Januar 2011 |
Hintergrund |
ENERGIE-CHRONIK |
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Das geothermische Kraftwerk in Landau ist mit 3,8 MW die leistungsfähigste von bisher fünf Anlagen dieser Art in Deutschland. Für ein Prozent Anteil an der Stromerzeugung bräuchte man zwei- bis dreihundert solcher Kleinkraftwerke. Die dafür notwendigen "Aquifere" mit heißem Wasser gibt es aber nur in wenigen Regionen. Auch dort bleibt das Fündigkeitsrisiko hoch. Ergiebigkeit und Temperatur reichen oft nicht aus. Foto: Leuschner
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(Der Artikel ist recht lang; deshalb hier eine Inhaltsübersicht)
(zu 110110)
Die geothermische Stromerzeugung hat es nicht leicht in Deutschland, und das in jeder Hinsicht. Das kleinere Problem sind dabei die Ängste vor künstlich verursachten Erdbeben und anderen Beeinträchtigungen, die bereits an mehreren geplanten Standorten zur Bildung von Bürgerinitiativen geführt haben (110110). Diese schwindende Akzeptanz macht den Projektbetreibern nun zusätzlich zu schaffen. Das Hauptproblem bleibt aber, ob sich die Stromerzeugung aus Erdwärme bei den in Deutschland vorhandenen geologischen Voraussetzungen überhaupt lohnt.
Auf den ersten Blick scheint es so zu sein. Es hat sogar eine Art Wettlauf um die geologisch besonders günstigen Standorte am Oberrhein und im Raum München eingesetzt (siehe Karte). Beim zweiten Blick erkennt man jedoch, daß die erhoffte Rentabilität der Projekte sich lediglich auf die hohen EEG-Einspeisevergütungen und weitere Fördermaßnahmen zur Finanzierung von Bohrungen und Anlagen gründet. Ohne diese Stimulantien gäbe es in Deutschland noch immer kein einziges geothermisches Kraftwerk. Man könnte die Frage deshalb auch anders stellen: Lohnen sich die hohen Zuschüsse zur Ermöglichung einer geothermischen Stromerzeugung in Deutschland?
Nach dem seit 2009 geltenden Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) wird Strom aus Erdwärme mit 16 Cent pro Kilowattstunde vergütet. Ab 2010 sinkt diese Vergütung für neu in Betrieb genommene Anlagen jährlich um ein Prozent, so daß sie gegenwärtig 15,68 Cent/kWh beträgt. Das ist aber nur die Basisvergütung. Hinzu kommen 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 werden sollte. Solche HDR-Anlagen sind bisher allerdings nicht in Sicht. Im Normalfall ergibt sich deshalb für ein Heizkraftwerk, das mit natürlichen Heißwasservorkommen betrieben wird und bis 2015 ans Netz geht, eine Vergütung zwischen 23 und 22,06 Cent/kWh (080601).
Die Vergütung ist noch höher, wenn man den Eigenverbrauch der geothermischen Kraftwerke berücksichtigt, der bis zu einem Drittel der erzeugten Energie verschlingt. Viel Strom brauchen vor allem die Pumpen, die das heiße Wasser aus der Tiefe fördern und anschließend wieder in den Untergrund pressen. Dieser Eigenverbrauch wird mit Strom aus dem Netz gedeckt. Faktisch erhöht sich so die EEG-Vergütung für den geothermisch erzeugten Strom pro Kilowattstunde nochmals erheblich. Die Betreiber sind begreiflicherweise zurückhaltend mit Angaben, was diesen Punkt angeht. Sie begründen dies gern damit, daß im Normalfall sowohl Strom als auch Fernwärme erzeugt wird und es deshalb sehr schwierig sei, die erforderliche Pumpleistung den einzelnen Energiearten zuzurechnen.
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 – also der Staat – übernimmt 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 zwei Millionen Euro.
Trotz dieser enormen Beihilfen, die in der Gesamthöhe pro Kilowattstunde etwa der Subventionierung der Photovoltaik entsprechen, zeigen die etablierten Stromversorger bisher wenig Interesse an geothermischer Stromerzeugung. Einzige Ausnahme sind die Pfalzwerke. Über die Geox GmbH betreiben sie das geothermische Kraftwerk in Landau. Außerdem verwirklichen sie derzeit ein ähnliches Projekt am benachbarten Standort Insheim, das sie im November 2008 vom Projektentwickler HotRock übernommen haben. Dieses ausgeprägte Engagement hat vermutlich damit zu tun, daß der Geothermie-Schwerpunkt am Oberrhein traditionell zum Vertriebs- und Netzgebiet des pfälzischen Regionalversorgers gehört.
Die vier Energiekonzerne haben sich dagegen bisher nur sehr zurückhaltend oder gar nicht im Bereich der geothermischen Stromerzeugung engagiert. Das liegt wohl daran, daß diese Art Stromerzeugung in Deutschland wahrscheinlich nie über ein Nischengeschäft hinauskommen wird und auf die gewährten Subventionen nur bedingt Verlaß ist. Hinzu kommt neuerdings der Nutzungskonflikt mit der CSS-Technologie, die es ermöglichen soll, das bei der Stromerzeugung in Kohlekraftwerken entstehende CO2 abzuscheiden und in unterirdischen Hohlräumen abzulagern. Die Nutzung eines Gebiets für beide Zwecke ist unmöglich oder zumindest riskant. Falls das CSS-Gesetz zustande kommt, dürfte den Großstromerzeugern deshalb der Bau neuer Kohlekraftwerke erheblich wichtiger sein als ein irgendwie geartetes Interesse an Standorten für geothermische Stromerzeugung.
Die Energie Baden-Württemberg unterstützte seit 2005 die Fortführung des seit 1990 gestoppten Thermalwasser-Projektes in Bruchsal, das Ende 2009 in Betrieb ging und 118 Grad heißes Wasser mittels des Kalina-Verfahrens nutzt. Ferner gesellte sie sich zu den industriellen Partnern des internationalen HDR-Forschungsprojekts Soultz-sous-Forêts im Elsaß und zeigte Interesse an der Fortführung des HDR-Projekts in Urach. Seit Ende 2010 gilt das Projekt in Urach aber wieder als aussichtslos. Das hat wahrscheinlich auch mit Erkenntnissen zu tun, die in Soultz-sous-Forêts gewonnen wurden.
Der RWE-Konzern kündigte Ende 2005 an, ein HDR-Forschungsprojekt der Ruhr-Universität Bochum unterstützen zu wollen, bei dem vier Kilometer tief in die Erde gebohrt werden sollte. Von diesem Projekt namens "Prometheus" hat man allerdings nie mehr etwas gehört. Über die ihm eng verbundenen Pfalzwerke hat der RWE-Konzern dennoch einen Fuß in der Tür zum Geothermie-Geschäft am Oberrhein. Nebenbei sind die Pfalzwerke auch im HDR-Forschungsprojekt Soultz-sous-Forêts vertreten (und zwar gleich dreifach durch die Pfalzwerke AG, die Tochter Bestec und das Beteiligungsunternehmen Electricité de Strasbourg).
Der Vattenfall-Konzern verfügt über die Mini-Anlage Neustadt-Glewe, die im November 2003 als erstes deutsches Geothermie-Kraftwerk in Betrieb ging (031116). Außerdem gehörte ihm bis 2009 die EnergieSüdwest, die zusammen mit den Pfalzwerken das Unternehmen Geox gründete (020811) und im August 2007 mit den Bohrungen für das Landauer Geothermie-Projekt begann (050807), das dann im November 2007 den Probebetrieb aufnahm (071111). Inzwischen hat Vattenfall die ehemaligen Landauer Stadtwerke aber an den Luxemburger Enovos-Konzern verkauft (090406). Auch das Mini-Kraftwerk in Neustadt-Glewe scheint für den Konzern ein abgeschlossenes Kapitel zu sein.
Der E.ON-Konzern interessierte sich für Tiefen-Geothermie bisher nur mit Blick auf Wärmegewinnung. Seinen Angaben zufolge prüft er derzeit insgesamt vier Projekte in Südbayern. Das wohl wichtigste ist die drei Kilometer tiefe Bohrung in Poing, aus der 85 Grad heißes Thermalwasser in ein bereits vorhandenes Fernwärmenetz eingespeist werden soll. Im "E.ON Energy Research Center" an der RWTH Aachen befaßt sich einer der vom Konzern gestifteten Lehrstühle schwerpunktmäßig mit Technologien zur Nutzung der Erdwärme.
Durchaus lebhaft interessiert sind dagegen alle Stromversorger an der "oberflächennahen Geothermie", die mittels Wärmepumpen die Temperatur des Erdreichs für Heizzwecke nutzbar macht. Das liegt daran, daß die Wärmepumpen in aller Regel elektrisch betrieben werden und in Verbindung mit Erdwärme am effizientesten sind. Deutlich besser als mit Luft funktionieren sie etwa mit Erdkollektoren, die ein paar Zentimeter unter dem Rasen des Vorgartens verlegt werden. Noch effizienter sind Erdsonden, die bis ins Grundwasser oder tiefer in die Erde reichen. Strom erzeugen läßt sich mit dieser oberflächennahen Geothermie zwar nicht, aber sehr viel Strom verbrauchen. Die Stromversorger lassen sich deshalb die Förderung der Wärmepumpe sehr angelegen sein. Zumindest indirekt fördern sie damit auch das Umfeld dieser Technologie, zu dem neben der Niedrigenergiebauweise die oberflächennahe Geothermie gehört. Inzwischen ist die Wärmepumpe bei Neubauten die wichtigste Alternative zu einer Gasheizung geworden (090805).
Unabhängig von der Stromwirtschaft hat sich inzwischen aus Unternehmen, die im Bereich der Tiefen-Geothermie tätig sind, eine eigene Lobby gebildet, die hauptsächlich an Bohraufträgen, Anlagenlieferungen oder Projektdienstleistungen interessiert ist. Um die teilweise stark divergierenden Interessen innerhalb des gesamten Geothermie-Bereichs unter einen Hut zu bringen, hat sich die "Geothermische Vereinigung", die früher wissenschaftlich-technisch geprägt war, einen neuen Namen und eine neue Verbandsstruktur gegeben: Seit Februar 2006 firmiert sie als "GtV -Bundesverband Geothermie". Neben einer Sektion für wissenschaftliche Mitglieder umfaßt sie nun zwei weitere Sektionen für tiefe und oberflächennahe Geothermie. Damit können sich über zwei der drei Sektionen die jeweiligen Brancheninteressen artikulieren. Sitz und Geschäftsstelle des Vereins wurden nach Berlin verlegt. Bei der Geothermie vollzieht sich damit eine ähnliche Entwicklung wie in anderen Bereichen der erneuerbaren Energien, wo die geschäftlichen Interessen der involvierten Unternehmen eine starke Eigendynamik entwickelt haben und über eine gut organisierte Lobby die energiepolitischen Weichen oft in eine Richtung stellen, die nicht unbedingt wünschenswert ist. Mit einer hauptamtlichen Leiterin und einer Hilfskraft ist die GtV-Geschäftsstelle bisher aber vergleichsweise schwachbrüstig besetzt.
Detailansicht
Oberrheintal Das Geothermische Informationssystem www.geotis.de verzeichnete im Januar 2011 für Deutschland insgesamt 15 geothermische Anlagen zur Erzeugung von Fernwärme, von den fünf zugleich Strom erzeugten. Rund ein Dutzend weiterer Anlagen mit zumeist kombinierter Erzeugung von Fernwärme und Strom befanden sich im Bau. Stromerzeugende Anlagen sind auf den nebenstehenden Karten durchgängig rot markiert. Bei schwarzen Namen handelt es sich nur um Fernwärme. In den beiden grün markierten Forschungsanlagen wird die sogenannte "Hot-Dry-Rock"-Technik erprobt – in Groß-Schönebeck mit Blick auf Stromerzeugung und in Horstberg zur Gewinnung von Fernwärme. Die Strom-Projekte Urach und Mauerstetten, die hier noch aufgeführt sind, scheinen inzwischen keine Chancen mehr zu haben. |
Um direkt verwertbare Heizenergie oder gar Strom aus Erdwärme zu gewinnen, muß man in Deutschland sehr tief in den Untergrund bohren. Bei Bohrungen ab 400 Meter spricht man von Tiefen-Geothermie. Aber auch das reicht noch lange nicht. Als Faustregel gilt, daß die Temperatur im Untergrund alle hundert Meter um drei Grad zunimmt. In der Regel wird man deshalb in einer Tiefe von einem Kilometer mit Temperaturen zwischen 30 und 60 Grad rechnen dürfen. In drei Kilometern sind es schon 80 bis 120 Grad, und in fünf Kilometer Tiefe 130 bis 160 Grad. Je nach geologischen Voraussetzungen kann es auch mehr oder weniger sein. In Deutschland wurde die bisher höchste Temperatur in Urach mit 176 Grad erzielt. Mit 4444 Meter wurde hier auch am tiefsten gebohrt.
Das Beispiel Urach zeigt zugleich, daß der bloße Vorstoß zu hohen Temperaturen nicht genügt. Um sie zu nutzen, bedarf es eines Wärmeträgers, der sie an die Erdoberfläche bringt. In Urach wollte man einen künstlichen Wasserkreislauf mit zwei Bohrlöchern anlegen: Durch die eine Bohrung sollte Wasser in die Tiefe gepumpt werden. Dieses Wasser hätte dann das heiße Gestein durchflossen und wäre durch die zweite Bohrung wieder nach oben gelangt, um dort für die Stromerzeugung und eine Fernwärmeversorgung genutzt zu werden. Dieses Verfahren wird als "Hot-Dry-Rock"-Technik (HDR) bezeichnet.
Aber leider ist aus dem Projekt in Urach bisher nichts geworden, obwohl es schon seit Ende der siebziger Jahre verfolgt wird. Nach Problemen bei der zweiten Tiefenbohrung wurde es 2004 vorläufig gestoppt (040517). Als dann weitere Fördergelder zur Überwindung der technischen Schwierigkeiten zur Verfügung gestellt wurden, schien es wieder in Fahrt zu kommen. Ende 2010 ergab jedoch eine Studie, daß sich die Stromerzeugung auch unter Berücksichtigung der derzeit hohen Einspeisungsvergütungen und sonstigen Beihilfen auf lange Sicht nicht lohnen würde. Man erwägt nun, die bereits vorhandenen Bohrlöcher "Urach 3" (4445 Meter) und "Urach 4" (2795 Meter) als Erdwärme-Sonden für die Beheizung von Gebäuden zu nutzen.
Der Befund von Urach dürfte auch für andere "Hot-Dry-Rock"-Projekte gelten. In Deutschland sind derzeit keine weiteren Anlagen dieser Art in Betrieb, in Bau oder geplant. Es gibt lediglich ein Forschungsvorhaben in Groß-Schönebeck (Brandenburg) mit einer über vier Kilometer tiefen Bohrung. Bisher wurde dort die "Stimulierung" von Gesteinsschichten erprobt. Eine zweite Bohrung ist geplant. Ob dann eine Demonstrationsanlage zur Stromerzeugung folgt, wird vom Ergebnis abhängen.
Weiter gediehen ist das internationale HDR-Forschungsprojekt im elsässischen Soultz-sous-Forêts, das im Sommer 2008 mit einer Turbine zur Stromerzeugung (1,5 MW) versehen wurde. Die geologischen Voraussetzungen sind dort ungewöhnlich günstig. Die gewonnenen Erkenntnisse berechtigen bisher aber nicht zu großen Hoffnungen. Die HDR-Technik ist auch deshalb problematisch, weil das Gestein zwischen den beiden Tiefenbohrungen erst künstlich "stimuliert", das heißt durchlässig gemacht werden muß. Das kann, wie die Ereignisse in Basel zeigten, zu leichten, aber deutlich wahrnehmbaren Erdbeben führen (070114). Das Baseler HDR-Projekt wurde wegen dieser seismischen Risiken vorläufig gestoppt und Ende 2009 definitiv abgebrochen.
Die Nutzung der Erdwärme zur Strom- und Fernwärmeversorgung dürfte deshalb bis auf weiteres nur möglich sein, wenn man in der Tiefe heißes Wasser antrifft. Alle Anlagen, die derzeit in Deutschland in Betrieb, in Bau oder geplant sind, setzen solche Thermalwasservorkommen voraus. Weil in diesem Fall der Wärmeträger bereits vorhanden ist, muß das heiße Gestein nicht erst durchlässig gemacht werden, um seine Hitze an einen künstlichen Wasserkreislauf abzugeben, wie das bei der HDR-Technik der Fall ist. Es genügt, wenn man das heiße Wasser hochpumpt, an der Erdoberfläche durch einen Wärmetauscher leitet und durch eine zweite Bohrung wieder in die Erde zurückpumpt. Die Zahl der möglichen Standorte ist aber weit geringer und das Risiko einer Fehlbohrung weit höher als bei der HDR-Technik. Wenn kein Thermalwasser gefunden wird oder die Schüttung zu gering ist, hat man Millionen Euro buchstäblich in den Sand gesetzt. Diese Erfahrung machte man erst unlängst wieder in Mauerstetten im Allgäu, wo ein Thermalwasservorkommen zwar erfolgreich angebohrt wurde, aber nicht für den Betrieb des geplanten Strom-/Fernwärmeprojekts ausreicht.
Trotz dieser Risiken kann die Nutzung von Thermalwasser zu Heizzwecken als lohnende und erprobte Technik gelten. In Deutschland gibt es schon seit Jahrzehnten solche tiefengeothermische Anlagen, die Thermalwasser für Gebäudeheizungen oder für Schwimmbäder zur Verfügung stellen. Darunter befinden sich 15 Anlagen, die als Fernwärmeversorgungen bezeichnet werden können (siehe Tabelle). Die Temperaturen schwanken in einem weitem Bereich und reichen nicht immer für direkte Beheizung. Wie bei der "oberflächennahen Geothermie" wird dann mit Wärmepumpen nachgeholfen. Zum Beispiel hat das Thermalwasser für die die geothermische Fernwärmeversorgung in Straubing lediglich 36 Grad. Es wird deshalb mit Wärmepumpen auf die 70 Grad gebracht, die für den Betrieb des Fernwärmenetzes nötig sind.
Die geothermische Stromerzeugung erfordert aber noch wesentlich höhere Temperaturen als die Fernwärmeversorgung. Eigentlich müßten es rund zweihundert Grad sein, um überhaupt eine normale Dampfturbine betreiben zu können. Solche Temperaturen lassen sich dem deutschen Untergrund auch unter günstigsten geologischen Bedingungen nicht abringen. Sie würden Bohrungen von einer Tiefe erfordern, für die es weder die finanziellen noch die technischen Mittel gibt. Die fünf geothermischen Stromerzeugungen, die es derzeit in Deutschland gibt, müssen deshalb mit Temperaturen zwischen 80 und 160 Grad vorlieb nehmen. Dieses Kunststück vollbringen sie mit Spezialturbinen, die anstelle von Wasser ein anderes Arbeitsmedium verwenden, das bereits bei geringeren Temperaturen verdampft.
In der Regel verwenden diese Spezialturbinen als Arbeitsmedium organische Stoffe. Im englischen Fachjargon spricht man deshalb - in Analogie zum "Clausius Rankine Cycle" für den normalen Kreislauf in einem Dampfkraftwerk - vom "Organic Rankine Cycle" (ORC). Eine Variante des ORC-Prozesses ist das Kalina-Verfahren, das anstelle organischer Arbeitsmittel ein Wasser-Ammoniak-Gemisch verwendet. Die Geothermie-Kraftwerke in Unterhaching und Bruchsal wurden mit Kalina-Anlagen von Siemens ausgerüstet. Inzwischen bietet auch Siemens nur noch ORC-Anlagen an. Der Grund dafür scheinen Abdichtungsprobleme zu sein, die bei Kalina-Anlagen an den Wärmetauschern auftraten.
Die Gesetze der Physik lassen sich indessen auch mit ORC- und Kalina-Anlagen nicht außer Kraft setzen. Sie besagen nun mal, daß der Wirkungsgrad der Stromerzeugung in einem Wärmekraftwerk grundsätzlich vom Temperaturgefälle zwischen Ein- und Ausgang der Anlage bestimmt wird. Der Wirkungsgrad solcher Spezialturbinen ist deshalb sehr gering. Das Maß des theoretisch Möglichen wird durch den sogenannten Carnot-Wirkungsgrad bestimmt. Wird 150 Grad heißes Wasser auf 70 Grad abgekühlt, ergibt sich so ein Wirkungsgrad von 18 Prozent. Wenn das Wasser nur 100 Grad hat, sind es nur noch sechs Prozent. In der Praxis sind die erzielbaren Wirkungsgrade noch geringer.
Fossil befeuerte Wärmekraftwerke können inzwischen bei Kohle mehr als zwei Fünftel und bei Gas fast zwei Drittel des Energiegehalts in Strom verwandeln. Dem geothermisch gespeisten Wärmekraftwerk fehlen systembedingt die hohen Prozeßtemperaturen, die zur Erzielung solcher hohen Wirkungsgrade erforderlich sind. Es verbraucht deshalb für die Erzeugung einer bestimmten Strommenge bis zu zehnmal soviel thermische Energie. Das Verhältnis zwischen thermischem Aufwand und elektrischem Ergebnis ist also trotz modernster Technologie ähnlich kümmerlich wie bei den allerersten Dampfkraftwerken. Und daran wird sich auch in Zukunft nichts ändern, weil der "Brennstoff" Erdwärme keine höheren Temperaturen hergibt. Zumindest gilt das für Deutschland, wo es keine Vulkanspalten und Heißdampfquellen gibt, wie auf Island oder im italienischen Larderello. Zweckmäßigerweise verbindet man deshalb die geothermische Stromerzeugung immer mit der Nutzung der Abwärme für Heizzwecke, wie in Landau. Oder man kombiniert eine bestehende Fernwärmeversorgung mit der Stromerzeugung als Nebennutzung, wie in Unterhaching. Reine Stromprojekte gibt es schon deshalb kaum, weil dann bei der Einspeisungsvergütung der Fernwärme-Zuschlag entfällt. Wo sie dennoch ins Visier genommen werden, wie in Utting am Ammersee, stoßen sie wegen der Abwärme-Vergeudung auf berechtigte Kritik.
Wenn man den Eigenverbrauch der Anlagen berücksichtigt, kann es sogar leicht passieren, daß ein geothermisches Kraftwerk per Saldo mehr Strom verbraucht als es selber erzeugt. Zumindest unterhalb von hundert Grad droht diese Gefahr, wie die Anlagen in Neustadt-Glewe und Simbach-Braunau mit ihrer mageren elektrischen Leistung von jeweils etwa 200 Kilowatt erkennen lassen. In beiden Fällen handelt sich um nachträgliche Nebennutzungen von bestehenden Fernwärmeversorgungen, mit denen man erkunden will, wieweit sich auch unterhalb von hundert Grad noch ein Quentchen Strom erzeugen läßt. Insofern darf man den äußerst geringen Wirkungsgrad dieser Anlagen und ihre völlige Bedeutungslosigkeit für die Stromversorgung nicht allzu kritisch sehen.
Maßgeblicher für die Beurteilung der Chancen einer geothermischen Stromerzeugung sind die drei anderen Anlagen, die es derzeit in Deutschland gibt. Sie werden mit Thermalwasser zwischen 123 und 160 Grad betrieben. Die Stromerzeugung in Landau, die im November 2007 den Probebetrieb aufnahm, ist ein veritables Kleinkraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 3,8 MW und einer angeschlossenen Fernwärmeleistung von sechs Megawatt. Ungefähr dasselbe Kaliber hat mit 3,4 MW die Anlage in Unterhaching, die seit Sommer 2009 läuft. Ende 2009 kam noch die Anlage in Bruchsal hinzu. Trotz des 135 Grad heißen Wassers beträgt die elektrische Leistung hier aber nur 0,55 Megawatt, da die Schüttung nicht mehr hergibt.
Insgesamt verfügen die derzeit fünf Anlagen über eine installierte elektrische Leistung von etwa acht Megawatt. Das ist ungefähr doppelt soviel wie 2009, als es nur die Anlagen in Landau und Neustadt-Glewe gab, die insgesamt 19 Gigawattstunden produzierten. Falls die Stromerzeugung entsprechend zunimmt, wäre gegenwärtig mit einem jährlichen Beitrag der Geothermie zur deutschen Stromerzeugung in Höhe von knapp 40 Gigawattstunden zu rechnen. Das entspräche ungefähr 0,4 Promille der gesamten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien oder 0,07 Promille des gesamten Stromverbrauchs.
Wie man sieht, bewegt sich die geothermische Stromerzeugung derzeit in Größenordnungen, wie sie vor einem Jahrzehnt noch für die Photovoltaik typisch waren. Übrigens ist die Subventionierung der beiden Stromerzeugungstechniken ähnlich hoch, wenn man zur geothermischen Einspeisevergütung von insgesamt etwa 23 Cent/kWh die beträchtlichen Zuschüsse für Bohrungen und Anlagen hinzurechnet. Inzwischen bringt es die Photovoltaik dank der massiven Förderung auf mehr als 6000 Gigawattstunden und hat einen Anteil von mehr als einem Prozent an der gesamten Stromerzeugung erreicht. Sollte sich dieser Sprung vom Promille- in den Prozentbereich bei der Geothermie mit ihrem sicherlich wertvolleren Grundlast-Strom wiederholen und übertreffen lassen? Und wenn - wäre es dann tatsächlich ein Erfolg?
Laut einer Studie, die der Forschungsausschuß des Bundestags 2003 anfertigen ließ, ist das im deutschen Untergrund schlummernde "technische Gesamtpotential" sogar 600mal so groß wie der gesamte Strombedarf. Unter Berücksichtigung der Nachhaltigkeit könne es noch immer die Hälfte des Strombedarfs decken (030503). Das würde bedeuten, daß die ganze Grundlast ohne Kernenergie und Braunkohle bestritten werden könnte. Bescheidenerweise faßten die Verfasser der Studie vorerst nur einen fünfprozentigen Anteil der Geothermie an der Stromerzeugung ins Auge. Dafür errechneten sie dann einen Bedarf von insgesamt 350 Kraftwerken mit einer Leistung von jeweils 10 Megawatt, die jährlich 8000 Stunden in Vollast laufen.
Diese Rechnung war schon damals sehr euphorisch und ist inzwischen durch die tatsächliche Entwicklung auf dem Gebiet der geothermischen Stromerzeugung vollends obsolet geworden. Sie sah nämlich das technische Potential zu 95 Prozent in kristallinen Gesteinen, zu 4 Prozent in geologischen Störungszonen und nur zu einem Prozent in "Aquiferen", wie man die thermalwasserführenden Schichten bezeichnet. Sie baute also zu 99 Prozent auf die "Hot-Dry-Rock"-Technik, die bisher nur in Soultz-sous-Forêts erprobt wird und auch außerhalb Europas bei der praktischen Anwendung nicht vorankommt. Tatsächlich sind aber alle bisher in Betrieb befindlichen oder geplanten Anlagen auf Aquifere angewiesen.
Realistischer war ein Bericht zum Stand der Geothermie, den die Bundesregierung im Mai 2009 beschloß und dem Bundestag zur weiteren Beratung zuleitete. Er stellte fest, daß die geothermische Stromerzeugung langsamer vorankommt als erwartet. Er verwies auch auf die wichtigsten Schwachpunkte wie den niedrigen Wirkungsgrad, den hohen Eigenbedarf, die oft unzureichenden Temperaturen und Fließraten sowie die Beschränkung der HDR-Technik auf die Forschungsprojekte in Soultz-sous-Forêts und Groß-Schönebeck (090512).
Wie das zum zweiten Mal gestoppte HDR-Projekt in Urach zeigt, haben in Deutschland auch weiterhin nur Thermalwasser-Projekte eine Zukunft. Das verringert drastisch die Zahl der möglichen Standorte, erhöht das Fündigkeitsrisiko und läßt 10 Megawatt als Standardleistung illusorisch erscheinen. Schon jetzt grenzen in den geologisch günstigen Thermalwasser-Gebieten am Oberrhein und im Raum München die "Claims" dicht aneinander. Um auch nur einen einzigen Braunkohle-Kraftwerksblock mit 900 MW zu ersetzen, müßte man etwa 240 Anlagen wie in Landau errichten. Ganz zu schweigen von fünf Prozent des gesamten Strombedarfs, für die man rund 1000 Anlagen des Landauer Typs benötigen würde. Der Betrieb mit 8000 Stunden Vollast muß dabei noch als eine recht optimistische Annahme gelten. Tatsächlich wurden 2010 in Landau zwar rund 8000 Betriebsstunden erreicht, aber nur etwa 16 Gigawattstunden erzeugt.
Fazit: Wegen der bislang unerfüllten Hoffnungen in die HDR-Technik und des Mangels an ergiebigen Aquiferen wird die geothermische Stromerzeugung in Deutschland bis auf weiteres eine Nischentechnik bleiben. Aber auch als solche hat sie nur dann Chancen, wenn es bei der bisherigen Förderung bleibt. Im Unterschied zu Photovoltaik und Windkraft hat sie sicherlich den Vorzug, daß ihre Stromerzeugung nicht fluktuierend erfolgt, sondern grundlastfähig ist. Sie wird in der Praxis aber keinen spürbaren Beitrag zur Grundlast leisten können, denn schon für einen Erzeugungsanteil von einem Prozent bräuchte man zwei- bis dreihundert Anlagen von der Größe wie in Landau oder Unterhaching. Angesichts der beschränkten Zahl von geologisch günstigen Standorten und des hohen Fündigkeitsrisikos werden die sich schwerlich errichten lassen. Hinzu kommt, daß die genutzten Aquifere nach zwanzig bis dreißig Jahren wahrscheinlich thermisch erschöpft sein werden (ein Gesichtspunkt, der übrigens auch für HDR-Anlagen gilt). Für Ersatzanlagen wird es dann noch enger.
Die relative Erfolgsgeschichte der Photovoltaik, die seit 1995 ihren Beitrag zur Stromerzeugung von gerade mal zwei Promille um mehr als das 500fache auf über ein Prozent erhöht hat, dürfte sich deshalb bei der Geothermie kaum wiederholen. Ziemlich teuer könnte die Sache aber ebenfalls werden.
Geothermische Anlagen zur Strom- und Fernwärmeerzeugung in Betrieb
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| Name | Hauptnutzung, Nebenutzung | Temperatur in C [max.] | Fließrate l/s [max.] | Teufe m [max.] | Leistung Fernwärme in MW | Leistung elektrisch in MW |
| Bruchsal | Strom, Fernwärme | 135 |
24 |
2542 |
5,5 |
0,55 |
| Erding | Fernwärme, Thermal. | 65 |
55 |
2200 |
8 |
- |
| Landau in der Pfalz | Strom, Fernwärme | 160 |
70 |
3340 |
6 |
3,8 |
| München Riem | Fernwärme | 98,4 |
75 |
2746,7 |
9 |
- |
| Neubrandenburg | Fernwärme | 5i?3 |
28 |
1267 |
3,8 |
- |
| Neuruppin | Fernwärme, Thermal. | 64 |
13,9 |
1929,5 |
1,25 |
- |
| Neustadt-Glewe | Fernwärme, Strom | 99 |
35 |
2320 |
7 |
0,25 |
| Prenzlau | Fernwärme | 108 | o.A. | 2790 | 0,5 | - |
| Pullach | Fernwärme | 107 |
43 |
3445 |
6 |
- |
| Simbach-Braunau | Fernwärme, Strom | 80,5 |
80 |
1941,8 |
7 |
0,2 |
| Straubing | Fernwärme, Thermal. | 36,5 |
45 |
824,8 |
5,4 |
- |
| Unterföhring | Fernwärme | 86 |
50 |
2512 |
o. A. |
- |
| Unterhaching | Fernwärme, Strom | 122,8 |
150 |
3446 |
30,4 |
3,4 |
| Unterschleißheim | Fernwärme | 81 |
90 |
1960 |
12,9 |
- |
| Waren / Müritz | Fernwärme | 63 |
17 |
1566 |
12,9 |
- |
|
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