17.03.2011

Geothermie in Hessen

Strom aus der Tiefe: "Sehr gute Voraussetzungen im Rhein Main-Gebiet"

Computergrafik vom Gebiet westlich einer gedachten Linie zwischen Frankfurt und Darmstadt: In rund 3500 Meter Tiefe ist es etwa 150 Grad Celsius heiß (Bild: TU Darmstadt)

In rund 3500 Meter Tiefe ist es etwa 150 Grad Celsius heiß

In einem Forschungsprojekt hat Ingo Sass, Professor für angewandte Geothermie an der TU Darmstadt untersucht, ob sich Hessens Untergrund zur Stromerzeugung eignet - mit erstaunlichen Erkenntnissen: Im hessischen Oberrheingraben südlich von Frankfurt brodelt es beträchtlich unter der Erde. Ingo Sass sieht die Geothermie als wichtige Säule der künftigen Energieversorgung unseres Landes.

Welche neuen Erkenntnisse haben sich aus der Studie ergeben?

Hintergrund

Forschungsprojekt "Hessen 3D"

2007 begann die TU Darmstadt im Auftrag des hessischen Umweltministeriums ein Forschungsprojekt mit dem langen Titel Dreidimensionales Modell der geothermischen Tiefenpotentiale in Hessen, kurz Hessen 3D. In Kooperation mit dem hessischen Landesamt für Umwelt und Geologie wurde mittels verschiedener geowissenschaftlichen Methoden das gesamte Land hinsichtlich der tiefengeothermischen Nutzungsmöglichkeiten untersucht.

Abschlussbericht "3D-Modell der geothermischen Tiefenpotenziale Hessen" auf energieland.hessen.de (PDF, 7.300 KB)

Ingo Sass: Es gibt erhebliche neue Erkenntnisse: Wir haben herausarbeiten können dass in Hessen eine geothermische Anomalie besteht. Das betrifft den Bereich südlich des Frankfurter Flughafens und die Region Riedstadt, Trebur, Groß Gerau, Walldorf. Dort sind so genannte Rotliegend-Gesteine in teilweise drei bis viereinhalb Kilometer Tiefe abgesenkt. Sie sind relativ durchlässig für Wasser, und sehr hoch erhitzt, so dass dort bei einem Temperaturbereich von 120 bis 160 Grad Celsius mit hoher Wahrscheinlichkeit sehr gute Voraussetzungen für eine tiefengeothermische Nutzung gegeben sind. Das war vor dem Projekt in dieser Deutlichkeit nicht bekannt - und auch die Charakterisierung dieser Rotliegend-Gesteine als Reservoirgestein ist in entsprechenden Bundesstudien bislang vernachlässigt worden.

Was ist eine geothermische Anomalie?

Sass: Im Durchschnitt nimmt in Deutschland die Untergrundtemperatur mit jeden hundert Metern Tiefe um etwa drei Grad Celsius zu. Als Anomalie bezeichnen wir Bereiche, in denen die Temperatur teilweise deutlich stärker zunimmt. Im genannten Gebiet haben wir in 3,5 km Tiefe Temperaturen, die in anderen Teilen Deutschlands erst in 6 km Tiefe bestehen.

Wie wurde die Beschaffenheit des Untergrundes untersucht?

Sass: Zunächst haben wir historische Daten gesichtet und die seismologischen Untersuchungen der vergangenen Jahrzehnte zusammengetragen - und diese dann modern ausgewertet. Wir haben zudem eine erhebliche Anzahl von Bohrungen – von denen teilweise noch Proben und Bohrkernmaterial vorhanden sind - neu bewertet und teilweise im Labor untersucht. Dann haben wir so genannte Aufschluss-Analogstudien gemacht: Das heißt es tauchen zum Beispiel im Bereich des Sprendlinger Horstes, also nördlich des Odenwaldes, Gesteine des Rotliegenden an der Geländeoberfläche auf. Dort kann man diese beproben und die Gesteinseigenschaft untersuchen - und daraus dann Rückschlüsse auf die Bereiche ziehen, wo dieselben Gesteine in großen Tiefen unter hoher Temperatur liegen.

Wie könnte dort Strom erzeugt werden?

Information

Wie funktioniert ein Geothermie-Kraftwerk?

Das hierzulande aus der Tiefe geförderte Wasser hat eine Temperatur von rund 120 bis 160 Grad Celsius – zu wenig, um es direkt zum Antrieb einer Dampfturbine zu nutzen. Deshalb wird die Energie des Wassers in einer Art Wärmetauscher auf ein Arbeitsmedium übertragen, welches bereits bei wesentlich geringeren Temperaturen als Wasser verdampft. Das Arbeitsmedium wird dann in einem Kreislaufsystem als Dampf über eine Turbine geleitet, kondensiert anschließend und gibt die aufgenommene Energie wieder ab. Anschließend wird es wieder mit Thermalwasser aufgeheizt, verdampft erneut und wird wieder über die Turbine geleitet.
Dieser Prozess wird als "Organic Rankine Cycle" bezeichnet.

Sass: Es gibt zwei Haupttypen der Möglichkeit, so ein Reservoir zur Stromerzeugung zu Nutzen: hydrothermale und petrothermale Systeme.
Das hydrothermale System würde in diesem Rotliegend-Reservoirgestein angewendet. Dort gibt es durch die natürlichen Eigenschaften des Gesteines bereits ausreichend Wasserdurchlässigkeit und genug Wasser. Grundsätzlich werden diese Stromerzeugungssysteme im Kreislauf geführt, d.h. das Wasser, das man dem Kreislauf durch eine Bohrung entnimmt, wird an anderer Stelle durch eine Verpressbohrung dem Reservoir auch wieder zugeführt. Dadurch vermeiden wir Geländesenkungen, Geländebewegungen und Ähnliches, da die Massebilanz in dem System neutral bleibt. Das wird in verschiedenen Projekten in Deutschland bereits durchgeführt. In Hessen sind mehrere Projekte in der Phase der Planung und Untersuchung.

Und die zweite Methode?

Sass: Die zweite Methode sind so genannte petrothermale Systeme. Bei diesen Systemen haben wir zwar auf natürliche Weise ausreichende Temperaturen, aber wir haben nicht genug Durchlässigkeit, und dadurch ist auch nicht genügend Wasser vorhanden. Dann man muss mittels Reservoir-Stimulation bzw. “Hydraulic Fracturing” - also als Aufbrechen des Gesteins unter Zuhilfenahme von hohem Wasserdruck - entsprechende Durchlässigkeiten erzeugen. Wenn man das getan hat, kann man wiederum durch eine Verpressbohrung Wasser in das Reservoir herunterpumpen, lässt es dort zu einer Entnahmebohrung strömen und führt es über Tage dem Kraftwerksprozess zu.

Geothermieprojekte haben schon spürbare Erschütterungen verursacht. Wie riskant ist die Technologie?

Sass: Niemand der Geothermie betreibt wird für die Zukunft behaupten können, er habe eine zu hundert Prozent sichere Technologie. Je mehr wir Geothermie nutzen, wird es immer auch hier und da eine Havarie, Fehler oder Ähnliches geben.
Der beschriebene Stimulationsvorgang ist mit Rissbildung verbunden. In Basel hat ein solches Projekt vor vier Jahren rund 20.000 Rissereignisse ausgelöst. Gespürt hat man davon weniger als zehn, und zwei davon hatten eine Magnitude von über drei - und die haben auch zu spürbaren Bewegungen geführt. Man kann diese obere Magnitude von solchen Erdbeben durch technische Maßnahmen begrenzen. Wir sind fachlich davon überzeugt, dass diese Mikroseismizität nie in einen existenziell schädigenden Bereich vorgetrieben wird. Die dadurch freigesetzte Energie liegt um den Faktor hundert bis tausend unter dem, was durch natürliche Erdbeben hier im Rhein-Main Gebiet jährlich an Energie freigesetzt wird.

Der hessische Stromverbrauch lag 2008 bei rund 38 Milliarden Kilowattstunden – könnte dieser in Hessen mittels Geothermiekraftwerken produziert werden?

Sass: Die Geothermie kann sicherlich einen erheblichen Beitrag zum Grundlastbedarf liefern. 38 Milliarden kwh bedeutet: Die installierte Kraftwerksleistung multipliziert mit den Nutzungsstunden im Jahr. Wenn man das auf die installierte Leistung zurückführt kommt man so auf rund 4400 Megawatt. Wenn wir uns in einem mittelfristigen Zeitraum einen Beitrag in der Größenordnung von 200 bis 400 MW vorstellen, wäre das möglicherweise ein realistisches Ziel für die Geothermienutzung. Bis 2020 wäre schon eine Größenordnung von 50 bis 100 installierte MW Leistung wünschenswert.
Die Effizienz einer Geothermieanlage ist natürlich auch immer davon abhängig, dass man die Stromerzeugung mit einer Wärmeauskopplung verbindet. Die ist umso effizienter, je näher man mit diesem Prozess am Verbraucher ist - und das ist im Rhein Main-Gebiet auf jeden Fall gegeben.

Wie viele Kraftwerke wären dazu nötig?

Sass: Ein Geothermiekraftwerk wie beispielsweise das in Landau kann im heutigen Ausbauzustand nur rund 3 bis 5 MW erzeugen. Deshalb muss die hydrothermale Geothermie in einem nächsten Entwicklungsschritt in eine Größenordung von 10 bis 20 MW installierte Leistung je Kraftwerk kommen. Derzeit laufen in rund 15 Erlaubnisfeldern in Hessen Explorationstätigkeiten. Jede Unternehmensgruppe die so ein Erlaubnisfeld besitzt, fokussiert im Moment erstmal ein Kraftwerk, das heißt im Moment läuft es auf 15 Kraftwerke hinaus. Sobald Produktionserfahrungen vorliegen, wird man sehen wie man sie erweitern kann. Im hessischen Oberrheingraben schätze ich daher etwa 20 Kraftwerke dieser Art als realistisch ein.

Was würde das wirtschaftlich bedeuten?

Sass: Ein fünf MW-Kraftwerksprojekt liegt in der Größenordnung von 35 bis 50 Millionen Euro. Das ist ähnlich wie bei der Wasserkraft: Die Investitionskosten sind sehr hoch und der Betrieb ist vergleichsweise günstig, da für den Kraftwerksprozess kein Brennstoff benötigt wird. Das heißt Geothermieinvestitionen sind langfristige Investitionen in die Energiesicherheit.
Was die Geothermie betrifft haben wir in Deutschland fast die gesamte Wertschöpfungskette im Land: Deutschland hat eine äußerst leistungsfähige Bohrgeräteindustrie. Auch in der Zulieferindustrie, Kraftwerkstechnik, Rohrleitungsbau usw. gibt es sehr starke industrielle Standorte. Und ich schätze, dass allein ein Megawatt installierte Leistung ungefähr zehn Ingenieurarbeitsplätze schafft. Dort, wo in Grundlastgeothermiestrom erzeugt werden wird, werden sich auch Industrie und andere Unternehmen ansiedeln. Ich bin sehr stark der Auffassung, dass die Nutzung von Geothermie zum Standortfaktor in Deutschland werden kann.

Trotz Erdbebenrisiko und hohen Investitionskosten – denken Sie dass sich Geothermiekraftwerke in Hessen durchsetzen werden?

Sass: Wir haben da eine etwas aufgeladene Diskussion. Ich möchte daran erinnern, dass Erdwärme eine heimische Energiequelle ist, die uns geopolitisch unabhängig macht. Und gerade jetzt zeigen uns doch die Vorgänge im arabischen Raum, dass wir vielleicht mit den geringen mikroseismischen Ereignissen leben lernen sollten, und uns darauf konzentrieren sollten, dass wir diese heimische Energie nutzen, anstatt unsere Energien dahin lenken, dass wir diese Energie verhindern. Ich glaube nicht, dass wir wirkliche Alternativen zur Geothermie als Grundlastbeitrag haben.

Das Interview führte Martin Kania.

Contra tiefe Geothermie

"Geothermie verursacht erhebliche Erdbeben-Schäden"

Werner Müller, erster Vorsitzender des „Bundesverbandes Bürgerinitiativen Tiefe Geothermie e.V.“ führt grundsätzliche Bedenken gegen Tiefengeothermie-Projekte an.

Sie argumentieren gegen die tiefe Geothermie. Warum?
Werner Müller: Die von solchen Projekten verursachten Gebäudeschäden durch Erdbeben sind erheblich – und an zwei Referenzgebäuden in Landau wissenschaftlich als Erdbebenschäden bestätigt.
Die Erschütterungen sind zwar regional begrenzt, also in einem Radius von etwa bis zu fünf Kilometern spürbar, aber unserer Ansicht nicht ausreichend erforscht. Die Ansicht der Geologen, diese Beben seien technisch beherrschbar, teilen wir nicht. Im Oberrheingraben waren zunächst 120 bis 160 Geothermie-Kraftwerke geplant. Das bedeutet überall kleine Nadelstiche in den Untergrund – und in der Summe befürchten wir, dass sie in diesem relativ erdbebengefährdeten Gebiet zu einem größeren Beben führen – aber das weiß niemand.

Abgesehen von den Erschütterungen – sehen Sie weitere Risiken?
Müller: Bei der Inbetriebnahme und beim Herunterfahren des örtlichen Kraftwerks in Landau wird Thermalwasserdampf freigesetzt – unserer Schätzung nach bislang mehrere 10.000 Tonnen. Darin können z.B. Radon, Methangas, Schwefelwasserstoff und CO2 enthalten sein. Das Bergamt untersucht derzeit auf unsere Forderung hin Proben. Ergebnisse liegen noch nicht vor. Das bedeutet, der Kraftwerksbetrieb läuft ohne genaue Kenntnisse über die Abgabe möglicherweise schädlicher Stoffe an die Atmosphäre.
Dazu kommt: Es gibt nach unserem Kenntnisstand keinen hundertprozentigen Wasserkreislauf, wie es immer behauptet wird. Man entzieht dem Untergrund pro Sekunde maximal 75 Liter Wasser – das aber nicht zu hundert Prozent wieder dort in den Boden gelangt, wo es entnommen wurde. Insofern befürchten wir Bodenabsenkungen, für die sich im Ernstfall – und sei es nach 15 Jahren - keiner verantwortlich fühlt.

Wie sehen sie die wirtschaftliche Seite der Technologie?
Müller: Die tiefe Geothermie gehört unserer Ansicht nach nicht zu den erneuerbaren Energien, weil mit dem Thermalwasser die Temperatur aus dem Gestein entzogen wird. Wie lange so ein Kraftwerk daher laufen kann, weiß niemand. Was unserer Ansicht noch ein Problem darstellt, ist der derzeit schlechte Wirkungsgrad solcher Kraftwerke, er liegt zwischen acht und zwölf Prozent. Selbst bei einer Ankopplung an das Fernwärmenetz entstehen hohe Kosten. Wir bezweifeln auch die Wirtschaftlichkeit solcher Kraftwerke: Der Eigenstrombedarf liegt zwischen 30 und 70 Prozent. Um die Kraftwerkstechnik zu betreiben, wird billiger Industriestrom eingekauft, verkauft wird jedoch teurer Ökostrom – und von dieser Differenz, sowie von Subventionen, lebt die Geothermie.

18.03.2011
Das Interview führte Martin Kania.

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