Geothermische Stromerzeugung in Deutschland

Reale Chancen haben vorerst nur Kleinkraftwerke in Verbindung mit Wärmeversorgungen

Das erste geothermische Kraftwerk Deutschlands ging am 12. November 2003 in Betrieb: Es handelte sich um die Kleinanlage in Neustadt-Glewe, die mit einer ORC-Turbine das Thermalwasser einer bereits existierenden Fernwärmeversorgung nutzt. Die dabei erzeugte Strommenge war jedoch bei einer Leistung von maximal 250 Kilowatt eher von symbolischer als von praktischer Bedeutung, zumal auch der Stromverbrauch der Pumpen berücksichtigt werden muß.

Am 21. November 2007 nahm dann in Landau eine weitere Anlage den Probebetrieb auf, die mit einer elektrischen Leistung von 3,8 Megawatt erstmals eine nennenswerte Leistung ins Netz einzuspeisen vermochte. Auch hier wird Thermalwasser mittels einer ORC-Turbine zur Stromerzeugung genutzt und anschließend für die Fernwärme-Versorgung verwendet. Das Wasser kommt mit einer Temperatur von etwa 155 Grad Celsius aus einer Tiefe von 3200 Metern und wird nach seiner Nutzung mit noch etwa 50 Grad Celsius über ein zweites Bohrloch in den Untergrund zurückgepumpt. Da es stark salzhaltig ist, gibt es seine Energie über Wärmetauscher ab: Zuerst an die ORC-Turbine und danach, mit noch etwa 90 bis 70 Grad Celsius, an den Fernwärme-Strang, der etwa 300 Haushalts- und Gewerbekunden im Süden Landaus versorgt.

Der Beitrag dieser beiden Anlagen zur Stromerzeugung wurde für das Jahr 2009 mit 19 Gigawattstunden beziffert. Das entsprach ungefähr 0,2 Promille der gesamten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (94.600 GWh) oder 0,03 Promille des gesamten Stromverbrauchs (582.000 GWh). Die Geothermie leistete somit nicht einmal im Rahmen der erneuerbaren Energien einen nennenswerten Beitrag zur Stromerzeugung.

Daran wird sich auch so schnell nichts ändern, obwohl im Jahr 2009 drei weitere Anlagen die Stromproduktion aufnahmen. Die bedeutendste war die Kalina-Anlage in Unterhaching, die am 2. Juni offiziell eingeweiht wurde und mit einer elektrischen Leistung von 3,4 Megawatt der Größenordnung von Landau entspricht. Am 18. Dezember folgte in Bruchsal eine weitere Kalina-Anlage, die aber mit einer elektrischen Leistung 550 Kilowatt (0,55 Megawatt) ein deutlich kleineres Kaliber hat. Noch geringer ist die geothermisch erzeugte elektrische Leistung in Simbach-Braunau, wo eine ORC-Turbine mit 200 Kilowatt die bestehende Fernwärmeversorgung ergänzte. Insgesamt gab es damit in Deutschland fünf geothermische Heizkraftwerke mit einer elektrischen Leistung von etwa acht Megawatt.

Alle diese Anlagen basieren auf der künstlichen Erschließung von Heißwasser-Vorkommen in Bohrtiefen zwischen 2000 und 3400 Metern. Und alle verbinden die Stromerzeugung mit der Nutzung des heißen Wassers für die Beheizung von Gebäuden. Bei einigen ist die Stromerzeugung sogar Nebensache und hat bei hohem Wärmebedarf zurückzustehen.

Der deutsche Untergrund liefert maximal 170 Grad Celsius

In Deutschland sind die Voraussetzungen für die geothermische Stromerzeugung insofern ungünstig, als alle Temperaturen, die sich als Thermalwasser oder heißes Gestein im Untergrund mit vertretbarem Aufwand erschließen lassen, für den Betrieb eines normalen Dampfkraftwerks nicht ausreichen. Das bisherige Maximum sind 170 Grad, die bei einer Bohrtiefe von 4500 Meter in Bad Urach erreicht wurden. Vergleichsweise hohe Temperaturen um 150 Grad erzielte man auch bei Bohrungen zwischen 2500 und 3000 Metern an verschiedenen Stellen des Oberrheingrabens (Karlsruhe, Landau, Offenbach) sowie bei Groß-Schönebeck in der norddeutschen Tiefebene, wo man dafür allerdings rund 4300 Meter in die Tiefe gehen mußte.

Im Idealfall handelt es sich bei diesen Temperaturen um heißes Wasser, das nur noch hochgepumpt zu werden braucht oder sogar unter natürlichem Druck an die Erdoberfläche strömt. Solche wasserführenden Gesteinsschichten (Aquifere) sind aber die Ausnahme, und das Risiko, bei Tiefbohrungen nicht fündig zu werden, ist entsprechend groß. Außerdem setzt die sinnvolle Erschließung von Aquiferen ein Mindestmaß an Temperatur und Wasserschüttung voraus, das für die Stromerzeugung etwa 100 Grad Celsius und 50 Kubikmeter pro Stunde betragen sollte.

ORC-Anlagen überwinden die technischen Hürden

Die ORC-Turbine des Landauer Kraftwerks mit angekoppeltem Generator bei der Montage.     Pressefoto Geox

Bis in die achtziger Jahre dachte deshalb in Deutschland kaum jemand an die Stromerzeugung mittels Erdwärme. Wenn von Geothermie die Rede war, ging es nur um die Verwendung von Thermalwasser für Heiz- oder Bäderzwecke. Die im deutschen Untergrund erschließbaren Temperaturen schienen eine Stromerzeugung schon an der Technik scheitern zu lassen.

Dies änderte sich in den neunziger Jahren mit der Entwicklung der ORC-Kraftwerke , die auch Temperaturen um 100 Grad zu nutzen vermögen. "Der Bau und Betrieb von ORC-Kraftwerken zur Stromerzeugung ist Stand der Technik", konnte deshalb die Bundesregierung Anfang 1996 erklären, als sich Oppositionsabgeordnete für die staatliche Unterstützung solcher ORC-Anlagen stark machten.

Es reichte indessen nicht, die technischen Hürden gemeistert zu haben, die bisher einer geothermischen Stromerzeugung im Wege standen. Denn nun tat sich eine neue Hürde in Gestalt der mangelnden Wirtschaftlichkeit solcher Anlagen auf: Der mit ORC-Anlagen gewinnbare Strom war viel zu teuer, um mit dem normalen Stromerzeugungspreis konkurrieren zu können. Das galt sogar für solche Projekte, die in "Kraft-Wärme-Kopplung" mit bereits vorhandenen geothermischen Heizwerken betrieben werden konnten, um im Sommer und in anderen Zeiten geringer Nachrage das überschüssige Angebot an Erdwärme zu verwerten.

Erdwärme ist zuverlässiger als Windkraft und Sonnenstrahlung

Befürworter der erneuerbaren Energien forderten deshalb die Einbeziehung der Geothermie in das Stromeinspeisungsgesetz, das schon seit 1990 Mindestvergütungen für Strom aus Windkraft, Sonnenergie, Wasserkraft, Deponiegas/Klärgas und Biomasse gewährte, die mehr oder weniger stark über den Stromgestehungskosten lagen. Sie konnten darauf verweisen, daß Erdwärme-Kraftwerke sogar besonders wertvoll sind, denn diese liefern kontinuierlich Strom und können sich sogar Schwankungen des Verbrauchs anpassen. Dagegen speisen Wind- und Solaranlagen unstetig ins Netz ein, je nachdem wie der Wind bläst und die Sonne scheint. Letztere können deshalb zwar den Einsatz fossiler Brennstoffe verringern helfen, erfordern aber die Vorhaltung von teuren Kraftwerksreserven, die unabhängig vom Wind- und Sonnenangebot eingesetzt werden können.

Vorerst stieß dieses Verlangen aber auf taube Ohren: "Die Bundesregierung beabsichtigt derzeit nicht, eine Vergütung für Strom aus Geothermie durch Änderung des Stromeinspeisungsgesetzes einzuführen", lautete die Antwort der Bundesregierung auf einen entsprechenden Vorstoß in der bereits erwähnten Kleinen Anfrage von Oppositionsabgeordneten Anfang 1996.

Das erste EEG vergütetet die Kilowattstunde nur mit 8,95 Cent

Mit dem Regierungsantritt der rot-grünen Koalition Ende 1998 änderte sich erwartungsgemäß die Situation: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das am 29. März 2000 das alte Stromeinspeisungsgesetz ablöste, enthielt erstmals auch Vergütungen für Strom aus Erdwärme. Und zwar 8,95 Cent pro Kilowattstunde. Diese Regelung galt für Anlagen einschließlich einer installierten elektrischen Leistung von 20 Megawatt (MW). Für leistungsstärkere Anlagen waren 7,16 Cent pro Kilowattstunde vorgesehen.

Die Einbeziehung der Geothermie ins EEG war auch insofern bemerkenswert, als es in Deutschland noch immer keine entsprechende Stromerzeugung gab, die man hätte vergüten können. Es gab lediglich acht Planungen für Anlagen im Leistungsbereich von 1 bis 12 MW, die von den Bundesministerien für Forschung und Umwelt unterstützt wurden. Es handelte sich somit um einen Vorgriff auf die Zukunft. Mit der Einbeziehung der Geothermie in das EEG sollten Anreize geschaffen werden, zusätzlich zu Wasser, Wind, Biomasse und Photovoltaik auch die Erdwärme als erneuerbare Energiequelle in Deutschland zu erschließen.

Das zweite EEG gewährt 15 Cent

Allerdings reichten auch diese Vergütungssätze nicht aus, um einen wirtschaftlichen Betrieb solcher Anlagen ermöglichen. Denn in Deutschland muß man schon sehr tief bohren und zudem einiges Glück haben, um im Untergrund Temperaturen zu finden, die für eine bescheidene Stromerzeugung ausreichen. Und auch die ORC- und Kalina-Anlagen sind, gemessen an ihrer Stromproduktion, wesentlich teurer als normale Kraftwerke.

Das zweite Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), das am 1. August 2004 in Kraft trat, verdoppelte deshalb die Einspeisungsvergütungen. Zugleich wurden die Erwartungen an den möglichen Beitrag der Geothermie zur Stromerzeugung realistischer, indem der Leistungsbereich bis 20 MW gleich zweifach unterteilt wurde: Die höchste Vergütung von 15 Cent pro Kilowattstunde (Cent/kWh) erhielten nun Kleinkraftwerke mit einer Leistung bis zu 5 MW. Bis 10 MW betrug die Vergütung 14 Cent/kWh, bis 20 MW 8,95 Cent/kWh und jenseits von 20 MW 7,16 Cent/kWh.

Die einzige Geothermie-Anlage zur Stromerzeugung, die von von diesen Einspeisungsvergütungen profitieren konnte, war der Winzling in Neustadt-Glewe, der im November 2003 in Betrieb genommen worden war. Mit einer Leistung von maximal 250 Kilowatt hatte er eher die Dimensionen eines Notstromaggregats als die eines Kraftwerks.

Das dritte EEG erhöht die Vergütung auf bis zu 23 Cent

Die ab 2009 geltende Neufassung des EEG erhöhte die Fördersätze weiter: Die Grundvergütung für Strom aus Erdwärme beträgt nun 16 Cent pro Kilowattstunde. Diese Vergütung sinkt zwar ab 2010 jährlich um ein Prozent, so daß sie 2011 für neu in Betrieb genommene Anlagen nur noch 15,68 Cent/kWh beträgt. Diese leicht sinkende Basisvergütung erhöht sich aber um 4 Cent/kWh für alle Anlagen, die bis Ende 2015 am Netz sind. Ferner gibt es ohne zeitliche Begrenzung einen Zuschlag von 3 Cent/kWh, wenn das heiße Wasser - was fast immer der Fall ist - sowohl der Strom- als auch der Wärmeversorgung dient. Hinzu gewährt das Gesetz einen "HDR-Bonus" von 4 Cent/kWh, falls anstelle natürlichen Thermalwassers die aufwendigere "Hot-Dry-Rock"-Technik verwendet wird. Im Normalfall ergibt sich so für ein Heizkraftwerk, das mit natürlichen Heißwasservorkommen betrieben wird und bis 2015 ans Netz geht, eine Vergütung zwischen 23 und 22,06 Cent/kWh.

Zuschüsse zur Finanzierung von Anlagen und Bohrungen

Zusätzlich gibt es erhebliche Fördergelder für die Errichtung der Anlagen und zur Verminderung des Risikos einer Fehlbohrung, denn die Bohrlöcher sind der teuerste Teil solcher Projekte. Die bundeseigene KfW-Bank übernimmt seit 2009 bis zu 80 Prozent der Kosten, falls eine Bohrung schiefgehen sollte. Außerdem fördert die Bundesregierung über ihr Marktanreizprogramm jede Projektbohrung mit bis zu fünf Millionen Euro und die sonstigen geothermischen Anlagen mit bis zu zweieinhalb Millionen Euro.

Diese finanziellen Stimulantien bewirkten einen Wettlauf um die günstigsten Standorte, die sich an geologischen Anomalien wie im Oberrheintalgraben befinden. Die beteiligten Unternehmen konnten dabei noch gar nicht so recht wissen, ob und wie sich die Erdwärme tatsächlich nutzen läßt. Es schien ihnen vor allem darum gehen, sich die strategische Ausgangsposition für eine Nutzung von Erdwärme-Vorkommen zu sichern.

Mehr als ein paar Megawatt pro Kraftwerk sind nicht drin

Das dritte EEG senkt die Basisvergütung für Strom aus Geothermie ab einer elektrischen Leistung von 10 Megawatt auf 10,50 Cent pro Kilowattstunde. In der Praxis ist aber lediglich mit dem Bau von Anlagen im darunter liegenden Leistungsbereich zu rechnen, für die auch die höchste Vergütung gezahlt wird. Diese Begrenzung ergibt sich aus den natürlichen Gegebenheiten in Deutschland. Selbst an geologisch günstigen Stellen reicht die Ausbeute an Erdwärme nur für den Betrieb von Kleinkraftwerken, die überdies mit Heizanlagen gekoppelt sein müssen, damit technischer Aufwand und Kosten in einem vernünftigen Verhältnis zueinander stehen.
 
An diesem Mißverhältnis zwischen thermischer und elektrischer Leistung können auch technische Verbesserungen nicht viel ändern, weil der Wirkungsgrad von Wärmekraftwerken grundsätzlich vom sogenannten Carnot-Wirkungsgrad abhängt. Beispielsweise liegt für für eine Anlage, die ein Temperaturgefälle von 98 auf 71 Grad Celsius nutzt, dieser Carnot-Wirkungsgrad bei nur 7,3 Prozent. Das heißt, daß allenfalls 7,3 Prozent der geothermischen Leistung in elektrische Energie umgesetzt werden könnten. Mehr wäre in diesem Temperaturbereich schon aufgrund physikalischer Gesetze nicht möglich.

Der Carnot-Wirkungsgrad zeigt allerdings lediglich die naturgesetzlichen Grenzen auf und ist insofern eine rein theoretische Größe, die selbst mit den effizientesten Wärmekraftwerken nicht erreicht werden kann. In der Praxis sind die tatsächlichen Wirkungsgrade noch niedriger.

Wärme hat Vorrang: Das unterstreicht auch ein Blick ins Heizhaus von Neustadt-Glewe (links). Die ORC-Anlage zur Verstromung überschüssiger Erdwärme ist dagegen nach Leistung und Umfang so bescheiden, daß sie in einen neun Meter langen Container paßt (rechts).     Fotos: Erdwärme Kraft GbR

Auch "Hot-dry-Rock" lohnt nur in Verbindung mit Wärmebedarf

Geothermische Stromerzeugung lohnt somit in Deutschland eigentlich nur dort, wo gleichzeitig Bedarf an Heizwärme besteht. Sie wird in der Regel auch nicht der Hauptzweck der jeweiligen Projekte sein, sondern ein Nebenprodukt, das die Wärmeversorgung ergänzt und wirtschaftlich optimieren hilft. Die Zahl der in Frage kommenden Standorte für Geothermie-Kraftwerke wird dadurch noch stärker eingeschränkt, als dies ohnehin schon aufgrund der geologischen Verhältnisse der Fall ist, denn Wärme läßt sich nur über kurze Strecken zu den Abnehmern transportieren, während die Einspeisung des erzeugten Strom ins Netz überall möglich ist.

Die Abhängigkeit von einem örtlichen Wärmebedarf gilt auch für die "Hot-dry-Rock"-Technik, die vorrangig mit dem Blick auf die Stromerzeugung entwickelt wurde. Diese Technik kommt grundsätzlich ohne wasserführende Schichten im Untergrund aus, weil sie den Wasserkreislauf durch das heiße Gestein künstlich erzeugt. Sie erweitert damit die Zahl der möglichen Standorte erheblich, vermindert das Risiko von Fehlbohrungen und könnte je nach Tiefe der Bohrung den Zugang zu Temperaturen bis zu 200 Grad eröffnen. Sie steckt aber noch immer im Forschungssstadium. In Deutschland wurde ein "Hot-dry-Rock"-Projekt in Bad Urach bis in eine Tiefe von 4500 Metern mit einer Temperatur von 170 Grad Celsius vorgetrieben. Es sollte die Umwandlung einer geothermischen Leistung von sechs bis zehn Megawatt in eine elektrische Leistung von etwa einem Megawatt ermöglichen. Die Aussichten auf Wirtschaftlichkeit waren aber zu gering, um das Projekt nach dem Wegfall der Fördergelder weiterführen zu können. Das Projekt wurde deshalb im Jahr 2004 gestoppt. Ab 2008 schien es dann wieder in Fahrt zu kommen, nachdem neue Fördergelder bereitgestellt wurden. Ende 2010 ergab jedoch ein Gutachten, daß sich die Investitionen auch bei einem jährlichen Strompreisanstieg um 7,5 Prozent - für jeden Stromverbraucher eine Horrorvorstellung – erst nach Jahrzehnten amortisieren würden. Damit war das Projekt ein zweites Mal und noch gründlicher gestorben.

Die folgende Tabelle zeigt alle Anlagen zur geothermischen Strom- und Fernwärmeversorgung, die sich Anfang 2011 in Deutschland in Betrieb befanden.