet:

Ein Bild, das Text enthält. Automatisch generierte Beschreibung

Bild 4 Wärmequellleistungen von Wärmepumpen

Im Bild 5 werden auf der Folie 8 die 3 Varianten der Hydrothermalen Technologie beschrieben.

Bild 5: Hydrogeothermale Technologien

Unter dem Aspekt, das in weiten Teilen Schleswig-Holsteins nur Temperaturen unter 60°C in einer Tiefe von ca. 1.300 m vorhanden sind, kommt also nur die Variante 3 „Wärmepumpen“ zum Tragen.

Bild 6 Variante 3 Wärmepumpe

Als Praxisbeispiel sei die Anlage Schwerin angeführt.

Bild 7 Beispiel Schwerin Rahmenbedingung

Ein Bild, das Tisch enthält. Automatisch generierte Beschreibung

Bild 8 Beispiel Schwerin Ergebnisse

Doch wie ist hier der Stand der Großwärmepumpen?

2022 hielt Matthias Utri den Vortrag „Großwärmepumpen für die Geothermie: Technik, Verfügbarkeit und Einsatzmöglichkeiten“.

Die Variante 3 wird nochmals im Bild 9 dargestellt.

Bild 9: Der einfache Wärmepumpenkreislauf

Nachfolgende Tabelle im Bild 10 soll uns vermitteln, das international mehr als 25 Standorte von Großwärmepumpen bekannt sind, leider zeigt die Tabelle keine Standorte mit einer Senkentemperatur < 60°C, die nach meinem Verständnis für unsere geologischen Anforderungen nötig wären:

Bild 10: Verfügbare Großwärmepumpen

Die Effizienz und der Entwicklungsbedarf werden in folgender Folie dargestellt:

Bild 11 Effizienz von Großwärmepumpen

Bild: 12 Wirtschaftlichkeit von Großwärmepumpen

Bemerkenswert ist im Bild 12 die Bewertung der Energiekosten, mit Stand Mai 2022 betrug das Verhältnis Strom zu Gas in Deutschland stolze 3,8! Wie sich das Verhältnis heute und morgen darstellt, wäre interessant!

Die Autoren Referent Frank Kabus und Rafael Mathes fassen Ihre Ergebnisse im Bild 13 zusammen:

Ein Bild, das Text enthält. Automatisch generierte Beschreibung

Bild 13: Zusammenfassung und Arbeiten am Fraunhofer IEG

Fazit:

Wie der NDR am 24.01.2023 berichtet, gibt es große Hürden für den Einsatz der Geothermie:

  • Am Anfang koste es ziemlich viel Geld – doch danach sei angeblich alles sehr wartungsarm.
  • Als Kommune muss man nur willig [und risikobereit] sein, dann kriegt man eine Förderung vom Bundeswirtschaftsministerium.
  • Die Kommunen müssen sich grundsätzlich erstmal fragen, wie viel Wärme sie überhaupt brauchen, wie sich dieser Wärmebedarf verteilt und wo gute Anschlusspunkte an dieses Wärmenetz sein könnten.
  • Der Erkundungsprozess und die erste Bohrung dauere etwa zweieinhalb Jahre. „Mit der ersten Bohrung kann man schon warmes Wasser fördern, dann ist eine zweite Bohrung nötig, um den Thermalkreislauf zu testen“, sagt Moeck – und dann wisse man genau, mit was für einer Wärmeleistung man rechnen kann.
  • Was hat das Projekt in Schwerin gekostet?
    Gekostet hat es bisher 20,5 Millionen Euro – und man gehen davon aus, dass das Budget einhalten werden kann!
    Das Projekt soll sich auf jeden Fall rechnen, man setzt auf die Teuerung der fossilen Energien an den an den Großhandelsmärkten.

Nachtrag:

Leider behandelt man in den Vorträgen zur Tiefengeothermie nicht die Frage nach der Bereitstellung der zusätzlichen Elektroenergie, die zum Betrieb der Großwärmepumpen und Wärmenetze erforderlich ist.

Nach der Abschaltung und dem Rückbau der deutschen Kernkraft- und Kohlekraftwerke liefern bei Dunkelflaute die Windkraft- und Photovoltaikanlagen leider keine Elektroenergie.

Wenn Träume sterben, dann bleibt es kalt.

Über den Autor

Der Autor ist Dipl. Ing der Elektrotechnik und seit 2017 in Lokalpolitik tätig




Der Ausbau der Geothermie in Wilhelmsburg stockt

Von Bernd Packulat

Die Internationale Bauausstellung (IBA) hatte in den Jahren 2006 bis 2013 viele interessante Projekte vorgestellt, unter anderem auch das Projekt Tiefengeothermie“:

Im Sandstein tief unter den Elbinseln erwarten Geologen eine Temperatur von 130 Grad Celsius. Mit Bohrungen in eine Tiefe von 3.000 bis 4.000 Metern soll dieses Energiepotenzial nutzbar gemacht werden. Die Vision: Ein geothermisches Kraftwerk könnte bald mehrere tausend Wohnungen und andere Gebäude in Wilhelmsburg mit Wärme versorgen – im besten Fall sogar auch mit Strom. Aus dem Forschungsvorhaben der IBA Hamburg und der von ihr mitgegründeten Gesellschaft GTW Geothermie Wilhelmsburg GmbH werden auch wertvolle Informationen für die Nutzung der Tiefengeothermie in ganz Hamburg erwartet.

Umweltfreundlich, wetterunabhängig und emissionsfrei – Geothermie ist eine Energiequelle mit Zukunft. Thermalwasser aus tiefen Gesteinsschichten soll dabei zur Wärme- und Stromversorgung eingesetzt werden. Durch eine Förderbohrung wird das warme Schichtwasser an die Oberfläche gepumpt. Mittels eines Wärmetauschers wird über Tage die Wärme entzogen, zu Heizzwecken als Fernwärme genutzt sowie über eine Turbine und einen Generator Strom aus Wasserdampf erzeugt. Das abgekühlte Wasser gelangt durch eine Injektionsbohrung wieder zurück in den Untergrund. Unter Tage bewegt sich ständig neu erwärmtes Wasser zur Förderbohrung – so wird der Kreislauf geschlossen.

Um dieses Potenzial besser abschätzen zu können, waren zunächst aber umfangreiche seismische Untersuchungen der Gesteinsschichten notwendig. Die IBA Hamburg hatte das Ingenieurbüro GTN Geothermie Neubrandenburg beauftragt, die seismischen Erkundungen zu planen und vorzubereiten sowie die Messergebnisse auszuwerten.

Für derartige Erkundungen nutzen die Geophysiker schlauen Schall. Mit der eingesetzten Messmethode, der Reflexionsseismik, wird der Aufbau der Erdkruste bis in etwa 4.000 Meter Tiefe bestimmt. Entlang vorab festgelegter Messprofile senden Vibratorfahrzeuge abschnittsweise Schallwellen in die Erdkruste, die von den Gesteinsschichten im Untergrund reflektiert und an die Erdoberfläche zurückgesendet werden. Dort zeichnen sensible Messgeräte die Signale auf. Mit den gespeicherten Informationen errechnet ein Computer ein zweidimensionales Bild, aus dem die Geologen Lage und Eigenschaften der Gesteinsschichten ablesen können.

Die Messprofile in Wilhelmsburg verliefen auf zwei Straßenzügen: der Georg-Wilhelm-Straße im Süden bis zum Spreehafen im Norden sowie auf der Wollkämmereistraße, bei der Wollkämmerei und der Mengestraße. Die Erkundungen dauerten etwa zehn Tage.

Im November 2010 schließlich wurde das positive Resultat veröffentlicht. „Die Ergebnisse der seismischen Untersuchung sind erfreulich: Die Hauptförderschicht ist groß genug, dass sie in 3.500 Meter Tiefe ausreichend förderfähiges Tiefenwasser birgt“, sagt IBA-Geschäftsführer Uli Hellweg. Das heiße Tiefenwasser in Wilhelmsburg befindet sich im sogenannten Rhät, einer Gesteinsschicht der Obertrias. Das Wasser erreicht hier eine Temperatur von bis zu 130 Grad Celsius und bewegt sich in den Zwischenräumen des Gesteins.

Die Gesellschafteranteile der IBA Hamburg an der GTW Geothermie Wilhelmsburg wurden mittlerweile von Hamburg Energie übernommen. Damit könnte Hamburg Energie seine Wärmenetze auf der Elbinsel mit der Tiefengeothermie weiter ausbauen und zukünftig auch vernetzen.

Am 11.08.2022 titelt das Hamburger Abendblatt:

22 Millionen Euro für Wilhelmsburger Energieprojekt

Am 24.02.2021 titelt das Hamburger Abendblatt:

Hamburg startet Erdwärmeprojekt nach 10-jähriger Planungsphase

Auch am 28.01.2022 titelt das Abendblatt:

Heizen mit Wasser aus 3.500 m Tiefe

Noch am 21.07.2022 jubelt das Hamburger Abendblatt (leicht verhalten):

Thermalwasser gefunden, zweite Bohrung beginnt

Nun kommt am 22.07.2022 die gewaltige Ernüchterung:

Bohrung von Hamburg Energie halbwegs erfolgreich

Wilhelmsburger Wärmewende-Projekt verläuft anders als geplant. Warum neu gedacht werden muss.

Wilhelmsburg. Die Geothermie-Spezialisten von Hamburg Energie waren sich so sicher: In etwa 3000 Meter Tiefe unter Wilhelmsburg liegt heißes Wasser, mit dessen Energie man jeden Haushalt auf der Elbinsel heizen könnte. Eine Probebohrung in der Nähe des „Dockville“-Geländes sollte die Vermutung zur Gewissheit machen. Tatsächlich fand man das heiße Wasser in der vermuteten Tiefe. Allerdings lässt es sich nicht zur Energiegewinnung nutzen. Ganz lang wurden die Gesichter der Techniker und Wissenschaftler aber nicht.

Denn auf halbem Weg der Sondierung waren sie auf ein weiteres Warmwasservorkommen gestoßen. Dieses ist nutzbar. Auch hier gibt es jedoch einen Haken: Es ist mit 40 bis 60 Grad in 1300 Metern Tiefe nur etwa halb so heiß. Das, welches man eigentlich nutzen wollte, hätte 110 Grad mitgebracht. Um Wilhelmsburg mit Erdwärme zu heizen, muss sich Hamburg Energie etwas einfallen lassen. Man ist aber zuversichtlich, Lösungen zu finden.

Weiteres Warmwasservorkommen ist nur etwa halb so heiß

Die Geothermienutzung sollte ein zentraler Energielieferant des Projektes „Integrierte Wärmewende Wilhelmsburg“ (IW3) werden. In einer ersten Phase sollen mit IW3 10.000 Haushalte – alle in den geplanten IBA-Neubaugebieten sowie einige Tausend im zentralen Reiherstiegviertel – beheizt werden. Neben der Geothermie sollen dafür auch die Abwärme der Nordischen Ölwerke sowie Solarthermie aus dem Wilhelmsburger Energiebunker zum Einsatz kommen.

Dass die nutzbare Erdschicht nun weniger Wärme mitbringt, gefährdet IW3 wohl nicht existenziell. Allerdings wird einiges neu berechnet und noch näher erkundet werden. Im Turm drehen sich deshalb bereits wieder die Bohrstangen. Eine weitere Probebohrung soll detaillierte Erkenntnisse über den 1300-Meter-Horizont geben.

Das Projekttagebuch führt dazu aus:

Im Rahmen des wissenschaftlichen Begleitprogramms mesoTherm wurden mehrere Meter lange Gesteinsproben, sogenannte Bohrkerne, in unterschiedlichen Gesteinsschichten entnommen. Diese haben auch gezeigt, dass in Sandsteinschichten in über 3.000 Meter Tiefe keine ausreichenden Thermalwasservorkommen zur geothermischen Nutzung zu erwarten sind. Die Sandsteinschicht in 1.300 m Tiefe hat sich dagegen als besonders mächtig erwiesen. Sie wurde daher anhand von Bohrkernen und hydraulischen Tests erstmalig auf ihr geothermisches Potenzial untersucht. In einer Tiefe von 1.300 Metern ist generell mit einer Thermalwasser-Temperatur in einer Bandbreite von 45-50 Grad Celsius zu rechnen.

Wenn Träume sterben, dann wird es kalt.




Geothermie kann klimaschädlicher als Kohle sein

 

Erdwärme-Strom gilt als äusserst umweltfreundlich. Doch in Wahrheit schadet Geothermie dem Klima zum Teil massiv. Der Grund: Das Wasser aus der Tiefe enthält CO₂, das an der Erdoberfläche freigesetzt wird. Betroffen sind vor allem Kraftwerke in der Türkei und in Italien.

image

von Alex Reichmuth

In der Schweiz gibt es einen Lichtblick für die Tiefengeothermie. Nachdem Projekte in Basel und St. Gallen spektakulär gescheitert sind, soll nun im jurassischen Haute-Sorne ein Kraftwerk mit Erdwärme-Strom für 6000 Haushalte entstehen. Die Regierung des Kantons Jura hat vor kurzem bekannt gegeben, dass sie das Projekt unterstützt, nachdem sie vor zwei Jahren ihre Unterstützung noch einstellen wollte (siehe hier).

Eigentlich soll die Geothermie zu einer tragenden Stütze der Schweizer Stromwirtschaft werden. Der Bund rechnet bis zum Jahr 2050 mit einem Beitrag von immerhin zwei Terawattstunden pro Jahr, was etwa zwei Dritteln der Produktion des inzwischen abgestellten Atomkraftwerks Mühleberg entspricht. Doch bis jetzt gibt es kein einziges funktionierendes Geothermiewerk in der Schweiz. Vielmehr haben die bisherigen Versuche in Basel und St. Gallen Erdbeben ausgelöst, was zu deren Abbruch führte.

Geothermie produziert zuverlässig und wetterunabhängig

Dabei hat die Geothermie ein hervorragendes Image. Die Idee dabei ist, heißes Wasser aus mehreren Kilometern Tiefe an die Erdoberfläche zu pumpen, sodass dieses verdampft und eine Turbine antreibt. Geothermie-Kraftwerke produzieren zuverlässig Energie, wetterunabhängig und – vermeintlich – klimaschonend.

Doch vor einigen Tagen hat die deutsche «Wirtschaftswoche» einen Artikel publiziert, der am Bild des umweltfreundlichen Erdwärme-Stroms rüttelt. «Geothermie gilt als eine klimaneutrale Energiequelle», schrieb die Zeitung. «Dabei emittieren viele dieser Kraftwerke enorme Mengen CO₂.» (siehe hier) Insbesondere einige Geothermie-Kraftwerke in der Türkei und in Italien würden mehr als 500 Gramm Kohlendioxid pro produzierte Kilowattstunde Strom ausstossen, unter Umständen sogar über 1000 Gramm. Damit sei Geothermie zum Teil klimaschädlicher als die Stromerzeugung mittels Kohle.

Wie bei einer geschüttelten Mineralwasserflasche

Der Artikel in der «Wirtschaftswoche» nahm Bezug auf einen wissenschaftlichen Bericht der Weltbank von 2017 (siehe hier). Demnach ist der Klimagasausstoß der Geothermie darauf zurückzuführen, dass im Wasser, das an die Erdoberfläche geholt wird, je nach geologischer Beschaffenheit sehr viel CO₂ gelöst ist. Dieses Kohlendioxid stammt aus dem umgebenden Gestein oder aus vulkanischen Einträgen. Steht das Wasser nicht mehr unter Druck, gast es aus, gibt also CO₂ ab. Die Ausgasung ist vergleichbar mit der einer geschüttelten Mineralwasserflasche, die geöffnet wird.

In einer türkischen Studie ist von bis zu 1800 Gramm Kohlendioxid bei der Geothermie die Rede. Das ist etwa doppelt soviel wie bei der Kohleverstromung.

Gemäß dem Bericht der Weltbank stossen manche Geothermie-Kraftwerke in der Türkei zwischen 900 und 1300 Gramm CO₂ pro Kilowattstunde aus. In einer türkischen Studie von 2015 ist gar von bis zu 1800 Gramm die Rede (siehe hier). Zum Vergleich: In einem Kohlekraftwerk werden zwischen 800 und 1000 Gramm Kohlendioxid pro Kilowattstunde frei. Der Ausstoss eines Gaskraftwerkes beläuft sich auf 400 bis 500 Gramm.

Kalkstein und Marmor

Laut der Weltbank sind die entsprechenden Gebiete in der Türkei von karbonatischen Sedimenten und metamorphischem Gestein geprägt, insbesondere von Kalkstein und Marmor. Hoch ist der CO₂-Ausstoss auch bei Geothermie-Kraftwerken am Monte Amiata in der italienischen Toskana, einem Vulkan. Dort werden Werte zwischen 245 und 779 Gramm pro Kilowattstunde erreicht.

Der CO₂-Ausstoss bei einem Geothermie-Kraftwerk kann über die Zeit deutlich abnehmen oder zunehmen – je nachdem, wie stark das Wasser, das in die unterirdischen Reservoirs nachfliesst, mit Kohlendioxid versetzt ist. Laut einer weiteren türkischen Studie von 2020 ist der CO₂-Ausstoss in den türkischen Kraftwerken Büyük Menderes und Gediz Graben seit 2015 von 887 Gramm auf 596 Gramm pro Kilowattstunde zurückgegangen (siehe hier).

Geschlossene System verhindern CO₂-Ausstoss

Die Weltbank hat auch den durchschnittlichen CO₂-Ausstoss der Geothermie in anderen Ländern zusammengetragen. So beträgt er in Island 34 Gramm, in Kalifornien 107 Gramm und in Neuseeland 104 Gramm. Der weltweite Durchschnittswert beträgt immerhin 122 Gramm. Damit ist Geothermie nebst der fossilen Produktion (mit Kohle, Öl oder Gas) die CO₂-intensivste Form der Stromerzeugung (mit Ausnahme von Biomasse).

Bei Geothermie-Anlagen in der Schweiz wäre der Ausstoss hundertmal kleiner als bei einem alten Kohlekraftwerk.

Der CO₂-Ausstoss hängt dabei wesentlich vom Typ der Geothermie-Stromerzeugung ab. Beim hydrothermalen Verfahren, bei dem unterirdisches, heisses Wasser hochgepumpt wird, dürfte dieser Ausstoss deutlich höher sein als beim petrothermalen Verfahren, bei dem zuerst Wasser in die Tiefe gepresst, dort erhitzt und anschliessend wieder nach oben befördert wird. Auch gibt es geschlossene Systeme wie bei einigen Geothermie-Kraftwerken in Deutschland, wo kein CO₂ in die Atmosphäre gelangt. Solche Systeme sind aber aufwändig und entsprechend teuer.

Kaum Emissionen in der Schweiz

Mögliche Geothermie-Kraftwerke in der Schweiz würden bezüglich des CO₂-Ausstosses «sehr gut» abschneiden. Das versichert Jürg Abbühl, Generalsekretär des Branchenverbands Geothermie Schweiz. Bei Anlagen zur Stromproduktion sei der Ausstoss hundertmal kleiner als bei einem alten Kohlekraftwerk. Das liege einerseits daran, dass der CO₂-Gehalt des Thermalwassers, das in der Schweiz vorkomme, tief sei. Andererseits würden in der Schweiz geschlossene Kreisläufe gebaut.

Gemäss einer Studie des Kompetenzzentrums für Technologiefolgen-Abschätzung TA Swiss ist bei geothermischen Anlagen in der Schweiz über den ganzen Lebenszyklus mit einer Belastung von 8 bis 46 Gramm CO₂ pro Kilowattstunde zu rechnen (siehe hier). So gesehen kann diese Form der Stromerzeugung bei uns als umweltfreundlich gelten – wenn sie denn einmal läuft.

Der Beitrag erschien zuerst im Schweizer Nebelspalter hier




Japan sieht Chancen mit der Erdwärme

YUJI OHIRA, Nikkei staff writer

TOKYO – Vor 50 Jahren ging Japans erstes Geothermie-Kraftwerk online. Jetzt mit einer Welt, die durstiger als jemals vorher auf erneuerbare Energie ist, stellt die jahrzehntelange Erfahrung des Landes auf diesem Gebiet eine große Exportchance dar.

Dies ist ein Grund, warum japanische Unternehmen sich in der Mitte eines Regenwaldes in der indonesischen Provinz Nord-Sumatra befinden, etwa eine achtstündige Fahrt von der Provinzhauptstadt Medan entfernt.

Grafik auf Nikkei, Asian Review

Sie entwickeln eine Anlage, die, sobald fertiggestellt, das weltweit größte einzelne geothermische Kraftwerk sein wird. Insgesamt können die drei Anlagen des Werks Sarulla 320.000 kW Strom bereitstellen [Meine Annahme: max. Leistung 320MW, der Übersetzer]. Die Nr. 1-Einheit dampft bereits vor ihrem offiziellen Start bis zum Ende des Jahres.

„Dies könnte ein geothermischer Hot Spot werden“, sagte ein Industrievertreter.

Das riesige Projekt wird mehr als $ 1,6 Milliarden kosten. Die Handelshäuser Itochu und Kyushu Electric Power halten jeweils einen Anteil von 25% an der Zweckgesellschaft, die für den Bau, die Instandhaltung und den Betrieb der Anlage verantwortlich ist. Inpex, ein Öl-und Gas-Entwickler, hat 18%, und der Rest ist im Besitz von Medco Power Indonesia, einer großen Ressourcen Unternehmen und anderen Parteien.

[1.600 Mio Dollar für 320MW, ergibt 5 Mio Dollar je MW, das käme in die Größenordnung eines konv. Kraftwerks; der Übersetzer]

Die Kyushu Electric Gruppe ist ein international anerkannter Geothermie-Entwicklungsberater.

Die Turbinen im Herzen der Leistungseinheiten werden von Toshiba, dem japanischen Elektronikhersteller, hergestellt. Neben Mitsubishi Hitachi Power Systems ist Toshiba der weltweit führende Anbieter von geothermischen Turbinen, der 22% des Marktes kontrolliert.

Da der unterirdische Dampf Wasserstoffsulfat und viele andere Chemikalien enthält, müssen die Turbinen noch haltbarer und korrosionsbeständiger sein als herkömmliche thermische Leistungsturbinen „, erklärte Kenichiro Furuya, Geschäftsführer von Toshibas Thermal & Hydro Power Systems & Services.

Es brauchte ein paar Jahre

Japanische Unternehmen begannen ihr technologisches Geothermie-Know-how im Matsukawa-Kraftwerk in Hachimantai, Iwate-Präfektur, zu sammeln.

Japans erste kommerzielle Geothermieanlage befindet sich in einem Gebiet mit schwefelhaltigen, heißen Quellen tief in den Bergen. Etwa 800 Meter bis 1.600 Meter unter dem beeindruckenden 46 Meter hohen Kühlturm der Anlage befindet sich ein Dampfbad, in dem das Grundwasser durch Magma erhitzt wird. Dampf aus diesem Pool treibt die Turbinen an, die Strom erzeugen.

Die Station wurde ursprünglich von Japan Metals & Chemicals gebaut. Das Unternehmen begann das Gebiet im Jahr 1956 zu untersuchen, mit Hilfe der Agentur für Industrial Science and Technology, jetzt das National Institute of Advanced Industrial Science and Technology. Das 2 Milliarden Yen ($ 18,5 Millionen nach heutigem Kurs) Projekt litt an einer Reihe von Problemen, sagte ein Offizieller. Zum Beispiel mussten Arbeiter einen Bohrzyklus von einigen hundert Metern wiederholen und dann stoppen, um zu überprüfen, ob Dampf da war.

Toshiba lieferte die Turbinen, die im Oktober 1966 sich begannen zu drehen – zehn Jahre nach Beginn des Projekts. Die Ausgangsleistung der Station betrug 9.500 kW, etwa 40 Prozent der heutigen 23.500 kW.

Ein weiteres Problem war der Gesteinsstaub, der den Dampf begleitet und manchmal die Turbinen zerstörte. Das ist richtig: Saubere Energie ist nicht immer sauber.

Es dauerte ein paar Jahre, bis der Betrieb stabilisiert wurde.

Die Anlage wird jetzt von Tohoku Natural Energy Development, einer Tochtergesellschaft von Tohoku Electric Power betrieben.

Vorteile der Geothermie

Die Anstrengungen in Hachimantai haben zur Entwicklung anderer geothermischer Kraftwerke beigetragen

Kühlturm des Matsukawa geothermischen Kraftwerks, 46 Meter hoch.

Bild auf Nikkei, Asian Review

Japan. In den 1980er und 1990er Jahren verbreitete sich die Entwicklung im nordöstlichen Japan und auf der südlichen Insel Kyushu – zwei Gebiete mit ausgedehnten geothermischen Ressourcen.

Japan hat jetzt 14 geothermische Kraftwerke.

Geothermie ist jedoch nie zu einer Mainstream-Energiequelle geworden. Im Vergleich zu konventionellen fossilen Kraftwerken erzeugen Geothermieanlagen weniger Energie und nehmen längere Bauzeit in Anspruch.

Als 1966 das Werk Matsukawa endgültig in Betrieb genommen wurde, begann auch Japans erstes kommerzielles Kernkraftwerk – das Kraftwerk Tokai – in der Präfektur Ibaraki. Japans Geothermieentwicklung verlor Mitte der 1990er Jahre an Dynamik, da die Versorger sich für Reaktoren entschieden und staatliche Subventionen abgegriffen haben.

Mit Japans Zustimmung zur Kernenergie, verschob sich die geothermische Industrie nach Übersee. Dies pendelte zurück, nach dem Erdbeben im März 2011, das das nordöstliche Japan verwüstete und der anschließende Tsunami, der das Kernkraftwerk Fukushima Daiichi angeschlagen hat. Nach der Dreifachschmelze des Kerns schaltete Japan alle Kernkraftwerke ab.

Auch die Einführung eines Einspeise-Tarifsystems für erneuerbare Energien im Folgejahr, hat der Geothermie genutzt.

 

Überflügeln der Rivalen in Übersee

Das Klischee, dass Japan arm an Ressourcen ist, nicht ganz richtig; Es hat weltweit die drittgrößten Geothermischen „Reservoirs“. Um dieses Potential optimal auszuschöpfen, hat die Regierung im Jahr 2012 die Regulierungen gelockert, um den Bau von geothermischen Kraftwerken zu erleichtern.

Obwohl die Solarindustrie nach Einführung einer Einspeisevergütung die Geothermie in den Hintergrund drängte, wächst die Geothermie allmählich heran. Ein paar Dutzend Entwicklungsprojekte sind im Gange.

Die Agentur für natürliche Ressourcen und Energie schätzt, dass im Jahr 2030 die inländische geothermische Leistung eine Kapazität von 1,4 GW erreichen wird, fast dreimal die Menge von heute. Auch wenn dies nach wie vor nur 1% der gesamten Energieproduktion des Landes ausmachen wird – von derzeit 0,3% -, ist dies ein aussagekräftiger Schritt.

Japans Geothermische Nennleistung

Grafik auf Nikkei, Asian Review

Japanische Unternehmen hoffen, nicht nur Südostasien sondern auch Lateinamerika zu erschließen. Japanische Unternehmen helfen Afrika dabei, seine geothermischen Ressourcen auszuschöpfen.

Aufgrund der weltweit wachsenden Umweltbelange wird die globale Geothermieleistung von 12 Millionen kW im Jahr 2015 auf 21 Millionen kW im Jahr 2020 ansteigen.

Japan will mehrere Anteile davon bekommen. Und Katsumi Hironaka, stellvertretender Generaldirektor von Mitsubishi Hitachi Power Systems ‚International New Energy Business Management‘ sagt, „… wir sind bereit für die Übernahme. Wir werden, auch in der Instandhaltung, unsere Konkurrenz aus Übersee überflügeln.“

Gefunden auf Nikkei, Asian Review vom 16.November 2016

Übersetzt durch Andreas Demmig

http://asia.nikkei.com/Business/Trends/Japan-sees-opportunity-in-the-Earth-s-percolating-heat