Geothermische Stromerzeugung in Deutschland Ökonomie

Geothermische Stromerzeugung in Deutschland
Ökonomie, Ökologie und Potenziale
Von
Diplom-Geologin
Silke Rogge
aus Hamburg
Von der Fakultät VI
Bauingenieurwesen und Angewandte Geowissenschaften
der Technischen Universität Berlin
zur Erlangung des akademischen Grades einer
Doktorin der Ingenieurwissenschaften
- Dr.-Ing.genehmigte Dissertation
Promotionsausschuss:
Vorsitzender:
Univ. Prof. Dr.-Ing. B. Hillemeier
Gutachter:
Univ. Prof. Dr.-Ing. H. Wolff
Gutachter:
Prof. Dr.-Ing. M. Kaltschmitt
Tag der wissenschaftlichen Aussprache: 18.November 2003
Berlin 2004
D 83
I
Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung und Zielsetzung...........................................................................................1
2 Grundlagen der Erdwärme ...........................................................................................3
2.1 Geothermischer Gradient und Wärmequellen ....................................................... 3
2.2 Reservoirtypen.......................................................................................................5
2.2.1 Heißwasseraquifere......................................................................................5
2.2.2 Störungen .....................................................................................................6
2.2.3 Kristalline Gesteine......................................................................................6
3 Systemtechnik...............................................................................................................8
3.1 Erschließungskonzepte ..........................................................................................9
3.2 Untertägige Systemelemente ............................................................................... 11
3.2.1 Bohrung......................................................................................................11
3.2.2 Komplettierung ..........................................................................................13
3.2.3 Stimulation .................................................................................................15
3.3 Obertägige Systemelemente ................................................................................17
3.3.1 Thermalwasserkreislauf .............................................................................17
3.3.2 Anlagen zur Strombereitstellung ...............................................................18
3.3.3 Wärmebereitstellung mit Fernwärmenetz.................................................. 22
3.3.4 Optionale Systemelemente......................................................................... 24
4 Potenziale geothermischer Strom- und Wärmebereitstellung ....................................25
4.1 Angebotspotenzial - Begriffe und Methodik.......................................................25
4.1.1 Theoretisches Angebotspotenzial (Heat in Place) ..................................... 25
4.1.2 Technisches Angebotspotenzial.................................................................28
4.1.2.1 Heißwasseraquifere ........................................................................30
4.1.2.2 Störungen .......................................................................................30
4.1.2.3 Kristalline Gesteine........................................................................31
4.1.2.4 Gewinnungsfaktoren für die drei Reservoirtypen ..........................32
4.2 Angebotspotenzial – Ergebnisse..........................................................................33
4.2.1 Heißwasseraquifere....................................................................................33
4.2.1.1 Norddeutsches Becken ...................................................................34
4.2.1.2 Oberrheingraben.............................................................................37
4.2.1.3 Süddeutsches Molassebecken ........................................................45
4.2.1.4 Gesamtpotenzial.............................................................................48
4.2.2 Störungen ...................................................................................................49
4.2.3 Kristalline Gesteine....................................................................................51
4.2.3.1 Norddeutsches Becken – Rotliegend-Vulkanite ............................52
4.2.3.2 Oberrheingraben.............................................................................54
4.2.3.3 Mittel- und süddeutsches Kristallingebiet......................................55
4.2.3.4 Gesamtpotenzial.............................................................................56
4.2.4 Zusammenfassung......................................................................................58
4.3 Nachfragepotenzial..............................................................................................59
4.3.1 Verbrauch an elektrischer Energie.............................................................59
4.3.2 Leitungsgebundener Wärmeverbrauch ......................................................60
4.3.3 Technische Nachfragepotenziale ...............................................................60
4.4 Vergleich .............................................................................................................62
5 Ökonomische und ökologische Analyse ....................................................................64
5.1 Referenzanlagen ..................................................................................................64
II
5.2 Ökonomische Analyse.........................................................................................67
5.2.1 Methodische Vorgehensweise....................................................................67
5.2.2 Rahmenbedingungen..................................................................................69
5.2.3 Investitionskosten.......................................................................................69
5.2.3.1 Basic Engineering ..........................................................................69
5.2.3.2 Untertägige Systemelemente.......................................................... 69
5.2.3.3 Obertägige Systemelemente...........................................................71
5.2.4 Betriebskosten und Erlöse..........................................................................74
5.2.5 Stromgestehungskosten und Parametervariationen ................................... 75
5.2.5.1 Stromgestehungskosten..................................................................75
5.2.5.2 Parametervariationen......................................................................80
5.2.6 Vergleich....................................................................................................83
5.3 Ökologische Analyse...........................................................................................83
5.3.1 Methodische Vorgehensweise....................................................................84
5.3.1.1 Festlegung des Ziels und Untersuchungsrahmens ......................... 84
5.3.1.2 Sachbilanz ......................................................................................85
5.3.1.3 Wirkungsabschätzung .................................................................... 92
5.3.2 Basisdaten ..................................................................................................93
5.3.3 Ökobilanzergebnisse ..................................................................................94
5.3.3.1 Bilanzergebnisse ............................................................................94
5.3.3.2 Sensitivitätsanalyse ........................................................................ 98
5.3.4 Vergleich..................................................................................................103
6 Zusammenfassung ....................................................................................................106
6.1 Systemtechnik ...................................................................................................106
6.2 Potenzialanalyse ................................................................................................106
6.3 Ökonomische Analyse.......................................................................................106
6.4 Ökologische Analyse.........................................................................................107
Quellenverzeichnis ........................................................................................................108
III
Kurzfassung
Ziel dieser Arbeit ist es ein Verfahren zur ökologischen und ökonomischen Analyse und einer
Potenzialstudie für eine geothermische Stromerzeugung im Dublettenbetrieb in Deutschland
zu entwickeln und ihre Kenngrößen darzustellen. Somit ist es möglich die Nutzung dieses
regenerativen Energieangebots im Vergleich mit verschiedenen Optionen auf Basis anderer
regenerativer Energien und weiterer Systeme auf Basis fossiler Energieträger einordnen und
bewerten zu können.
In Deutschland werden als geothermische Ressourcen vor allem Heißwasseraquifere
und Kristallingesteine in ausreichender Tiefe erschlossen. Deren Erschließungskonzepte
werden beschrieben; weiterhin werden Störungssysteme als weitere Option erläutert.
Um diesen Kraftwerkstyp modellhaft abzubilden, werden für das Dublettenverfahren
die wesentlichen Anlagenkomponenten (untertägige Systemelemente, obertägige
Systemelemente) ermittelt. Auch werden die Systemelemente der zusätzlichen
Wärmebereitstellung (d.h. Kraft-Wärme-Kopplung) betrachtet, um den Einfluss einer KraftWärme-Kopplung (KWK) auf die Fragestellungen zu untersuchen.
Den Berechnungen zur Potenzialstudie liegen die Erfassung der nutzbaren Aquifere in
Deutschland zugrunde. Die methodischen Vorgehensweisen werden für die Nutzhorizonte
dargestellt. Im Rahmen der Potenzialanalyse werden letztlich die Potenziale der
geothermischen Strombereitstellung und Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) berechnet. Die
Potenziale werden mit denen anderer regenerativer Energiebereitstellungsoptionen für
Deutschland verglichen.
Aufbauend auf der technischen Analyse wird die ökonomische und ökologische
Analyse
anhand
beispielhaft
definierter
Anlagenkonfigurationen
durchgeführt
(ausschließliche Stromerzeugung, KWK mit Wärmeabnehmer Haushalte und KWK mit
industriellem Abnehmer).
Im Rahmen der ökonomischen Analyse erfolgt die Bestimmung der
Stromgestehungskosten. Dazu werden die Kosten für Bau, Betrieb und Entsorgung ermittelt
und annuitätisch über die technische Lebensdauer des Kraftwerks verteilt. Aus den jährlich zu
tragenden Kosten (zuzüglich einer Wärmegutschrift bei den Fallbeispielen der KWK) und der
bereitgestellten Energie werden die Kosten je Kilowattstunde berechnet. Anschließend wird
der Einfluss der unterschiedlichen Parameter in Sensitivitätsanalysen untersucht. Die
berechneten Stromgestehungskosten werden mit anderen Optionen der vor Ort möglichen
Energiebereitstellung auf Basis regenerativer und fossiler Energien verglichen.
Die folgende ökologische Analyse mittels einer Ökobilanz erfolgt ebenfalls für die drei
untersuchten Anlagenkonfigurationen und eine zusätzliche Variante für die Variante KWK
mit industriellem Wärmeabnehmer. Bei der Analyse wird ein Schwerpunkt auf die Methodik
mit ihren unterschiedlichen Allokationsverfahren für die Kraftwärmekopplung und ihren
Auswirkungen auf die Ergebnisse gelegt. Es wird der gesamte Lebensweg des Kraftwerks
untersucht, von der Produktion der Basismaterialien wie z. B. Beton und Stahl über den Bau
und Betrieb der Anlage bis zur Entsorgung. Betrachtet werden die Wirkungskategorien
"Antrophogener Treibhauseffekt", "Versauerung", „Eutrophierungspotenzial“ und "Verbrauch
erschöpflicher Energien". Die ermittelten spezifischen Kennzahlen werden in einer
IV
Sensitivitätsanalyse auf ihre einflussnehmenden Parameter hin untersucht. Auch hier findet
ein Vergleich der spezifischen Emissionen mit anderen Kraftwerken auf Basis regenerativer
oder fossiler Energiebereitstellungsoptionen statt.
1
1
Einleitung und Zielsetzung
Im Zuge der derzeitigen Klimaschutzdiskussion und der knapper werdenden fossilen
Ressourcen geraten die Erneuerbaren Energien in den Fokus der energiewirtschaftlichen
Diskussion. Die Fragen, welchen Beitrag die Erneuerbaren Energien jeweils zum Klimaschutz
beitragen können, ob dies in einem wirtschaftlich akzeptierten Rahmen möglich ist und
letztendlich, ob sie sinnvoll in ein Energiegesamtkonzept in Deutschland eingebunden werden
können, stellen sich. Vor diesem Hintergrund soll der Beitrag, der durch die tiefe Geothermie
in Deutschland geleistet werden kann, analysiert werden.
Derzeit wird in Deutschland tiefe geothermische Energie im wesentlichen zur
Wärmebereitstellung genutzt. Mit der Einführung des Erneuerbaren Energien Gesetzes (EEG)
wurde der Rahmen für eine planungssichere Nutzung geothermischer Energie auch für die
Strombereitstellung gelegt. Im Rahmen der Einbindung der Erneuerbaren Energien im
Energiesystem Deutschlands, ist die Strombereitstellung aus tiefer Geothermie eine Option,
die - im Gegensatz zu z. B Windkraft oder zur Fotovoltaik, welche beide natürlichen
Angebotsschwankungen unterworfen sind - Strom in Grundlast bereitstellen kann.
Aufgrund der dargestellten Problematik ist es das Ziel dieser Arbeit ein Verfahren zur
ökologischen und ökonomischen Analyse und einer Potenzialstudie für eine geothermische
Stromerzeugung in Deutschland zu entwickeln und ihre Kenngrößen darzustellen. Damit ist
es letztendlich möglich, die Nutzung dieses regenerativen Energieangebots im Vergleich mit
verschiedenen Optionen auf Basis anderer regenerativer Energien und weiterer Systeme auf
Basis fossiler Energieträger besser einordnen und bewerten zu können.
Um eine geothermische Strombereitstellung in Deutschland zu realisieren müssen
ausgehend von den geologischen Verhältnissen und den Anforderungen der Technik
Reservoire in großen Tiefen erschlossen werden. Ausgehend von einer definierten
Anlagengrobkonzeption wird dazu eine mögliche Strom- und Wärmebereitstellung betrachtet.
Für die unterschiedlichen Reservoirtypen in Deutschland werden zuerst die Potenziale
erhoben. Danach werden mit festgelegten Rahmenbedingungen Eckpunkte zur ökonomischen
Gestaltung eines Geothermiewerkes berechnet. Hier liegt der Schwerpunkt auf der
Strombereitstellung und gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung. Anschließend werden
im Rahmen einer Ökobilanzierung die unterschiedlichen zuvor erarbeiteten Anlagenkonzepte
miteinander verglichen. Dies geschieht auf der Basis ausgewählter global und lokal
wirksamer Emissionen.
Zuerst werden hierzu die geologischen Grundlagen dargestellt. Hierbei wird neben dem
Aufbau der Erde näher auf die Wärmeproduktion und den Wärmefluss eingegangen. Des
weiteren werden die Speichergesteine möglicher Zielhorizonte erläutert.
Vor allem für die Erschließung der Heißwasseraquifere könnten sowohl für die Technik
als auch für die ökonomischen und ökologischen Analysen Daten zusammengetragen werden,
da diese schon seit Jahren in Deutschland für die Wärmebereitstellung genutzt werden. Somit
ist sicher gestellt, dass realistische Ansätze für die Berechnungen ausgearbeitet werden.
Bezug genommen wird daneben auch auf die HDR-Technik und auf Störungen.
2
Störungssysteme werden derzeit nicht genutzt und lediglich bei den Potenzialen mit
aufgeführt.
Die erforderliche Systemtechnik wird für die Erschließung und Nutzung der Reservoire
mit den unterschiedlichen Anwendungen betrachtet. Hierbei werden verschiedene
Erschließungskonzepte beschrieben. Danach werden die notwendigen untertägigen
Systemelemente mit Bohrverfahren, Stimulation der Nutzhorizonte und Komplettierung
erläutert. Die obertägigen Systemelemente werden bezüglich des Thermalwasserkreislaufs
und der Anlagen für Strom- und Wärmebereitstellung genauer untersucht.
Die Potenzialbegriffe werden voneinander abgegrenzt und die Methodik für die
quantitative Erfassung der drei Reservoirtypen beschrieben. Auf dieser Grundlage werden
dann die räumliche Verteilung der Nutzhorizonte dargestellt und ihre Potenziale quantifiziert.
Dazu werden alle relevanten Potenzialtypen vom theoretischen Potenzial bis zum technischen
Angebotspotenzial erhoben.
Weiterhin werden aus den erarbeiteten technischen Vorgaben mögliche
Anlagenkonstellationen definiert, die der ökonomischen und ökologischen Analyse zugrunde
gelegt werden.
Die Methodik der ökonomische Analyse wird beschrieben, danach werden die
erhobenen Kosten detailliert dargestellt. Die berechneten Stromgestehungskosten zeigen für
die unterschiedlichen Referenzszenarien mit Parametervariationen die wichtigsten
einflussnehmenden Faktoren auf. Abschließend werden die resultierenden Kosten mit vor Ort
möglichen Konkurrenzenergien verglichen.
Weiterhin erfolgt eine ökologische Analyse. Hierbei wird nach der standardisierten
Methode eine Ökobilanz (Life-Cycle-Analysis - LCA) erstellt. Dabei werden alle vor- und
nachgelagerten Prozesse der erarbeiteten Referenzfälle am Beispiel mehrerer lokal und global
wirkender Luftfreisetzungen ermittelt. Hierzu werden Material- und Energiebilanzen der
gesamten Systemtechnik erhoben. Unterschiedliche Allokationsverfahren werden entwickelt
und miteinander verglichen. Durchgeführte Sensitivitätsanalysen zeigen den Einfluss der
jeweiligen Parameter auf das Ergebnis. Des weiteren werden die Schadstofffreisetzungen, die
bei einer Anwendung vor Ort möglicher Konkurrenzenergien entstehen würden, mit zuvor
definierten Anlagen des Geothermiewerkes und der Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
verglichen. Als Wirkungskategorien sind der energetische Ressourcenverbrauch, der
anthropogene Treibhauseffekt und die Versauerung dargestellt. Letztendlich sind in der
Schlussbetrachtung die erarbeiteten Ergebnisse zusammengefasst.
3
2
Grundlagen der Erdwärme
Die Grundlagen der geothermischen Energiegewinnung beinhalten die Beschreibung der
Wärmequellen, des Wärmetransports, des geothermischen Gradienten und der
Wärmeanomalien. Weiterhin werden die in Deutschland nutzbaren Speichergesteine
charakterisiert.
2.1
Geothermischer Gradient und Wärmequellen
Bei Temperaturmessungen von Tiefbohrungen zeigt sich, dass die Temperatur in der Erde
einen Anstieg von etwa 30 K/1 000 m erfährt (Abb. 2-1). Dieser Wert ist jedoch lediglich als
grober Anhaltswert zu sehen, da lokal die Temperatur-Tiefen-Verteilung stark variiert und
von geologischen Gegebenheiten bestimmt wird.
Abb. 2-1: Temperaturanstieg mit zunehmender Tiefe /KALTSCHMITT ET AL 2003/
Abb. 2-1 zeigt den Temperaturgradienten für einige Gebiete der Erde. In tektonisch
aktiven Gebieten, wie es z. B. auf Island oder im Bereich Lardarello, Italien, durch
vulkanische Aktivität, Geysire oder Fumarolen augenscheinlich sichtbar wird, ist an der
Erdoberfläche ein erhöhter Wärmefluss zu messen. In solchen Gebieten kann die Erdwärme
direkt an der Oberfläche oder in geringer Tiefe gewonnen werden. In Deutschland liegt im
Durchschnitt ein geothermischer Gradient von 30 K/1 000 m vor. Eine Ausnahme bildet der
Oberrheingraben, der einen deutlich erhöhten Temperaturgradienten aufweist und wo schon in
1 000 m Tiefe Temperaturen von 90 °C anzutreffen sind.
Der Wärmefluss q an der Erdoberfläche berechnet sich nach /EISBACHER 1991/ aus
folgender Beziehung (Gleichung (2.1)).
4
q = - k . dT/dz
q
k
dT/dz
(2.1)
Wärmefluss [W/m²]
Wärmeleitfähigkeit [W/mK]
Temperaturgradient [K/m]
Metalle sind mit >50 W/mK sehr gute, Gesteine mit 4 W/mK und Wasser mit
0,6 W/mK eher schlechte Wärmeleiter.
In tektonisch inaktiven, kontinentalen Bereichen werden für den Wärmefluss ca.
60 mW/m² gemessen, wobei sich dieser Wert bei den älteren archaischen Schilden auf
40 mW/m² wie z. B. in Südafrika verringert. In den jüngeren, mesozoisch gebildeten
Krustenstreifen beträgt der Wärmefluss ca. 70 mW/m² /EISBACHER 1991/.
Die beiden bedeutendsten Wärmequellen aus denen dieser Wärmefluss resultiert sind
1. eine initiale Hitze, die bei der Erdentstehung entstanden ist und
2. die radioaktive Wärmeproduktion natürlicher radioaktiver Isotope.
Die Energie der Akkretion kann auf 3,75 1032 J geschätzt werden /EARTHSCIENCE 2001/. Dieser Wert wird aus der Gravitationsenergie und der Masse der Erde
abgeschätzt. Ein großer Teil dieser Energie wurde durch die Abkühlung der Erde verloren.
Mit einem Alter der Erde von 4,5 Mrd. Jahren wird dieser Verlust auf 4,5 1030 J berechnet.
Der Verlust liegt nahe an der entstandenen Energie, so dass für die heutige Wärmeproduktion
vor allem die radioaktive Wärmeproduktion verantwortlich ist.
Ein wesentlicher Teil des Wärmeflusses, der an der Erdoberfläche gemessen wird,
stammt aus der Wärmeproduktion der radioaktiven Elemente Kalium, Thorium und Uran.
Wegen des schon lange andauernden Zerfalls der radioaktiven Isotope und einer z. T. bereits
schon weit fortgeschrittenen Erosion, ist die Wärmeproduktion in geologisch alten
Kontinenten geringer als in geologisch jüngeren. Diese Elemente sind vor allem in
granitoiden Gesteinen der Oberkruste angereichert. Analysen zeigen, dass in magmatischen
Gesteinen der Gehalt der radioaktiven Elemente mit dem Gehalt an SiO2 ansteigt, weshalb
eine weitere Abhängigkeit der Wärmeproduktion von der Art der Gesteine und somit von der
Geschichte, die sie durchlaufen haben, sichtbar wird. So besitzen z. B. Granite eine
Wärmeproduktion von 2 bis 6 µW/m³a, Basalte 0,3 µW/m³a und Peridotite 0,01 µW/m³a
/EISBACHER 1991/.
Hinzu kommt die Energiezufuhr aus dem oberen Mantel, welche als reduzierter
Wärmefluss bezeichnet wird /EISBACHER 1991/. Dies bedeutet, dass über die radioaktive
Produktion hinaus, welche nach den Anteilen der radioaktiven Elemente am Gestein
berechnet werden kann, ein Anteil besteht, der aus dem Erdinneren kommt.
Aus diesen Wärmequellen ergibt sich ein ausgleichender Wärmefluss vom heißen
Erdinneren an die kühlere Erdoberfläche. Der Transport erfolgt durch drei unterschiedliche
Mechanismen:
•
Advektiver Wärmetransport: Aufstieg heißer Intrusivkörper
aufgeheizter Fluide in neu geschaffenen Dilatationszonen;
bzw.
magmatisch
5
•
Konvektiver Wärmetransport: Zirkulation fluider Phasen im Porenraum bzw. in Klüften;
•
Konduktiver Wärmetransport: Wärmeleitung im festen Gestein.
2.2
Reservoirtypen
Um Erdwärme Nutzen zu können ist ein Trägermedium notwendig, um die Energie dem
Erdinneren zu entziehen. Dazu dient i. Allg. natürlich vorhandenes oder injiziertes Wasser.
Dem geförderten Wasser wird übertage dann die Wärme entzogen und der jeweiligen
Nutzung zugeführt. Geothermische Reservoire, die für eine derartige Nutzung infrage
kommen, werden im Folgenden in Heißwasseraquifere, kristalline Gesteine und Störungen
unterteilt.
2.2.1
Heißwasseraquifere
Heißwasseraquifere sind innerhalb einer stratigrafischen Formation geringmächtige,
wasserführende Schichten. Ihre Tiefenlage ist im regionalen Maßstab infolge von Faltungen,
Beckenbildung oder Bruchschollentektonik sehr unterschiedlich. Lokal können sie dagegen
meist als mehr oder weniger horizontale Schichten angesehen werden. Die Unterteilung der
Heißwasseraquifere erfolgt in die drei Gesteinstypen Poren-Wasserleiter, Kluft-Wasserleiter
und Karst-Hohlräume.
Poren-Wasserleiter zeichnen sich durch eine hohe Porosität aus, die sich allerdings nur
geringmächtig innerhalb einer Formation befinden. Daraus resultiert eine Speicherkapazität
von Wasser innerhalb der Poren und eine weitreichende Permeabilität durch die homogene
Verteilung der Poren. Poren-Wasserleiter sind Sandsteine, die Porositäten bis zu 30 %
erreichen können. Ausschlaggebend für die Permeabilität sind jedoch die Verbindungen
zwischen den Poren, welche die Fließwege darstellen und die Permeabilität bedingt. Mit
zunehmender Tiefe sind die Gesteine zunehmend höheren Druck- und
Temperaturverhältnissen ausgesetzt, die eine Verfestigung der Gesteine durch Ausfällungsund Lösungsprozesse bedingt. Die Porosität und somit auch die Permeabilität nehmen ab.
Weiterhin können auch die Sandsteine selber beträchtliche Schwankungen ihrer Porosität
aufweisen (z. B. durch unterschiedliche Ablagerungsbedingungen).
Mit zunehmender Tiefe nimmt die Porosität demnach wegen diagenetischer
Veränderungen der Gesteine ab. Gerade hier aber werden die hohen Temperaturen erreicht,
die für eine Stromerzeugung notwendig sind. Solche Gesteine werden über entsprechende
Stimulationsmaßnahmen, bei denen Fließwege über künstlich erzeugte Risssysteme
hervorgerufen werden, nutzbar gemacht. Unter klüftig – porösen Speichern werden deshalb
im Folgenden Speichergesteine verstanden, welche eine gering poröse Matrix besitzen, wobei
zusätzliche Fließwege über Klüfte vorhanden sind. Diese Kluftsysteme müssen nicht primär
vorliegen, sondern können durch die Erzeugung künstlicher Risssysteme realisiert werden.
Kluft-Wasserleiter kommen in ausreichend spröden Gesteinen vor, wobei offene Klüfte oder
Risse vorhanden sind. Von diesen Klüften sind meist einige wenige die dominierenden
6
Wasserleiter in einem Kluftsystem. Entscheidend für eine ausreichende Gebirgspermeabilität
ist deshalb der Vernetzungsgrad der einzelnen Klüfte und die Ausdehnung, die für das zu
erschließende Gebirgsvolumen verantwortlich ist. Ein Beispiel für die Kluft-Wasserleiter sind
die Buntsandsteine des Oberrheingrabens /SAUER & MUNCK 1979/.
Karsthohlräume treten in Karbonatgesteinen auf, in denen sie durch Lösungsvorgänge
entstanden sind. Im Malmkarst z. B. bilden sie ein durchgängiges Netz und stellen somit
Gesteinsschichten mit enormer Transmissibilität dar. Bohrungen können dort eine sehr hohe
Produktivität erreichen. Wird der Karsthohlraum verfehlt, kann häufig durch einen
Säureeintrag
der
Anschluss
an
das
Hohlraumsystem
geschaffen
werden
/SCHULZ & JOBMANN 1989/.
2.2.2
Störungen
Störungen sind Gleitflächen, die dann entstehen, wenn Gesteine des tieferen Untergrunds
durch tektonische Kräfte deformiert werden, dabei spröde reagieren und Bruchzonen
ausbilden. Hierbei können sie unterschiedliche Geometrien ausbilden. I. Allg. stehen sie nahe
der Erdoberfläche sehr steil bis vertikal und werden zur Tiefe hin von flacheren
Bewegungsbahnen abgelöst. Nahe beieinander gelegene Störungen gehen dabei in größerer
Tiefe ineinander über. Ihren Ausbiss (d. h. ihren Verschnitt mit der Oberfläche) kann man im
regionalem Maßstab über Längen von einigen 10 km verfolgen.
Insgesamt ist das Wissen über die hydraulischen Eigenschaften von Störungen noch
gering. Bekannt ist jedoch, dass die Durchlässigkeit von Störungen sehr unterschiedlich sein
kann /JUNG ET AL 2002/. Störungen können deutlich größere Durchlässigkeiten als das
benachbarte Gestein haben. Bewegungen von Fluiden werden dann auf diese Störungsbahnen
fokussiert und es findet ein konvektiver Wärmetransport statt. Dadurch aufsteigende Fluide
transportieren Wärme in geringere Tiefen, welche dann heißer als das Nebengestein sind.
Diese Umstände machen Störungen für eine geothermische Nutzung interessant /JUNG ET AL
2002/. Gering durchlässige Störungen dagegen wirken als Wasserstauer, an denen sich die
Grundwassergleichen um viele Dutzend Meter unterscheiden können. Hierfür kann z. B. ein
Tonpaket, welches auf die Bewegungsbahn geschleppt wurde (sog. clay smear)
verantwortlich sein oder es ist in großen Tiefen zu einer Mylonitisierung, d. h. vollkommenen
Zermahlung des Gesteins während des Bruchvorgangs, gekommen. Auch muss damit
gerechnet werden, dass die Transmissibilität von Störungen örtlich variiert. Dieselbe Störung
kann z. B. in einem harten, spröden Gestein eine hohe und in einem weichen plastischen
Gestein dagegen eine geringe Transmissibilität aufweisen /JUNG ET AL 2002/.
2.2.3
Kristalline Gesteine
Bei kristallinen Gesteinen handelt es sich allgemein um magmatische und metamorphe bzw.
vulkanitische Gesteine. Hierzu gehören einerseits Sockelgesteine, welche unter den
Sedimentgesteinen liegen oder andererseits um Intrusivkörper; sie bestehen meist aus Granit
oder Gneis. Weiterhin zählen hierzu vulkanische Gesteine, welche ebenso eine sehr geringe
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Porosität und wenig natürlich vorhandenes Wasser besitzen. Sie werden als „trockene, heiße
Gesteine“ (Hot Dry Rock – HDR) bezeichnet. Dennoch sind sie durch natürliche oder
künstlich geschaffene Kluftsysteme nutzbar. Die Kluftsysteme durchziehen den
Gesteinskörper und stellen sekundäre Fließwege dar. Unzureichende Kluftsysteme können
beispielsweise über eine Injektionsbohrung durch Verpressen von Wasser mit hohem Druck
im Untergrund aufgeweitet werden, um eine hydraulische Verbindung zwischen mindestens
zwei Bohrungen herzustellen. Zur geothermischen Nutzung wird dann Wasser in die Tiefe
eingespeist, welches über die aufgebrochenen Klüfte auf dem Weg zur Förderbohrung die
Wärme aus dem tiefen Gestein aufnimmt und dann wieder gefördert wird. Die Kluftsysteme
dienen dann als natürliche Wärmeaustauschflächen.
8
3
Systemtechnik
Für die geothermische Energiebereitstellung ist unter den in Deutschland herrschenden
geologischen Verhältnissen ein bohrtechnischer Aufschluss der Ressource zwingend
notwendig. Hier wird der Aufschluss der Ressource exemplarisch über ein
Dublettenverfahren untersucht. Daraus folgend muss eine Förder- und eine Injektionsbohrung
abgeteuft werden. Das Thermalwasser wird über die Förderbohrung zutage gebracht. Bei der
energetischen Nutzung kühlt es aus und wird dann über die Injektionsbohrung wieder in den
Untergrund verpresst. Das Wasser nimmt dann auf dem Weg zur Förderbohrung die Wärme
des durchflossenen Gesteins auf und wird wieder zutage gefördert. In Abb. 3-1 ist dies für
eine geothermische Wärmebereitstellung dargestellt. Für eine auch mögliche Kraft-WärmeKopplung (d. h. gekoppelte Strom- und Wärmebereitstellung) werden vor der Heizzentrale
die Anlagekomponenten zur Stromerzeugung geschaltet; ansonsten folgt die geothermische
Strom- und Wärmebereitstellung dem in der Abbildung gezeigten Aufbau.
Abnehmer
Geothermische
Heizzentrale
Förderbohrung
Injektionsbohrung
Abb. 3-1: Prinzip einer geothermischen Wärmebereitstellung /KAYSER 1999/
Zuerst werden die Erschließungskonzepte der Nutzhorizonte beschrieben. Danach
werden die Systemkomponenten zur Erschließung des Trägergesteins erläutert, hierzu
gehören das Bohrverfahren und die Stimulationstechnik. Weiterhin wird die Systemtechnik
der obertägigen Installationen dargestellt. Es werden der Thermalwasserkreislauf, die Anlagen
zur Strombereitstellung und zur Wärmebereitstellung sowie optionale Systemelemente
benötigt. Solche optionalen Systemelemente sind zur Spitzenlastabdeckung der
Wärmebereitstellung notwendig und sollen bei einem Ausfall der geothermischen Heizanlage
den gesamten Energiebedarf bereitstellen.
9
3.1
Erschließungskonzepte
Es wird hier zwischen Heißwasseraquiferen, Störungszonen und kristallinen Gesteinen
unterschieden. Durch die verschiedenen Eigenschaften der Gesteine, die bei den jeweiligen
Konzepten genutzt werden, liegen jeweils spezielle Anforderungen an die Erschließung vor.
Sie werden durch mindestens zwei Tiefbohrungen, der Dublette, betrieben; wobei eine als
Förder- die andere als Injektionsbohrung (Abb. 3-1) komplettiert wird.
Heißwasseraquifere. Nach der Nutzung wird das abgekühlte Thermalwasser in
ausreichender Entfernung zur Förderbohrung wieder in das Trägergestein reinjiziert. Der
Grund hierfür liegt einerseits in der umweltgerechten Entsorgung der teilweise stark
mineralisierten Wässer; dadurch ist eine oberirdische Einleitung in einen Vorfluter nicht ohne
weiteres möglich. Andererseits wird der hydraulische Druck im Förderhorizont aufrecht
erhalten. Nach /ONDRAK ET AL 1998/ kann ansonsten bei einer langfristigen Entnahme eine
Senkung des Druckes herbeigeführt werden, was wiederum zu einer Erhöhung der
Pumpleistung führt. Im Untergrund wird das Thermalwasser auf dem Weg zur Entnahmestelle
wieder erwärmt und entzieht dem umgebenden Gestein die Wärme. Innerhalb der
Gesteinsformation ist aus diesem Grund über einen längeren Zeitraum mit einem
Abkühlungseffekt zu rechnen /ONDRAK ET AL 1998/. Dieser setzt an der Injektionsstelle ein
und breitet sich langsam von der Injektionsbohrung zur Förderbohrung hin aus. Abb. 3-2 zeigt
exemplarisch die von /ONDRAK ET AL 1998/ mittels numerischer 3-D-Simulation berechnete
Temperaturverteilung nach 30 Jahren aktiver Produktion und Injektion in einem Aquifer.
Damit kann der notwendige Abstand von Entnahme- und Injektionsstelle berechnet werden.
Abb. 3-2: Simulierte Temperaturverteilung innerhalb des Aquifers nach 30 Jahren kontinuierlicher
Produktion /ONDRAK ET AL 1998/
Die Randbedingungen für die hier gezeigte Simulation sind konstante Förder- und
Injektionsraten in einem porösen Medium. Abb. 3-2 zeigt, dass bei einem Abstand der Förderund Injektionsbohrung von 500 m nach 30 Jahren die Kältefahne kurz vor dem Durchbruch
steht. Das abgekühlte Thermalwasser aus der Injektionsbohrung vermengt sich dann mit dem
heißen Thermalwasser, das aus der Umgebung der Produktionssonde nach übertage gebracht
wird.
10
Die Produktion müsste somit zugunsten einer Recovery–Phase des Untergrundes
eingestellt werden. Zur Zeit sind hydrothermale Systeme auf ungefähr 30 Jahre ausgelegt
/ONDRAK ET AL 1998/. Danach müsste die Bohrung in einiger Entfernung neu abgeteuft
werden. Des weiteren gibt es auch theoretische Ansätze, die mehrere Bohrungen zeitweise
nutzen, um so den Auskühlungseffekt zu minimieren.
Die bisher genutzten Bohrlochkonfigurationen in Heißwasseraquiferen nach dem
Dublettenverfahren beschränken sich auf drei Varianten /SIEBERTZ ET AL 1998/. Dabei ist eine
grundsätzliche Anforderung an die Anordnung der Bohrungen, dass sie in der Tiefe einen
genügend großen Abstand zueinander aufweisen. Dies kann über eine ausreichende
Entfernung der beiden Bohrungen an der Erdoberfläche und ein jeweils saigeres Abteufen
realisiert werden (Abb. 3-3) oder aber durch eine oder zwei abgelenkte Bohrungen, wobei der
Bohrabstand an der Erdoberfläche entsprechend verringert wird.
GHZ
GHZ
Pumpe
Pumpe
GHZ
Pumpe
GOK
Aquifer
2 vertikale Bohrungen
2 abgelenkte Bohrungen
1 vertikale / 1 abgelenkte Bohrung
Abb. 3-3: Unterschiedliche Bohrlochkonfigurationen; verändert nach /SIEBERTZ ET AL 1998/
Der Vorteil bei zwei abgelenkten Bohrungen liegt in der gemeinsamen Nutzung eines
Bohrplatzes und somit der Versorgungs- und Verwaltungseinrichtungen, mit den damit
verbundenen logistischen und infrastrukturellen Vorteilen.
Störungszonen. Störungszonen werden bisher in Deutschland nicht für die
Erdwärmegewinnung genutzt. Die Anwendung eines Dublettensystems ist auch bei diesem
Reservoirtyp grundsätzlich denkbar. Bei einer Erschließung mit einer Produktions- und
Injektionssonde muss die Störungszone jeweils durchörtert werden, wofür die
Richtbohrtechnik zur Erschließung verfügbar ist. Durch gezieltes Ablenken der Bohrung aus
der Vertikalen lassen sich die steil bis vertikal einfallenden Störungen mit relativ hoher
Sicherheit durchörtern, wenn Lage, Richtung und Einfallen der Störung bekannt sind.
Wird die Störungszone an einer Stelle mit nicht ausreichender Transmissibilität
getroffen, kann die Ergiebigkeit durch Sekundärmaßnahmen gesteigert werden. In
Karbonatgesteinen bietet sich dafür vor allem die Säureinjektion an. In anderen Festgesteinen
ist die Frac-Technik aussichtsreicher.
Kristalline Gesteine. Für HDR-Projekte werden ebenso mindestens zwei Bohrungen
benötigt. Hier ist allerdings im Untergrund das Kluftsystem entsprechend anzulegen. Das
injizierte Wasser durchläuft dann Rissflächen von mehreren Quadratkilometern auf dem Weg
zur Förderbohrung. Dabei wird die im Gestein enthaltene Wärme auf das Wasser übertragen.
In Abb. 3-4 sind drei unterschiedliche Konfigurationen zur Nutzung der tiefen Gesteine
11
Störung
dargestellt. Die Bohrungen werden durch künstliche Risse (Los Alamos, USA), aufgeweitete
Klüfte (Camborne, England) oder durch Einbeziehung und Aktivierung lokaler
Störungszonen (Soultz, Frankreich) miteinander verbunden /JUNG ET AL 2002/.
Los Alamos
Camborne
Soultz
Abb. 3-4: Erschließungskonzepte für die geothermische Nutzung der kristallinen Tiefengesteine nach
dem Hot-Dry-Rock-Verfahren /JUNG ET AL 2002/
3.2
Untertägige Systemelemente
Um eine für die geothermische Strombereitstellung ausreichende Temperatur von mindestens
100°C zu erreichen, muss in Deutschland mit einem durchschnittlichen geothermischen
Gradienten ungefähr 3 000 m tief gebohrt werden. Der erste Schritt für die Erschließung der
geothermischen Wärme ist somit das Abteufen der Förder- und Injektionsbohrungen und ggf.
die Stimulation der Speichergesteine. Danach werden die Bohrungen, um einen
kontinuierlichen Betrieb gewährleisten zu können, komplettiert und die Pumpe in die
Fördersonde eingebaut.
3.2.1
Bohrung
Für Bohrungen mit Teufen von mehreren Kilometern wird hier das Rotary-Bohrverfahren,
welches aus der Erdölexploration sehr gut bekannt ist, beschrieben. Es wird sowohl für
Heißwasserreservoire als auch für HDR-Systeme angewendet. Die wichtigsten Komponenten
des Rotary-Bohrverfahren sind in Abb. 3-5 dargestellt.
Mit Hilfe eines Drehtisches, der mit einem Antriebsmotors angetrieben wird, wird auf
den Bohrstrang ein Drehmoment übertragen. Beim Antriebsmotor handelt es sich meist um
ein Dieselaggregat oder - bei vorhandener Infrastruktur - einen Elektromotor. Über den direkt
über dem Bohrmeißel angebrachten Schwerstangen wird der Andruck und das Drehmoment
übertragen. Durch die Spülung wird das Bohrklein ausgetragen /PUSCH 1995/.
12
Bohrstrangsystem. Das Bohrstrangsystem besteht aus dem Bohrgestänge und dem
Bohrwerkzeug. Das Bohrgestänge selbst besteht aus einem Hohlbohrgestänge, wobei direkt
über dem Meißel die Schwerstangen als Teil des Bohrstranges angebracht sind.
Gestängezüge
Spülkopf
Hebewerk
Antriebsmotor
Mitnehmerstange
Drehtisch
Spülungskreislauf
Spülpumpe
Bohrgestänge
Schwerstangen
Bohrmeißel
Abb. 3-5: Komponenten einer Rotary – Bohrung nach /FÖRSTER 1991/
Meißel. Es können eine Vielzahl von Meißelarten eingesetzt werden, die jeweils der Härte
des zu durchbohrenden Gesteins angepasst werden. Durch die Drehbewegung löst der Meißel
das Gestein und wird hierbei je nach Härte der zu durchbohrenden Schichten abgenutzt. Die
mechanische Meißelleistung steht in direktem proportionalem Zusammenhang mit dem
Produkt von Drehmoment und Drehzahl. Für eine 5 000 m Bohrung werden je nach Gestein
ungefähr 10 Meißel verbraucht /UEBERHORST 1999/. Zum Wechseln des Meißels muss der
gesamte Bohrstrang nach übertage gezogen, der Meißel ausgewechselt und dann wieder auf
Bohrlochsohle gebracht werden. Ein solcher Vorgang ist zeitintensiv und dauert bei 4 000 m
ungefähr 12 bis 14 Stunden.
Spülungskreislauf. Durch den Bohrstrang wird die Spülung unter hohem Druck zum Meißel
gepumpt, tritt dort aus und wird zwischen dem Gestänge und der Bohrlochwand wieder nach
oben befördert. Die Spülung dient dabei der Reinigung der Bohrlochshohle und damit der
Austragung des Bohrkleins, welches auf dem Weg nach oben mit transportiert wird.
Gleichzeitig wird sie zur Schmierung und Kühlung des Meißels eingesetzt, welcher sich
durch die Reibung erhitzt. Der Spülstrahl hat durch den hohen Druck, mit dem er auf die
Bohrlochsohle auftrifft, als hydraulische Leistung einen großen Einfluss auf den
Bohrfortschritt. Er steht damit zusätzlich zur mechanischen Meißelleistung zur Verfügung.
Übertage wird das Bohrklein aus der Spülung entfernt und entsorgt. Die gereinigte Spülung
13
wird wieder in den Spülungskreislauf eingebracht, so dass möglichst wenig Materialeinsatz
anfällt /PUSCH 1995/.
Durch das Austragen des Bohrkleins wird zusätzlich über die Spülung die
Bohrlochwand gestützt (hydraulische Verrohrung). Für diese Aufgabe kommt der
Materialauswahl der Spülung eine große Bedeutung zu. Als Spülung werden Flüssigkeiten
mit thixotropen Eigenschaften verwendet. Dies bedeutet, dass bei mechanischer
Beanspruchung der Bohrspülung ein flüssiger Aggregatzustand vorherrscht und dass die
Flüssigkeit ohne mechanische Belastung einen festen Zustand annimmt. Somit steht während
des Bohrens ständig eine Flüssigkeit zum Austragen des Bohrkleins, als hydraulische
Verrohrung, zum Schmieren des Meißels und als hydraulische Leistung zur Verfügung.
Während eines Bohrstillstandes dient das nun feste Material als Stütze der Bohrlochwand.
Die Materialauswahl der Spülung muss wegen der vielen Anforderungen mit großer
Sorgfalt geschehen. Neben den beschriebenen bohrtechnischen Anforderungen muss
weiterhin gewährleistet bleiben, dass Bohrlochuntersuchungen durchführbar sind und dass das
erbohrte Gestein so wenig wie möglich geschädigt wird (Quellung durch Spülungsverluste
und ähnliches) /PUSCH 1995/.
3.2.2
Komplettierung
Zur Komplettierung zählen der Bohrlochkopf, die Einbringung der Förderstränge und die
“bottom hole completion”, d. h. die Ausrüstung im Trägerbereich.
Verrohrung. Die Verrohrung sind einzementierte Stahlrohre, die schon während der Bohrung
abschnittsweise eingebaut werden, da die Spülung alleine nicht ausreicht, um die
Bohrlochwand, besonders bei großen Teufen bis übertage zu stützen. Die Verrohrung dient
der Bohrlochwand als Schutz gegen Auswaschungen und Ausbrüche. Sie verhindert
unerwünschte Zu- oder Abflüsse (z. B. der Spülung) und verhindert Nachfall aus dem
Gebirge ins Bohrloch. Die Verrohrung wird entweder als sogenannter Liner in die schon
installierten Verrohrungen eingehängt oder kann bis an die Oberfläche des Bohrlochs geführt
werden /PUSCH 1995/.
Zementation. Die Zementation der Rohre dient mehreren Zwecken. Wichtig ist ein
Massenanschluss der Verrohrung ans Gebirge. Dieser leitet die aus der Beanspruchung der
Verrohrung resultierenden Kräfte ins Gebirge ab und verhindert den Fluidfluss zwischen
verschiedenen Gebirgsschichten. Somit sind die einzelnen Formationen isoliert und eine
Kontamination oder Vermischung verschiedener Grundwasserhorizonte wird vermieden.
Weiter dient die Zementation dem Casing als Korrosionsschutz. Der Zement wird von
übertage mit hohem Druck in den Ringraum zwischen Casing und Gebirge verpresst. Er wird
mit Zusätzen gemischt, welche die erforderlichen rheologischen Eigenschaften, die
Abbindezeit und die Endfestigkeit steuern sollen /PUSCH 1995/.
Bohrlochausrüstung. Die Bohrlochausrüstung im Trägerbereich kann auf zwei
unterschiedliche Arten ausgebaut werden. Es gibt die verrohrte und die „open-hole“
Komplettierung (Abb. 3-6). Bei letzterem ist die Förderformation (Träger) nicht verrohrt.
Diese Komplettierung wird in Heißwasseraquiferen nur selten angewendet, da sie eine hohe
14
Standsicherheit des Trägerhorizontes voraussetzt, ansonsten würden sich immer wieder
Schwierigkeiten mit eindringendem Sand aus dem Horizont in das Bohrloch ergeben. Aus
diesem Grund wird häufig ein Stützfilter eingebracht, mit dem Ziel die Bohrung im
Trägergestein offen zu halten und somit den Zutritt des Fördermediums zu ermöglichen.
Abb. 3-6: Schematische Darstellung der Förderbohrung (links) und Injektionsbohrung (rechts) nach
/FÖRSTER 1991/
Um eine kontinuierliche Förderung zu gewährleisten, muss das Bohrloch der
Fördersonde vor Blockierungen geschützt werden. Durch Infiltration von Feinsand kann eine
Verstopfung des Trägerhorizontes oder der Pumpen und dadurch ein erheblicher Schaden
entstehen. Bei den Pumpen bewirkt der Sand durch erhöhte Reibung einen starken Verschleiß.
Diesen Vorgängen wird durch die Ermittlung einer sicheren Fördergeschwindigkeit
entgegengewirkt, die nicht zur Auswaschung des Förderhorizontes führt und demnach nicht
überschritten werden darf. Damit die Anlagenkomponenten geschützt sind, wird der Sand
z. B. durch Filter zurückgehalten. Diese sind als mit Filterdraht umwickelte, geschlitzte Rohre
um die Fördereinheiten herum gebaut. So wird der Sand zwischen Bohrlochwand und Filter
abgesetzt. Dies ist schematisch in Abb. 3-6 dargestellt.
Durch die Reinjektion des Thermalwassers über die Fördersonde kann der ReservoirDruck beibehalten oder sogar erhöht werden /STEFANSSON 1996/. Der Druck im Untergrund
ist für die Förderraten ausschlaggebend, da hiervon auch die Pumpenleistung abhängt. In
geothermischen Feldern sinkt die Produktionsrate häufig wegen eines Druckabfalls im
Reservoir. Auch die Fördersonde muss vor Infiltration von Feststoffen, die z. B. durch
Ausfällungen im Thermalwasserkreislauf entstehen können, geschützt werden. Dies wird
15
durch übertage installierte Filter realisiert. Abb. 3-6 rechts zeigt eine Injektionsbohrung die
durch Perforationen im Trägergestein den Eintritt des Thermalwassers erleichtert.
Pumpen. Reinjektionspumpen werden auf der Oberfläche installiert. Obwohl sie sehr große
Mengen von möglicherweise salinaren geothermischen Wässern bewältigen müssen, arbeiten
sie i. Allg. nicht bei hohen Temperaturen. Deshalb können für die Reinjektionspumpen meist
gewöhnliche Standard Pumpen benutzt werden.
Pumpenantriebsleistung
in kW
Dies gilt nicht für die Produktionssonde, hier werden die Tiefpumpen innerhalb der
Bohrung installiert. Sie sind dann einer heißen Umgebung ausgesetzt und müssen oft
aggressive Fluide nach übertage bringen, welche z. B. feine Partikel wie Sand beinhalten
können. Die benötigte Pumpenleistung ist nach /LEGARTH & WOLFF 2002/ von den
Aquifereigenschaften, der gewünschten Produktionsrate und dem Druck am Bohrlochkopf
abhängig. In Abb. 3-7 ist dieser Zusammenhang in Abhängigkeit der Förderrate für
unterschiedliche Produktivitätsindizes aufgetragen.
2500
2000
PI = 5
1500
PI = 10
PI = 30
PI = 50
1000
500
0
50
100
150
200
Förderrate in m³/h
Abb. 3-7: Leistung der Förderpumpe in Abhängigkeit des Produktivitätsindexes PI ([m³/h MPa]) (nach
/LEGARTH & WOLFF 2002/)
Der Produktivitätsindex PI ist abhängig von den petrophysikalischen und hydraulischen
Reservoireigenschaften und weiterhin von der Geometrie des Reservoirs und der Bohrung. Er
beschreibt den Druckwiderstand, der überwunden werden muss, um eine gewünschte
Förderrate zu erzielen. Somit variiert der Produktivitätsindex mit jeder Bohrung /LEGARTH &
WOLFF 2002/. Die Abbildung zeigt, dass die Pumpenantriebsleistung mit größer werdenden
Förderraten überproportional ansteigt. Auch haben die Reservoireigenschaften größere
Auswirkungen auf die Pumpenantriebsleistungen als der Druck am Sondenkopf /LEGARTH &
WOLFF 2002/.
Sondenkopf. Abschließend wird auf den Bohrungen der Sondenkopf installiert, an dem
wiederum die Thermalwasserleitung und somit die obertägigen Systemelemente
angeschlossen werden.
3.2.3
Stimulation
Stimulationen des Gesteins werden bei gering ergiebigen Speichern notwendig. Dies können
poröse Speichergesteine und kristallines Gestein sein.
16
Poröse Speichergesteine. Da mit zunehmender Teufen i. Allg. geringere Porositäten und
Permeabilitäten gegeben sind, werden - um eine technische Nutzbarmachung zu ermöglichen
- Stimulationsmaßnahmen zwingend notwendig. In der Erdöl- und Erdgasindustrie kommt
dazu das Hydraulic Fracturing zur Anwendung. Dabei wird ein Fluid (z. B. Wasser mit
Zuschlagsstoffen) über eine Bohrung in den Untergrund verpresst. Übersteigt der Druck der
eingepressten Flüssigkeit die im Untergrund vorhandene Spannung, werden existierende
Klüfte aufgeweitet und neue Risse entstehen; die Permeabilität im so stimulierten Gestein
nimmt zu. Dieses Hydraulic Fracturing wird erfolgreich in Gesteinen wie z. B. Sandstein,
Tonstein, Dolomit oder Granit angewendet.
Nach Abschluss der Stimulation kann der natürliche Gebirgsdruck die gebildeten Risse
langsam wieder schließen. Um dies zu vermeiden, können dem Fluid Stützmittel zugegeben
werden, welche die Kluft offen halten und dadurch eine bleibend hohe Permeabilität
gewährleisten sollen. Das Stützmittel muss aber auf das zu stimulierende Gestein abgestimmt
sein. Ist das Stützmittel zu weich, wird es von dem Gebirgsdruck zerdrückt; die Permeabilität
sinkt wieder. Ist es zu hart, drückt es sich in das umgebende Gestein; auch dann geht die
Permeabilität zurück. Deshalb wird oft spezieller Sand eingesetzt, der u. a. nach Härte,
Korngröße, Korngrößenverteilung und Dichte ausgesucht wird /BRADLEY 1987/.
Kristallines Gestein. Die Aufgabe der Stimulation des Speichergesteines ist die erfolgreiche
Aufweitung von Klüften, die ein weitläufiges Netz miteinander verbundener Fließwege
aufbauen. Wichtig ist, dass die Aufweitung mit viel höheren Drücken durchgeführt wird, als
später beim Betrieb zum Einpressen von Wasser verwendet wird. Ansonsten besteht nach
/BAUMGÄRTNER & JUNG 1999/ die Gefahr einer kontinuierlichen Aufweitung des
Kluftsystems und somit möglichen Fluidverlusten. Mit einem einmaligen Verpressen ist das
Gebirge noch nicht großräumig genug aufgeweitet. Der Prozess der Stimulation muss mehrere
Male wiederholt werden. Die wichtigsten Prozesse, die dabei ablaufen, sind mechanische
Bruchprozesse durch Scherung und Zugrissbildung sowie die Auswaschung von Füllmaterial
in natürlichen Rissen und Klüften. Des weiteren finden chemische Lösungsprozesse statt und
durch die schlagartige Abkühlung des Gebirges bei der Fluidinjektion schrumpft das Gestein
und eine thermische Rissbildung wird eingeleitet.
Bei einer Stimulation im Grundgebirge wirken aber auch vorhandene Scherspannungen
auf das Gestein und verschieben die unebenen Scherflächen gegeneinander. Dadurch bilden
die gegenüberliegenden Unebenheiten Stützpunkte, die ein vollständiges Schließen der Risse
verhindern (sogenannter Self Propping Effekt) /BAUMGÄRTNER & JUNG 1999/.
Die Ortung der Klüfte erfolgt durch in Ortungsbohrungen eingebrachte Geophone. Mit
einer geophysikalischen Interpretation dieser Daten wird der Verlauf und die Ausrichtung der
Klüfte im Untergrund beschrieben. Die Klüfte (Fracs) müssen so angelegt werden, dass das
Wasser nicht “verschwindet”, sondern sich seinen Weg zur Förderbohrung nimmt
/BAUMGÄRTNER & JUNG 1999/.
Jedoch befindet sich die Stimulationstechnologie für eine geothermische
Energiegewinnung, mit der ein kostengünstiger und sicherer Aufschluss des tiefen
Untergrunds möglich ist, derzeit noch im Forschungs- und Entwicklungsstadium. Aber es gibt
vielversprechende Ansätze insbesondere aufgrund der erfolgreichen Forschungsarbeiten der
17
letzten Jahre, die erwarten lassen, dass Stimulationsmaßnahmen mittelfristig erfolgreich und
sicher einsetzbar sein könnten /ROGGE & KALTSCHMITT 2002/.
3.3
Obertägige Systemelemente
Die obertägigen Systemelementen setzen sich aus den gesamten Anlagenkomponenten, die
für die jeweilige energetische Nutzung notwendig sind, zusammen. Ihre Auslegung hängt vor
allem von der Temperatur und Mineralisation des geförderten Thermalwassers ab. An der
Thermalwasserleitung sind die Anlagenkomponenten für die Stromnutzung und ggf. ein
Fernwärmenetz angeschlossen. Der generierte elektrische Strom wird in das Stromnetz der
öffentlichen Versorgung eingespeist. Für das Fernwärmenetz wird eine ständige
Verfügbarkeit von Seiten der Verbraucher gefordert. Aus diesem Grund sind optionale
Systemelemente nötig, die zu Spitzenlastzeiten eingesetzt werden oder die im Falle eines
Ausfalls der geothermischen Anlage diese voll ersetzen müssen.
3.3.1
Thermalwasserkreislauf
Das Thermalwasser der Förderbohrung wird den Anlagen zur Strom- und
Wärmebereitstellung zugeführt, um dann bei der Injektionsbohrung wieder verpresst zu
werden. Im Untergrund durchläuft das Thermalwasser das Gestein, welches einen natürlichen
Wärmeübertrager darstellt.
Aufgrund der Vermischung im Untergrund mit schon vorhandenen salinaren Wässern
und der Auslaugung des Gesteins wird angereichertes Wasser gefördert, dass sehr
unterschiedliche chemische Zusammensetzungen haben kann. Diese werden durch die
Hauptbestandteile des Speichergesteins bestimmt /STAHL 1999/.
Ablagerungen und Korrosion verursachen Schäden in den Bohrungen und in den vom
geothermischen Fluid durchflossenen Kreisläufen. Die chemischen Komponenten der
geothermischen Wässer und der verwendeten Materialien beeinflussen sich gegenseitig, so
dass Ablagerungen in und Korrosion von verwendeten Materialien immer nur im
Zusammenhang betrachtet werden können. Sie sind u. a. abhängig von der chemischen
Zusammensetzung, vom ph-Wert, von der Temperatur und der Verweilzeit. Um Korrosion
und Ablagerungen zu vermeiden, wird darauf geachtet, dass das System über dem kritischen
Druck liegt, bei dem im Thermalwasser gebundene Gase sich lösen und es somit zu
Ausfällungen kommen könnte. I. Allg. liegen die Drücke am Bohrlochkopf bei 10 bar
/KÖHLER 2002/. Des weiteren liegt insgesamt ein geschlossener Kreislauf vor, so dass es nicht
zu einer Kontamination mit Sauerstoff und damit zu Oxidationsreaktionen kommen kann.
Das heiße Thermalwasser wird mit einer Förderpumpe nach übertage gefördert. In
einem Filter werden zunächst die mitgeförderten Feststoffanteile abgetrennt. Das
Thermalwasser wird nun über ein Rohrsystem seinen unterschiedlichen Verwendungsarten
zugeführt. Diese Rohre verbinden die Förderbohrung mit den Anlagen zur Strom- und
18
Wärmebereitstellung und der Injektionsbohrung. An die Materialien dieser Rohre werden
ebenso wie bei den Wärmeübertragern Anforderungen entsprechend der Mineralisation der
Thermalwässer gestellt. Es werden je nach Temperaturen beschichtete Stahl-Rohrleitungen
oder starre Kunststoffmediumrohre (GFK-Rohrleitungen) verlegt. GFK-Rohre können Wässer
mit Temperaturen bis zu 90 °C vertragen.
Die Wärmeübertrager übertragen die Wärme aus dem Thermalwasser auf einen
sekundären Kreislauf, der Wärme für die Strombereitstellung z. B. durch einen Organic
Rankine Cycle (ORC) oder für eine direkte Wärmenutzung bereitstellt. Im Falle einer
kombinierten Strom- und Wärmenutzung wird das heiße geothermale Wasser zuerst einer
Strombereitstellung zugeführt. Das hierbei abgekühlte Geofluid wird dann zum
Wärmeübertrager weitergeleitet, der das Fernwärmenetz speist (d. h. Kaskadennutzung). Bei
der Wärmebereitstellung für Haushalte kann das noch warme Wasser zusätzlich
Gewächshäuser erwärmen, eine balneologische Verwendung finden oder z. B. zur Fischzucht
verwendet werden.
Im Wärmeübertrager wird die Wärme von einem Medium auf das andere übertragen.
Ein Wärmeübertrager besteht z. B. aus Rohrbündeln, die von den unterschiedlichen Medien
durchflossen werden. Hierbei werden an das Material der Rohre, die vom geothermalen Fluid
durchlaufen werden, besondere Anforderungen gestellt. Das geothermale Wasser ist meist
salinar und hat daher ein starkes korrosives und abrasives Potenzial. Darüber hinaus muss der
Wärmeübertrager wegen einer möglichen Verkalkung leicht zu reinigen sein. Bei einer
Anlage in Castelnuovo, (Lardarello, Italien) wurde deshalb Titan für die
Wärmeübertragerröhren des heißen Fluids und rostfreier Stahl für die Wärmeübertragerröhren
des kalten Wassers verwendet. In Deutschland können jedoch z. B. im Molassebecken sehr
gering mineralisierte Wässer gefördert werden (z. B. Simbach Braunau). Bei solchen
Wässern, die nicht korrosiv wirken, kann auf weniger aufwändiges Material zurückgegriffen
werden. Wegen des korrosiven Charakters beider Medien bei der geothermischen
Stromerzeugung (dem geothermalen Fluid und dem organischen Medium in der ORCAnlage) ist ein gegen Korrosion unempfindliches Material erforderlich.
Das Thermalwasser muss für die Reinjektion aufbereitet werden, da es bei den
unterschiedlichen Druck- und Temperaturstufen, die es durchlaufen kann, zu Ausfällungen
der zuvor gelösten Stoffe kommen kann. Eine Verockerung der Injektionsrohre muss
vermieden werden, damit die Bohrung eine möglichst lange Lebensdauer erlangt. Bevor das
Thermalwasser wieder reinjiziert wird, wird es über einen Filter geleitet, um eventuelle
Korrosions- oder Ausfällungsprodukte zurückzuhalten. Hiermit wird eine Verstopfung der
Injektionsbohrung vermieden, welche zu teuren Reinigungen der Rohre oder im schlimmsten
Fall zur Aufgabe der Bohrung führen kann.
3.3.2
Anlagen zur Strombereitstellung
Abhängig von den unterschiedlichen Temperaturen geothermischer Ressourcen gibt es
verschiedene Anlagen der Strombereitstellung. Für Dampf-dominierende Ressourcen werden
Trocken-Dampf-Kraftwerke genutzt. Flashed-Steam oder binäre Systeme werden für Fluid-
19
dominierte Ressourcen verwandt /KANOGLU 1999/. Ressourcen kleiner 150 °C werden zur
Wärmebereitstellung herangezogen oder zur Strombereitstellung mit einem binärem
Kreislauf.
Im Folgenden werden die unterschiedlichen Anlagenkonstellationen beschrieben, die
weltweit für die Stromproduktion aus geothermischen Anlagen verwendet werden.
Direkte Dampfnutzung. Bei Wasserdampf-Reservoiren erfolgt die direkte Einbringung des
Dampfes in den Dampf-Kreislauf. Aus dem Dampf werden zuvor eventuelle
Flüssigkeitseinschlüsse entfernt. Dann wird er direkt über eine Turbine geführt, mit welcher
der Generator angetrieben wird. Diese Art der Strombereitstellung wird bei einem Reservoir
angewandt, das trockenen Dampf produziert (Dampf mit sehr wenig Wasser). Derartige
Dampffelder befinden sich z. B. ca. 140 km nördlich von San Francisco in Kalifornien und
bei Lardarello in Italien. In Deutschland ist eine solche Nutzung nicht möglich, da die
geologischen Voraussetzungen hierzu fehlen.
Single- und Double-Flash-Anlage. Bei sogenannten Heißwasserreservoiren wird heißes
Wasser mit einem je nach Lokalität unterschiedlichem Gasanteil gefördert. Dieses ZweiPhasengemisch ist teilweise schwer zu handhaben. Abhängig vom Flüssig-Gasanteil und vom
Druck, der im Reservoir herrscht, resultieren deshalb sehr unterschiedliche Auslegungen der
Bohrungen, der Pumpen und ähnlichem. Der elektrische Strom wird in sogenannten Singleoder Double-Flash-Anlagen erzeugt (Abb. 3-8 und Abb. 3-9).
Turbine/
Flüssigkeitsentferner
Generator
Kühlturm
Zyklon
Kühlwasserpumpe
Dampfleitung
Kondensatpumpe
Wasserleitung
Produktionsbohrung
Injektionsbohrung
Abb. 3-8: Vereinfachtes Flussdiagramm einer Single – Flash – Anlage zur Strombereitstellung aus
liquid – dominierten geothermischen Ressourcen (nach /KANOGLU 1999/)
Bei einem Druckabfall des Zwei-Phasengemischs an der Erdoberfläche entsteht ein
signifikanter Dichteunterschied zwischen der Flüssigkeit und dem Dampf. Somit kann der
Dampfanteil leicht in einem Zyklon vom Wasser getrennt und anschließend zu Turbinen
geleitet werden, welche den Generator antreiben. Der Dampf wird anschließend kondensiert
und über einen Kühlturm geführt, bevor er als Flüssigkeit wieder reinjiziert wird /KANOGLU
20
1999/ (vgl. Abb. 3-8). Für den im Zyklon abgetrennten, flüssigen Anteil gibt es nun zwei
unterschiedliche Wege. Er kann zunächst direkt wieder injiziert werden. Alternativ kann ein
Teil des Wassers im sogenannten Flasher durch eine weitere Minderung des Drucks in
Dampfform überführt werden. Dieser Dampf wird dann zu einer Niederdruck-Turbine geleitet
(Abb. 3-9). Kraftwerke, die nur den Hochdruckdampf nutzen werden Single-Flash-Anlage,
solche die Hoch- und daran anschließend den Niedrigdruckdampf nutzen, werden DoubleFlash-Anlage genannt.
Dampfleitung
Turbine/
Generator
Flüssigkeitsentferner
Kühlturm
Zyklon
Flasher
Produktionsbohrung
Kondensatpumpe
Injektionsbohrung
Wasserleitung
Abb. 3-9: Vereinfachtes Flussdiagramm eines Double – Flash – Kraftwerks (nach /KANOGLU 1999/)
Binäres System. Ist in einem Reservoir nicht genügend Dampf vorhanden, um direkt mit dem
Thermalwasser elektrische Energie erzeugen zu können, wird ein organisches
Wärmeträgermedium eingesetzt. Ein Flussdiagramm für ein typisches binäres System mit
einer angeschlossenen Rankine-Cycle-Anlage ist in Abb. 3-10 dargestellt.
Turbine/
Generator
binäres
Arbeitsmittel
Kühlturm
Sandentferner
Kühlwasserpumpe
Kondensatpumpe
Produktionsbohrung
Pumpe
Filter
Injektionsbohrung
Abb. 3-10: Vereinfachtes Flussdiagramm einer Strombereitstellung mit einem Arbeitsmittel in einem
binärem Kreislauf (nach /KANOGLU 1999/)
21
Das organische Medium wird im Vorerhitzer erwärmt und dann in den Verdampfer
geleitet. Dort wird das Arbeitsmedium über einen Wärmeübertrager vom Geofluid erhitzt.
Durch seinen niedrigen Siedepunkt verdampft das Arbeitsmittel vollständig, wird im Idealfall
überhitzt und dann zur Turbine geleitet. Dort expandiert das Gas und im angeschlossenen
Generator wird elektrischer Strom erzeugt. Nachdem das organische Fluid durch die Turbine
geleitet wurde, wird es in den Kondensator und von da aus in den Kühlturm geführt. Für das
Kühlmedium wird meist Wasser oder Luft verwendet. Das abgekühlte Medium wird nun
wieder in den Kondensator gepumpt, um danach zum Vorerhitzer geleitet zu werden.
Derzeit ist dafür primär der Organic-Rankine-Cycle (ORC) von Bedeutung. Dies ist ein
Kreisprozess mit einem organischen Arbeitsmittel, der bei geringen Temperaturen und
Drücken gefahren wird. Die Wahl des Mediums hängt von der Temperatur des Geofluids und
der eingesetzten Turbinentechnik ab. Bevorzugt werden derzeit organische Substanzen oder
deren Gemische wie z. B. Toluol, Fluorkohlenwasserstoff, Iso-Pentan oder Iso-Oktan
eingesetzt
/GAWLIK 1998/.
Derartige
Stoffe
besitzen
neben
günstigen
Verdampfungseigenschaften auch eine fast isentrop abfallende Sättigungskurve. Hierdurch
können solche Arbeitsmittel vom überhitzten wie auch vom gesättigten Zustand expandieren
und behalten ihren gasförmigen Zustand bei; dadurch entsteht keine Tröpfchenbildung, die zu
Erosionen an der Turbine führen kann /OBERNBERGER 1999/. Problematisch ist jedoch die
eingeschränkte Umweltverträglichkeit derartiger Stoffe; deshalb wird intensiv nach
Alternativen gesucht.
Anlagenwirkungsgrad in %
Die Effizienz einer ORC-Anlage ist unter anderem abhängig von den Vor- sowie den
Rücklauftemperaturen. Dies kommt bei einer gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung
zum Tragen, wenn die Vorlauftemperatur für das Wärmenetz höher sein muss als die ideale
Rücklauftemperatur der ORC-Anlage. In Abb. 3-11 ist der Anlagenwirkungsgrad bei
unterschiedlichen Thermalwassertemperaturen aufgetragen.
10
Rückl T 70°C
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
Rückl T 90°C
Rückl T 110°C
100
125
150
175
200
Thermalwassertemperatur in °C
Abb. 3-11: Anlagenwirkungsgrad einer ORC-Anlage mit Bezug zur Umgebungstemperatur von 15 °C
mit unterschiedlichen Rücklauftemperaturen /KÖHLER 2002/
22
Es ist ein geothermisches Kraftwerk mit Frischwasserkühlung und unterschiedlichen für
die jeweilige Thermalwassertemperatur idealen Arbeitsmedien untersucht worden. Der
Anlagenwirkungsgrad bezieht sich auf die Umgebungstemperatur von 15 °C und der jeweils
angegebenen Rücklauftemperatur (d. h. alle Aufwendungen für die Speisepumpen sind
abgezogen). Mit steigender Auskopplungstemperatur sinkt demnach die Nettoeffizienz.
Vorteil dieses binären Systems ist auch, dass das geothermische Fluid, das mit Salzen
angereichert sein kann, nicht mit der stromerzeugenden Anlagentechnik in Berührung kommt
und somit korrosive Effekte minimiert werden können.
Da das geothermische Fluid je nach der geothermischen Quelle eine breite Spanne von
Eigenschaften besitzt, wie z. B. unterschiedliche Druck- und Temperaturverhältnisse, gelöste
Stoffe, nicht kondensierbare Gase, unterschiedliche pH-Werte oder ein unterschiedliches
Korrosionspotenzial, müssen für die jeweils gegebenen Randbedingungen speziell
zugeschnittene Lösungen konzipiert werden. Hierbei können unterschiedlichste Varianten von
vorher genannten Anlagen mit weiteren Anwendungen und deren unterschiedlichen
Techniken kombiniert werden.
3.3.3
Wärmebereitstellung mit Fernwärmenetz
Die geothermische Energiebereitstellung beschränkt sich durch die Temperatur der zu
fördernden Wässer hauptsächlich auf Niedertemperatur-Anwendungen. Werden höhere
Temperaturen erschlossen, die eine Stromerzeugung ermöglichen, sind die AustrittsTemperaturen nach der Stromerzeugung z. T. noch so hoch, dass es ökonomisch sinnvoll sein
kann, eine kombinierte Kraft- und Wärmebereitstellung zu realisieren. Diese
Niedertemperaturwärme muss durch ein Nahwärmenetz verteilt werden, was um so
kapitalintensiver wird, je länger die zu überwindende Distanz wird. Deshalb ist eine
geothermische Wärmebereitstellung immer möglichst nah am Verbraucher anzusiedeln.
Netzstruktur. Die Struktur des Netzes wird vor allem durch die städtebauliche Anordnung
(Straßenführung, räumliche Anordnung der Häuser etc.) bestimmt. Die Netzform eines
Fernwärmenetzes kann als Strahlennetz, Ringnetz oder Maschennetz angelegt werden (Abb.
3-12). In dieser Reihenfolge wird der Materialverbrauch immer größer, die
Versorgungssicherheit dafür immer besser.
Strahlennetz
Ringnetz
Maschennetz
Heizwerk
Heizwerk
Heizwerk
Heizwerk
Abb. 3-12: Netzstrukturen eines Nahwärmenetzes /DÖTSCH 1998/
Heizwerk
23
•
Strahlennetz: Wegen der geringen Trassenlänge wird es bei kleinen und mittleren
Fernwärmenetzen eingesetzt. Es ist also auch ein typisches Netz für die WärmeVersorgung durch eine geothermische Anlage.
•
Ringnetz: Durch die mögliche Einbindung mehrerer Heizwerke wird die Trassenlänge
größer als beim Strahlennetz und somit teuerer. Die Versorgungssicherheit steigt hier
jedoch.
•
Maschennetz: Hier bieten sich die besten Erweiterungsmöglichkeiten und die größte
Versorgungssicherheit. Durch die langen Trassenleitungen sind sie jedoch
verhältnismäßig teuer und werden nur bei großen Wärmeverteilnetzen eingesetzt.
Hausanschlüsse. Die Unterverteilung und die Hausanschlüsse sind ebenfalls in mehreren
Systemen realisierbar (Abb. 3-13). Die Kunden können über eine Trassierung von Haus zu
Haus oder separat an die Hauptverteilleitung angeschlossen werden. In den
Übergabestationen wird die Wärme vom Fernwärmenetz an die Hausanlagen übergeben.
StandardTrassenführung
Verteilleitung
Haus zu Haus Trassenführung
Hauptleitung
MischformTrassenführung
Hausanschlußleitung
Abb. 3-13: Unterverteilung eines Fernwärmenetzes /KAYSER 1999/
Verlegearten. Die Rohre des Fernwärmenetzes können ober- oder unterirdisch verlegt
werden. Eine oberirdische Verlegung ist sehr kostengünstig. Sie wird aber meist nicht in
Angriff genommen, da sie innerhalb einer städtischen Bebauung als Sichtbelästigung
wahrgenommen wird, so dass hierfür selten Genehmigungen ausgestellt werden.
Die unterirdischen Verlegearten können kanalgebunden oder nicht kanalgebunden sein.
Letztere Anwendung wird trotz ihrer höheren Ansprüche an das Material meistens ausgeführt,
da eine kanalgebundene Verlegung kosten- und zeitaufwändiger wird. Die kanalfreien oder
auch direkt erdverlegten Systeme haben sich wegen des geringeren Platzbedarfs und den
geringeren Montagezeiten und somit geringeren Kosten gegenüber den kanalgebundenen
Systemen vor allem im Bereich kleiner als 20 MW durchgesetzt.
Beispielsweise werden bei nicht kanalgebundenen Verlegungsarten die Rohre im
offenen Graben nebeneinander oder übereinander in einem Sandbett verlegt. Es muss wegen
der Druck- und Frostsicherheit ein nichtbindiger Sand mit der Korngröße 0 bis 3 mm
genommen werden. Hierbei muss der Graben so tief ausgekoffert werden, dass eine
Mindestüberdeckung von 40 bis 60 cm erreicht wird. In ca. 20 bis 30 cm Tiefe wird ein
Trassierband verlegt, um bei späteren Erdarbeiten auf eine erdverlegte Leitung hinzuweisen.
24
Die Rohre müssen korrosionsbeständig, wärmegedämmt, frostsicher und drucksicher sein (sie
müssen die überlagernde Belastungen ohne Schwierigkeiten aushalten). Außerdem muss je
nach Material ein kleiner Biegeradius gegeben sein. Um all diese Anforderungen erfüllen zu
können wurden Mantelrohrsysteme entwickelt. Die beiden im innerstädtischen Gebieten am
häufigsten zum Einsatz kommenden Systeme sind die Kunststoff- und StahlMantelrohrsysteme.
Netzverluste. Die Netzverluste sind temperaturabhängig. Über das Jahr gemittelt liegen sie
bei 11 bis 15 %. Im Sommer, wenn das Netz lediglich zur Warmwasserbereitung
warmgehalten werden muss liegen sie bei 25 %, während im Winter bei voller Auslastung des
Netzes Verluste von ca. 3 % auftreten /SCHRAMEK 1995/. Die Wärmeverluste sind von einer
Vielzahl von Faktoren abhängig (u. a. von den Werkstoffen, von der Symmetrie der
Anordnung, von der Bodenbeschaffenheit, von der Körnung und dem Wassergehalt des
Erdreichs sowie betrieblichen Maßnahmen). Leitungen mit kleinem Durchmesser haben im
Verhältnis zum Querschnitt eine größere Oberfläche als Leitungen mit einen größeren
Querschnitt. Daher sind hier die Wärmeverluste pro transportierte Wärmemenge höher.
3.3.4
Optionale Systemelemente
Zur Abdeckung der saisonalen und täglichen Leistungsspitzen ist in der Regel in die
geothermische Heizzentrale eine mit fossilen Brennstoffen gefeuerte Kesselanlage auf der
Basis von leichtem Heizöl oder Erdgas eingebunden. Auch für den Fall des Ausfalls der
Geothermieanlage ist die Spitzenlastanlage als Backup-System einzubinden. Entsprechend
der Größe der zu versorgenden Wärmenachfrage sollten die Spitzenlastkessel mit mindestens
80 % der größten nachgefragten Wärmemenge berechnet werden, um bei einem Ausfall der
geothermischen Anlage die Versorgung zu übernehmen /KAYSER 1999/.
25
4
Potenziale geothermischer Strom- und Wärmebereitstellung
Das Angebotspotenzial geothermischer Strombereitstellung wird für Heißwasseraquifere,
Störungen und kristalline Gesteine abgeschätzt. Es werden die unterschiedlichen
Potenzialbegriffe einschließlich des Nachfragepotenzials erläutert und die Parameter für die
Rechnungen festgelegt. Die Speichergesteine werden beschrieben und quantitativ erfasst.
Anschließend wird dem Angebotspotenzial das Nachfragepotenzial gegenübergestellt und
abschließend ein Vergleich mit anderen in Deutschland nutzbaren regenerativen Energien
durchgeführt.
4.1
Angebotspotenzial - Begriffe und Methodik
Das Angebotspotenzial wird in das theoretische und das technische Angebotspotenzial
gegliedert. Die Begriffe werden definiert und die Methodik zur Berechnung dargestellt.
4.1.1
Theoretisches Angebotspotenzial (Heat in Place)
Das theoretische Angebotspotenzial ist das innerhalb einer gegebenen Region und eines
bestimmten Zeitraums theoretisch physikalisch nutzbare Energieangebot. Es markiert somit
die obere Grenze des theoretisch realisierbaren Beitrags der Erdwärme zur
Energiebereitstellung /Kaltschmitt & Kayser 1997/.
Heißwasseraquifere. Über eine von /MUFFLER & CATALDI 1978/ aufgestellte Gleichung
kann diese in den Aquiferen enthaltene Wärme (Heat in Place) nach Gleichung (4.1)
berechnet werden.
Q1 = ((1-P) . cG . ρG) . (TG – T0) . AA . ∆zA
Q1
P
cG
ρG
TG
T0
AA
Wärmeinhalt
effektive Porosität
spezifische Wärmekapazität des Gesteins
Dichte der Gesteinsmatrix
Temperatur des Aquifers
Temperatur an der Erdoberfläche
Fläche des Aquifers
∆zA
Mächtigkeit des Aquifers
(4.1)
Der Wärmeinhalt Q1 eines Aquifers ist abhängig von der Porosität des Gesteins, der
Dichte und der spezifischen Wärmekapazität der Gesteinsmatrix. Weitere Parameter sind die
Temperatur des Aquifers, seine räumliche Ausdehnung und die Temperatur an der
Erdoberfläche.
26
Für die Temperatur TG des Aquifers wird für obige Gleichung eine einheitliche
Temperatur für die gesamte Mächtigkeit des Gesteinsblocks angenommen. Da die Temperatur
mit der Tiefe zunimmt, ist dies jedoch nur für eine unendlich kleine Mächtigkeit des Aquifers
∆zA richtig. Es werden Temperaturintervalle i (Tabelle 4-1) eingeführt, nach denen die
Teilflächen A begrenzt werden. Zur Berechnung des Energieinhalt wird dann die jeweils
mittlere Temperatur der Teilflächen eingesetzt.
Voraussetzung für die Stromerzeugung ist ein Temperaturniveau von mindestens
100 °C, um z. B. mit einer ORC-Anlage Strom bereitzustellen. Diese Temperatur wird in
Deutschland bei einem durchschnittlichen geothermischen Gradienten in einer Tiefe von
3 000 m erreicht. Eine Ausnahme ist hier der Oberrheingraben, dessen besondere geologische
Gegebenheit einen erhöhten geothermischen Gradienten aufweist; deshalb werden schon in
geringerer Tiefe 100 °C erreicht. Eine untere Grenze gibt die problemlos erbohrbare Tiefe, die
zur Zeit standardmäßig bei 7 000 m angesetzt wird /JUNG ET AL 2002/. Hier werden
Temperaturen von bis zu 250 °C erreicht.
Tabelle 4-1: Temperaturintervalle zur Potenzialabschätzung nach /JUNG ET AL 2002/
i
Temperaturintervall i
[°C]
Mittlere Temperatur
[°C]
1
100 bis 130
115
2
130 bis 160
145
3
160 bis 190
175
4
190 bis 220
205
5
220 bis 250
235
Es ergibt sich unter Einbeziehung der Temperaturintervalle in die Gleichung (4.1)
folgende Gleichung (4.2) zur Ermittlung des theoretischen Angebotspotenzials.
Q1i = ((1-P) . cG . ρG) . (TGi – T0) . AAi . ∆zAi
Q1i
P
cG
ρG
TGi
T0
AAi
Wärmeinhalt des Temperaturintervalls
effektive Porosität
spezifische Wärmekapazität des Gesteins
Dichte der Gesteinsmatrix
Temperatur des Aquifers des Temperaturintervalls
Temperatur an der Erdoberfläche
Fläche des Aquifers des Temperaturintervalls
∆zAi
Mächtigkeit des Aquifers des Temperaturintervalls
(4.2)
Der gesamte Wärmeinhalt Q1 ergibt sich aus der Summe des Wärmeinhalts aller
Temperaturintervalle Q1i nach Gleichung (4.3).
27
i=5
Q1=∑Q1i
(4.3)
i=1
Q1
Q1i
Wärmeinhalt
Wärmeinhalt des Temperaturintervalls
Für die Berechnungen werden eine spezifische Wärmekapazität der Gesteine cG von
840 J/kgK, eine Dichte der Gesteine ρG von 2 600 kg/m³ und eine Temperatur an der
Erdoberfläche von T0 10 °C angenommen /JUNG ET AL 2002/.
Störungszonen. Störungszonen werden als Flächen behandelt, welche selbst keinen
Wärmeinhalt besitzen. Sie können jedoch bei der Durchströmung aus ihrer Umgebung Wärme
entziehen. Bis zu welchem Abstand auf beiden Seiten der Fläche ein thermischer Einfluss auf
das Gestein messbar ist, ist von der Temperaturleitfähigkeit κ des Gesteins abhängig. Die
Abkühlungstiefe vergrößert sich mit der Nutzungsdauer /JUNG ET AL 2002/. /NATHENSON
1975/ gibt für die Berechnung der Auskühlungstiefe Gleichung (4.4) an.
d/2 = 3 . (κG . t)1/2
(4.4)
d/2
Auskühlungstiefe, Abstand von der Fläche bis zu der eine Auskühlung gerade noch
fühlbar ist
κG
t
Temperaturleitfähigkeit
Zeit
Abb. 4-1 veranschaulicht das Modell.
IN
EX
d
Abb. 4-1: Schichtdicke d, die parallel einer durchströmten Störungszone thermisch beeinflusst ist
(IN = Injektionsbohrung, EX = Förderbohrung)
Die typische Temperaturleitfähigkeit der meisten Gesteine beträgt κG = 10-6 m2/s /JUNG
ET AL 2002/. Mit einer Nutzungsdauer von 100 Jahren errechnet sich nach Gleichung (4.4) die
28
Auskühlungstiefe d/2 mit rund 170 m und somit d ≅ 340 m für die Gesamtdicke der von der
durchflossenen Fläche thermisch beeinflussten Schicht. Hierbei wird von einer gleichmäßigen
Auskühlung entlang der Störungslinie ausgegangen.
Gemäß dem Ansatz von /MUFFLER & CATALDI 1978/ wird der Wärmeinhalt dieser
Schicht der Störungszone zugeordnet. Nach Gleichung (4.5) ergibt sich für das theoretische
Angebotspotenzial der Störungszone:
Q1 = cG . ρG . L . h . d . (TG – T0)
Q1
cG
ρG
L
h
d
TG
T0
(4.5)
Wärmeinhalt
spezifische Wärmekapazität des Gesteins
Dichte der Gesteinsmatrix
Länge der Störungszone
Höhe der Störungszone
Schichtdicke
Temperatur des Gesteins
Temperatur an der Erdoberfläche
Kristalline Gesteine. Kristalline Gesteine haben große Mächtigkeiten und erstrecken sich
deswegen meist über mehrere Temperaturintervalle. Die bei den Heißwasseraquiferen
eingeführten Temperaturintervalle werden auch für die Berechnung des Wärmeinhalts der
kristallinen Gesteine genutzt. Der Wärmeinhalt Q1i eines Temperaturintervalls wird nach
Gleichung (4.6) berechnet /JUNG ET AL 2002/.
Q1i = cG . ρG . Fi . hi . (TGi – T0)
Q1i
cG
Wärmeinhalt eines Temperaturintervalls
spezifische Wärmekapazität des Gesteins
ρG
Fi
hi
TGi
T0
spezifische Dichte des Gesteins
Fläche in dem jeweiligen Temperaturintervall
Höhe der Schicht in dem jeweiligen Temperaturintervall
Gesteinstemperatur des jeweiligen Temperaturintervalls
Temperatur an der Erdoberfläche
(4.6)
Der gesamte Wärmeinhalt Q1 ergibt sich für kristalline Gesteine gemäß Gleichung
(4.3) aus der Summe des Wärmeinhalts der einzelnen Temperaturintervalle.
4.1.2
Technisches Angebotspotenzial
Technische Potenziale beschreiben den Anteil des theoretischen Potenzials, der unter
Berücksichtigung technisch unüberwindbarer Restriktionen nutzbar ist. Hierbei werden auch
strukturelle und ökologische Restriktionen und gesetzliche Vorgaben berücksichtigt
29
/KALTSCHMITT & KAYSER 1997/. Das technische Angebotspotenzial H1 wird nach
/MUFFLER & CATALDI 1978/ nach Gleichung (4.7) berechnet.
H1 = R0 . Q1
H1
R0
Q1
(4.7)
Technisches Angebotspotenzial
Gewinnungsfaktor
Wärmeinhalt (des theoretischen Angebotspotenzials)
Der Gewinnungsfaktor R0 ist nach Gleichung (4.8) von den Temperaturen des
Aquifers und der technischen Auslegung der Anlage abhängig und beruht zusätzlich auf dem
Geometriefaktor /HAENEL & STAROSTE 1988/.
R0 = R ((TG – Ti)/(TG – T0))
R0
R
TG
Ti
T0
(4.8)
Gewinnungsfaktor
Geometriefaktor
Temperatur des Aquifers
Temperatur des reinjizierten Wassers
Temperatur an der Erdoberfläche
Die Temperatur des reinjizierten Wassers ist von der Nutzung des Thermalwassers
abhängig und ist für die geothermische Stromerzeugung auf 70 °C als technisch mögliches
unteres Temperaturniveau festgelegt. Für eine zusätzliche Wärmenutzung (KWK) wird hier
das technisch untere Temperaturniveau auf 30 °C festgelegt.
Der Geometriefaktor R beschreibt die maximal mögliche Auskühlung eines
Gesteinsblocks mit einem Dublettenbetrieb. Der Geometriefaktor R wird nach Gleichung
(4.9) für alle drei Reservoirtypen berechnet.
R = RM ⋅ RF
R
RM
RF
(4.9)
Geometriefaktor
Mächtigkeitsfaktor
Flächenfaktor
Der Mächtigkeitsfaktor RM beschreibt die Nettomächtigkeit der auszukühlenden
Schicht. Unter Nettomächtigkeit wird die Summe der durchlässigen Schichten innerhalb der
stratigrafischen Einheit verstanden. Es kann sich dabei um eine einzelne Schicht oder auch
um mehrere Schichten handeln. Der Flächenfaktor RF berücksichtigt allgemein, dass nur ein
Teil der Aquiferfläche ausgekühlt wird. Da je nach Reservoirtyp sehr unterschiedliche
Flächenfaktoren resultieren, werden diese im Folgenden für die einzelnen Reservoirtypen
abgeschätzt.
30
4.1.2.1 Heißwasseraquifere
Mächtigkeitsfaktor. Heißwasseraquifere sind Schichtpakete, innerhalb derer sich
durchlässige Schichten mit weniger permeablen Schichten abwechseln. Die Nettomächtigkeit
ergibt sich aus der Summe der Mächtigkeit ausreichend permeabler Schichten und lässt sich
größtenteils aus der Literatur entnehmen. Diese Werte sind bei der Beschreibung der Aquifere
jeweils angegeben. Bei der Verwendung der Nettomächtigkeit gilt für den Mächtigkeitsfaktor
RM = 1 (100 %).
Flächenfaktor. Für die Wärmegewinnung mittels Bohrlochdubletten aus einem
Heißwasseraquifer gibt /LAVIGNE 1978/ einen Flächenfaktor von RF = 0,33 (33%) an. In
Abb. 4-2 ist das zugrunde gelegte Modell dargestellt. Dabei wird die Aquiferfläche in
quadratische Zellen unterteilt, wobei sich in ihrer Mitte abwechselnd eine Injektions- (IN)
bzw. Produktionsbohrung (EX) befindet. Die beiden Sonden bauen das Dublettensystem auf
und ihre zwei Zellen bilden somit das Grundmodul. Wie in Kapitel 3.1 beschrieben, wandert
die Abkühlungsfront in Richtung der Fördersonde. Wird die Produktionsbohrung erreicht,
entspricht die Auskühlungszone der in Abb. 4-2 dargestellten Form. Ihre Fläche entspricht
etwa einem Drittel der Modulfläche.
Zelle
Zelle
IN
Auskühlungszone
EX
Abb. 4-2: Schematische Darstellung des Flächenfaktors RF = 0,33, IN=Injektionsbohrung,
EX=Produktionsbohrung /LAVIGNE 1978/
4.1.2.2 Störungen
Mächtigkeitsfaktor. Um die Wärme zur Störungsfläche zu leiten, muss senkrecht zur
Störung ein Temperaturgefälle bestehen. Aus diesem Grund kann der bis zum Abstand
d/2=170 m vorhandene Wärmeinhalt nicht vollständig entzogen werden. Dies berücksichtigt
der Mächtigkeitsfaktor RM, dessen Bestimmung von /BODVARSSON 1974/, /NATHENSON
1975/, /MUFFLER & CATALDI 1978/ und /JUNG ET AL 2002/ analytisch behandelt wurde. Die
Analysen basieren auf der Auskühlung des Gesteins bei unterschiedlichen Förder- und
Injektionstemperaturen, wenn das Wasser auf parallelen Strömungsbahnen von der
Injektionsbohrung zur Fördersonde strömt und sich dabei erwärmt. Nach /JUNG ET AL 2002/
ergeben sich für die gewählten Temperaturintervalle, die in Tabelle 4-2 aufgelisteten Werte
31
für den Mächtigkeitsfaktor RM. Die Injektionstemperatur bei einer ausschließlichen
Strombereitstellung wurde mit 70 °C, bei einer Kraft-Wärme-Kopplung mit 30 °C festgelegt.
Flächenfaktor RF. Aufgrund der punktförmigen Verschneidung der Bohrungen mit der
Störung wird sich bei der Durchströmung ähnlich wie bei den Heißwasseraquiferen ein Dipol
ausbilden. Deshalb wird für die Störungen analog zu den Heißwasseraquiferen von einem
Flächenfaktor von 0,33 ausgegangen /JUNG ET AL 2002/. Die Zahlenwerte für die
verschiedenen Faktoren sind in Tabelle 4-2 aufgelistet.
Tabelle 4-2: Mächtigkeitsfaktor RM, Flächenfaktor RF und Geometriefaktor R für Störungen
(Bedingungen: Nutzungsdauer: 25 a, Strom: TIN = 70 °C, KWK TIN = 30 °C), nach /JUNG ET AL
2002/
Strom
KWK
Temperaturintervall
[°C]
RF
RM
R
RM
R
100 bis 130
130 bis 160
160 bis 190
190 bis 220
220 bis 250
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,17
0,22
0,22
0,22
0,22
0,024
0,040
0,046
0,050
0,053
0,12
0,19
0,22
0,22
0,22
0,032
0,053
0,064
0,065
0,066
4.1.2.3 Kristalline Gesteine
Der Gewinnungsfaktor der kristallinen Gesteine basiert auf dem in Abb. 4-3
veranschaulichten Erschließungskonzept nach /JUNG ET AL 2002/. Es entspricht einer
Aneinanderreihung des Modells für die Störungen. Abb. 4-3 zeigt die Ebene der Injektionsund Produktionsbohrung senkrecht zu den künstlich geschaffenen Rissflächen, die in
Abständen von jeweils 340 m parallel im Kristallingestein zu schaffen sind.
Abb. 4-3: Erschließungsschema für kristalline Gesteine; d = Abstand der Rissflächen, h = Höhe der
Rissflächen, TIN = Ebene der Injektionsbohrung, TEX = Ebene der Produktionsbohrung; nach /JUNG ET
AL 2002/
Die eingezeichneten Auskühlungsbereiche für die Ebene der Injektionsbohrung (TIN)
und der Produktionsbohrung (TEX) gelten für eine Nutzungsdauer von 25 a und einer
32
Temperaturleitfähigkeit von 10-6 m2/s bei gleichzeitiger Nutzung der Rissflächen. Am Ende
dieses Zeitraums ist die Auskühlungsfront erst bei d/4 angekommen. Somit liegt eine
ausreichend konservative Abschätzung vor, damit die einzelnen Rissflächen sich thermisch
gegenseitig nicht beeinflussen /JUNG ET AL 2002/. Die Temperaturkurve TIN nimmt in der
Ebene der Injektionsbohrung den tiefsten Wert an. Auf dem Weg zur Förderbohrung wird die
Wärme aus dem Gestein aufgenommen, so dass der ausgekühlte Bereich in der Ebene der
Produktionsbohrung TEX weniger tief in den Untergrund reicht.
Nimmt man wie bei den Störungen an, dass die Rissflächen punktförmig von den
Bohrungen durchörtert werden und sich demzufolge ein Dipolströmungsfeld in den
Rissflächen ausbildet, können dieselben Gewinnungsfaktoren wie bei den Störungen
verwendet werden (Tabelle 4-3).
4.1.2.4 Gewinnungsfaktoren für die drei Reservoirtypen
Der Wirkungsgrad η der Stromerzeugung wird von /KABUS 2002/ für die geothermische
Stromerzeugung nach Abb. 4-4 angegeben. Hierbei wird der Kraftwerkseigenverbrauch, vor
allem der Energieeinsatz für die benötigten Tiefpumpen vorerst vernachlässigt, da keine
pauschalen Aussagen über deren Leistung getroffen werden können.
Wirkungsgrad geothermischer
Stromerzeugung
16%
15%
14%
13%
12%
11%
10%
9%
8%
7%
6%
100
120
140
160
180
200
220
240
Thermalwassertemperatur in °C
Abb. 4-4: Wirkungsgrad der geothermischen Anlagen zur Stromerzeugung in Abhängigkeit der
Thermalwassertemperatur /KABUS 2002/
In Tabelle 4-3 sind die nach Gleichung (4.8) ermittelten Werte für den
Gewinnungsfaktor R0 für die 3 Reservoirtypen sowie der Wirkungsgrad η der
Stromerzeugung nach /KABUS 2002/ für die unterschiedlichen Temperaturintervalle
aufgelistet. Diese Werte werden für die Berechnungen des technischen Angebotspotenzials
verwendet. Demnach können im ungünstigsten Fall 0,25 % des Wärmeinhalts des Reservoirs
als elektrische Energie gewonnen werden, im günstigsten Fall sind es 2,7 %.
Obwohl bei diesen theoretischen Überlegungen bewusst auf allzu optimistische
Annahmen verzichtet wird, können sich in der Praxis zusätzliche Einschränkungen ergeben,
die den Gewinnungsfaktor weiter reduzieren. So könnten z. B. die Heißwasseraquifere und
die Störungen an vielen Lokationen die geforderte Mindest-Transmissibilität nicht erreichen.
33
Die mit den Gewinnungsfaktoren aus Tabelle 4-3 ermittelten technischen Potenziale sind
deshalb als obere Grenzwerte zu verstehen.
Tabelle 4-3: Gewinnungsfaktor R0 und Wirkungsgrad η für die drei Reservoirtypen und
Temperaturintervalle /JUNG ET AL 2002/
Heißwasseraquifere
Störungen
Kristalline
Gesteine
R0 [%]
R0 [%]
R0 [%]
η [%]
Temperaturintervalle [°C]
Strom
KWK
Strom
KWK
Strom
KWK
100 bis 130
14
27
2,4
3,2
2,4
3,2
10,3
130 bis 160
18
28
4,0
5,3
4,0
5,3
11,7
160 bis 190
21
29
4,6
6,4
4,6
6,4
12,6
5,0
6,5
5,0
6,5
13,1
5,3
6,6
13,5
190 bis 220
220 bis 250
Das geothermische Stromeingangspotenzial Q ergibt sich aus der nutzbaren
Wärmemenge H1 des technischen Angebotpotenzials und dem Wirkungsgrad η nach
Gleichung (4.10).
Q= η . H1
4.2
Q
geothermisches Stromeingangspotenzial
η
H1
Wirkungsgrad der stromerzeugenden Anlage
nutzbare Wärmemenge
(4.10)
Angebotspotenzial – Ergebnisse
Potenziell nutzbare Trägergesteine in Deutschland werden im Folgenden beschrieben, ihre
räumliche Verteilung aufgezeigt und jeweils die Ergebnisse der Potenzialberechnungen
dargestellt.
4.2.1
Heißwasseraquifere
Die Anforderungen, die an solche Horizonte gestellt werden, lassen sich aus bisher
realisierten Projekten zur Wärmebereitstellung ableiten. So wird für eine geothermische
Nutzung eine Nutzporosität von 20 %, eine Permeabilität von 0,5 10-12 m² und eine
Nettomächtigkeit von 20 m gefordert /KALTSCHMITT ET AL 1999/.
Zur Berechnung des Wärmeinhalts der Heißwasseraquifere werden zunächst
Isothermenkarten des Top der stratigrafischen Einheiten verwendet. In den Karten werden die
Gebiete gekennzeichnet, die zu einem bestimmten Temperaturintervall gehören und ihre
Flächengröße wird mit einem Zeichenprogramm ermittelt. Zur Bestimmung des Volumens
34
wird diese Fläche mit der Nettomächtigkeit des Heißwasseraquifers multipliziert. Bei großen
regionalen Unterschieden der Nettomächtigkeit werden Teilflächen mit jeweils konstanter
durchschnittlicher Nettomächtigkeit innerhalb der Gesamtflächen abgegrenzt. Als
Gesteinstemperatur wird die mittlere Temperatur des jeweiligen Temperaturintervalls
eingesetzt. Da dem ganzen Verfahren die Temperaturen am Top der stratigrafischen Einheit
zugrunde liegen, werden die Aquifertemperaturen tendenziell leicht unterschätzt.
4.2.1.1 Norddeutsches Becken
Im Norddeutschen Becken werden als potenzielle Aquifere die Sandsteine des OberRotliegend näher betrachtet und von /JUNG ET AL 2002/ folgendermaßen beschrieben: Die
Sandsteine des Norddeutschen Beckens bestehen aus Sand- und Tonsteinen sowie aus
evaporitischen Gesteinen (Sulfate, Steinsalz). Sie kamen in einem Kontinentalbecken mit
einer Ausdehnung von Polen bis England zur Ablagerung. Das paläogeografische Bild wird
durch die weitflächige Verbreitung eines Salzsees gekennzeichnet. Von Süden nach Norden
ist eine Verzahnung von kontinentalen Sedimenten fluviatilen und äolischen Ursprungs mit
den Küsten- und Salzsee-Ablagerungen des nördlicheren zentraleren Beckens zu beobachten.
Die Mächtigkeit des sedimentären Rotliegend variiert im Untersuchungsgebiet stark.
Während für den südlichen Beckenbereich Mächtigkeiten zwischen 100 und ca. 700 m
charakteristisch sind, enthält das östliche Teilbecken Rotliegend-Sedimente von bis zu
/BRÜCKNER-RÖHLING ET AL 1994/.
Ursache
für
diese
2 000 m
Mächtigkeit
Mächtigkeitsunterschiede ist die Anlage lokaler, tektonisch gesteuerter Senken und
Grabenstrukturen, die im Einzelnen unterschiedliche Subsidenzraten aufweisen. In diesen
Grabenstrukturen können im Basisbereich des sedimentären Rotliegend Sandsteine mit guten
Speichergesteinseigenschaften und erheblicher Mächtigkeit (bis ca. 500 m) angetroffen
werden (u. a. /DRONG ET AL 1982/, /GAST 1988/, /PLEIN 1995/). Gebiete mit SalzseeSedimenten werden als potenzielle Aquifere ausgeschlossen.
Für das Top des sedimentären Rotliegend sind für das Untersuchungsgebiet Tiefenlagen
zwischen 4 000 und 5 000 m charakteristisch. Gegen Nord-Nord-Ost sowie gegen Süden
steigt die Tiefenlage kontinuierlich an. An der nördlichen Verbreitungsgrenze liegt sie bei ca.
2 500 m. Im Bereich zwischen Bielefeld und Göttingen kann sie bis auf ca. 1 000 m unter NN
ansteigen.
Bei /JUNG ET AL 2002/ werden Transmissibilitäten der Rotliegendsandsteine mit in max.
10 % der Fälle >2 Dm angenommen, da sie im Norddeutschen Becken großen Schwankungen
unterworfen sind. In den Lagerstättenbereichen der Rotliegend-Gase werden für die
Sandsteine Nettomächtigkeiten von durchschnittlich 50 m, in den übrigen
Verbreitungsgebieten Nettomächtigkeiten der Sandsteine von durchschnittlich ca. 20 m
angenommen /JUNG ET AL 2002/.
Abb. 4-5 zeigt die Temperaturintervalle am Top des sedimentären Rotliegend. Während
in den zentralen Bereichen des Norddeutschen Beckens das Intervall 130 bis 160 °C
vorherrscht, sinken die Temperaturen zu den Randgebieten bis unter 100 °C kontinuierlich ab.
Höhere Temperaturen des Temperaturintervalls 160 bis 190 °C finden sich nur in einem
35
begrenzten Gebiet zwischen Hannover und Celle sowie zwischen Wittenberge und der
Müritz.
Abb. 4-5: Temperaturen Top Rotliegend, Norddeutsches Becken (nach /JUNG ET AL 2002/)
Die geothermischen Strom- und Wärmepotenziale sind in Tabelle 4-4 für die
unterschiedlichen Temperaturintervalle angegeben. Das Potenzial an elektrischer Energie liegt
bei 210 GWa.
Tabelle 4-4, Teil 1: Potenziale Heißwasseraquifere Rotliegend nach /JUNG ET AL 2002/
Theoretisches Angebotspotenzial
Temperatur- durchschnittl.
Fläche
intervall
Nettomächtigkeit
[°C]
[m]
[km2]
20
15.620
100 bis 130
50
1.730
100 bis 130
20
31.400
130 bis 160
50
4.350
130 bis 160
20
2.370
160 bis 190
Summe
Wärmekapazität
Dichte
[J/kgK]
[kg/m3]
840
840
840
840
840
2.600
2.600
2.600
2.600
2.600
Theoretisches
Angebotspotenzial
(heat in place)
[EJ]
72
20
190
46
17
340
36
Tabelle 4-4, Teil 2: Potenziale Heißwasseraquifere Rotliegend nach /JUNG ET AL 2002/
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
Temperatur- Durchschnittl. Gewinnungs- zur Stromerzeugung
Wirkungsgrad
intervall
Nettomächtig
faktor
nutzbare therm.
Stromerzeugung
keit
Energie
[°C]
[m]
[%]
[EJ]
[%]
20
14
10
10,3
100 bis 130
50
14
2,8
10,3
100 bis 130
20
18
34
11,7
130 bis 160
50
18
8,5
11,7
130 bis 160
20
21
3,6
12,6
160 bis 190
59
Summe
Technisches Angebotspotenzial (Kraftwärmekopplung)
Temperatur- Durchschnittl. Gewinnungsmaximal
intervall
Nettomächtigfaktor
gewinnbare
keit
thermische Energie
[°C]
[m]
[%]
[EJ]
20
27
19
100 bis 130
50
27
5,3
100 bis 130
20
28
52
130 bis 160
50
28
13
130 bis 160
20
29
5
160 bis 190
94
Summe
Elektrische
Energie
[GWa]
33
9
127
32
15
216
zur Stromerzeugung
nutzbare therm.
Energie
[EJ]
Wärmeanteil
10
2,8
34
8,5
3,6
59
9
2,5
18
4,5
1,4
36
[EJ]
Das theoretische Angebotspotenzial im Norddeutschen Becken liegt bei 340 EJ (Tabelle
4-4). Das größte Angebot ist mit 190 EJ im Temperaturintervall zwischen 130 und 160 °C zu
verzeichnen, wobei dieses Temperaturintervall auch flächenmäßig am weitesten verbreitet ist
(Tabelle 4-4 und Abb. 4-5). Das technische Angebotspotenzial liegt bei einer
Kraftwärmekopplung um die 94 EJ, wobei hiervon knapp 60 EJ thermisch nutzbare Energie
für die Stromerzeugung und weitere 36 EJ auf einem niedrigerem Temperaturniveau für eine
zusätzliche Wärmenutzung zur Verfügung stehen. An elektrischer Energie stehen theoretisch
216 GWa zur Verfügung. In Abb. 4-6 ist die gesamte nutzbare Energie für die
Strombereitstellung und für eine zusätzliche Wärmebereitstellung dargestellt. In dem
Temperaturintervall von 130 bis 160 °C ist mit 60 EJ der größte Anteil zu verzeichnen.
Nutzbare Wärm e in EJ
70
60
Wärmeanteil
50
Stromanteil
40
30
20
10
0
100 - 130
130 – 160
160 – 190
Tem peraturklassen in °C
Abb. 4-6: Theoretisches Angebotspotenzial des sedimentären Rotliegenden in Norddeutschland /JUNG
ET AL 2002/
37
4.2.1.2 Oberrheingraben
Im Oberrheingraben kommen der Obere Muschelkalk und der Buntsandstein als mögliche
Aquifere zur geothermischen Stromerzeugung in Betracht. Beide werden als Kluftaquifer
angesehen. Daher muss mit örtlich stark variierender Transmissibilität gerechnet werden.
Oberer Muschelkalk. Die hauptsächlich aus Kalk und Dolomit bestehenden
Flachmeerablagerungen des Oberen Muschelkalks sind im Oberrheingraben relativ
gleichförmig ausgebildet. Im Norden streichen sie bei Mannheim und Ludwigshafen aus.
Nördlich dieser Ausbisslinie ist der Obere Muschelkalk durch transgredierendes Tertiär
gekappt /HAENEL & STAROSTE 1988/. Die Tiefenlage des Top Oberer Muschelkalk erreicht
am östlichen Grabenrand Teufen von weniger als 1 000 m. Am westlichen Grabenrand liegt
das Top meist bei etwas über 1 000 m Teufe und fällt zum Zentrum hin stark ab. Nördlich von
Raststatt werden 4 200 m erreicht. Nach Süden hin nimmt die Teufe ab und es werden
maximal 2 600 m ereicht. Hierbei bleibt die Gesamtmächtigkeit im südlichen Teil des
Oberrheingrabens mit 70 bis 90 m relativ konstant. Im nördlichen Teil variieren die
Mächtigkeiten des Oberen Muschelkalks zwischen 50 und 110 m /HAENEL & STAROSTE
1988/. Das Wasserleitvermögen des Aquifers resultiert aus der Zerklüftung des Gesteins
/HÄNEL ET AL 1983/. Die Nettomächtigkeit dieses Kluftgrundwasserleiters wurde für das
gesamte Gebiet des Oberrheingrabens auf 20 % der Gesamtmächtigkeit geschätzt /HÄNEL ET
AL 1983/. Die Permeabilität wird mit ungefähr 500 mD beschrieben. Hieraus folgen Werte für
die Transmissibilitäten von 6 bis 11 10-12 m3.
In Abb. 4-7 und Abb. 4-8 sind die Temperaturintervalle für den Top Muschelkalk im
nördlichen und südlichen Teil des Oberrheingrabens kartiert. Die Karten basieren auf
Tiefenkarten des Top Muschelkalk von /HAENEL & STAROSTE 1988/. Das Temperaturintervall
160 bis 190 °C wird im Muschelkalk nur im nördlichen Teil des Oberrheingrabens erreicht
und nimmt eine Fläche von 360 km² ein. Den weitaus größeren Flächenanteil (vgl. Abb. 4-7,
Abb. 4-8 und Tabelle 4-5) machen Gebiete mit dem Temperaturintervall zwischen 130 und
160 °C und 100 bis 130 °C mit jeweils 1 100 km² aus.
Das berechnete geothermische Strom- und Wärmepotenzial ist in Tabelle 4-5 für die
jeweiligen Temperaturintervalle angegeben. Das Potenzial an elektrischer Energie liegt bei
7,6 GWa.
38
Abb. 4-7: Verteilung der Temperaturintervalle am Top des Muschelkalks im nördlichen
Oberrheingraben (deutscher Anteil) /JUNG ET AL 2002/
39
Abb. 4-8: Verteilung der Temperaturintervalle am Top des Muschelkalks im südlichen
Oberrheingraben (deutscher Anteil) /JUNG ET AL 2002/
40
Tabelle 4-5: Gesamtwärmepotenzial des Muschelkalks des Oberrheingrabens nach /JUNG ET AL 2002/
Theoretisches Angebotspotenzial
TemperaturFläche
Wärmekapazität
intervall
[°C]
[km2]
[J/kgK]
1.100
840
100 bis 130
1.100
840
130 bis 160
360
840
160 bis 190
Summe
Dichte
[kg/m3]
Theoretisches
Angebotspotenzial
[EJ]
2.600
2.600
2.600
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
Temperatur- Gewinnungs zur Stromerzeugung
Wirkungsgrad
intervall
faktor
nutzbare therm.
Stromerzeugung
Energie
[°C]
[%]
[EJ]
[%]
14
0,6
10,3
100 bis 130
18
1
11,7
130 bis 160
21
0,5
12,6
160 bis 190
2,1
Summe
Technisches Angebotspotenzial (Kraftwärmekopplung )
Temperatur- Gewinnungs maximal gewinnbare
Stromanteil
intervall
faktor
thermische Energie
[°C]
[%]
[EJ]
[EJ]
27
1,1
0,6
100 bis 130
28
1,6
1
130 bis 160
29
0,7
0,5
160 bis 190
3,4
2,1
Summe
4,1
5,7
2,2
12
Elektrische
Energie
[GWa]
1,9
3,7
1,9
7,5
Wärmeanteil
[EJ]
0,5
0,6
0,2
1,3
Der Muschelkalk im Oberrheingraben verfügt über ein theoretisches Angebotspotenzial
von 12 EJ (vgl. Tabelle 4-5), wobei aus dem Temperaturintervall 130 bis 160 °C 5,7 EJ
bereitstehen. Aus dem gesamten thechnischen Angebotspotenzial mit 3,4 EJ stehen
theoretisch knapp 2,1 EJ thermisch nutzbare Energie für eine Umwandlung der
Strombereitstellung und 1,3 EJ auf einem niedrigerem Temperaturniveau der
Wärmebereitstellung zur Verfügung. Es könnten insgesamt 7,5 GWa Strom bereitgestellt
werden. In Tabelle 4-6 ist das theoretische und technische Angebotspotenzial
zusammengefasst.
Tabelle 4-6: Anteile der Temperaturintervalle am theoretischen bzw. technischen Angebotspotenzial
des Muschelkalks des Oberrheingrabens
Temperaturintervall
[°C]
100 bis 130
130 bis 160
160 bis 190
Summe
Theoretisches
Angebotspotenzial
[EJ]
[%]
4,1
5,7
2,2
12
34
48
18
100
Technisches
Angebotspotenzial
[GWa]
[%]
1,9
3,7
1,9
7,5
25
49
25
100
41
Das größte Strompotenzial zeigt hier das Temperaturintervall 130 bis 160 °C mit
3,7 GWa, die Temperaturintervalle 100 bis 130 °C und 160 bis 190°C tragen mit jeweils
1,9 GWa je 25 % zum gesamten technischen Angebotspotenzial bei.
Wärmeinhalt in EJ
In Abb. 4-9 sind die Wärmeinhalte des technischen Angebotspotenzials der
Kraftwärmekopplung mit den jeweiligen Anteilen der maximal nutzbaren thermischen
Energie für die Strom- und zusätzliche Wärmebereitstellung dargestellt.
1,8
1,6
1,4
Wärmeanteil
Stromanteil
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
100 - 130 130 – 160 160 – 190
Temperaturintervalle in °C
Abb. 4-9: Technisches Erzeugungspotenzial Muschelkalk, Oberrheingraben /JUNG ET AL 2002/
Buntsandstein. Die vorwiegend klastischen Sedimente des Buntsandsteins, die als
terrestrische
bis
limnische
Sedimente
unter
weitgehend
gleichmäßigen
Sedimentationsbedingungen abgelagert wurden, sind im gesamten Gebiet des
Oberrheingrabes verbreitet. Am östlichen und westlichen Grabenrand erreicht die Oberkante
des Aquifers eine Teufenlage von ungefähr 1 000 m, welche bis zur Grabenmitte hin stark
zunimmt. Der Buntsandstein erreicht mit mehr als 4 200 m nördlich von Raststatt seine größte
Teufe. Die Gesamtmächtigkeit des Buntsandsteins wird von /SAUER ET AL 1981/ und /SAUER
& MUNCK 1979/ im Norden mit 100 m angegeben. Die Mächtigkeit steigt nach Süden hin bis
zur Höhe von Baden-Baden auf 450 m an und nimmt dann zum südlichen Teil des
Oberrheingrabens wieder bis auf eine Mächtigkeit von 50 m ab. Die Nettomächtigkeit wird
von /HÄNEL ET AL 1983/ mit 25 % angegeben; dieser Wert wird für die Berechnungen zum
Wärmeinhalt übernommen. Für den Kluftaquifer Buntsandstein wird generell eine
Permeabilität von 50 mD angenommen. Dieser Wert wird sicherlich nicht im ganzen Gebiet
erreicht, kann aber in Zonen intensiver Zerrüttung teilweise auch überschritten werden
/HÄNEL ET AL 1983/. Die daraus folgenden Transmissibilitäten liegen bei einem 25 %-igen
Anteil der Nettomächtigkeit an der Gesamtmächtigkeit bei 1 bis 6 10-12 m3.
In Abb. 4-10 und Abb. 4-11 sind die Temperaturintervalle für den Top Buntsandstein
für den nördlichen und südlichen Teil des Oberrheingrabens kartiert. Die Karten basieren auf
Tiefenkarten des Top Buntsandstein von /HAENEL & STAROSTE 1988/. Das Top
Buntsandstein erreicht im nördlichen Teil des Oberrheingrabens das Temperaturintervall 160
bis 190 °C, jedoch lediglich auf einer Fläche von 560 km².
42
Abb. 4-10: Verteilung der Temperaturintervalle am Top des Buntsandsteins im nördlichen
Oberrheingraben (deutscher Anteil) /JUNG ET AL 2002/
43
Abb. 4-11: Verteilung der Temperaturintervalle am Top des Buntsandsteins im südlichen
Oberrheingraben (deutscher Anteil) nach /JUNG ET AL 2002/
44
Das berechnete geothermische Strom- und Wärmepotenzial ist in Tabelle 4-7 für die
jeweiligen Temperaturintervalle angegeben. Das Strom-Potenzial liegt bei 58 GWa.
Tabelle 4-7: Potenziale des Buntsandsteins, Oberrheingraben nach /JUNG ET AL 2002/
Theoretisches Angebotspotenzial
TemperaturFläche
Wärmekapazität
intervall
[°C]
[km2]
[J/kgK]
1.100
840
100 bis 130
1.550
840
130 bis 160
560
840
160 bis 190
Summe
Dichte
[kg/m3]
Theoretisches
Angebotspotenzial
[EJ]
2.600
2.600
2.600
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
Wirkungsgrad
Temperatur- Gewinnungs- zur Stromerzeugung
Stromerzeugung
nutzbare therm.
intervall
faktor
Energie
[%]
[EJ]
[°C]
[%]
14
3,2
10,3
100 bis 130
18
7,6
11,7
130 bis 160
21
4,7
12,6
160 bis 190
16
Summe
Technisches Angebotspotenzial (Kraftwärmekopplung )
Temperatur- Gewinnungs- maximal gewinnbare
Stromanteil
intervall
faktor
thermische Energie
[°C]
[%]
[EJ]
[EJ]
100 bis 130
0,27
6,1
3,2
130 bis 160
0,28
12
7,6
160 bis 190
0,29
6,4
4,7
Summe
24
16
23
42
22
87
Elektrische
Energie
[GWa]
11
28
19
58
Wärmeanteil
[EJ]
2,9
4,1
1,8
8,8
Das theoretische Angebotspotenzial des Buntsandsteins liegt in dem
Temperaturbereich von 100 bis 190 °C und erreicht insgesamt 87 EJ. 42 EJ werden hierbei
vom Temperaturintervall 130 bis 160 °C eingenommen. Das gesamte aus dem Buntsandstein
des Oberrheingrabens theoretisch zu erzeugende Strompotenzial beträgt als technisches
Angebotspotenzial 58 GWa. Hierbei liegt das größte technische Angebotspotenzial im
Temperaturintervall zwischen 130 und 160 °C mit knapp 8 EJ. Etwas über 4 EJ liegen im
Temperaturintervall zwischen 160 und 190 °C vor. Diese Temperaturintervalle liegen
vorwiegend im nördlichen Teil des Oberrheingrabens. Aus einem niedrigerem
Temperaturintervall stehen aus dem technischen Angebotspotenzial zusätzlich 8,8 EJ für eine
Wärmebereitstellung zur Verfügung.
Abb. 4-12 zeigt den Strom- und Wärmeanteil des thermisch nutzbaren
Energieangebots des Buntsandsteins im Oberrheingraben nach Temperaturintervallen
geordnet. Das größte technische Erzeugungspotenzial liegt im Temperaturintervall zwischen
130 und 160 °C mit knapp 8 EJ. Etwas über 4 EJ liegen im Temperaturintervall zwischen 160
und 190 °C vor. Diese Temperaturintervalle liegen vorwiegend im nördlichen Teil des
Oberrheingrabens.
45
Wärmeinhalt in EJ
14
Stromanteil
12
Wärmeanteil
10
8
6
4
2
0
100 - 130
130 – 160 160 – 190
Temperaturintervalle in °C
Abb. 4-12: Technisches Erzeugungspotenzial Buntsandstein, Oberrheingraben
Gesamtes Potenzial. Das gesamte theoretische Erdwärmepotenzial der nutzbaren Aquifere
des Oberrheingrabens beträgt 99 EJ. In Abb. 4-13 sind die Potenziale nach
Temperaturintervallen und Aquifer dargestellt.
35
Muschelkalk
Buntsandstein
50
40
30
20
10
0
100 - 130
130 – 160
160 – 190
Temperaturintervalle in °C
Technisches Strompotenzial
in GWa
Theoretisches Angebotspotenzial
in EJ
60
30
Buntsandstein
25
Muschelkalk
20
15
10
5
0
100 - 130
130 - 160
160 - 190
Temperaturintervalle in °C
Abb. 4-13: Theoretisches (links) und technisches Angebotspotenzial (Stromgewinnung, rechts) des
Oberrheingrabens
Das theoretische Erdwärmepotenzial (Heat in Place) des Oberrheingrabens reduziert
sich durch den Geometriefaktor und die technischen Determinanten auf das theoretisch
nutzbare Potenzial. Es liegt um eine Größenordnung niedriger als das theoretische
Erdwärmepotenzial. Die größeren Potenziale liegen im Buntsandstein und hier knapp 50 %
im Temperaturintervall zwischen 130 und 160 °C.
4.2.1.3 Süddeutsches Molassebecken
Das Süddeutsche Molassebecken wird bei /JUNG ET AL 2002/ folgendermaßen beschrieben:
Der nördlichen Rand der helvetischen Fazies begrenzt das süddeutsche Molassebecken im
Süden /FRISCH ET AL 1992/. In diesem Gebiet sind die hydraulischen Durchlässigkeiten so
46
gering /KIRALY 1991/, dass mit keiner nennenswerten Fördermenge gerechnet werden kann.
Besonders hohe Ressourcen liegen im Raum um München und im Bereich südwestlich des
Landshut-Neuöttinger Hochs. Hier lassen sich, im Wesentlichen bedingt durch die relativ
hohen Temperaturen und die guten Durchlässigkeiten, große Energiemengen entnehmen.
Da die Schichten des süddeutschen Molassebeckens von der Donau aus nach Süden
unter die Alpen einfallen, können hohen Temperaturen im grundwasserführenden Malm nur
im Süden auftreten. In Abb. 4-14 sind die Bereiche mit Temperaturen über 100 °C kartiert.
Im ostbayerischen Teil des Molassebeckens werden im Malm Temperaturen von 100 °C
nicht erreicht, obwohl sehr gute Reserven für die geothermische Energiegewinnung
vorhanden sind und auch genutzt werden (Anlage Simbach-Braunau, Bäderdreieck). Erst im
südlicheren, d. h. im oberösterreichischen Teil wird die Grenze von 100 °C überschritten und
in der Anlage Altheim auch zur Stromerzeugung genutzt /PERNECKER 1999/.
Abb. 4-14: Geothermische Ressourcen des Malm im Zentralbereich des süddeutschen Molassebeckens
(aus /SCHULZ & JOBMANN 1989/).
Im Westmolassegebiet ist als Aquifer im Liegenden des Malm nur der Obere
Muschelkalk (Trigonodusdolomit) zu nennen /KLEEFELDT ET AL 1984/. Temperaturen über
100 °C werden hier östlich des Bodensees im Raum Ravensburg erreicht /HÄNEL &
STAROSTE 1988/. Die geothermischen Ressourcen für dieses Gebiet (Durchschnittstemperatur
105 °C) wird mit 0,03 EJ abgeschätzt /KLEEFELDT ET AL 1984/. Eine geothermische
Stromerzeugung ist kaum realisierbar, da die Nettomächtigkeit des Aquifers wahrscheinlich
unter 10 m liegt /JUNG ET AL 2002/.
47
Im Hangenden des Malm kommen nur Schichten im äußersten Süden des
Molassebeckens in Frage, also in den Bereichen, in denen der Malm Temperaturen deutlich
über 100 °C hat. Lokal von Bedeutung ist der Gault (Unterkreide)-Sandstein im Wasserburger
Trog /HAENEL & STAROSTE 1988/. Im Bereich Hofolding/Darching wird das theoretische
Angebotspotenzial mit Temperaturen über 100 °C mit 1,6 EJ abgeschätzt /KLEEFELDT ET AL
1984/. Das technische Erzeugungspotenzial für dieses lokale Vorkommen liegt bei
ausschließlicher Stromerzeugung bei 0,7 EJ. Für das Gesamtpotenzial spielt dieser Anteil nur
eine geringe Rolle; für konkrete Projekte in diesem Gebiet kann aber durch das
Vorhandensein von zwei Aquiferen (Malm und Gault) das Fündigkeitsrisiko wesentlich
herabgesetzt werden.
Das berechnete geothermische Strom- und Wärmepotenzial des Malmkarstes und der
beiden weniger bedeutenden Aquifere ist in Tabelle 4-8 für die jeweiligen
Temperaturintervalle angegeben.
Tabelle 4-8: Potenziale süddeutsches Molassebecken (eigene Berechnungen und /JUNG ET AL 2002/)
Theoretisches Angebotspotenzial
Temperatur- Fläche Wärmekapazität
intervall
[J/kgK]
[°C]
[km2]
100 bis 130
2.320
840
Malm
100 bis 130
196
840
Muschelkalk
100 bis 130
1.264
840
Unterkreide
Summe
Dichte
[kg/m3]
Theoretisches
Angebotspotenzial
[EJ]
2.600
2.600
2.600
35,7
0,2
5,0
40,9
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
TemperaturFläche
zur Stromerzeugung
Wirkungsgrad
intervall
nutzbare therm. Energie Stromerzeugung
[°C]
[km2]
[EJ]
[%]
5
10,3
100 bis 130
2.320
Malm
0,03
10,3
196
Muschelkalk 100 bis 130
0,7
10,3
100 bis 130
1.264
Unterkreide
5,7
Summe
Technisches Angebotspotenzial (Kraftwärmekopplung)
Temperaturmaximal
zur
intervall
gewinnbare
Stromerzeugung
thermische Energie nutzbare therm.
Energie
[°C]
[EJ]
[EJ]
100 bis 130
9,6
5
Malm
0,06
0,03
Muschelkalk 100 bis 130
100 bis 130
1,4
0,7
Unterkreide
11,1
5,7
Summe
Elektrische
Energie
[GWa]
16,44
0,10
2,30
18,82
Wärmeanteil
[EJ]
4,6
0,03
0,7
5,3
Das theoretische Angebotspotenzial beträgt 40,9 EJ. Insgesamt liegt ein technisches
Angebotspotenzial von 18,82 GWa vor, wobei hiervon 16,44 GWa aus dem Malm stammen.
Die Unterkreide trägt mit 2,3 GWa zum technischen Angebotspotenzial bei. Aus den
niedrigeren Temperaturintervallen liegt noch zusätzlich ein Wärmeanteil von 5,3 EJ vor.
Auch trägt mit 4,6 EJ der Malm den größeren Anteil bei.
48
Zusammenfassend ist das technische
Molassebeckens in Abb. 4-15 dargestellt.
Angebotspotenzial
des
süddeutschen
Wärmeinhalt in EJ
10
Wärmeanteil
8
Stromanteil
6
4
2
Unterkreide
Malm
Muschelkalk
0
Abb. 4-15: Technisches Angebotspotenzial des süddeutschen Molassebeckens
Der größte Anteil liegt mit 9,6 EJ im Malm; der Anteil des Muschelkalks und der
Unterkreide tragen mit einem geringeren Anteil mit knapp 1,5 EJ zum technischen
Angebotspotenzial bei.
4.2.1.4 Gesamtpotenzial
Das technische Angebotspotenzial der bedeutendsten Heißwasseraquifere in Deutschland ist
in Tabelle 4-9 zusammengestellt. Das Strompotenzial für ganz Deutschland beträgt 300 GWa.
Das größte Potenzial haben wegen ihrer großen flächenhaften Verbreitung die RotliegendSandsteine des Norddeutschen Beckens, gefolgt vom Buntsandstein-Aquifer des
Oberrheingrabens und dem Malmkarst des süddeutschen Molassebeckens. Zusätzlich zur
elektrischen Energie steht ein Wärmeanteil von insgesamt 50 EJ zur Verfügung.
Tabelle 4-9: Technisches Angebotspotenzial der Heißwasser-Aquifere in Deutschland nach /JUNG ET
AL 2002/
Norddeutsches Becken
Oberrheingraben Buntsandstein
Oberrheingraben Muschelkalk
Süddeutsches Molassebecken Malm
Summe
nutzbare therm.
Energie [EJ]
Elektrische Energie
[GWa]
Wärmeanteil
[EJ]
59
16
2,1
5,7
82,8
215
58
7,5
18,8
300
36
8,7
1,2
4,5
50
Die Verteilung des Strompotenzials auf die unterschiedlichen Temperaturintervalle ist
Tabelle 4-10 zu entnehmen. Vom gesamten Strompotenzial entfallen zwei Drittel auf das
Temperaturintervall 130 bis 160 °C, rund 25 % auf das Temperaturintervall 100 bis 130 °C
und knapp 15 % auf das Temperaturintervall 160 bis 190 °C. Höhere Temperaturen kommen
nicht vor. Alle Aquifere mit Ausnahme des Malmkarstes haben ihr größtes Strompotenzial in
dem Temperaturintervall 130 bis 160 °C. Der Buntsandstein des Oberrheingrabens hat mit
49
rund 30 % einen relativ hohen Anteil seines Strompotenzials im Temperaturintervall 160 bis
190 °C und ist daher der thermisch beste Aquifer. Dies gilt umso mehr, als diese Temperatur
im Oberrheingraben in geringerer Tiefe erreicht wird als z. B. im Norddeutschen Becken. Der
Anteil des Potenzials in Temperaturintervall 160 bis 190 °C ist bei den anderen Aquiferen
deutlich niedriger. Der vom Temperaturniveau her ungünstigste Aquifer ist der Malmkarst,
dessen Potenzial trotz relativ großer Tiefenlage ausschließlich in das Temperaturintervall 100
bis 130 °C fällt. Dies mindert den Wert dieses Aquifers, der hinsichtlich der Transmissibilität
wahrscheinlich der beste Aquifer ist. An zweiter und dritter Stelle liegen bei der
Transmissibilität der Muschelkalk und der Buntsandstein des Oberrheingrabens. Die
Rotliegend-Sandsteine des Norddeutschen Beckens haben in weiten Bereichen ihrer großen
Gesamtfläche wahrscheinlich deutlich geringere Transmissibilitätswerte /JUNG ET AL 2002/.
Tabelle
4-10:
Technisches
Angebotspotenzial
(ausschließliche
Heißwasseraquifere nach Temperaturintervallen /JUNG ET AL 2002/
Temperaturintervall
[°C]
100 bis 130
130 bis 160
160 bis 190
Summe
4.2.2
nutzbare therm. Energie
[EJ]
2,2
6,0
1,3
9,4
Stromerzeugung)
der
Elektrische Energie
[GWa]
70
190
40
300
Störungen
Es werden nur bedeutende Tiefenstörungen ausgewählt, von denen vermutet werden kann,
dass sie bis in mindestens 7 km Tiefe reichen /JUNG ET AL 2002/. Dies resultiert aus der
Vernachlässigung regionaler Unterschiede des geothermischen Gradienten in Deutschland für
die Abschätzung des Wärmeinhalts Q1. Der durchschnittliche geothermische Gradient
(d. h. 30 K/km) wird für gesamt Deutschland angenommen. Störungen, die näher als 5 km
beieinander liegen, werden zusammengefasst. Die Schnittlinien einer Störung mit der
Oberfläche wird in den Karten als diskrete Linie dargestellt, obwohl es sich meist um
Bruchzonen handelt /EISBACHER 1991/. Für das Gebiet der heutigen Bundesrepublik
Deutschland liegt bei /JUNG ET AL 2002/ eine Gesamt-Karte der Tiefenstörungen vor. Die
Störungskarte ist in Abb.4-16 dargestellt.
Zur Potenzialermittlung wird die Länge jeder einzelnen Störung in der Karte bestimmt
und addiert. Insgesamt ergibt sich für die Bundesrepublik Deutschland eine Gesamtlänge der
Tiefenstörungen von ca. 20 000 km /JUNG ET AL 2002/. Die Berechnung des theoretischen und
technischen Angebotspotenzials erfolgt nach der in Kapitel 4.1.2.2. beschriebenen
Vorgehensweise, wobei die Ergebnisse in Tabelle 4-11 detailliert aufgelistet sind.
Das theoretische Angebotspotenzial beträgt 8 700 EJ. Das Potenzial wird mit
zunehmender Teufe aufgrund der größer werdenden Temperaturintervalle, welche die
Störungen durchlaufen, größer. Das Strompotenzial der Störungen beträgt ca. 1 400 GWa und
ist damit um ein Vielfaches höher als das Strompotenzial der Heißwasser-Aquifere.
Zusätzlich stehen aus dem niedrigeren Temperaturniveau noch 120 EJ zur
Wärmebereitstellung zur Verfügung.
50
6°
10°
8°
12°
14°
Flensburg
N O
R
D
S
E
E
O
E
E
S
S
T
Stralsund
Kiel
54°
54°
Rostock
Lübeck
Hamburg
Stettin
Emden
Bremen
Elbe
E ms
Od
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Ha
r
v el
A l le
We
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Berlin
S pr ee
Hannover
52°
52°
R he
in
Staßfurt
Cottbus
ClausthalZellerfeld
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Dortmund
Leipzig
se
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Kassel
Elb
Ruhr
Halle
Dresden
Köln
Erfurt
Freiberg
Gera
Werra
Sa a
l
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Lahn
Ege r
Wiesbaden
Wiesbaden
Frankfurt
Praha
50°
M
50°
o s el
M a in
Legende
Würzburg
Störungen mit einer wahrscheinlichen
Reichweite bis in 7km Tiefe
Mo
Nürnberg
ld a
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Saarbrücken
Reg en
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Sa
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Rh
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Stuttgart
Do
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u
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Passau
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Ulm
Do n a
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Inn
München
48°
48°
Freiburg
r
Ille
Le
ch
Salzburg
Basel
Enn
re
Aa
s
Salzach
8°
10°
12°
Abb.4-16: Karte der Tiefenstörungen in Deutschland /JUNG ET AL 2002/
14°
51
Tabelle 4-11: Potenziale der Störungszonen in Deutschland, nach /JUNG ET AL 2002/
Theoretisches Angebotspotenzial
Temperatur- Teufen- Länge Wärmekapazität Dichte
intervall
intervall
[°C]
[km]
[km]
[J/kgK]
[kg/m³]
3
–
4
19.600
840
2.600
100 bis 130
4–5
19.600
840
2.600
130 bis 160
5–6
19.600
840
2.600
160 bis 190
6–7
19.600
840
2.600
190 bis 220
Summe
Theoretisches
Angebotspotenzial
[EJ]
1500
2000
2400
2800
8700
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
Temperatur- Teufen- GewinnungsZur Stromerzeugung
Wirkungsgrad
intervall
intervall
faktor
nutzbare therm. Energie Stromerzeugung
[°C]
[km]
[%]
[EJ]
[%]
3–4
2,4
36
10,3
100 bis 130
4–5
4,0
79
11,7
130 bis 160
5
–
6
4,6
110
12,6
160 bis 190
6–7
5,0
140
13,1
190 bis 220
370
Summe
Technisches Angebotspotenzial (Kraftwärmekopplung )
Temperatur- Teufen- GewinnungsMaximal gewinnbare
intervall
intervall
faktor
thermische Energie
[°C]
100 bis 130
130 bis 160
160 bis 190
190 bis 220
Summe
4.2.3
[km]
3–4
4–5
5–6
6–7
[%]
3,2
5,3
6,4
6,5
[EJ]
49
100
151
180
480
Zur Stromerzeugung nutzbare
therm. Energie
[EJ]
36
79
110
140
370
Elektrische
Energie
[GWa]
118
295
443
586
1.442
Wärmeanteil
[EJ]
12
25
42
42
120
Kristalline Gesteine
Zu den kristallinen Gesteinen, die für eine geothermische Stromerzeugung genutzt werden
können, zählen die Rotliegend-Vulkanite mit Temperaturen über 100°C in der norddeutschen
Tiefebene und die mittel- und süddeutsche Kristallinregion. Die Verbreitung dieser Gesteine
jeweils mit Temperaturen von mindestens 100 °C sind in Abb. 4-17 dargestellt.
In Norddeutschland stehen Rotliegend-Vulkanite unter z. T. mächtigen jungpaläozoischen bis
känozoischen Deckschichten in unterschiedlicher Teufe an. Die Verbreitung der Vulkanite,
die in ausreichend großer Teufe vorliegen, so dass am Top der Vulkanite Temperaturen von
über 100 °C auftreten, wird mit einer Fläche von ca. 63 000 km2 abgegrenzt /JUNG ET AL
2002/. Die mittel- und süddeutsche Kristallinregion ist ein Gebiet, in dem davon auszugehen
ist, dass variszisch geprägte kristalline Gesteine in Teufen ab 3 000 m mit durchschnittlichen
Temperaturen von 100 °C anstehen. Die auskartierte Fläche umfasst etwa 137 000 km² und
erstreckt sich von Mitteldeutschland bis nach Süddeutschland /JUNG ET AL 2002/. Bei einem
geothermischen Tiefengradienten von ca. 30 K/km ist in 7 000 m eine Temperatur von 210 °C
zu erwarten.
52
Der Oberrheingraben stellt einen Sonderfall der mittel- und süddeutschen
Kristallinregion dar. In diesem Areal ist der geothermische Gradient auf Grund der
geologischen Besonderheit als Grabenzone deutlich höher. Die Temperaturen im Kristallin
des Oberrheingrabens sind um etwa 30 °C höher als in vergleichbaren Teufen in der übrigen
Kristallinregion. Für dieses etwa 6 300 km² große Gebiet werden deshalb die entsprechenden
Potenzialabschätzungen gesondert durchgeführt.
Abb. 4-17: Gebiete mit Kristallingesteinen für die geothermische Stromerzeugung verändert nach /JUNG
ET AL 2002/
4.2.3.1 Norddeutsches Becken – Rotliegend-Vulkanite
Die höchsten Mächtigkeiten der Rotliegend-Vulkanite befinden sich mit einer flächenhaften
Verbreitung im östlichen Teil des Untersuchungsgebietes (Abb. 4-18 und Abb. 4-19). Es
bestehen starke Mächtigkeitsunterschiede von über 1 000 m im Raum Berlin bis hin zu
Mächtigkeiten über 2 500 m im Raum Neubrandenburg. Westlich der Linie Hannover - Celle
- Hamburg - Kiel ist die Verbreitung der Rotliegend-Vulkanite lückenhafter und die
Mächtigkeiten i. Allg. sehr viel geringer. Bei Bremen wurden Mächtigkeiten über 500 m
gemessen und in der Emssenke von über 100 m nachgewiesen. Andere Vorkommen sind
unbedeutend /Jung et al 2002/.
Die Tiefenlage der Vulkanitoberfläche liegt im Norddeutschen Becken i. Allg. zwischen ca.
4 000 und 5 500 m, lediglich im östlichen Teil liegt das Top bei ca. 3 000 bis 4 000 m. Im
zentralen Ablagerungsraum im Gebiet zwischen Hamburg und Müritz werden Tiefenlagen
von über 6 500 m erreicht. Zu den Randgebieten nach Norden und Süden steigt die
Vulkanitoberfläche kontinuierlich auf ca. 1 000 m und weniger an. Mit einem geothermischen
Gradienten von 30 K/1 000 m folgt die Temperaturverteilung der Tiefenlage der Vulkanite.
53
Abb. 4-18: Temperaturintervalle der Top Rotliegend Vulkanite /JUNG ET AL 2002/
Abb. 4-19: Temperaturintervalle der Rotliegend Vulkanite 1 000 m unter Top /JUNG ET AL 2002/
Die geothermischen Strom- und KWK-Potenziale sind in Tabelle 4-12
zusammengestellt. Das theoretische Angebotspotenzial des Kristallin im Norddeutschen
Becken beträgt 13 000 EJ. Hiervon können als technisches Angebotspotenzial 2 126 GWa
Strom und zusätzlich 190 EJ Wärme bereitgestellt werden. Im Temperaturintervall zwischen
160 und 190 °C liegen mit 885 GWa 40 % des Potenzials im Kristallin des Norddeutschen
Becken vor. Südöstlich von Schwerin liegt ein Bereich vor, in dem Temperaturen über 190 °C
erreicht werden.
54
Tabelle 4-12: Potenziale des Kristallin des Norddeutschen Becken nach /JUNG ET AL 2002/
Theoretisches Angebotspotenzial
Temperatur- Fläche Wärmekapazität
intervall
[°C]
[km²]
[J/kgK]
18.560
840
100 bis 130
840
130 bis 160 25.250
840
160 bis 190 24.550
840
190 bis 220 10.000
Summe
Dichte
[kg/m³]
2.600
2.600
2.600
2.600
Thermische Energie
(heat in place)
[EJ]
2.700
4.200
4.700
520
13.000
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
Temperatur- Gewinnungs- zur Stromerzeugung nutzbare Wirkungsgrad
intervall
faktor
thermische Energie
Stromerzeugung
[°C]
[%]
[EJ]
[%]
2,4
66
10,3
100 bis 130
4,0
170
11,7
130 bis 160
4,6
220
12,6
160 bis 190
5,0
93
13,1
190 bis 220
540
Summe
Technisches Angebotspotenzial (Kraftwärmekopplung)
Temperatur- Gewinnungs- maximal gewinnbare
zur Stromerzeugung
intervall
Faktor
thermische Energie
nutzbare thermische
Energie
[°C]
[%]
[EJ]
[EJ]
3,2
88
66
100 bis 130
5,3
220
170
130 bis 160
6,4
300
220
160 bis 190
6,5
120
93
190 bis 220
730
540
Summe
Elektrische
Energie
[GWa]
217
635
885
389
2.126
Wärmeanteil
[EJ]
22
55
82
28
190
4.2.3.2 Oberrheingraben
Der deutsche Teil des Oberrheingrabens ist auf seiner gesamten Fläche von ca. 6 300 km² von
Kristallin (Granit und Gneiss) unterlagert. Wie es für eine Grabenstruktur typisch ist, sind das
Kristallin und die überlagernden Sedimentgesteine in eine Vielzahl von Schollen zerbrochen,
die gegeneinander versetzt, verschoben oder verkippt sind. Die Teufe der Granitoberfläche ist
demzufolge sehr unterschiedlich und kann von weniger als 1 000 m am östlichen und
westlichen Grabenrand bis auf über 4 000 m im zentralen Teil absinken und liegt darüber
hinaus im Norden deutlich tiefer als im Süden /ORTLAM 1974/. Dies in Verbindung mit dem
komplexen Temperaturfeld, das z. B. unter Landau eine bedeutende Temperatur-Anomalie
aufweist, macht eine genaue Berechnung des Wärmeinhalts schwierig. Nach Sichtung
geologischer Längs- und Querprofile sowie von Isothermen-Profilen des Oberrheingrabens
(/HAENEL & STAROSTE 1988/, /KAPPELMEYER ET AL 1997/) wurden zur Vereinfachung
folgende Annahmen getroffen: Für die Kristallinoberfläche wird eine mittlere Teufe von
3 000 m angesetzt. Die Temperatur in dieser Teufe wird durchweg mit 130 °C angenommen,
liegt also um genau ein Temperaturintervall höher als in den anderen hier betrachteten
Regionen. Von dieser Teufe an wird ein normaler geothermischer Gradient von 30 K/km
55
veranschlagt. Diese Vereinfachung erscheint angesichts der Unsicherheit in den Daten
angemessen.
Die Ergebnisse der Potenzialabschätzung sind in Tabelle 4-13 zusammengestellt. Der
Wärmeinhalt (heat in place) beträgt ca. 10 000 EJ. Das Strompotenzial liegt bei ca.
2 000 GWa. Im Oberrheingraben befindet sich wegen des erhöhten Temperaturgradienten das
Temperaturintervall zwischen 220 und 250 °C. Hier ist auch mit 733 GWa das größte
technische Angebotspotenzial des Oberrheingrabens anzutreffen. Der gesamte zusätzlich zur
Verfügung stehende Wärmeanteil beträgt 140 EJ.
Tabelle 4-13: Potenziale des Kristallin des Oberrheingraben /JUNG ET AL 2002/
Theoretisches Angebotspotenzial
Temperatur- Teufen- Fläche Wärmekapazität Dichte
intervall
intervall
[°C]
[km]
[km²]
[J/kgK]
[kg/m³]
3
–
4
6.300
840
2.600
130 bis 160
4–5
6.300
840
2.600
160 bis 190
5–6
6.300
840
2.600
190 bis 220
6–7
6.300
840
2.600
220 bis 250
Summe
Thermische Energie
(heat in place)
[EJ]
1.900
2.300
2.700
3.100
9.900
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
Temperatur- Teufen- Gewinnungszur StromerzeuWirkungsgrad
intervall
intervall
faktor
gung nutzbare thermische Stromerzeugung
[°C]
[km]
[%]
Energie [EJ]
[%]
3–4
4,0
75
11,7
130 bis 160
4–5
4,6
110
12,6
160 bis 190
5–6
5,0
140
13,1
190 bis 220
6–7
5,3
170
13,5
220 bis 250
480
Summe
Technisches Angebotspotenzial (Kraftwärmekopplung)
Temperatur- Teufen- Gewinnungsmaximal gewinnbare
intervall
intervall
faktor
thermische Energie
[°C]
[km]
[%]
[EJ]
3
–
4
5,3
99
130 bis 160
4–5
6,4
150
160 bis 190
5–6
6,5
180
190 bis 220
6–7
6,6
210
220 bis 250
620
Summe
Elektrische
Energie
[GWa]
280
443
586
733
2.041
Stromanteil
Wärmeanteil
[EJ]
[EJ]
75
110
140
170
480
24
40
40
40
140
4.2.3.3 Mittel- und süddeutsches Kristallingebiet
In Süddeutschland ist die Kristallinoberfläche in einer Teufe von 3 000 m flächendeckend
verbreitet. Nach Norden wird dieses Gebiet durch die Hunsrück-Taunus-Südrandstörung,
durch die Nordbegrenzung der nördlichen Phyllitzone sowie den Wittenberger Abbruch und
die Lausitzer Hauptabbrüche begrenzt. Im Süden im Alpenvorland taucht die Kristallinzone
gegen die Faltenmolasse ab; die Tiefenlage der Kristallinoberfläche fällt kontinuierlich auf
4 500 bis 5 500 m unter NN /JUNG ET AL 2002/.
56
Das mittel- und süddeutsche Kristallingebiet nimmt mit einer Fläche von ca.
137 000 km² fast 40 % der Fläche Deutschlands ein /JUNG ET AL 2002/. Da in weiten
Bereichen dieser Region nur wenige Tiefbohrungen vorhanden sind, wird ein einheitlicher
Temperaturgradient von 30 K/km für das Gesamtgebiet angesetzt /JUNG ET AL 2002/. Die
Potenzialabschätzungen für dieses Gebiet sind in Tabelle 4-14 detailliert aufgelistet.
Tabelle 4-14: Potenziale des Kristallins des Süddeutschen Molassebeckens /JUNG ET AL 2002/
Theoretisches Angebotspotenzial
Temperatur- Teufen- Fläche
intervall
intervall
[°C]
[km]
[km²]
3–4
137.000
100 bis 130
4–5
137.000
130 bis 160
5–6
137.000
160 bis 190
6–7
137.000
190 bis 220
Summe
Wärmekapazität
[J/kgK]
Dichte
[kg/m³]
840
840
840
840
Thermische Energie
(heat in place)
[EJ]
2.600
2.600
2.600
2.600
31.000
40.000
49.000
58.000
180.000
Technisches Angebotspotenzial (ausschließliche Stromerzeugung)
Temperatur- Teufen- Gewinnungszur Stromerzeugung
Wirkungsgrad
intervall
intervall
faktor
nutzbare therm. Energie Stromerzeugung
[°C]
[km]
[%]
[EJ]
[%]
3–4
2,4
760
10,3
100 bis 130
4–5
4,0
1.600
11,7
130 bis 160
5–6
4,6
2.300
12,6
160 bis 190
6
–
7
5,0
2.900
13,1
190 bis 220
7.600
Summe
Technisches Angebotspotenzial
Temperatur- Teufen- Gewinnungsintervall
intervall
faktor
[°C]
[km]
[%]
3–4
3,2
100 bis 130
4–5
5,3
130 bis 160
5–6
6,4
160 bis 190
6–7
6,5
190 bis 220
Summe
Elektrische
Energie
[GWa]
2.499
5.977
9.253
12.130
29.859
maximal gewinnbare
thermische Energie
[EJ]
Stromanteil
Wärmeanteil
[EJ]
[EJ]
1.000
2.200
3.200
3.800
10.000
760
1.600
2.300
2.900
7.600
250
53
87
870
2.500
Das theoretische Angebotspotenzial im Kristallin des süddeutschen Molassebeckens
beträgt 180 000 EJ. Hiervon könnten als technisches Angebotspotenzial knapp 30 000 GWa
Strom erzeugt werden. Zusätzlich stehen auf einem niedrigerem Temperaturniveau noch
2 500 EJ zur Wärmebereitstellung zur Verfügung.
4.2.3.4 Gesamtpotenzial
Die Strom- und KWK-Potenziale der kristallinen Gesteine für Deutschland sind in Tabelle
4-15 wiedergegeben. Wegen seiner Größe besitzt das mittel- und süddeutsche Kristallingebiet
im Vergleich mit allen anderen Gebieten das mit Abstand größte Strom- und KWK-Potenzial.
57
Das Strompotenzial beträgt ca. 30 000 GWa (entspr. 15-fach Oberrheingraben, 14-fach
Norddeutsches Becken, 21-fach Störungszonen).
Tabelle 4-15: Potenziale des Kristallins nach Temperaturintervallen /JUNG ET AL 2002/
Elektrische Energie Wärme (Reinj. 30 °C)
[GWa]
[EJ]
Norddeutsches Becken
Oberrheingraben
Mittel- und süddeutsches
Kristallingebiet
Summe
2.126
2.041
29.859
190
140
2.500
34.016
2.800
Die Aufteilung des geothermischen Strom-Potenzials auf die Temperaturintervalle ist
in Tabelle 4-16 aufgelistet. Der Anstieg des Strompotenzials bis zum Temperaturniveau 190
bis 220 °C ist eine Folge der von Temperaturintervall zu Temperaturintervall steigenden
Temperatur, was einen entsprechenden Anstieg der nutzbaren Wärmemenge mit sich zieht. In
dem Temperaturintervall 220 bis 250 °C ist das Strom-Potenzial relativ klein, da das nutzbare
Energieangebot aus diesem Temperaturintervall nur im Oberrheingraben erreicht wird.
Tabelle 4-16: Strompotenzial der kristallinen Gesteine in Deutschland in den verschiedenen
Temperaturintervallen /JUNG ET AL 2002/
Temperaturintervall
[°C]
100 – 130
130 – 160
160 – 190
190 – 220
220 – 250
Summe
zur Strombereitstellung
nutzbares Energieangebot
[EJ]
88
230
350
440
22
1.100
HDRStrompotenzial
[GWa]
2.800
7.300
11.000
14.000
700
ca. 35.000
Abb. 4-20 zeigt einen Vergleich der Ergebnisse des theoretischen Angebotspotenzials
des Kristallins für die drei betrachteten Regionen aufgeteilt nach Temperaturintervallen.
10.000
1.000
in EJ
Wärmeinhalt (Heat in Place)
100.000
100
10
1
100 - 130
130 – 160
160 – 190
190 – 220
220 – 250
Temperaturintervall in °C
Norddeutschland
Mittel- und Süddeutsches Kristallingebiet
Abb. 4-20: Theoretisches Angebotspotenzial Kristallin
Oberrheingraben
58
Das mittel- und süddeutsche Kristallingebiet hat aufgrund seiner großen Fläche das mit
Abstand größte Potenzial. 88 % des Gesamtpotenzials fallen auf diesen Bereich und jeweils
6 % auf den Oberrheingraben und die Vulkanite des Norddeutschen Beckens.
Strompotenzial in GWa
Abb. 4-21 zeigt das Strompotenzial des technischen Angebotspotenzials nach
Temperaturintervallen geordnet für alle regionalen Bereiche in Deutschland.
100.000
10.000
1.000
100
10
1
100 - 130 130 - 160 160 - 190 190 - 220 220 - 250
Temperaturintervall in °C
Norddeutschland
Mittel- und Sueddeutsches Kristallin
Oberrheingraben
Abb. 4-21: Technisches Angebotspotenzial der ausschließlichen Strombereitstellung im Kristallin
Das Temperaturintervall 220 bis 250 °C wird lediglich im Oberrheingraben erreicht, hieraus
können 733 GWa bereitgestellt werden. Insgesamt steht aus der mittel- und süddeutschen
Kristallinzone aufgrund der Größe der weitaus meiste Anteil am Strompotenzial zur
Verfügung.
Die hohen Temperaturen, die große Anzahl tektonischer Störungen, die in ein HotDry-Rock-System miteinbezogen werden können, sowie die geringen Flüssigkeitsdrücke, die
dort zur Spalterzeugung aufgewendet werden müssen, machen den Oberrheingraben zum
aussichtsreichsten Gebiet für die Stromproduktion nach dem Hot-Dry-Rock-Konzept /JUNG ET
AL 2002/. Die Ergebnisse aus dem Europäischen Hot-Dry-Rock-Projekt Soultz, die auf den
deutschen Teil des Oberrheingrabens übertragbar sind, bestätigen dies /JUNG ET AL 2002/.
Über die Aussichten in den beiden anderen Regionen sind derzeit keine sicheren Aussagen
möglich. Die laufenden Forschungsvorhaben in Bad Urach (mittel- und süddeutsches
Kristallingebiet) und in Großschönebeck (Vulkanite des Norddeutschen Beckens) werden
erste Hinweise dafür liefern /JUNG ET AL 2002/.
4.2.4
Zusammenfassung
In der Summe lässt sich für Deutschland ein Stromerzeugungspotenzial der Geothermie von
insgesamt ca. 36 000 GWa ableiten. Für die betrachteten Ressourcen errechnet sich für die
nutzbaren Heißwasseraquifere in Deutschland ein technisches Stromerzeugungspotenzial von
insgesamt ca. 300 GWa. Aus den großen Störungszonen, die Deutschland durchziehen,
könnten weitere 1 450 GWa und aus dem Kristallin zusätzliche 34 000 GWa an elektrischer
59
Energie erzeugt werden. Das zusätzliche Potenzial an Wärme bei der KWK-Nutzung beträgt
etwa 3 000 EJ (Tabelle 4-17).
Tabelle 4-17: Geothermisches Strom- und KWK-Potenzial unterschiedlicher geothermischer
Lagerstätten
HDR
Störungszonen
Aquifere
Summe
Thermisch nutzbar für
Strombereitstellung
[EJ]
1.100
45
9,4
1.154
Elektrische Energie
KWK Wärmeanteil
[GWa]
34.016
1.442
300
35.758
[EJ]
2.800
120
50
2.970
Die gesamte Menge sollte wegen des Prinzips der Nachhaltigkeit, innerhalb eines sehr
langen Zeitraums erschlossen werden. Aufgrund der geringen Eigenwärmeerzeugung der
Gesteine, des relativ kleinen Wärmestromes aus dem Erdinnern und der vergleichsweise
schlechten Wärmeleitfähigkeit des Gesteins benötigt eine einmal abgekühlte
Gesteinformation einige Jahrhunderte oder länger, um wieder die ursprüngliche Temperatur
zu erreichen. Während dieser Zeit kann sie also nicht für die Energieerzeugung genutzt
werden. Aus diesem Grund wird hier davon ausgegangen, dass das errechnete Potenzial über
einen Zeitraum von 1 000 Jahren sukzessive abgebaut wird; innerhalb eines derart langen
Zeitraums sollten Modelle gefunden werden können, durch die sichergestellt werden kann,
dass auch nach diesem Zeitraum eine Stromerzeugung möglich ist /JUNG ET AL 2002/. Somit
ergibt sich jährlich in der Summe ein nachhaltiges (quasi regeneratives)
Stromerzeugungspotenzial von ca. 36 GWa für Deutschland.
4.3
Nachfragepotenzial
Durch eine Einordnung der geothermischen Stromerzeugung und der gekoppelten
geothermischen Strom- und Wärmeerzeugung ins deutsche Energiesystem lassen sich die
technischen Nachfragepotenziale bestimmen. Das technische Nachfragepotenzial
berücksichtigt damit zusätzlich nachfrageseitige Restriktionen.
4.3.1
Verbrauch an elektrischer Energie
Das gesamte Aufkommen an elektrischer Energie in Deutschland betrug im Jahr 2000 etwa
64,5 GWa /KALTSCHMITT ET AL 2002/. Dabei resultierten etwa 62,7 % aus mit fossilen
Energieträgern gefeuerten Wärmekraftwerken, ca. 30,2 % aus Kernkraftwerken, rund 4,4 %
aus der Wasserkraft, ca. 1,6 % aus Windkraft und 1,1 % aus Sonne, Biomasse, Müll und
Sonstige. Das gesamte Stromaufkommen für Deutschland ergibt sich zusammen mit dem
Stromaußenhandel. Dabei werden eine jährliche Einfuhr von 5,1 GWa und 5,9 GWa Ausfuhr
berücksichtigt / KALTSCHMITT ET AL 2002/.
Unter Einbeziehung des Kraftwerkseigenverbrauchs, des Pumpstromverbrauchs und der
Übertragungsverluste ermittelt sich daraus eine Verwendung an elektrischer Energie in
60
Deutschland von 55,2 GWa in 2000 /KALTSCHMITT ET AL 2002/. Von diesem
Inlandsaufkommen wurden etwa 44 % von der Industrie, rund 26 % von GHD (Handel,
Dienstleistungen, Gewerbe, Übrige), ca. 27 % von den Haushalten und weitere 3,4 % im
Verkehrssektor verbraucht.
4.3.2
Leitungsgebundener Wärmeverbrauch
Die Netzeinspeisung von Fernwärme ist seit 1990 fast konstant geblieben. Im Jahr 1998
wurde ca. 355,4 PJ Wärme in die Fernwärmenetze einspeist, die mit 551 PJ Brennstoffeinsatz
in den vorhandenen Heiz- und Heizkraftwerken bereitgestellt wurde /KALTSCHMITT ET AL
2002/. Rund ein Viertel dieser Fernwärmemenge wurde von der Industrie, drei Viertel von
den Haushalten und den GHD nachgefragt.
4.3.3
Technische Nachfragepotenziale
Im Folgenden wird das technische Nachfragepotenzial geothermischer Strombereitstellung
und gekoppelter Strom- und Wärmebereitstellung in Bezug zum gesamtdeutschen
Energieverbrauch erarbeitet.
Ausschließliche Stromerzeugung. Geothermische Stromerzeugung kann Grundlast
bereitstellen. Der Grundlaststromanteil in Deutschland liegt bei 60 % und wird somit auf ca.
33,1 GWa abgeschätzt. Dies stellt die Obergrenze für die integrierbaren Anteile einer
geothermischen Grundlaststromerzeugung in Deutschland dar.
Wird davon ausgegangen, dass geothermische Kraftwerke theoretisch auch Strom in der
Mittellast oder ein Teil der Spitzenlast bereitgestellt werden könnte, steigt dieses Potenzial
letztendlich auf etwa die Größenordnung der gegenwärtigen Bruttostromerzeugung an. Zur
sicheren, umweltfreundlichen und kostengünstigen Deckung der Nachfrage nach elektrischer
Energie in Deutschland wird allerdings ein Stromerzeugungsmix vorausgesetzt. Vor diesem
Hintergrund erscheint ein derart hoher Anteil geothermischer Stromerzeugung wenig sinnvoll
/KALTSCHMITT ET AL 2002/. Deshalb wird hier davon ausgegangen, dass durch geothermische
Kraftwerke maximal die Grundlast bereitgestellt wird. Damit errechnet sich ein technisches
Nachfragepotenzial einer ausschließlichen Stromerzeugung pro Jahr von rund 33,1 GWa.
Kraft-Wärme-Kopplung. Soll demgegenüber ausschließlich eine gekoppelte Wärme- und
Stromproduktion realisiert werden, bestimmt die maximal ins Energiesystem integrierbare
Wärmemenge die erzeugbare maximale Strommenge. In diesem Fall begrenzt die theoretisch
durch Geothermie bereitgestellte Wärme die daran gekoppelte Stromerzeugung.
Könnte theoretisch die gesamte genutzte Wärme in Deutschland durch Geothermie
bereitgestellt werden (in 2000 ca. 5 250 PJ), könnten pro Jahr maximal rund 16,1 GWa
zusätzlich an damit gekoppelt erzeugtem Strom bereitgestellt werden (ca. 25 % der
Bruttostromerzeugung in Deutschland). Dies entspricht im Vergleich zur ausschließlichen
Stromerzeugung ungefähr der Hälfte. Diese Betrachtung stellt damit die theoretisch maximale
Obergrenze einer geothermischen Kraft-Wärme-Kopplung dar.
61
Eine geothermische KWK lässt sich aus gegenwärtiger Sicht nur in größeren Anlagen
(d. h. aus Kostengründen nur in Anlagen mit hoher installierter thermischer Leistung)
wirtschaftlich darstellen. Hinzu kommt, dass die Verteilung der anfallenden
Niedertemperaturmengen für eine Wärmenutzung nur über ein entsprechendes Nahwärmenetz
möglich ist, um potenzielle Verbraucher zu erreichen. Aus diesem Grund ist das technische
Nachfrage-Potenzial einer geothermischen KWK durch die Wärme determiniert, die sinnvoll
durch Netze verteilt werden kann.
Deshalb wird hier zunächst die gegenwärtig in Deutschland nachgefragte Wärmemenge
analysiert. Diese gesamte derzeitige Wärmenachfrage in Deutschland liegt bei rund 5 250 PJ/a
und wird von den Haushalten und den GHD sowie von der Industrie nachgefragt.
Die Wärmenachfrage der Haushalte und der GHD liegt dabei i. Allg. innerhalb eines
Temperaturbereichs, der durch KWK-Anlagen zur Nutzung der Geothermie darstellbar ist.
Damit die hier absetzbare Wärme technisch-ökonomisch sinnvoll verteilt werden kann,
müssen bestimmte Mindestsiedlungsdichten vorausgesetzt werden. Die in Deutschland
vorkommenden Siedlungsstrukturen, denen die bei geothermischen KWK-Anlagen anfallende
Wärme zugeführt werden kann, werden /KAYSER 1999/ entnommen. Dabei zeigt sich im
Ergebnis einer derartigen Analyse, dass in den neuen Bundesländern rund 47 % und in den
alten Bundesländern rund 63 % der Wärmenachfrage der Haushalte und GHD entsprechende
Siedlungsstrukturen aufweisen. Hier könnte über geeignete Verteilnetze Wärme aus
geothermischen KWK-Anlagen verteilt werden. Daraus ergibt sich eine durch geothermische
KWK-Anlagen bereitstellbare Wärmemenge von ca. 2 000 PJ/a.
Im Industriesektor erfolgt eine Eingrenzung über das deckbare Temperaturniveau.
Dabei wird hier davon ausgegangen, dass lediglich Wärme, die auf einem Temperaturniveau
unter 150 °C anfällt, durch KWK aus Geothermie bereitgestellt werden kann. Damit kann die
durch Geothermie absetzbare Wärme anhand des Wärmeanteils der verschiedenen
Industriesektoren an der Gesamtwärmenachfrage und dem Anteil an Niedertemperaturwärme
des jeweiligen Industriesektors berechnet werden /HOFER 1994/. Hieraus lässt sich im
Industriesektor eine Wärmemenge von rund 529 PJ/a abschätzen, die durch Wärme aus
Geothermie bereitgestellt werden kann.
Die ersetzbare Wärmemenge der insgesamt absetzbaren Niedertemperaturwärme (d. h.
unter 150 °C) addiert sich zu ca. 2 530 PJ/a. Die damit in gekoppelter Erzeugung
bereitstellbare Strommenge pro Jahr liegt bei ca. 7,6 GWa.
Eine untere Grenze der technischen Nachfragepotenziale kann auch dadurch
abgeschätzt werden, dass unterstellt wird, dass durch geothermische Anlagen die heute schon
durch Fernwärmenetze verteilte Wärme bereitgestellt wird. Dabei wurden im Jahr 1998
355,4 PJ Wärme in die Fernwärmenetze eingespeist /KALTSCHMITT ET AL 2002/. Würde diese
Wärmemenge ausschließlich durch Geothermie bereitgestellt und gleichzeitig Strom
produziert, könnten knapp 1,1 GWa elektrischer Energie erzeugt werden. Damit könnten
durch das Ersetzen aller mit fossilen Energieträgern betriebenen Heizkraftwerke
Deutschlands, die in Nah- bzw. Fernwärmenetze einspeisen, ca. 2 % der jährlichen
Stromerzeugung Deutschlands bereitgestellt werden. In Tabelle 4-18 sind die erarbeiteten
Potenziale zusammengefasst dargestellt.
62
Tabelle 4-18: Potenziale geothermischer Stromerzeugung
4.4
Technisches Angebotspotenzial (bei 1 000-jähriger Nutzung)
36,9 GWa
Nachfragepotenzial stromgeführter Betriebe
33,1 GWa
Nachfragepotenzial wärmegeführt, Wärme gesamt wird ersetzt
16,1 GWa
Nachfragepotenzial wärmegeführt, verteilbare
Niedertemperaturwärme wird ersetzt
7,6 GWa
Nachfragepotenzial wärmegeführt, Fernwärme wird ersetzt
1,1 GWa
Vergleich
Die jährlichen technischen Angebots- und technischen Nachfragepotenziale der Geothermie
stellen sich im Vergleich zu den Potenzialen anderer erneuerbarer Energieträger wie in
Tabelle 4-19 beschrieben dar.
Tabelle 4-19: Potenziale und Nutzung regenerativer Energien zur Stromerzeugung /KALTSCHMITT ET
AL 2003/
Technische
Angebotspotenziale
in TWh/a (in GW)
Wasserkraft
Windenergie
Solarstrahlunga
Biogene Festbrennstoffe (einschl.
Energiepflanzen auf 4 Mio. ha)
Biotreibstoffe
Organische Nebenprodukte und
Abfälle (einschl. Energiepflanzen
auf 2 Mio. ha) c
Erdwärmeb
a
b
Technische
Nutzungu
Nachfragepotenziale
in TWh/a (in GW)
in TWh/a
ca. 23,5
30 – 35
20,5 (7,5)o
11,5 (6,0)
35 – 40
0,09 (0,1)p
91 – 145
0,31 (0,1)i
max. 8,2r
max. 18,8s
40 – 43 (8 – 15)l
1,9 – 3,2 k, m
max. 7,8r
max. 17,9s
42 – 46
0,004 (0,005)t
ca. 321 (40 – 53)
max. 288
ca. 25 (5 – 8)
104 – 128 (58 – 88)d
ca. 237 (47 – 79)e
40 – 120 (49 – 125)f
180 – 530 (210 – 518)g
96 – 115 (19 – 29)j
ca. 153k
0,92 (0,34)n
2,65 (0,52)q
Photovoltaische Stromerzeugung; Stromerzeugung aus Aquiferen, Störungszonen und Kristallin mit ORCProzessen; c Summe aus Gülle, sonstige landwirtschaftliche Rückstände, Klärschlamm, organische
Hausmüllfraktion, Landschaftspflegematerial, Abfälle der lebensmittelbe- und –verarbeitenden Industrie und
Energiepflanzen, soweit quantifizierbar (einschließlich Deponiegas); d Onshore-Aufstellung; e OffshoreAufstellung; f Systeme auf Dachflächen; g Systeme auf Freiflächen; i nur biogene Festbrennstoffe, aber ohne
ausschließlich industriell genutzte Anlagen und nur Einspeisung ins Netz der öffentlichen Versorgung einschl.
Zufeuerung in Kohlekraftwerken (d. h. tatsächliche Erzeugung höher); j ausschließlich mit biogenen
Festbrennstoffen gefeuerte Anlagen; k Zufeuerung in vorhandenen Kohlekraftwerken; l Biogas; m
Klärschlamm (nicht stofflich nutzbarer Anteil); n nur in das Netz eingespeister Anteil; o einschl. rund
1,9 TWh/a aus nicht EVU-Anlagen (installierte Leistung: nur statistisch erfasste EVU-Anlagen, ohne
Pumpspeicher); p einschließlich nicht netzgekoppelter Anlagen (unterstellte Betriebsdauer 880 h/a); q
Müllverbrennungsanlagen, in denen z. T. auch Material biogenen Ursprungs eingesetzt werden; r Pflanzenöl
bzw. RME in BHKW auf max. 2 Mio. ha; s Alkohol aus Zuckerrüben bzw. Weizen in BHKW auf max.
2 Mio. ha; t nur in das Netz eingespeister Anteil aus Pflanzenöl- bzw. RME-BHKW; u jeweils potenzielle
Erzeugung; die tatsächliche Netzeinspeisung lag infolge des Eigenverbrauchs und der Anlageninstallation im
Laufe des Jahres 2000 z. T. deutlich niedriger.
63
Die Geothermie kann demnach einen bedeutenden Beitrag zur Versorgung mit
erneuerbaren Energieträgern in Deutschland leisten. Die technischen Angebotspotenziale
liegen etwa im Bereich derer von Windkraftanlagen (Onshore oder Offshore) oder
Photovoltaikanlagen (Dachflächen). Der Vorteil der geothermischen Stromerzeugung liegt in
der Bereitstellung der elektrischen Energie in Grundlast. Diese ist im Gegensatz zur
Bereitstellung elektrischer Energie aus Wind oder Solarstrahlung leichter in das
Elektrizitätsversorgungssystem zu integrieren.
Bezüglich ihrer Nachfragepotenziale kann die Geothermie einen sehr großen Beitrag im
Energiesystem zur Deckung der Stromnachfrage leisten. Dies resultiert infolge der großen
Verfügbarkeit, wobei elektrische Energie ähnlich wie die Optionen zur Stromerzeugung aus
Biomasse mit hohen Volllaststunden bereitgestellt werden kann. Das geothermische
Stromnachfragepotenzial übersteigt dabei alle anderen Optionen. Die geothermische
Stromerzeugung könnte sich deshalb zu einem integralen Bestandteil eines zukünftig mehr
aus regenerativen Energien bestehenden Energiesystems entwickeln.
64
5
Ökonomische und ökologische Analyse
Die Abhängigkeit der Anlagen von den Gegebenheiten vor Ort (d. h. sowohl der geologischen
Gegebenheiten als auch der Abnehmerstruktur) führt zu deutlichen Unterschieden in den
Anlagenkonzeptionen. Hieraus resultieren unterschiedliche Gesamtkonzepte sowie
Kostenstrukturen. Demnach können die dargestellten Kosten der ökonomischen Analyse und
die Sachbilanzen der ökologischen Analyse lediglich Größenordnungen darstellen, die je nach
Situation deutlich höher oder geringer ausfallen. Grundlage der Analysen sind definierte
Anlagenkonfigurationen,
welche
sowohl
für
eine
ausschließlich
elektrische
Energiebereitstellung als auch für eine gekoppelte Strom- und Wärmerzeugung festgelegt
werden.
5.1
Referenzanlagen
Hier werden auf der Grundlage der in Kapitel 3 beschriebenen technischen Anforderungen
unterschiedliche Anlagenkonfigurationen vorgestellt, anhand derer exemplarisch ökologische
und ökonomische Analysen einer geothermischen Energiebereitstellung durchgeführt werden.
Die geothermische Energiebereitstellung erfolgt an einem Standort innerhalb
Deutschlands. Es soll eine ausschließlich geothermische Strombereitstellung und eine
gekoppelte Strom- und Wärmebereitstellung bilanziert werden (Abb. 5-1). Für die
Wärmebereitstellung werden unterschiedliche Abnehmerstrukturen angenommen, wobei
einerseits Analysen für die Versorgung von Haushalten und andererseits für die Versorgung
von Industrieabnehmern durchgeführt werden.
ORC - Anlage
Nahwärmenetz
ORC - Anlage
Thermalwasserkreislauf
Thermalwasserkreislauf
Förderbohrung
Injektionsbohrung
Förderbohrung
Injektionsbohrung
Abb. 5-1: Vereinfachte Schaltbilder der untersuchten Fälle /ROGGE & KALTSCHMITT 2002/
Um einen Vergleich einer ausschließlichen Strombereitstellung mit einer gekoppelten
Strom- und Wärmebereitstellung zu ermöglichen, wird jeweils von derselben geothermischen
Quelle ausgegangen. In der Ausgangssituation wird ein geothermisches Reservoir in einer
Tiefe von 4 500 m, das durch zwei saigere Bohrungen (d. h. eine Förder- und eine
65
Injektionsbohrung) erschlossen wird, unterstellt. Die Bohrungen sind 1 500 m voneinander
entfernt und durch eine Thermalwasserleitung verbunden. Die Sondenkopftemperatur beträgt
150 °C. Der Förderhorizont muss aufgrund geringer Ergiebigkeit stimuliert werden, wobei
eine erfolgreiche Stimulation, welche zu einer Fördermenge von 100 m³/h führt, unterstellt
wird.
Aus
den beschriebenen Aufwendungen für die Pumpenleistung von
/LEGARTH & WOLFF 2002/ und den Wirkungsgraden der ORC-Anlage von /KÖHLER 2002/
wird die Nettoanlagenleistung in Abhängigkeit der Förderrate und Fördertemperatur
berechnet. Für die Sensitivitätsanalysen werden Förderraten von 50 bis 200 m³/h und
Temperaturen von 100 bis 200 °C betrachtet. Die Leistung sinkt beträchtlich, wenn für die
Prozesswärmebereitstellung Thermalwasser auf einem höheren Temperaturniveau für die
Wärmebereitstellung ausgekoppelt werden muss. Als Produktivitätsindex wird 100
angenommen. Dies führt zu den in Abb. 5-2 dargestellten, ins Netz einzuspeisenden
Leistungen.
Abb. 5-2: Eingespeiste Leistung bei einer Auskopplungstemperatur von 110 °C (links) und 70 °C
(rechts); jeweils bei unterschiedlichen Vorlauftemperaturen
Abb. 5-2 zeigt, dass bei gegebenen Rahmenannahmen und einer Rücklauftemperatur
von 70 °C und einer Fördertemperatur von 100 °C keine Nettoleistung zustande kommt und
somit mindestens eine Temperatur von 125 °C erschlossen werden muss. Für die
Auskopplung auf einem Temperaturniveau von 110 °C wird eine Fördertemperatur von
150 °C benötigt, um abzüglich des Aufwandes für die Tiefpumpe einen minimalen positiven
Energieertrag erhalten zu können.
Mit der gegebenen Förderrate von 100 m³/h ergeben sich die in den Referenzfällen
beschriebenen Lastverteilungen.
Fall „Stromerzeugung“ (Fall ORC). Die hier unterstellte ausschließliche
Strombereitstellung (Abb. 5-1, links) erfolgt mittels einer Organic-Rankine-Cycle-Anlage
(ORC-Anlage) bei einer Rücklauftemperatur von 70 °C. Die benötigte elektrische Leistung
66
für die Tiefpumpe liegt bei rund 230 kW /LEGARTH & WOLFF 2002/. Die Anlage wird in der
Grundlast mit 7 500 h/a betrieben.
Fall „Kraft-Wärme-Kopplung-Haushalte“ (Fall KWK-HH). In diesem Fallbeispiel wird
eine gekoppelte Strom- und Wärmebereitstellung betrachtet (Abb. 5-1, rechts). Dazu wird wie
in Fall ORC die technisch mögliche Strombereitstellung realisiert. Die anfallende Niedertemperaturwärme von ca. 70 °C wird an Haushaltskunden, die in einer nach dem Niedrigenergiestandard gebauten Wohnsiedlung leben, mit rund 1 900 h/a über ein Nahwärmenetz
(Rücklauftemperaturen ca. 45 °C) abgegeben; es wird der Siedlungstyp 5b (d. h.
Zeilenbebauung mit kleinen und großen Mehrfamilienhäusern) festgelegt. Die maximale
Leistung beträgt 7,5 MW, wobei 2,8 MW von der geothermischen Grundlast abgedeckt
werden. Die beiden Spitzenlastkessel mit je 3 MW sind auch bei einem eventuellen Ausfall
der geothermischen Anlage einzusetzen, um die Versorgungssicherheit der Wärmeabnehmer
zu garantieren. Die beiden Kessel können dann 75 % der maximalen Höchstlast abdecken.
Bei der ökonomischen Analyse werden die Stromgestehungskosten für zwei unterschiedliche
Einspeisestellen berechnet. Im Fall KWK-HH 1 wird die Wärme frei Anlage verkauft, im Fall
KWK-HH 2 frei Haushalte. Bei der ökologischen Analyse entfällt diese Unterscheidung, da
das Nahwärmenetz zur Verteilung der Wärme unabdingbar ist und somit zu den
Umweltwirkungen beiträgt.
Fall „Kraftwärmekopplung – Industrie“ (Fall KWK-I). Ein in 500 m Entfernung vom
geothermischen Heizkraftwerk liegender Industriebetrieb wird mit Prozesswärme versorgt
(3 500 h/a mit 110 °C Vorlauf bzw. 60 °C Rücklauf; Fall „Kraftwärmekopplung – IndustrieProzesswärme bzw. Fall KWK-I-PW). Die Wärmegrundlast stammt aus Erdwärme; dadurch
reduziert sich die mögliche Strombereitstellung der KWK-Anlage. Die Spitzenlast von
2 194 MWh/a wird über einen Ölkessel bereitgestellt, wobei auch in diesem Fall aus Gründen
der Versorgungssicherheit ein zweiter Kessel vorhanden ist.
Bei der ökologischen Analyse wird zusätzlich der Fall „Kraftwärmekopplung –
Industrie - Niedertemperatur“ (Fall KWK-I-NT) betrachtet. Unterstellt wird hier eine
industrielle Nutzung (3 500 h/a) der anfallenden Niedertemperaturwärme von 70 °C bei einer
Rücklauftemperatur von 35 °C. Ein Spitzenlastkessel wird lediglich für die
Versorgungssicherheit gefordert. Die gesamte Niedertemperaturwärme wird über die
geothermische Anlage bereitgestellt. Der Abnehmer wird ebenfalls über eine 500 m lange
Leitung versorgt.
Vergleichssysteme. Durch die Nutzung regenerativer Energien zur Strom- und
Wärmebereitstellung werden i. Allg. Brennstoffe auf Basis fossiler Primärenergieträger
ersetzt. Um den Vergleich zwischen einer geothermischen Strombereitstellung und einer
Stromerzeugung auf Basis fossiler Primärenergieträger ziehen zu können, werden beispielhaft
folgende Systeme und zusätzlich regenerative Energiebereitstellungsoptionen aus
/KALTSCHMITT ET AL 2003/ betrachtet.
•
Steinkohlekraftwerk. Die elektrische Nennleistung beträgt 600 MW, wobei der
Nettosystemnutzungsgrad 43 % beträgt. Die Brennstoffherkunft ist aus Deutschland
und das Kraftwerk wird im Mittellastbereich bei 5 000 h/a eingesetzt.
67
5.2
•
Erdgas-GuD-Kraftwerk. Es wird ein Kraftwerk mit einer Nennleistung von 600 MW
bilanziert. Der Nettonutzungsgrad beträgt 58 % und das Kraftwerk wird mit
5 000 h/a und einer Lebensdauer von 35 Jahren betrieben.
•
Biomassekraftwerk. Exemplarisch für die große Bandbreite an Systemen wird ein
Biomasse-Kraftwerk mit Wirbelschichtfeuerung für Waldholz mit einer elektrischen
Leistung von 7 MW ausgewählt. Es läuft mit 7 500 h/a und die Lebensdauer beträgt
25 Jahre.
•
Windkraftanlage. Die elektrische Nennleistung des Windparks beträgt
3 mal 1 500 kW. Die mittlere Lebensdauer beträgt 20 Jahre und die Turmhöhe 66 m.
Es werden 2 250 h/a angenommen.
•
Photovoltaikanlage. Es wird eine Dachanlage auf Basis von Modulen aus
multikristallinem Silizium betrachtet. Die elektrische Leistung beträgt 5 kW. Die
Anlage kann mit 800 h/a und einer Lebensdauer von 30 Jahren betrieben werden.
Ökonomische Analyse
Die ökonomischen Randbedingungen einer geothermischen Strom- bzw. gekoppelten Stromund Wärmebereitstellung werden erhoben und dargestellt. Die Kosten werden für die im
Kapitel 5.1 definierten Referenzanlagen analysiert, wobei die Investitionsrechnung nach der
Annuitätenmethode vorgenommen wird. Erschwerend kommt hinzu, dass – da es sich bei der
geothermischen Stromerzeugung um eine Technologie handelt, die sich derzeit noch im
Forschungs- und Entwicklungsstadium befindet – die benötigten Kostendaten durch große
Unsicherheiten gekennzeichnet sind. Deshalb werden im Rahmen aufwändiger Recherchen
bei Herstellern und Anlagenbetreibern, Ingenieurbüros und Consultants, Bohrunternehmen
und Forschungseinrichtungen sowie weiteren Unternehmen und Institutionen, die mit
derartigen Fragen be- und vertraut sind, die entsprechenden Informationen abgefragt.
Zusätzlich werden Daten von Machbarkeitsstudien und von Angeboten ausgewertet. Daraus
folgend werden die Stromgestehungskosten berechnet und für die einzelnen Parameter
Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Um den gegebenen Unsicherheiten Rechung zu tragen,
wird im Rahmen entsprechender Parametervariationen der Einfluss der unsicheren
Eingangsgrößen auf das Endergebnis analysiert und diskutiert.
Dabei soll keine exakte Kalkulation für einen Standort erfolgen, sondern vielmehr eine
Berechnung der mittleren Kosten erfolgen. Somit können die Kosten auf weitere Standorte
übertragen werden.
5.2.1
Methodische Vorgehensweise
Die dieser Analyse zugrunde liegende Vorgehensweise orientiert sich im Wesentlichen an der
Richtlinie VDI 2067 /VDI 1991/. Mit Hilfe der Annuitätenmethode werden die gesamten
Kapitalkosten über die technische Lebensdauer der Gesamtanlage verteilt. Bei diesem
dynamischen Verfahren der Investitionsrechnung wird die Gesamtinvestition in
68
gleichbleibenden Jahresraten (Annuitäten) über die Abschreibungsdauer aufgeteilt. Die
Annuität A erhält man nach Gleichung (5.1) als Produkt aus den gesamten Investitionen Igesamt
und dem Annuitätenfaktor a der nach Gleichung (5.2) von der Abschreibungsdauer n und dem
Zinssatz p abhängt.
A= a*Igesamt
A
a
Igesamt
Annuität
Annuitätsfaktor
gesamte Investitionen
a = (p/100 (1+p/100)n)/((1+p/100)n-1)
a
p
n
(5.1)
(5.2)
Annuitätsfaktor
Zinssatz
Abschreibungsdauer
Die Instandhaltungskosten gehen in Prozent der Investitionskosten pro Jahr mit in die
Rechnung ein. Weitere jährliche Kosten sind die Betriebskosten, dass heißt die laufenden
Kosten für Miete, Personal und ähnliches. Zusammengefasst resultieren daraus die gesamten
Betriebskosten Bgesamt.
Werden sämtliche Jahreskosten addiert (d. h. Annuität A und die gesamten
Betriebskosten Bgesamt) und durch die jährliche erzeugte Strommenge Wgesamt geteilt, erhält
man die spezifischen Stromgestehungskosten Kspez nach Gleichung (5.3).
Kspez = (A+Bgesamt)/Wgesamt
Kspez
A
Bgesamt
Wgesamt
(5.3)
spezifische Stromgestehungskosten
Annuität
jährliche Betriebskosten
jährlich erzeugte Strommenge
Bei gekoppelter Strom- und Wärmebereitstellung werden als zusätzliche Kosten die
gesamten Anlagenkomponenten für die Wärmebereitstellung aus Geothermie und aus der
Spitzenlastanlage hinzugerechnet. Die Stromgestehungskosten berechnen sich dann nach
Gleichung (5.4) mit einer jährlichen Gutschrift QErlöse für die Wärmebereitstellung (d. h. die
zusätzlichen Erlöse für die verkaufte Wärme werden den jährlichen Kosten abgezogen).
Kspez = (A+Bgesamt-QErlöse)/Wgesamt
Kspez
A
Bgesamt
QErlöse
Wgesamt
spezifische Stromgestehungskosten
Annuität
jährliche Betriebskosten
jährliche Wärmegutschrift
jährlich erzeugte Strommenge
(5.4)
69
5.2.2
Rahmenbedingungen
Hier wird der kalkulatorische Zinssatz p auf 4,5 % festgelegt; er wird zusätzlich in den
Sensitivitätsanalysen variiert.
Die Abschreibedauer n wird hier der technischen Lebensdauer der Anlage gleichgesetzt.
Als Berechnungsgrundlage für die Nutzungsdauer der geothermischen Anlage wird damit der
“Break Through“ im Untergrund angesetzt. Hier wird eine Anlagenauslegung, die eine
technische Lebensdauer von 30 Jahren ermöglicht, unterstellt. Anlagenkomponenten, die
früher ausgetauscht werden müssen, werden mit entsprechend höheren Ansätzen in die
Rechnung mit einbezogen. Hier wird eine Lebensdauer der Rohrleitungen von 30 Jahren
sowie der ORC-Anlage einschließlich der Pumpen und der Spitzenlastanlage von 15 Jahren
unterstellt.
5.2.3
Investitionskosten
Im Folgenden werden für die einzelnen im Kapitel 2 beschriebenen Systemelemente die
Investitionskosten ausgewiesen. Hierzu gehören zu den Investitionskosten für den
Untertageteil die Bohrkosten, die Kosten für die Pumpen und für eine Stimulation. Die
obertägigen Kosten setzen sich aus den Kosten für Anlagen zur Strom- und
Wärmebereitstellung und dem Thermalwasserkreislauf zusammen. Die Kosten werden
sowohl für eine geothermische Strombereitstellung mit wie auch ohne Wärmeversorgung
ausgewiesen.
5.2.3.1 Basic Engineering
Hierzu gehören die vorbereitenden Planungen mit Ingenieursarbeiten, geologischen
Gutachten, Kostenanalysen, Ausgaben für bergrechtliche Genehmigungen und
Personalkosten. Diese Kosten können je nach Vorkenntnissen über das Gebiet, der Dauer der
Vorarbeiten und der vor Ort gegebenen Situation voneinander abweichen. Die Kosten hierfür
werden pauschal mit 500 000 € veranschlagt.
5.2.3.2 Untertägige Systemelemente
Für die untertägigen Systemelemente werden die Bohrplatzvorbereitung, das Abteufen der
Bohrungen, die Bohrlochverrohrung und die Bohrlochkomplettierung als Kostenträger
angesetzt. Des weiteren wird eine mögliche Stimulation des Gebirges betrachtet.
Bohrungen. Die Bohrungen werden je nach regionalen Gegebenheiten bei sehr
unterschiedlichen geologischen Bedingungen abgeteuft. Es können somit je nach
Bohrfortschritt starke Abweichungen der Bohrkosten vorkommen. Im Mittel muss derzeit für
einen Teufenbereich zwischen 3 500 und 5 000 m von Aufwendungen von ca. 1 150 €/m
ausgegangen werden /LEGARTH 2001/. Zu beachten ist, dass dieser Preis lediglich für den
angegebenen Teufenbereich Gültigkeit besitzt und nicht linear mit der Teufe steigt oder fällt.
70
Für Teufenbereiche kleiner 3 500 m werden bei /KAYSER 1999/ z. B. für Bohrungen von
2 500 m Kosten von lediglich 820 €/m angegeben. In diesen Kosten sind nach /LEGARTH
2001/ wiederum Personalkosten von 42 % enthalten.
Die Kosten einer Bohrung werden dabei maßgeblich durch die Bohranlagenmiete
(einschl. Personal- und Energiekosten) bestimmt, die durchschnittlich 36 % der Gesamtkosten
einer Tiefbohrung ausmachen. Bezogen auf die Gesamtkosten werden von /LEGARTH 2001/ in
Abb. 5-3 gezeigte Kostenaufteilung angegeben.
Sondenkopfkomplettierung
11%
Bohranlagenmiete
31%
Verrohrung und
Steigrohre
19%
Spülungs- und
Zementationsservice
11%
Meißel- und
Richtbohrservice
14%
Bohrplatzvorbereitung und
Wiedernutzbarmachung
14%
Abb. 5-3: Kostenaufteilung einer Tiefbohrung nach /LEGARTH 2001/
Von /LEGARTH 2001/ werden spezifischen Bohrkosten nach Abb. 5-4 angegeben. Die
Kosten im Referenzfall beziehen sich hier auf 4 500 m Endteufe. Somit werden 1 150 €/m
angesetzt.
Abb. 5-4: Spezifische Bohrkosten nach /LEGARTH 2001/
71
Diese Kosten können je nach der vor Ort herrschenden geologischen Situation und
durch nicht vorhersehbare Schwierigkeiten leicht 10 bis 20 % höher liegen. Ebenso können
die Kosten aber auch 20 % geringer ausfallen, wenn besonders günstige Voraussetzungen
vorliegen.
Für Berechnungen mit einer größeren Teufe als 4 500 m liegen keine gesicherten
Kostendaten vor. In Anlehnung an Abb. 5-4 werden für Teufenbereiche zwischen 5 000 und
6 000 m spezifische Kosten von 1 700 €/m und für Teufen zwischen 6 000 und 7 000 m
1 800 €/m festgelegt
Bohrlochkonfiguration. Es werden zwei unterschiedliche Bohrlochkonfigurationen
betrachtet; erstens zwei saigere Bohrungen und zweitens in der Parametervariation eine
abgelenkte und eine saigere Bohrung. Bei dem zweiten Fall wird der Bohrturm lediglich um
einige wenige Meter verschoben, wobei die gesamte Infrastruktur für den zweiten Bohrplatz
entfällt und somit entsprechend ca. 15 % der gesamten Sondenkosten. Die dann notwendige
längere Bohrstrecke ist dann jedoch entsprechend teurer. Im ersten Fall muss die gesamte
Infrastruktur für den zweiten Bohrplatz hergestellt werden, die Bohrstrecke wird jedoch für
Förder- und Injektionsbohrung mit 4 500 m angenommen. Des weiteren wird im Falle zweier
saigerer Bohrungen das kostenintensive System der Thermalwasserleitung notwendig, um das
Thermalwasser oberflächennah von der Förderbohrung zu den Anlagenteilen und von dort zur
Injektionsbohrung transportieren zu können. Im Falle einer abgelenkten Bohrung ist die
Strecke wesentlich verkürzt.
Stimulation. Unsicher sind die verfügbaren Kostenangaben für die Stimulation, da hier je
nach den Gegebenheiten vor Ort u. a. mit unterschiedlichen Techniken, Drücken, Materialien
und Verpressmengen gearbeitet werden muss. Außerdem sind die angedachten Verfahren
zwar Stand der Technik in der Erdöl- und Erdgas-Industrie, jedoch nicht im Bereich der
Geothermie. Deswegen werden hier Kosten für einen Frac mit 250 m³ Fluid und ungefähr 60 t
Stützmittel direkt nach dem Abteufen der Bohrung konservativ mit rund 360 000 €
abgeschätzt. Muss demgegenüber ein Bohrturm extra neu herangefahren und aufgebaut
werden, können die Kosten bis zu 550 000 € liegen /SCHLUMBERGER WELL-SERVICES 1999/.
Förderpumpe. Hinzu kommen rund 150 000 € je benötigter Tiefpumpe. Die Förderpumpe ist
für 100 m³/h und eine Einbautiefe von 250 m ausgelegt. Ein Motor von 50 Hz ist in den
Kosten enthalten /CENTRILIFT 2000/.
5.2.3.3 Obertägige Systemelemente
Die Kosten der Anlagen zur Strombereitstellung, zur Wärmebereitstellung und der optionalen
Systemelemente werden beschrieben.
Anlage zur Strombereitstellung. Zur Bereitstellung von Strom wird die im Kapitel 2
erläuterte ORC-Anlage betrachtet. Die Kosten für die ORC-Anlage mit 1 MW elektrischer
Leistung einschließlich Antransport, Aufstellen und Anschließen der Anlage liegen bei rund
1 500 000 € /OTTI 2000/.
72
2.900
141 °C
2.700
121 °C
99 °C
2.500
2.300
2.100
1.900
1.700
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
1.500
100
Installierte Anlagenkosten
in €/kW
Hierbei sind die Kosten von der Anlagengröße und der erwarteten Fördertemperatur des
geothermischen Fluids abhängig. Abb. 5-5 zeigt die sinkenden Kosten mit zunehmender
Temperatur und Anlagengröße.
Netto Kapazität in kW
Abb. 5-5: Kosten von ORC-Anlagen in Abhängigkeit der Temperatur und der Anlagengröße
/RAFFERTY 2000/
Die ORC-Anlage kann theoretisch das ganze Jahr über in Betrieb sein. Mit
Volllaststunden von 7 500 h/a wird möglichen Wartungs- und Reparaturarbeiten Rechnung
getragen. Das zusätzlich benötigte Gebäude, in dem auch die anderen Systemelemente
untergebracht werden können, wird einschließlich Grundstück auf 150 000 € geschätzt. Darin
beinhaltet sind die Kosten für das Grundstück, Material und Aufbau. Es wird eine
schlüsselfertige Übergabe unterstellt.
Rohrleitungen für den Thermalwasserkreislauf. Für den Transport des Thermalwassers
zum bzw. vom geothermischen Kraft- bzw. Heizkraftwerk werden bei zwei saigeren
Bohrungen ca. 1 600 m Rohre benötigt. Die Kosten dafür schwanken zwischen 70 und
300 €/m je nach ober- oder untertägiger Verlegung im bebauten oder unbebauten Gelände.
Hier wird eine untertägige Verlegung mit 250 €/m unterstellt. Für Systemelemente, die in
direktem Zusammenhang mit der Thermalwasserleitung stehen (z. B. Slopsystem, Filter),
werden wegen der stark unterschiedlichen Anordnungsvarianten pauschal 25 €/kW
geothermischer Leistung angenommen /KALTSCHMITT ET AL 1999/.
Nahwärmenetz und optionale Systemelemente. Die Wärmebereitstellung ist mit einer Vorund Rücklauftemperatur von 70 °C/40 °C im Nahwärmenetz ausgelegt. Die geothermische
Wärmebereitstellung deckt die Grundlast ab. Für die Spitzenlast werden zwei Erdgaskessel
mit je 3 MW thermischer Leistung unterstellt. Die Verluste bei den Übergabestationen der
Haushalte, im Wärmeverteilnetz, bei der Kesselnutzung der Spitzenlastanlage und beim
Wärmeübertrager der geothermischen Grundlastanlage werden mit eingerechnet.
Bei /BLESL 2002/ werden die Kategorien der Siedlungstypen detailliert beschrieben. Die
spezifischen Kosten eines Nahwärmenetzes, welches für eine geothermische
Wärmebereitstellung in Frage kommt, variieren von 15,30 bis 26,00 €/MWhth. Eine lockere
offene Bebauung stellt die teuerste Variante und eine Blockbebauung hoher Dichte die
günstigste Variante dar. Ausgehend von den bei /BLESL 2002/ beschriebenen spezifischen
73
Investitionskosten können die Investitionskosten für hier zugrunde gelegte Anlagengrößen
berechnet werden. Tabelle 5-1 zeigt die berechneten Investitionskosten der Fernwärmenetze
unterschiedlicher Siedlungstypen.
Tabelle 5-1: Investitionskosten unterschiedlicher Siedlungstypen (eigene Berechnungen nach /BLESL
2002/)
Kurzbezeichnung
Siedlungstyp
Invest.kosten bei 30 Jahren
Lebensdauer und 7,5 MW
Spitzenlast [€]
1
Lockere offene Bebauung (Streusiedlung)
6.091.000
2
Einfamilienhäuser- u. Doppelhäuser-Siedlung
3.472.000
3
Dorfkern
2.636.000
4
Reihenhäuser
3.726.000
5a
Siedlung kleiner Mehrfamilienhäuser
2.613.000
5b
Zeilenbebauung mit kleinen und großen
Mehrfamilienhäusern
2.279.000
6
Zeilenbebauung mit großen Mehrfamilienhäusern
oder Hochhäuser
2.123.000
7a
Blockbebauung niedriger Dichte
1.714.000
7b
Blockbebauung hoher Dichte
1.440.000
8
Citybebauung
1.457.000
9
Historische Altstadt
1.622.000
10a
Öffentliche Sonderbauten (groß)
1.559.000
11b
Gewerbliche Sonderbauten / Dienstleistungsbauten
1.488.000
Für die Referenzszenarien wird der Fall 5b (d. h. Zeilenbebauung mit kleinen und
großen Mehrfamilienhäusern) bei Investitionskosten von 2,279 Mio. € zugrunde gelegt. Hier
wird ein typisches Neubaugebiet unterstellt, welches auch als Niedertemperaturnetz mit
niederen Vor- und Rücklauftemperaturen in Betrieb zu setzen ist. In den Parametervariationen
wird der Einfluss der Kosten für das Nahwärmenetz der jeweiligen Siedlungstypen berechnet.
Für die Wärmebereitstellung werden Plattenwärmeübertrager benötigt, deren Kosten
zwischen 8,2 und 10,2 €/kWh schwanken /BLESL 2002/.
Zu den Kosten für das Fernwärmenetz werden die Kosten für die Spitzenlastanlage
dazugerechnet, welche die Versorgung zu Spitzenzeiten gewährleisten und die Versorgung
bei einem eventuellen Ausfall der Geothermieanlage sicherstellen soll. Hierfür werden
Wärmeerzeugungsanlagen auf der Basis fossiler Energieträger eingesetzt. Sie bestehen aus
einem Wärmeerzeuger mit Zubehör und sind im Gebäude der Geothermieanlage mit
untergebracht.
Die Kosten für die Spitzenlastkessel werden aus /KENNZIFFERNKATALOG 1999/ mit
71,6 €/kW für eine thermische Leistung von 3 MW abgeschätzt und stehen jeweils für eine
Einkesselanlage. Die Kosten für bauliche Anpassungsarbeiten sind dabei enthalten. Der
74
Wärmeträger ist Heizwasser unter 110 °C. Bei der Wärmeanlage mit Heizöl als Brennstoff
umfassen die Investitionskosten den Kessel, den Brenner mitsamt der Schalldämmung, die
Regeltechnik und Verkabelung, die Verrohrung, die Wärmedämmung, die Tankanlage, wobei
der Tiefbau des Tanks mit eingeschlossen ist, sowie den Schornstein.
Die Anlagen für die Wärmebereitstellung mittels Wärmeübertrager und
Spitzenlastkessel sind beide in einem Gebäude untergebracht. Das Gebäude wird ebenso wie
bei der ORC-Anlage schlüsselfertig übergeben. Mit eingeschlossen sind auch die
Grundstückspreise. Zusammen wird alles auf 150 000 € abgeschätzt /ROGGE & KALTSCHMITT
2002/.
5.2.4
Betriebskosten und Erlöse
Betriebskosten. Die jährlichen Betriebskosten setzen sich aus den finanziellen
Aufwendungen
für
Personal,
Instandhaltung,
Wartung
und
allgemeinen
Geschäftsführungskosten zusammen. Die Instandhaltungskosten für die einzelnen
Anlagenteile sind in Tabelle 5-2 angegeben.
Tabelle 5-2: Instandhaltungskosten nach /KAYSER 1999/, /BLESL 2002/, /OBERNBERGER 1999/
Instandhaltungskosten der
Investitionskosten pro Jahr [%]
Bohrungen
Rohrleitungen
Wärmeübertrager
Filtersysteme,
Slopsysteme
Kesselanlagen
Erdgastank
Gebäude
Hausübergabestation
ORC-Anlage
0,5
2
2
1,5
2
1,5
1
2
1
Für die geothermische Anlage wird von einem Betrieb ausgegangen, der hauptsächlich
eine Beobachtung erfordert. Hierfür werden nach /VDI 1991/ ein Aufwand von 1 800 h/a
empfohlen. Dies entspricht der Arbeitszeit eines Angestellten, mit jährliche Personalkosten
von 51 130 €. In die Betriebskosten geht die Summe der Instandhaltungs- und
Wartungskosten und der Personalkosten mit ein.
Bei /BLESL 2002/ liegen die Bezugspreise für Erdöl in Industrie und bei KWK –
Anlagen zwischen 0,008 und 0,014 €/kWhth. In diesen Werten sind Mineralölsteuer und
Ökosteuer enthalten.
Wärmepreis. Ein Vergleich mit anderen Fernwärmeversorgungen ist sinnvoll, da die Wärme
aus einem Geothermiewerk ebenso durch ein Fernwärmenetz verteilt wird.
75
Mit einer Vielzahl von Teilmärkten weist der Wärmemarkt eine sehr heterogene
Struktur auf. Typisch sind die unterschiedlichen Brennstoffe, die direkt dem Endverbraucher
angeboten werden. Deshalb werden hier auch die Wärmegestehungskosten anderer am
Standort potenziell nutzbarer Energien berücksichtigt. Für die Berechnungen wird sich hier
auf die Studie aus den Fernwärme-Preisvergleich der Arbeitsgemeinschaft Fernwärme
(AGFW) gestützt /AGFW 1999/. Derzeit liegen noch Preisunterschiede zwischen Ost- und
Westdeutschland vor, wobei sich die Preise angleichen werden /AGFW 1999/.
Des weiteren besitzen die Preise der Fernwärmeversorgung schon alleine aus ihrer
Charakteristik eine weite Spanne. Die Preise resultieren aus den Kosten für die
Wärmeerzeugung und aus den Kosten für die Wärmeverteilung. Für die Wärmeerzeugung
gilt, dass sie je nach Größe des Netzes von einem bis mehreren Erzeugungseinheiten versorgt
werden. Ist letzteres der Fall, so kann flexibel auf den Brennstoffmarkt reagiert werden und
mit dem aktuell günstigsten Brennstoff Energie erzeugt werden. Ansonsten muss man die
Wärme-Preise den aktuellen Brennstoffpreisen angleichen. Die Preisdifferenzen resultieren
demnach aus der Größe der Fernwärmenetze und den Brennstoffpreisen. Für den Anteil, der
sich auf den Preis durch die Fernwärmeverteilung auswirkt, ist anzumerken, dass mit höherer
Abnahme und besserer Auslastung sich auch die Netzinvestitionskosten verringern.
Die AGFW gibt für Wohngebäude in Westdeutschland bei 1200 h/a und 15 kW eine
Preisspanne von 42,3 bis 115,3 €/MWhth an. Im Vergleich hierzu lag der Preis bei gleichen
Bedingungen in Ostdeutschland 49,1 bis 97,5 €/MWhth. Bei 200 kW unter sonst gleichen
Bedingungen lagen die Preise in Westdeutschland zwischen 32,0 und 65,2 €/MWhth, in
Ostdeutschland bei 45,8 und 75,3 €/MWhth. Davon ausgehend werden hier 0,05 €/kWhth
zugrunde gelegt.
5.2.5
Stromgestehungskosten und Parametervariationen
Für die definierten Referenzanlagen wird wie beschrieben eine Kostenanalyse durchgeführt.
Die berechneten Stromgestehungskosten sind in Abb. 5-6 für die Fallbeispiele dargestellt und
werden im Folgenden beschrieben und die Herkunft der Kosten analysiert. Anschließend
werden Sensitivitätsanalysen wichtiger Parameter realisiert.
5.2.5.1 Stromgestehungskosten
Fall
ORC.
Unter
den
beschriebenen
Randbedingungen
errechnen
sich
Stromgestehungskosten für eine ausschließliche Strombereitstellung von 0,22 €/kWh (Fall
ORC; Abb. 5-6). Dazu tragen alleine die Sondenkosten, die hier die Kosten für die
Bohrungen, Stimulation und die Pumpen beinhalten, mit 0,14 €/kWh bei; die restlichen
0,08 €/kWh werden durch die ORC-Anlage, die Thermalwasserleitung und Sonstiges
verursacht.
76
0,40
Stromgestehungskosten in €/kWh
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
Fall
ORC
Fall
ORC
Fall
Fall
KWK- KWKHH 1 HH 1
Fall
Fall
KWK- KWKHH 2 HH 2
Fall
Fall
KWK-I KWK-I
PW
PW
Planung, Bauausführung
Sondenkosten
Strombereitstellung
Thermalwasserleitung und Sonstiges
Wärmebereitstellung
Nahwärmenetz
Betriebskosten
Brennstoffkosten
Stromgestehungskosten
Wärmegutschrift
Abb. 5-6: Stromgestehungskosten (bei den jeweils linken Balken sind jeweils die spezifischen Kosten
dargestellt (d. h. Gesamtkosten der vollständigen Anlage); bei den jeweils rechten Balken wird die
mögliche Wärmegutschrift berücksichtigt (d. h. Netto-Stromgestehungskosten))
Der Untertageteil nimmt mit den Bohrkosten und den Kosten für die Förderpumpe und
der Stimulation mit insgesamt 72 % den größten Anteil an den Investitionskosten einer
ausschließlichen Strombereitstellung mit zwei saigeren Bohrungen ein (Abb. 5-7). Die
Anlagen zur Strombereitstellung verursachen etwas über ein Fünftel der Kosten. Planung und
Thermalwasserleitung tragen mit 3 bzw. 4 % nur wenig zu den Gesamtkosten bei.
Bohrungen
68%
Förderpumpe
2%
Stimulation
2%
Planung
3%
Abb. 5-7: Investitionskosten Fall ORC
Thermalwasserleitung
4%
Strombereitstellung
21%
77
Beiträge der einzelnen Parameter können stark schwanken. Für die beschriebenen
Versorgungsfälle werden für die hauptsächlichen Parameter der Referenzfälle
Sensitivitätsanalysen durchgeführt, um den Einfluss der einzelnen Kostenpunkte
abzuschätzen zu können.
Stromgestehungskosten
in €/kWh
Abb. 5-8 zeigt die Sensitivitätsanalyse beim Fall ORC. Bei einer Minderung der
Sondenkosten um 30 % sinken die Stromgestehungskosten auf knapp 0,17 €/kWh; dies
resultiert aus ihrem hohen Anteil an den Gesamtinvestitionen von knapp 70 % (Abb. 5-7). Die
Sondenkosten können je nach geologischen Gegebenheiten und unvorhergesehenen
Schwierigkeiten beim Bohrvorgang schnell um 10 bis 20 % und mehr ansteigen; dies würde
dann Stromgestehungskosten zwischen 0,23 und 0,24 €/kWh entsprechen.
0,28
0,26
0,24
0,22
0,20
0,18
0,16
70
80
90
100
110
120
130
Veränderungen in %
Investitionen
Bohrungen
Investitionen
ORC - Anlage
Zinssatz
Lebensdauer
Abb. 5-8: Sensitivitätsanalyse bei ausschließlicher Strombereitstellung (Fall ORC)
Auch die Lebensdauer trägt stark zu einer Änderung der Kosten bei. Kann die Anlage
anstatt 30 Jahre 39 Jahre in Betrieb sein, sinken die Stromgestehungskosten auf knapp
0,19 €/kWh. Im Vergleich dazu haben die finanzmathematischen Rahmenannahmen einen
deutlich geringeren Einfluss auf die Stromgestehungskosten.
Fall KWK-HH. Wird zusätzlich Wärme bereitgestellt und kann sie frei Anlage zu den
beschriebenen
Konditionen
verkauft
werden
(Fall KWK-HH 1),
sinken
die
Stromgestehungskosten auf 0,18 €/kWh (Abb. 5-6). Obwohl sich unter diesen Bedingungen
die Investitionskosten im Vergleich zur ausschließlichen Strombereitstellung geringfügig
erhöhen (ca. 1,1 Mio. €), verringert die Wärmegutschrift von 0,0205 €/kWhth die jährlichen
Stromgestehungskosten im Vergleich zum Fall ORC um ca. 18 %. Dies ist auf die
unterstellten Abnahmebedingungen für die Wärme zurückzuführen, durch welche die
Strombereitstellung nicht tangiert wird. So sind bei relativ geringen Mehrkosten zusätzliche
Wärmegutschriften erzielbar, welche die Stromgestehungskosten merklich reduzieren.
Dabei stammt auch hier der größte Teil der Investitionen aus den Sondenkosten; sie
liegen bezogen auf die Stromgestehungskosten bei knapp 0,14 €/kWh. Die Kosten für die
Anlagen zur Strombereitstellung und für die Betriebskosten liegen – ähnlich wie im Fall ORC
– bei rund 0,04 €/kWh (Abb. 5-6).
78
Stromgestehungskosten in €/kWh
In Abb. 5-9 sind Sensitivitätsanalysen unterschiedlicher Kostenpositionen dargestellt.
Die Stromgestehungskosten werden neben den Kosten für die Bohrungen und dem Zinssatz
primär durch die Wärmevergütung beeinflusst. Beispielsweise sinken bei einer 30 % höheren
Wärmegutschrift die Stromgestehungskosten auf knapp unter 0,16 €/kWh. Auch führt eine
Erhöhung der Volllaststunden der Wärmenachfrage zu erhöhten jährlichen
Wärmegutschriften; ist eine 20 %-ige Steigerung der Volllaststunden möglich, ergeben sich
Stromgestehungskosten von knapp unter 0,17 €/kWh. Dies wäre theoretisch auch durch eine
30 %-ige Minderung der Investitionskosten für die ORC-Anlage möglich.
0,24
0,22
0,20
0,18
0,16
0,14
0,12
70
80
90
100
110
120
130
Veränderung in %
Investitionen Bohrungen
Zinssatz
Volllaststunden Wärme
Investitionen ORC - Anlage
Vergütung Wärme
Lebensdauer
Abb. 5-9: Sensitivitätsanalyse bei gekoppelter Strom- und Wärmebereitstellung (Fall KWK-HH 1)
Kann die Wärme frei Abnehmer verkauft werden (Fall KWK-HH 2; Abb. 5-10), fallen
zusätzlich Kosten für das Nahwärmenetz an. Dann sinkt der prozentuale Anteil der
Sondenkosten an den Investitionskosten auf 54 %; die Kosten des Nahwärmenetzes tragen
dabei mit 14 % der gesamten Investitionen bei.
Im Vergleich zu Fall KWK-HH 1 ergeben sich bei dieser Anlagenkonstellation infolge
von Wartung und Betrieb des Nahwärmenetzes doppelt so hohe Betriebskosten. Jedoch kann
dabei eine Wärmegutschrift erzielt werden, welche die Kosten für das Nahwärmenetz mit
trägt und hier auf 0,05 €/kWhth festgelegt ist. Hierdurch sinken die Stromgestehungskosten im
Vergleich zur ausschließlichen Strombereitstellung von 0,22 €/kWh unter 0,16 €/kWh bei Fall
KWK-HH 2 (Abb. 5-6). Die Wärmegutschrift hat dabei einen erheblichen Einfluss (Abb.
5-10). Eine 30 %-ige Erhöhung der Wärmegutschrift beispielsweise bewirkt sinkende
Stromgestehungskosten auf 0,11 €/kWh.
Die anderen Einflussgrößen verhalten sich im Wesentlichen vergleichbar zum Fall
KWK-HH 1; dies gilt aufgrund der hohen Investitionen auch für die Abschreibungsdauer und
den Zinssatz, die beide die Stromgestehungskosten erheblich beeinflussen. Dabei werden hier
sehr günstige Bedingungen für das Nahwärmenetz unterstellt, die nur bei Neubausiedlungen
nach dem Niedrigenergiestandard gegeben sind. Soll ein schon vorhandenes Nahwärmenetz
älteren Baujahrs angeschlossen oder eine schon vorhandene Siedlung beheizt werden, sind
deutlich höhere Vor- und Rücklauftemperaturen notwendig. Dies bedeutet für die
79
Strombereitstellung eine Auskopplung des für das Nahwärmenetz erforderlichen Volumenstroms bei entsprechend höheren Temperaturen und damit merklich höhere Stromgestehungskosten.
0,20
0,18
€/kWh
Stromgestehungskosten in
0,22
0,16
0,14
0,12
0,10
70
80
90
100
110
120
130
Veränderung in %
Investitionen Bohrungen
Investitionen ORC - Anlage
Zinssatz
Vergütung Wärme
Nahwärmenetz
Lebensdauer
Abb. 5-10: Sensitivitätsanalyse bei gekoppelter Strom- und Wärmebereitstellung (Fall KWK-HH 2)
7.000
0,20
0,19
6.000
0,18
0,17
5.000
0,16
0,15
0,14
4.000
3.000
0,13
0,12
2.000
1.000
0,11
0,10
0
1
2
3
4 5a 5b 6 7a 7b 8
Stromgestehungskosten in
€/kWh
Investitionskosten in T €
Die Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der unterschiedlichen Siedlungstypen sind
in Abb. 5-11 aufgezeigt. Es wird der Fall KWK-HH 2 angenommen. Hier wird unterstellt,
dass die Anlage an einer Siedlung angeschlossen ist, die zu 100 % dem jeweiligen
Siedlungstyp entspricht. In der Realität sind jedoch meist Mischungen aus den
unterschiedlichen
Siedlungstypen
anzutreffen
und
somit
schwanken
die
Stromgestehungskosten im günstigsten Fall des Siedlungstyp 7b von 0,12 bis 0,20 €/kWh als
kostenintensivstes Nahwärmenetz beim Siedlungstyp 1.
9 10a11b
Siedlungstyp
Abb. 5-11: Stromgestehungskosten des Fall KWK-HH 2 in Abhängigkeit des Siedlungstyps
Fall KWK-I-PW. Unter diesen Randbedingungen liegen die Stromgestehungskosten ähnlich
Fall ORC bei 0,22 €/kWh (Abb. 5-6). Dafür sind im Wesentlichen zwei Parameter
verantwortlich (Abb. 5-12). Zum einen ist die Wärmegutschrift mit 0,0175 €/kWh gering.
80
Zum anderen kann wegen der benötigten hohen Vorlauftemperaturen für die Prozesswärme
weniger Strom bereitgestellt werden.
Stromgestehungkosten in €/kWh
0,31
0,28
0,25
0,22
0,19
0,16
0,13
70
80
90
100
110
120
130
Veränderung in %
Investitionen
Bohrungen
Vergütung Wärme
Investitionen
ORC - Anlage
Lebensdauer
Zinssatz
Abb. 5-12: Sensitivitätsanalyse bei gekoppelter Strom- und Wärmebereitstellung (Fall KWK-I-PW)
Dabei werden auch hier die Stromgestehungskosten primär durch die Sondenkosten
und die Wärmevergütung beeinflusst (Abb. 5-12). So sinken die Stromgestehungskosten bei
einer 30 %-igen Erhöhung der Wärmevergütung auf 0,17 €/kWh. Ebenso zeigt die
Lebensdauer einen großen Einfluss; kann die Lebensdauer um 30 % erhöht werden,
resultieren Stromgestehungskosten von etwas über 0,17 €/kWh. Können mehrere Parameter
verändert werden, sind die Auswirkungen auf die Stromgestehungskosten entsprechend
höher.
5.2.5.2 Parametervariationen
Fördervolumen. Die Investitionskosten zum Bau einer geothermischen Anlage sind sehr
hoch. Um diesen hohen Fixkostenanteil zu amortisieren, werden u. a. neben hohen
Fördertemperaturen auch entsprechend hohe Förderraten benötigt, um kostengünstig
elektrische Energie bereitstellen zu können.
Abb. 5-13 zeigt die Abhängigkeit der Stromgestehungskosten für unterschiedliche
Förderraten bei ansonsten gleichen Rahmenannahmen. Dabei zeigt sich der Einfluss der
benötigten Pumpenleistung bei höherer Förderrate. In allen vier Fällen sind demnach bei
erhöhter Förderrate sinkende Stromgestehungskosten zu erwarten. So berechnen sich bei
200 m³/h für Fall KWK-HH 2 Stromgestehungskosten knapp über 0,1 €/kWh. Weniger hohe
Förderraten allerdings verursachen einen starken Anstieg der Stromgestehungskosten.
81
0,40
Fall ORC
Fall KWK-HH 1
0,30
Fall KWK-HH 2
0,25
Fall I-PW
0,20
0,15
0,10
200
190
180
170
160
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
0,05
50
Stromgestehungskosten in
€/kWh
0,35
Förderrate in m³/h
Abb. 5-13: Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der Förderrate
Stromgestehungskosten in
€/kWh
Geothermischer Gradient. Weiterhin ist eine geologisch günstige Gegend (d. h. mit einem
erhöhten geothermischen Gradienten) von großem Vorteil. So können z. B. im
Oberrheingraben in Tiefen von 3 000 m schon Temperaturen von 150 °C erreicht werden. Für
solche Teufen werden die Sondenkosten mit 820 €/m angesetzt. Dies alleine sind schon 25 %
weniger als die hier angesetzten Kosten für Bohrungen zwischen 4 500 und 5 000 m mit
1 150 €/m. Abb. 5-14 zeigt die Abhängigkeit von der Bohrtiefe mit der Annahme, dass
unterschiedliche geothermische Gradienten vorliegen und jeweils eine Fördertemperatur von
150 °C erreicht wird. So sind bei einer Teufe von 3 000 m Stromgestehungskosten von 0,085
bis 0,145 €/kWh erzielbar.
0,25
Fall ORC
0,22
0,19
0,16
Fall KWK-HH 1
Fall KWK-HH 2
Fall I-PW
0,13
0,10
0,07
2500
3000
3500
4000
4500
Teufe in m
Abb. 5-14: Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der Bohrtiefe bei Fördertemperatur 150 °C
Abb. 5-15 zeigt die resultierenden Stromgestehungskosten für unterschiedliche
geothermische Gradienten. Ausgehend von Fall ORC sind die Stromgestehungskosten bei
ansonsten gleichen Bedingungen des Falles ORC für unterschiedliche geothermische
Gradienten gegenüber der Bohrtiefe aufgetragen. Es resultieren unterschiedliche
82
Anlagengrößen der Strombereitstellung und somit unterschiedliche Kosten für die Anlage
sowie eine größere bereitzustellende Strommenge.
Stromgestehungskosten in
€/kWh
0,9
6,4 °C/100m
0,8
5,3 °C/100m
0,7
4,6 °C/100m
0,6
4,0 °C/100m
0,5
3,5 °C/100m
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
Teufe in m
Abb. 5-15: Stromgestehungskosten für Fall ORC für unterschiedliche geothermische Gradienten in
unterschiedlicher Tiefe.
Die Stromgestehungskosten steigen in denselben Teufenbereich mit abnehmenden
Temperaturen. Dieser Effekt verringert sich jedoch mit zunehmender Tiefe. Bei einer
Lokation mit einem höheren geothermischen Gradienten führen die höheren
Investitionskosten für Bohrung und Anlagentechnik dennoch aufgrund des größeren Outputs
zu niedrigeren Stromgestehungskosten.
Sondenkonfiguration.
Der
Einfluss
einer
abgelenkten
Bohrung
auf
die
Stromgestehungskosten ist gering. Die Investitionskosten verringern sich einerseits
entsprechend um die lediglich einmalige Einrichtung eines Bohrplatzes und das nicht mehr
notwendige Verlegen einer längeren Strecke der obertägigen Thermalwasserleitung zwischen
Förder- und Injektionsbohrung und erhöhen sich andererseits entsprechend der längeren
abzuteufenden Bohrstrecke. Für die abgelenkten Bohrungen ergeben sich bei ansonsten
gleichen Voraussetzungen die in Tabelle 5-3 angeführten Stromgestehungskosten.
Tabelle 5-3: Stromgestehungskosten in Abhängigkeit der Sondenkonfiguration
Sondenkonfiguration
Fall ORC
Fall KWK-HH 1
Fall KWK-HH 2 Fall KWK-I-PW
€/kWh
Zwei saigere
0,22
0,18
0,16
0,22
Eine abgelenkte; eine saigere
0,21
0,17
0,14
0,20
83
5.2.6
Vergleich
Ein Vergleich der Stromgestehungskosten aus unterschiedlich regenerativen und fossilen
Energieträgern zeigt Abb. 5-16.
Geothermie guter geothermischer Gradient
Min
Geothermie (Fall I PW)
Max
Geothermie (Fall HH)
Geothermie (Fall ORC)
Wasserkraft
Photovoltaik
Windkraft
Biogas
Biomasse (Festbrennstoffe)
Erdgas 600 MW
Steinkohle 600 MW
0
0,2
0,4
0,6
0,8
Stromgestehungskosten in €/kWh
Abb. 5-16: Stromgestehungskosten
unterschiedlicher
Berechnungen und /KALTSCHMITT ET AL 2003/)
regenerativer
Energieträger
(eigene
Die Kosten der geothermischen Stromerzeugung liegen bei gutem thermischen
Gradienten mit knapp 0,1 bis 0,2 €/kWh über denen aus Wasser- und Windkraft. Sie weisen
aber im Vergleich zu diesen beiden Optionen ein erhebliches Entwicklungspotenzial auf. Das
Niveau von Biomassefestbrennstoffanlagen und Biogasanlagen kann annähernd erreicht
werden. Die Stromgestehungskosten von Photovoltaikanlagen werden erheblich
unterschritten.
5.3
Ökologische Analyse
Die vorangegangenen Kapitel haben gezeigt, dass eine geothermische Strombereitstellung in
Deutschland ein genügend großes Potenzial aufweist. Es bestehen regionale Unterschiede, die
durch geologische Gegebenheiten bedingt sind. Wesentlicher Nachteil sind jedoch die
vergleichsweise hohen Kosten einer Strom- bzw. Strom- und Wärmebereitstellung. Diese
nicht unerheblichen Mehrkosten einer geothermischen Stromerzeugung im Vergleich
beispielsweise zu einer Strombereitstellung aus Steinkohle sind vor dem Hintergrund des
politischen Ziels einer Reduktion der energiebedingten Umweltauswirkungen nur dann
politisch zu rechtfertigen, wenn dadurch die Umwelt entsprechend entlastet wird. Deshalb
wird eine Quantifizierung der Umwelteffekte auch einer geothermischen Strombereitstellung
immer wichtiger.
84
Für die definierten Referenzsysteme wird nachfolgend eine detaillierte
Lebenszyklusanalyse ausgeführt. Ziel ist es, luftgetragene Schadstoffe, welche aus der
geothermischen Energiebereitstellung resultieren, zu quantifizieren und sie mit einer
Energiebereitstellung aus fossilen und anderen erneuerbaren Energieträgern zu vergleichen.
Um belastbare Aussagen machen zu können, ist die Transparenz und Nachvollziehbarkeit
aller Schritte der angewandten Methoden unabdingbar. Damit dies gewährleistet ist, wird
auch die verwendete methodische Vorgehensweise vorgestellt.
5.3.1
Methodische Vorgehensweise
Die internationale Normenreihe ISO 14040 ff. legt die weltweit gültigen Anforderungen an
die Ökobilanz fest. Die einzelnen Schritte einer Ökobilanz gliedern sich nach /ISO 14040
1997/ (Abb. 5-17) in die Festlegung des Ziels und Untersuchungsrahmens auf die dann die
Sachbilanz folgt. Anschließend wird mit den bilanzierten Größen eine Wirkungsabschätzung
vorgenommen. In der Auswertung werden die bilanzierten Größen nochmals mit dem
Untersuchungsrahmen in Beziehung gesetzt und ggf. modifiziert.
Rahmen einer Ökobilanz
Festlegung des Ziels
und Untersuchungsrahmens
Sachbilanz
Auswertung
Wirkungsabschätzung
Abb. 5-17: Phasen der Ökobilanz nach /ISO 14040 1997/
Daneben liegen weitere Normen vor, welche die einzelnen Bestandteile der Ökobilanz
näher beschreiben. Es ist dies die Festlegung des Ziels und des Untersuchungsrahmens sowie
die Sachbilanz in der /ISO 14041 1997/. In der /ISO 14042 2000/ wird die
Wirkungsabschätzung und die Auswertung der Ökobilanz in der /ISO 14040 1997/ festgelegt.
5.3.1.1 Festlegung des Ziels und Untersuchungsrahmens
Methodik. Bei der Zielsetzung wird der Rahmen, innerhalb dessen bilanziert werden soll,
festgelegt. Dieser festzulegende Rahmen umfasst dabei die zu bilanzierenden Produkte oder
Prozesse mit dessen Rahmenbedingungen sowie die zu quantifizierenden stofflichen und
energetischen In- und Outputs, um alle für die Wirkungsabschätzung gewünschten Parameter
85
zu erhalten. Die Ein- und Ausgangsgrößen müssen also festgelegt werden; dabei ist darauf zu
achten, welche Wirkungsbilanzen erstellt werden sollen. So ist gewährleistet, dass die
Datenrecherche für die Sachbilanzen zielorientiert verläuft.
Umsetzung. In vorliegender Arbeit ist das zu bilanzierende Produkt die Strom- und
Wärmebereitstellung aus Erdwärme. Dies gilt für eine ausschließliche Strombereitstellung
ebenso wie für eine gekoppelte Strom- und Wärmebereitstellung mit unterschiedlichen
Wärmeabnehmern. Ziel ist es, die Umwelteinwirkungen geothermaler Strom- und
Wärmegewinnung unter den in Deutschland vorherrschenden geologischen und strukturellen
Verhältnissen zu bilanzieren. Hierzu werden ausgewählte Schadstoffe für verschiedene
Anlagenkonstellationen untersucht.
Zunächst ist festzusetzen, welche Eingangs- und Ausgangsgrößen in der Sachbilanz
betrachtet werden. Diese Festlegung sollte bereits im Hinblick auf die Erstellung von
Wirkungsbilanzen und Bewertung erfolgen, damit alle notwendigen Daten erfasst werden.
Umgekehrt soll die Erhebung nicht verwertbarer Daten vermieden werden (d. h. kein
“Datenfriedhof“).
Die zu betrachtenden Bilanzgrößen sind Kohlenstoffdioxid (CO2), Methan (CH4) und
Distickstoffoxid (N2O) als klimawirksame Gase sowie Schwefeldioxid (SO2), Stickstoffoxid
(NOx), Chlorwasserstoff (HCl) und Ammoniak (NH3) als versauernde Gase und Phosphate
(PO43-), Stickoxide (NOx) und Ammoniak (NH3) als eutrophierende Gase. Weiterhin werden
für den Verbrauch von energetischen Ressourcen als „Verbrauch erschöpflicher Energien“
Steinkohle, Braunkohle, Rohöl, Erdgas und Uran bilanziert.
Für die Bilanzierung der Emissionen wird der in Deutschland existierende Standard
unterstellt. Die ORC-Anlagen werden für den europäischen Markt im Wesentlichen in Israel
und Italien hergestellt. Die beim Bau erzeugten Emissionen entstehen zwar in den
Herkunftsländern, müssen jedoch der in Deutschland bereitgestellten Energie angelastet
werden. Da jedoch keine Daten der Herkunftsländer zur Verfügung stehen, wird der deutsche
Standard im Bereich Anlagentechnik unterstellt.
Bezugszeitraum sind aktuelle Daten “Ende der 90er Jahre”. Diese Zeitspanne resultiert
aus der Verfügbarkeit der Daten oder den lediglich periodisch erhobenen Daten, die
verwendet werden können.
5.3.1.2 Sachbilanz
Methodik. Die Sachbilanz umfasst die Zusammenstellung und Quantifizierung von Inputs
und Outputs eines gegebenen Produkts bzw. Produktsystems. Beispielsweise sind der
Verbrauch an energetischen Ressourcen und die durch den Verbrauch entstandenen
Stoffströme zusammenzustellen. Damit werden alle stofflichen und energetischen Inputs und
Outputs für die festgelegten Bilanzgrößen für den gesamten Lebensweg quantifiziert. Auch
müssen die Stoffströme auf die Kuppelprodukte elektrische und thermische Energie umgelegt
werden. Hierfür müssen in geeigneten Allokationsverfahren die Emissionen nach bestimmten
Schlüsseln zugeteilt werden
86
Die Sachbilanz besteht aus der Auflistung der festgelegten Ein- und Ausgangsgrößen,
differenziert nach den Lebenswegabschnitten. Um diese Größen zu erhalten, muss die Realität
soweit in ein Modell überführt werden, dass die zu bilanzierenden Größen quantifizierbar
werden. Hier wird dies mittels einer Prozesskettenanalyse vorgenommen, um den Prozess
beliebig genau zu beschreiben. Dabei wird die Prozesskette gebildet, indem die Prozesse, die
den Lebensweg eines Produktes darstellen, entsprechend miteinander verbunden werden.
Folglich ist der Output eines Prozesses der Input eines anderen Prozesses. Der geschilderte
Aufbau eines Prozesses ist in Abb. 5-18 schematisch dargestellt. Jeder Prozessschritt ist durch
Produktflüsse, d. h. Inputs (z. B. Stahl) und Outputs (z. B. Rohre) sowie Elementarflüsse
gekennzeichnet. Elementarflüsse sind dabei als stoffliche oder energetische Ströme definiert,
die in das System eintreten bzw. vom betrachteten System an die Umgebung abgegeben
werden (z. B. CO2), ohne danach durch menschliche Einflüsse verändert zu werden /ISO 140
40 1997/.
Zu jedem Prozess gehören jedoch meist Vorleistungen, welche erbracht werden müssen.
Dies hat zur Folge, dass eine je nach Detailgenauigkeit unterschiedliche Anzahl an Vorketten
untersucht werden muss. Bei einer differenzierten Analyse ergeben sich so eine Vielzahl an
Prozessen und daraus folgend ein erheblicher Bilanzierungsaufwand. Dagegen stellt sich am
Ende oft heraus, dass nur ein kleiner Teil der betrachteten Prozessketten signifikant zu den
Endergebnissen der Bilanzierung beiträgt. Außerdem ist der Aufwand, eine Seitenkette
vollständig abzubilden, praktisch mit einem kaum leistbaren Aufwand verbunden. Aus diesem
Grund müssen Abbruchkriterien definiert werden, um ein realistisches Verhältnis zwischen
Aufwand und Ergebnis zu bekommen. Kritisch bei diesem Vorgehen ist, dass die
Bilanzresultate dann meist zu niedrig bewertet sind. In vorliegender Arbeit wird deshalb eine
Ökobilanzierung nach dem Ansatz von /MARHEINEKE 2002/ durchgeführt. Nach diesem
Ansatz wird die Prozesskettenanalyse durch eine Input-Output-Analyse ergänzt.
Für diesen Bilanzierungsansatz wird demnach als erster Schritt die Prozesskettenanalyse
durchgeführt. Anschließend wird für jeden einzelnen Prozess eine Kostenbilanz erstellt. Der
monetäre Wert des bereitgestellten Nutzens sowie die Summe aus den bezogenen, in der
Prozesskette quantifizierten Vorleistungen und der Nettowertschöpfung des Prozesses wird
festgestellt. Die Differenz des Wertes des bereitgestellten Nutzens und der Summe ergibt den
Wert der nicht in der Prozesskette erfassten Vorleistungen. In den Input-Output Tabellen, die
jährlich vom statistischen Bundesamt herausgegeben werden /STAT. BUNDESAMT 2000/, sind
die Stoffströme über die Geldmenge der jeweiligen Produktionsbereiche angegeben.
Je nach Art des betrachteten Prozesses wird er einem Produktionsbereich zugeordnet
und der berechnete Wert der nicht erfassten Vorleistungen entsprechend der Input-OutputTabellen aufgeteilt. Hieraus berechnen sich dann die Teilbeträge der spezifischen kumulierten
Umwelteinwirkungen der Produktionsbereiche der noch fehlenden Vorleistungen
/MARHEINEKE 2002/. Abb. 5-18 verdeutlicht dieses Vorgehen. Die benötigten Kosten zu den
einzelnen Prozessschritten werden Kapitel 5.2 entnommen und hier nicht mehr explizit
aufgeführt.
87
1. Prozesskettenanalyse mit Stoff-, Massen- und Energiebilanzen für modellierte
Prozesse
direkte Einwirkungen
Vorleistung
Vorleistung
Vorleistung 1
Vorleistung 2
Geothermische Stromund Wärmeerzeugung
Vorleistung 3
2. Monetäre Bilanz für jeden Prozess derProzesskette:
+
Wert der erfassten
Vorleistungen
+
Nettowertschöpfung
des Prozesses
Wert der nicht in der Prozesskette
erfassten Vorleistungen
=
Wert des
bereitgestellten
Nutzens
3. Zuordnung des Wertes, der nicht in der Prozesskette erfassten Vorleistungen zu
Sektoren der Input-Output-Tabelle und Bilanzierung über Input-Output-Analyse
Vorleistung 1
direkte Einwirkungen
Vorleistung 2
Chem. Erzeugnisse
Dienstleistungen
Prozess
Nutzen
...weitere Sektoren
Abb. 5-18: Vorgehen des Hybridansatzes nach /MARHEINEKE 2002/
Koppelprodukte sind zwei oder mehrere Produkte, die aus sich überschneidenden
Prozessen hervorgehen. Die geothermische Energiebereitstellung liefert Strom und Wärme in
Koppelproduktion. Bei solchen Koppelprodukten entsteht das Problem der eindeutigen
Zuordnung (Allokation) der Vorbelastungen auf die Koppelproduktion. Unter einer
Allokation wird damit die Zuordnung von Inputs (Material- und Energieverbrauch) und
88
Outputs (Emissionen) auf Haupt-, Kuppel- und Nebenprodukte nach bestimmten Regeln
verstanden. Grundsätzlich ist eine
1. Allokation der Prozesse,
2. Substitution/Gutschrift oder
3. Erweiterung der Systemgrenzen
möglich. Hiermit gehen einige Probleme mit der Wahl des Allokationsverfahrens einher, da
die Ergebnisse stark von dem gewählten Verfahren abhängen. Aus Vergleichsgründen müssen
die Ergebnisse auf einen bestimmten Endenergieträger bezogen werden.
Allokationen. Der Verteilungsschlüssel und somit die Allokation kann nach unterschiedlichen
Parametern erfolgen. Hierbei werden für die unterschiedlichen Produkte die Systemin- und
outputs nach den gewählten Kriterien in Relation zueinander gesetzt; dies bedeutet, dass sich
die Verhältnisse der gemeinsam genutzten Stoffströme im Verhältnis der Produkte
widerspiegeln. Mögliche Verfahren sind hier in Bezug auf die Produkte exergetisches oder
energetisches Allokieren. Sind keine physikalischen Verteilungsschlüssel möglich, können
auch ökonomische Daten wie z. B. der Preis der Endprodukte herangezogen werden. Hier
werden jedoch die physikalischen Allokationsverfahren angewendet.
Zum Einen kann die gesamte Strom- und Wärmebereitstellung als sogenannte „Black
Box“ gesehen werden, wobei die Emissionen anteilsmäßig über das Verhältnis der Produkte
zueinander aufgegliedert werden. Zum Anderen können die soweit wie möglich eindeutig
zuweisbaren In- und Outputdaten den einzelnen Prozessen der Strom- oder
Wärmebereitstellung zugeordnet werden. Die Prozesse werden somit in Teilprozesse zerlegt,
um möglichst geringe Bereiche eines anzuwendenden Allokationsverfahrens zu erhalten. Ziel
ist es, die Allokationen soweit wie möglich zu vermeiden oder lediglich nur wenige
Stoffströme allokieren zu müssen.
Abb. 5-19 veranschaulicht die sogenannte „Black Box“, die alle stofflichen und
energetischen Stoffströme der geothermischen Strom- und Wärmebereitstellung über die
Lebensdauer repräsentiert. Zum Einen erfolgt die Aufteilung der Emissionen auf die Produkte
entsprechend dem Energiegehalt und zum Anderen wird zum Vergleich eine Allokation nach
dem Exergiegehalt durchgeführt, um einen Bezug zum Endenergieträger Strom zu realisieren.
Alle energetischen und
stofflichen Ströme
geothermischer Stromund Wärmeerzeugung
Emissionen
Elektrizität
Allokation
Emissionen
Wärme
Abb. 5-19: Black Box - Verfahren
Elektrische Energie stellt - im Unterschied zu der in Koppelproduktion ebenfalls
anfallenden Niedertemperaturwärme – ausschließlich Exergie dar und ist damit aus
energetischer Sicht "höherwertig". Bei der energetischen Betrachtungsweise werden
89
Elektrizität und Wärme gleich behandelt. Dazu werden die Mengen an Strom und Wärme
jeweils für die unterschiedlichen Varianten über die Lebensdauer n berechnet. Nun wird nach
Gleichung (5.5) die gesamte Menge von Strom Wges und Wärme Qges ohne Berücksichtigung
ihrer Qualität addiert. Die Emissionen Eges werden über die gesamte Energiemenge aufgeteilt,
um die spezifischen Emissionen Espez zu erhalten.
Espez = Eges/(Wges+Qges)
Espez
Eges
Wges
Qges
(5.5)
spezifische Emissionen
gesamte Emissionen
gesamte über die Lebensdauer n erzeugte Strommenge
gesamte über die Lebensdauer n erzeugte Wärmemenge
Um einen besseren Bezug zum Endenergieträger Strom zu realisieren, kann eine
Allokation über die Exergie vorgenommen werden. Dabei wird unterstellt, dass elektrische
Energie als reiner Exergiestrom einen Exergiefaktor von 1 aufweist. Der Exergiegehalt der
ausgekoppelten Niedertemperaturwärme ist von der Auskopplungstemperatur abhängig. Dies
bedeutet nach /FISCHER 1999/ (Gleichung (5.6)) einen Exergiefaktor Ex von
Ex = Tu-273/To
Ex
Tu
To
(5.6)
Exergiefaktor
Umgebungstemperatur
Auskopplungstemperatur
wobei Tu und To in Kelvin ausgedrückt werden. Dies bedeutet für Fall KWK-HH und KWK-INT denselben Exergiefaktor bei einer Auskopplungstemperatur von 70 °C und für Fall KWKI-PW einen entsprechend höheren Exergiefaktor bei einer Auskopplungstemperatur von
110 °C.
In dem hier beschriebenen Verfahren „Black Box“ werden bei der exergetischen
Betrachtung nach Gleichung (5.7) die über die Lebensdauer bereitgestellte Menge an Strom
und Wärme jeweils mit ihrem Exergiefaktor multipliziert und die gesamte exergetische
Menge zueinander ins Verhältnis gesetzt. Die Stoffströme die der Elektrizität EW und die der
Wärme EQ zugeordnet werden, werden nach Gleichung (5.7) über das exergetische Verhältnis
von Strom oder Wärme aufgeteilt.
EW/EQ = (Wges ExW)/(Qges ExQ)
EW
EQ
Wges
ExW
Qges
ExQ
gesamte Emissionen, die der Elektrizität zugeordnet werden
gesamte Emissionen, die der Wärme zugeordnet werden
gesamte über die Lebensdauer n erzeugte Strommenge
Exergiefaktor Elektrizität
gesamte über die Lebensdauer n erzeugte Wärmemenge
Exergiefaktor Wärme
(5.7)
90
Um die spezifischen Emissionen der Elektrizität EWspez und der Wärme EQspez zu
erhalten, werden anschließend nach Gleichungen (5.8) und (5.9) die gesamten Emissionen EW
bzw. EQ über die jeweilige über die Lebensdauer erzeugte Produktmenge aufgeteilt.
EQspez= EQ/Qges
EQspez
EQ
Qges
(5.8)
spezifische Emissionen Wärme
gesamte Emissionen, die der Wärme zugeordnet werden
gesamte über die Lebensdauer n erzeugte Wärmemenge
EWspez = EW/Wges
EWspez
EW
Wges
(5.9)
spezifische Emissionen Elektrizität
gesamte Emissionen, die der Elektrizität zugeordnet werden
gesamte über die Lebensdauer n erzeugte Strommenge
Das Allokationsverfahren kann detaillierter erhoben werden, um den Fehler durch die
Aufteilung nach den exergetischen oder energetischen Verhältnissen möglichst klein zu
halten. Im ersten Schritt werden dazu die Sachbilanzgrößen dem jeweiligen Produkt
zugeordnet. In Abb. 5-20 ist die Aufteilung in Teilprozesse auf der linken Seite dargestellt.
Die energetischen und stofflichen Ströme der gesamten Nutzungsdauer werden, soweit
möglich, jeweils den zwei Teilprozessen zur Strombereitstellung und zur
Wärmebereitstellung
zugeordnet.
Beispielsweise
wird
die
ORC-Anlage
der
Strombereitstellung sowie das Nahwärmenetz mitsamt der Spitzenlastanlage und des
Wärmeübertragers dem Produkt Wärme zugeordnet.
Energetische und stoffliche
Ströme geothermischer
Stromerzeugung
Gemeinsame energetische
und stoffliche Ströme
geothermischer Stromund Wärmeerzeugung
Emissionen
Elektrizität
Allokation
Stoffströme
zur geothermischen
Wärmeerzeugung
Emissionen
Wärme
Abb. 5-20: Detaillierte Zuweisung stofflicher und energetischer Ströme
Mittig sind in Abb. 5-20 jene Anlagenkomponenten dargestellt, die nicht direkt einem
Produkt zugehörig sind; wie z. B. der Untertageteil, welcher beiden Produkten zuzuschreiben
ist. Lediglich diese Emissionen werden allokiert und der entsprechende Anteil dem Produkt
91
Elektrizität oder Wärme angelastet. Nach der Aufteilung in Teilprozesse und Bestimmung der
zu allokierenden Daten muss auch hier für die Zuordnung der geeignete Verteilungsschlüssel
gefunden werden. Die Allokation kann ebenso wie beim Black-Box-Verfahren als
energetische Allokation nach Gleichung (5.5) sowie als exergetische Allokation nach
Gleichungen (5.6) bis (5.9) realisiert werden.
Substitutionsmethode/Gutschriftverfahren. Um das Problem der Allokationen zu umgehen,
kann auch ein Gutschriftverfahren durchgeführt werden (Abb. 5-21). Hierbei werden die
Inputs bzw. Stoffströme der Produkte Strom und Wärme gemeinsam bilanziert aber der
Output, die beiden Produkte, unabhängig voneinander betrachtet. Dass heißt, dass je nach
gewünschtem Bezugspunkt die spezifischen Emissionen für Strom oder die spezifischen
Emissionen für Wärme durch eine andere Energiebereitstellung substituiert wird. Dabei wird
der Substituent, z. B. die Energiebereitstellung aus fossilen Energieträgern, als Gutschrift für
die geothermische Energiebereitstellung behandelt, da jene Umwelteinwirkungen vermieden
werden.
Geothermische Stromund Wärmeerzeugung
Strom
Gutschrift für Wärme
Abb. 5-21: Substitutionsmethode/Gutschriftverfahren
Bei der Umsetzung wird zuerst die gesamte Sachbilanz der geothermischen Strom- und
Wärmebereitstellung aufgestellt. In einem nächsten Schritt wird die Bilanz einer
konventionellen Wärmebereitstellung erstellt, wobei diese nun mit einem negativen
Vorzeichen versehen mit in die Bilanz der geothermischen Strom- und Wärmebereitstellung
eingehen. Das Problem bei diesem Verfahren ist die Wahl des jeweils angesetzten
substituierten fossilen Energieträgers bzw. Endenergieträgers, da dies letztlich das Ergebnis
bestimmt.
Systemerweiterung. Die Systemgrenze kWh Strom kann in „x kWh Strom + y kWh Wärme“
erweitert werden (Abb. 5-22). Diese erweiterte Bezugsgröße Strom und Wärme wird dann mit
einem anderen System z. B. aus fossilen Energieträgern verglichen. Da in der Realität jedoch
keine fossil betriebenen Energiebereitstellungen in diesen Leistungsgrößen betrieben werden,
wird auf einen Vergleich mit der Systemerweiterung verzichtet.
Geothermische Stromund Wärmeerzeugung
Elektrizität
Wärme
Ergebnis:
Elektrizität + Wärme: X g CO 2 - Äquiv ./(Y kWh Strom+Z kWh Wärme)
Abb. 5-22: Systemerweiterung
Umsetzung. Die unterschiedlichen Allokationen werden nach oben beschriebenen Verfahren
für alle Fallstudien durchgeführt und zwar sowohl für den Bezugspunkt Strombereitstellung
als auch Wärmebereitstellung. Bei dem Gutschriftverfahren ersetzt in vorliegender Arbeit die
92
geothermische Wärmebereitstellung beispielhaft mit Gas befeuerte Einzelöfen mit 20 kW. Die
Ergebnisse der Allokationen und des Gutschriftverfahrens werden am Beispiel der KWK-HH
dargestellt und mit der ausschließlichen Stromerzeugung (d. h. Fall ORC) verglichen. Die
Ergebnisse und Sensitivitätsanalysen werden anhand der exergetischen Allokation mit
Zuordnung dargestellt.
5.3.1.3 Wirkungsabschätzung
Methodik. Bei der Wirkungsabschätzung werden auf der Basis der in der Sachbilanz
erhobenen Daten die in der Zieldefinition festgelegten Umweltwirkungen bestimmt. Hierbei
werden die ausgewählten Wirkungskategorien wie z. B. die Klimagasemissionen
entsprechend ihrer Wirkungsindikatorwerte berechnet. Die Wirkungen aller Stoffe werden in
Relation zu der Referenzsubstanz, ins Verhältnis gesetzt und dann addiert. Diese kumulierten
Umwelteinwirkungen beschreiben die in der Sachbilanz quantifizierten Stoff- und
Energieströme. In /ISO 14042 2000/ sind die Wirkungskategorien und deren
Wirkungsindikatoren beschrieben.
Umsetzung. Für die geothermische Strom- und Wärmebereitstellung werden hier die
Wirkungskategorien "Anthropogener Treibhauseffekt", "Versauerung" und "Eutrophierung"
diskutiert. Des Weiteren wird der Verbrauch erschöpflicher energetischer Ressourcen
bilanziert.
•
Anthropogener Treibhauseffekt. Klimawirksame Spurengasfreisetzungen erhöhen den
natürlichen Treibhauseffekt und tragen dadurch zum Temperaturanstieg in der
Atmosphäre bei. Als klimarelevante Spurengase werden Kohlenstoffdioxid (CO2), Methan
(CH4) und Distickstoffoxid (N2O) betrachtet. Sie können als CO2-Äquivalente, bezogen
auf einen Zeithorizont von 100 Jahren, auf CO2 als Leitsubstanz bezogen werden (CH4 ist
31 und N2O 310 mal klimawirksamer als CO2) /IPCC 1995/.
•
Versauerung. Spurengasfreisetzungen mit versauernder Wirkung erhöhen die Azidität von
Böden oder Gewässern und unterstützen dadurch eine Schädigung der Pflanzen. Dies gilt
vor allem für Schwefeldioxid (SO2), Stickstoffoxid (NOx), Chlorwasserstoff (HCl) und
Ammoniak (NH3). Diese Gase können entsprechend ihrer versauernden Wirkung zu SO2Äquivalenten zusammengefasst werden. Die Faktoren liegen für Schwefeldioxid (SO2) bei
1, für Stickoxide (NO2) bei 0,7, für Ammoniak (NH3) bei 1,88 und für Salzsäure (HCl) bei
0,88 /HEIJUNGS 1992/.
•
Eutrophierung. Durch eine Eutrophierung kommt es zu einem erhöhten Nährstoffeintrag
in Böden und Gewässer; dies kann u. a. zu einer Veränderung bestimmter Ökosysteme
führen. Diese primär durch Stickstoffoxide (NO2-Emissionen) verursachte Eutrophierung
wird in PO43-–Äquivalenten beschrieben. Hier werden Stickstoffoxide und Ammoniak
(NH3) betrachtet, wobei die Stickstoffoxide ein relatives Eutrophierungspotenzial von
0,13 und NH3 von 0,35 aufweisen /HEIJUNGS 1992/.
•
Verbrauch erschöpflicher energetischer Ressourcen. Hierbei wird für die geothermische
Energiebereitstellung der gesamte primärenergetisch bewertete Aufwand an
93
erschöpflichen Ressourcen angegeben, der bei der Herstellung, Nutzung und Entsorgung
der bereitgestellten Energie zugewiesen werden kann.
5.3.2
Basisdaten
Die Basisdaten werden für die Erstellung der Sachbilanzdaten benötigt. Die Kostendaten für
den Hybridansatz werden dem Kapitel 5.2 entnommen und hier nicht mehr explizit
aufgeführt.
Untertägige Anlage. Für eine vertikale Referenzbohrung mit 4 500 m Tiefe mit einer
beispielhaften Verrohrung /LEGARTH 2001/ werden die eingesetzten Materialmengen (u. a.
Stahl, Zement, Kies, Spülungszusätze) zusammengestellt. Bilanztechnisch relevante Größen
sind der Energieaufwand zum Abteufen der Bohrungen sowie die eingesetzten Materialien
beim bohrtechnischen Aufschluss und der Komplettierung.
Der Energieaufwand wird in der Literatur mit starken Schwankungen angegeben. Bei
/KOSINOWSKI 2001/ liegen detaillierte Ökobilanzen für Tiefbohrungen zugrunde, so dass
dieser Wert von 5 GJ/Bohrmeter für eine Bohrung tiefer 3 000 m verwendet wird.
Für die Spülung werden rund 28 t Bentonite, 48 t Baryte sowie 32 t Calcium- und
jeweils 1,5 t Natrium- und Kaliumcarbonat sowie etwa 1,1 t an Natriumhydroxid eingesetzt.
Für die Verrohrung werden rund 330 t Stahl benötigt (nach /WIRTH 1979/). Für die
Zementation kommen rund 285 t Portlandzement zum Einsatz /SCHLUMBERGER WELL –
SERVICES 1999/.
Für die Bohrplatzeinrichtung sowie den Material- und Bohrgerätetransport zur
Bohrlokation fallen insgesamt ungefähr 413 000 tkm auf der Schiene und 144 000 tkm per
LKW an.
Für die Stimulation werden 250 m3 Fluid und 60 t Stützmittel (Sand mit Zuschlagsstoffen) veranschlagt. Der energetische Aufwand für 4 Pumpen à 600 bar wird pro Stunde mit
ungefähr 200 l Diesel angesetzt /SCHLUMBERGER WELL – SERVICES 1999/.
Hinzu kommen Steigleitung und Förderpumpe mit insgesamt 7,3 t Stahl zuzüglich
Transportaufwendungen (insgesamt 500 tkm LKW). Die Energie für den Betrieb der
Förderpumpe wird von der ORC-Anlage bereitgestellt.
Nach Ablauf der technischen Lebensdauer wird das Bohrloch mit einem Zementstopfen
und einer Betonplatte abgeschlossen. Bei diesem Vorgang werden neben den notwendigen
Transporten 110 m3 Kies und 21 t Zement verbraucht /KAYSER 1999/.
Obertägige Anlage. Von der Fördersonde zum Kraft- bzw. Heizkraftwerk und weiter zur
Injektionssonde wird eine 1 750 m lange Thermalwasserleitung aus rostfreiem Stahl verlegt
(37,8 t Stahl zuzüglich Antransport). Sie wird auf einer Strecke von 1 600 m unterirdisch
verlegt (3 000 m3 Erdbewegungen mit 352,5 t Dieseleinsatz). Hinzu kommen die Materialeinsätze für Instandhaltungsarbeiten. Die Rohre verbleiben üblicherweise nach Ablauf der
technischen Lebensdauer im Untergrund (d. h. keine Aufwendungen für den Abriss).
94
Bei der Bilanzierung der ORC-Anlage wird vereinfachend ein ausschließlicher Stahleinsatz unterstellt. Dafür werden für den Verdampfer 11 t, den Erhitzer 4 t, die Turbine 3 t, den
Generator 4 t und für die Arbeitsmittelförderpumpe 1 t Material berücksichtigt. Der Kondensor zum Abkühlen des organischen Kreislaufmediums wird mit 16 t bilanziert
/PERNECKER 2001/. Als Arbeitsmedium werden 300 kg Perfluorpentan (C5F12) eingesetzt.
Hinzu kommen für den Transport pauschal 2 000 tkm per Schiene und 50 tkm per LKW.
Zusätzlich wird das Gebäude berücksichtigt /ÖKOINVENTARE 1996/. Auch die infolge von
Revisionsarbeiten anfallenden Materialströme werden betrachtet. Nach Ablauf der
technischen Lebensdauer werden alle beschriebenen Materialien fachgerecht auf einer
Mülldeponie entsorgt bzw. recykliert. Hierzu fallen bei einer unterstellten
Transportentfernung von 50 km rund 1 800 tkm an.
Weiterhin werden für die Wärmebereitstellung die Wärmeübertrager aus Edelstahl und
die Spitzenlastanlage samt dazugehörigem Gebäude bilanziert. Für die Spitzenlastkessel
werden zwei 3 MW Brenner einschließlich Kessel benötigt; dafür werden 11,3 t Stahl pro
Kessel, 1 t Stahl pro Brenner und für die Abgasanlage 5,9 t Stahl benötigt /KAYSER 1999/.
Weiterhin wird fossiler Brennstoff zum Betrieb dieser Anlagen benötigt (800 MWh/a Fall
KWK-HH und 2 200 MWh/a Fall KWK-I-PW). Zusätzlich muss ggf. das Nahwärmenetz
bilanziert werden. Dafür kommen z. B. bei Fall KWK-HH Stahlverbundrohre DN 100
(20 tkm) zum Einsatz. Die Rohre sind mit PUR–Hartschaum (1,5 tkm) isoliert und nach
außen durch PE–Mantelrohre (7 tkm) geschützt. Es erfolgt eine schachtlose Verlegung mit
geringer Einbautiefe (800 m3/km) /ÖKOINVENTARE 1996/. Für die Versorgung des Industriebetriebes (Fall KWK-I-NT und Fall KWK-I-PW) wird eine identische 500 m lange Leitung
angenommen.
5.3.3
Ökobilanzergebnisse
Nachfolgend werden die Ergebnisse der Wirkungsabschätzung dargestellt und diskutiert.
Zusätzlich werden auch die wesentlichen Einflussgrößen der aufgezeigten Ergebnisse
analysiert. Im ersten Schritt werden die Ergebnisse der ausschließlichen Strombereitstellung
und der KWK-Anlagen mit der exergetischen Betrachtung mit Zuordnung dargestellt. Danach
werden Sensitivitätsanalysen der wichtigsten Parameter durchgeführt, wobei zum einen der
Einfluss der Allokationen und des Gutschriftverfahrens auf die Kraftwärmekopplung der
Fallstudien und zum anderen Einflussgrößen wie Volumenstrom und Bohrtiefe ausführlich
beschrieben werden.
5.3.3.1 Bilanzergebnisse
Abb. 5-23 und Abb. 5-24 zeigen die Herkunft der Emissionen nach ihrem Lebensabschnitten
und zwar für die Strombereitstellung und Wärmebereitstellung aller Fallbeispiele wobei für
die Koppelprodukte die exergetische Betrachtungsweise mit vorheriger Zuordnung
durchgeführt wird.
95
40
30
20
10
Fall KWK-I-PW
Fall KWK-I-N T
Fall KWK-H H
Fall OR C
0
450
6 00
Ba u Ü b ertag e
4 00
Ba u
U ntertag e
2 00
0
60
250
200
150
100
50
Fall KWK-I-PW
Fall KWK-I-N T
Fall KWK-H H
Fall OR C
0
Abris s
40
Be trieb
30
20
Ba u
Ü be rta ge
10
Ba u
U ntertag e
0
Fall KWK-I-PW
300
50
Fall KWK-I-N T
PO 43- -Äquiv. in m g/kW h
350
Fall KWK-H H
400
SO 2-Äquiv.in m g/k W h
Be trieb
Fall KWK-I-PW
50
8 00
Fall KWK-I-N T
60
Abris s
1 00 0
Fall KWK-H H
70
1 20 0
Fall OR C
80
Fall OR C
CO 2-Äquiv. in g/k W h
90
Ve rbra uc h ersc höpflic he r Energien
in GJ /GW h
Es zeigt sich, dass für die ausschließliche Strombereitstellung 79 g CO2-Äquiv./kWh
als treibhausrelevante Gase resultieren. Bei allen drei anderen Fällen nehmen die Emissionen
für die Strombereitstellung erwartungsgemäß ab. Dies basiert vor allem auf der Aufteilung
der Emissionen, die beim Bau der untertägigen Anlage auftreten, auf die beiden Endprodukte
Strom und Wärme und der vollen Belastung des Energieeinsatzes des Spitzenlastkessels für
die Wärme. Die Ergebnisse für die Strombereitstellung in KWK-Anlagen werden somit vom
Output der Wärme bestimmt.
Abb. 5-23: CO2-, SO2- und PO43--Äquivalente und Verbrauch erschöpflicher Energien für die
Strombereitstellung der untersuchten Fallbeispiele mit exergetischer Allokation und Zuordnung
Im Fall KWK-I-NT nimmt der Output beträchtlich zu und es werden lediglich
51 g CO2-Äquivalente/kWh freigesetzt. Ähnlich groß sind die CO2-Äquivalente mit ebenso
rund 53 g/kWh beim Fall KWK-HH. Beim Fall KWK-I-PW sind die CO2-Äquivalente mit
45 g/kWh am niedrigsten (Abb. 5-23).
Bei den SO2-Äquivalenten werden mit 422 mg/kWh bei einer ausschließlichen
Strombereitstellung die Stofffreisetzungen maximal. Bei Fall KWK-HH liegen sie mit
275 mg/kWh deutlich unter denen der ausschließlichen Strombereitstellung und werden zu
92 % aus dem Bau der Bohrungen verursacht. Auch deutlich geringer sind mit etwa
96
267 mg/kWh die SO2-Äquivalente beim Fall KWK-I-NT. Bei Fall KWK-I-PW ergeben sich
SO2-Äquivalente von rund 220 mg/kWh, auch in diesem Fall werden sie eindeutig durch den
Bau der untertägigen Anlage dominiert.
Ähnlich sind die Zusammenhänge auch bei den PO43--Äquivalenten. Eine
ausschließliche Strombereitstellung zeigt hohe und eine Kraft-Wärme-Kopplung geringere
Emissionen. Bei allen wird dies durch die Anrechnung des allokierten Anteils auf die Wärme
verursacht, wodurch sich die spezifischen Emissionen für den Strom verringern.
Der Verbrauch erschöpflicher Energien (Abb. 5-23) wird bei der ausschließlichen
Strombereitstellung mit 965 GJ/GWh maximal und erreicht mit 560 GJ/GWh den kleinsten
Wert bei Fall KWK-I-PW. Er stammt bei allen Fallstudien hauptsächlich aus dem Abteufen
der Bohrung und nimmt jeweils einen Anteil von 62 % bei Fall KWK-I-PW, jeweils knapp
75 % bei den Fällen KWK-HH und KWK-I-NT und 80 % bei Fall ORC ein.
In Abb. 5-24 sind die Ergebnisse für die Wärmebereitstellung der drei unterschiedlichen
Fälle Kraft-Wärme-Kopplung Haushalte (Fall KWK-HH), Industrie Niedertempertur (Fall
KWK-I-NT) und Industrie Prozesswärme (Fall KWK-I-PW) dargestellt.
Die CO2-Äquivalente werden beim Produkt Wärme im Gegensatz zur
Strombereitstellung bei den Fällen KWK-HH und KWK-I-PW durch den Betrieb der Anlage
bestimmt, wobei die klimawirksamen Emissionen je zu 50 bzw. 80% aus dem Einsatz fossiler
Brennstoffe stammen. Bei Fall KWK-HH resultieren CO2-Äquivalente von 30 g/kWhth, bei
Fall KWK-I-PW 45 g/kWhth. Das Ergebnis von 9 g/kWhth bei Fall KWK-I-NT, bei welchem
kein Einsatz fossiler Brennstoffe zum Tragen kommt, wird vom Bau untertage und somit vom
Abteufen der Bohrung bestimmt. Diese Emissionen tragen bei allen drei Fällen ca. 8 g/kWhth
zu den gesamten klimawirksamen Emissionen bei. Der Bau übertage liegt mit knapp
5 g/kWhth CO2-Äquivalenten bei Fall KWK-HH höher als bei den anderen beiden Fällen, was
aus dem aufwändigen Bau des Nahwärmenetzes resultiert.
Die anderen hier untersuchten Wirkungskategorien folgen im Prinzip den
klimawirksamen Gasen. Alle drei Fälle zeigen jeweils ähnliche Auswirkungen aus dem Bau
untertage und die Unterschiede von Fall zu Fall werden von den betriebsbedingten
Emissionen bestimmt. Der Verbrauch erschöpflicher Ressourcen (Abb. 5-24, oben rechts)
zeigt beim Fall KWK-I-PW mit knapp 600 GJ/GWhth den höchsten Verbrauch und liegt bei
Fall KWK-HH mit knapp 400 GJ/GWhth aufgrund der geringeren Zufeuerung deutlich
niedriger. Ohne Zufeuerung fossiler Brennstoffe finden beim Fall KWK-I-NT mit etwas über
100 GJ/GWhth der geringste Verbrauch erschöpflicher Ressourcen statt.
Die versauernd wirkenden Emissionen zeigen dasselbe Bild, wobei vom Fall KWK-HH
103 kg/GWhth, bei Fall KWK-I-NT 49 kg/GWhth und bei Fall KWK-I-PW 137 kg/GWhth
SO2-Äquivalente wirksam werden.
Mit PO43--Äquivalenten von 11,8 kg/GWhth bei Fall KWK-HH, knapp 7 kg/GWhth bei
Fall KWK-I-NT und ca. 13,7 kg/GWhth bei Fall KWK-I-PW weisen auch die eutrophierend
wirkenden Emissionen dieselbe Struktur auf. Hierbei stammen bei allen drei Fällen knapp
7 kg/GWhth PO43—Äquivalente aus dem Bau untertage, der Rest wird jeweils hauptsächlich
durch den Betrieb bestimmt.
97
10
Fall KWK-I-PW
Fall KWK-I-NT
100
0
120
12
PO4 -Äquiv. in kg/GWh th
14
100
80
3-
60
40
10
Abriss
Bau übertage
Bau untertage
6
4
2
0
0
Fall KWK-I-PW
Betrieb
8
20
Fall KWK-I-NT
Bau untertage
200
140
Fall KWK-HH
SO2-Äquiv. in kg/GWh th
0
Fall KWK-HH
5
Bau übertage
Fall KWK-I-PW
15
Betrieb
300
Fall KWK-I-PW
20
Abriss
Fall KWK-I-NT
25
400
Fall KWK-I-NT
30
500
Fall KWK-HH
35
600
Fall KWK-HH
CO2-Äquiv. in g/kWh th
40
Verbrauch erschöpflicher Ressourcen
in GJ/GWh th
45
Abb. 5-24: CO2-, SO2- und PO43--Äquivalente und Verbrauch erschöpflicher Ressourcen für die
Wärmebereitstellung der untersuchten Fallbeispiele mit exergetischer Allokation und Zuordnung
Um den Einfluss des Allokationsverfahrens auszuschließen, werden anhand der
ausschließlichen Strombereitstellung für unterschiedlicher Lebenswegabschnitte die
CO2-Äquivalente als klimawirksame Gase detaillierter dargestellt (Abb. 5-25).
Die CO2-Äquivalente betragen für die ausschließliche Strombereitstellung insgesamt
79 g/kWh und werden dabei von den CO2-Emissionen dominiert, die wiederum primär durch
den Energiebedarf beim Abteufen der Bohrung verursacht werden; dieser beträgt 31 % der
CO2-Äquivalente. Ein neben den Bohrungen weiterer signifikanter Anteil stammt aus der
98
Bereitstellung des für die Bohrungen benötigten Materials (u. a. Stahl, Zement, Beton,
Bentonit; in Abb. 5-25 mit Bau Injektions- Förderbohrung gekennzeichnet) mit insgesamt
30 % der CO2-Äquivalente. Der restliche Anteil der untertägigen Anlage mit dem Antransport
der Rohre und der Bohrgeräte, der Materialbereitstellung für die Thermalwasserpumpe, die
Stimulation und die Errichtung des Bohrplatzes tragen mit insgesamt 22 % zu den CO2Äquivalenten bei. Demgegenüber beeinflussen der Bau der übertägigen Anlage, der gesamte
Betrieb und die Entsorgung die Klimagasemissionen geringer (18 % der CO2-Äquivalente).
Bau
Förderbohrung
15%
Untertägige
Anlage
22%
Entsorgung
gesamt
0%
Betrieb gesamt
9%
Bau Injektionsbohrung
15%
Energiebedarf
Bohrung
31%
Anlage zur
Strombereitstellung
5%
Bau Übertägige
Anlage
3%
Abb. 5-25: Anteile der CO2-Äquivalente beim Fallbeispiel ORC
5.3.3.2 Sensitivitätsanalyse
Allokationsvergleich. Grundsätzlich sollten Allokationen vermieden werden, deswegen
werden in Kapitel 5.3.2.1 beschriebenen Allokationsverfahren zur Berechnung der KWKAnlagen aller Fallstudien durchgeführt und in Abb. 5-26 für den Fall KWK-HH am Beispiel
der CO2-Äquivalente dargestellt.
Bei der Substitutionsmethode ist mit –380 g CO2-Äquiv./kWh ein negativer Betrag
entstanden, dass heißt es werden bezüglich des Substituenten mehr Emissionen eingespart als
aufgewendet. Dies macht es aber schwierig unterschiedliche Versorgungsoptionen
miteinander zu vergleichen, so dass die Allokationen bevorzugt werden.
Die ausschließliche Strombereitstellung
Vergleichsgröße mit angegeben.
ist
mit
79 g CO2-Äquiv./kWh
als
Beim energetischen Vergleich der „Black-Box“-Betrachtung weisen die spezifischen
Emissionen für Strom und Wärme durch die Gleichbehandlung denselben Wert von
36 g CO2 Äquiv./kWh auf. Dies sind pro kWh für die Elektrizität bei der energetischen
Betrachtungsweise im Gegensatz zur exergetischen Betrachtungsweise lediglich 40 %.
Hierbei ist zu beachten, dass bei der exergetischen Allokation auf die Güte des Stromes
geachtet wird und deswegen der Wärme anteilsmäßig weniger Emissionen angelastet werden,
wodurch bei der exergetischen Allokation mit 15 g CO2 Äquiv./kWhth für das Produkt Wärme
und 96 g CO2-Äquiv./kWh für die Elektrizität resultieren. Wird die detaillierte Zuweisung
99
durchgeführt, verringern sich die CO2-Äquiv. bei der Betrachtung für die Elektrizität sowohl
für energetische als auch für die exergetische Betrachtung.
Abb. 5-26: Fall KWK-HH Vergleich Allokationen, Substitutionsmethode, zusätzlich ist die
ausschließliche Strombereitstellung (Fall ORC) mit angeführt, die Ergebnisse sind jeweils für die
Produkte elektrische Energie (Strom) und thermische Energie (Wärme) dargestellt
In Abb. 5-27 ist der Vergleich zwischen energetischer und exergetischer Allokation bei
der „Black-Box“-Betrachtung für die elektrische Energie aller Fallstudien dargestellt. Auch
hier ist das Fallbeispiel ausschließlicher Stromerzeugung jeweils mit angeführt.
Die Ergebnisse aus der exergetischen verglichen mit der energetischen Betrachtung,
zeigen grundsätzliche Unterschiede, die durch die Allokationsmethoden hervorgerufen
werden. So sind die spezifischen Emissionen bei allen hier aufgeführten
Wirkungsabschätzungen der CO2-, SO2- und PO43--Äquivalente bei der exergetischen
Betrachtung höher, als bei der energetischen. Dies wird durch die Gleichbehandlung bei der
energetischen Betrachtungsweise verursacht. Im Fall KWK-I-PW ergibt sich eine Differenz
bei den CO2-Äquivalenten von etwa 95 g/kWh zwischen exergetischer und energetischer
Allokation, oder der absolute Wert der spezifischen Emissionen ist bei exergetischer
Allokation um einen Faktor 3 höher als es sich bei einer Berechnung nach der energetischen
Betrachtung ergibt.
Die Verhältnisse der Emissionsherkunft sind jedoch bei exergetischer sowie
energetischer Betrachtung dieselben. So sind die treibhauswirksamen Klimagase der
Fallbeispiele KWK-HH und Fall-I PW stark abhängig vom Betrieb, wobei der Energiebedarf
100
150
100
50
0
10
20
10
Fall KWK-I-PW
Fall KWK-I-NT
Fall KWK-HH
0
Fall ORC
Fall KWK-I-PW
Fall KWK-I-NT
Fall KWK-HH
PO43- -Äquiv. in mg/kWh
30
Abriss
40
250
200
Betrieb
30
150
100
Bau
Übertage
Bau
Untertage
20
10
50
0
0
Fall KWK-I-PW
40
50
350
300
Fall KWK-I-NT
50
60
Fall KWK-HH
60
450
400
Fall ORC
SO2-Äquiv. in mg/kWh
70
Fall ORC
0
Fall ORC
Fall KWK-I-PW
Fall KWK-I-NT
Fall KWK-HH
Fall ORC
80
CO2-Äquiv. in g /kWh
20
0
90
Bau
Übertage
Bau
Untertage
Fall KWK-I-PW
20
200
Betrieb
30
Fall KWK-I-NT
40
250
40
Fall KWK-I-PW
60
300
Abriss
Fall KWK-I-NT
80
350
50
Fall KWK-HH
100
400
3-
120
60
Fall KWK-HH
450
Fall ORC
500
140
PO4 -Äquiv. in mg/kWh
160
SO2-Äquiv. in mg/kWh
CO2-Äquiv.in g/kWh
der Spitzenlastanlage und somit die Verbrennung fossiler Energieträger ausschlaggebend ist.
Aber auch bei den SO2-Äquivalenten sind bei Fall KWK-HH und KWK-I-PW sowohl bei der
energetischen wie auch exergetischen Betrachtung, knapp die Hälfte der freigesetzten Gase
auf dem Betrieb und die Verbrennung fossiler Rohstoffe im Spitzenlastkessel zurückzuführen.
Ebenso stammen bis zu 1/3 der Gase die zur Eutrophierung beitragen aus dem Betrieb der
Wärmebereitstellung.
Abb. 5-27: Vergleich der spezifischen Emissionen elektrischer Energie von exergetischer (oben) mit
energetischer (unten) Allokation bei der „Black-Box“-Betrachtung.
Bei den Fallbeispielen ORC und KWK-I-NT werden aus dem Betrieb jeweils weniger
Emissionen hervorgerufen als bei den beiden anderen Fällen. In allen Betrachtungen werden
vom Fall KWK-I-NT am wenigsten Emissionen verursacht, da hier keine fossilen
Energieträger eingesetzt werden. Im Vergleich zum Fall ORC werden bei Fall KWK-I-NT die
gesamten Emissionen aus der Sachbilanz über einen größeren Output -Strom und Wärmeverteilt. Werden die spezifischen Emissionen aus dem Betrieb ignoriert und der Hauptfaktor
mit dem Bau des Untertageteils betrachtet, zeigt sich, dass sich die Emissionen, die allein aus
101
der geothermischen Anlage hervorgehen, wie erwartet bei allen drei Fallstudien der
gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung im Gegensatz zur ausschließlichen
Strombereitstellung des Falles ORC verringern.
9
18 18
1
17 17
13
12 12
FallKW K-I-PW ;W ärm e
FallKW K-I-PW ;Strom
FallKW K-I-NT;W ärm e
FallKW K-I-NT;Strom
FallKW K-HH;W ärm e
0
13
30
36
20 43 22
42
1
10
9
0
31
9
9
FallKW K-I-PW ;W ärm e
10
9
40
FallKW K-I-PW ;Strom
20
36
22
9
FallKW K-I-NT;W ärm e
30
9
FallKW K-I-NT;Strom
40
50
FallKW K-HH;W ärm e
50
zugeordneter Anteil
allokierter Anteil
60
FallKW K-HH;Strom
zugeordneter Anteil
allokierter Anteil
FallKW K-HH;Strom
CO2-Äquiv. in g/kWh (Strom ) bzw .
CO2-Äquiv. in g/kWhth. (Wärm e)
60
CO 2-Äquiv.in g/kW h (Strom )bzw .
CO 2-Äquiv.in g/kW hth. (W ärm e)
Beim Allokationsverfahren mit vorheriger Aufteilung in Teilprozesse und somit einer
Verringerung der zu allokierenden Emissionen, wird der Fehler der durch die Allokation
verursacht wird, durch die Gliederung in Teilprozesse eingegrenzt und ist bei den hier
gezeigten Allokationsverfahren das präzisere Verfahren. Abb. 5-28 zeigt die Anteile bei
jeweils energetischer oder exergetischer Betrachtung der Anteile, die Strom und Wärme
zugeschrieben werden und diejenigen welche eindeutig zuweisbar sind. Die Emissionen,
welche eindeutig zugeordnet werden können, weisen bei beiden Verfahren dieselben Werte
auf. Beispielsweise gehen beim Fall KWK-HH 9 g CO2-Äquiv./kWh für die elektrische
Energie direkt aus den Anlagenkomponenten hervor. Der allokierte Anteil beträgt bei der
exergetischen Betrachtung 43 g, bei der energetischen Betrachtung 18 g CO2-Äquiv./kWh.
Die spezifischen Emissionen pro kWh Elektrizität und pro kWh Wärme sind aufgrund der
Gleichbehandlung bei energetischer Allokation dieselben. Da der zu allokierende Anteil bei
der geothermischen Strom- und Wärmebereitstellung mit dem Abteufen der Bohrung sehr
groß ist, wird trotz der Zuordnung der Emissionen, ein beträchtlicher Unterschied zwischen
energetischer und exergetischer Allokation sichtbar.
Abb. 5-28: Zu allokierende und eindeutig zuweisbare Anteile, rechts exergetische Allokation, links
energetische Allokation; die Ergebnisse sind jeweils für die Produkte elektrische Energie (Strom) und
thermische Energie (Wärme) dargestellt
Bei der Strombereitstellung des Falles KWK-I-PW herrscht ähnlich der „Black Box“
Betrachtung, ein Faktor von 1,8 von energetischem zu exergetischem Verfahren.
Um den wie gezeigt starken Einfluss der Allokationen auszuschließen, werden am
Beispiel einer ausschließlichen Strombereitstellung (Fall ORC) die Einflüsse weiterer
unterschiedlicher ergebnisbestimmender Parameter aufgezeigt.
102
Temperatur/Teufe. Abb. 5-29 (links) zeigt die Abhängigkeit der Emissionen von der
Sondenkopftemperatur und der zu erbohrenden Teufe. Bei kleineren Temperaturbereichen
liegen trotz geringerer Bohrtiefe, die Klimagasemissionen mit knapp 180 g/kWh signifikant
höher und erreichen aber bei 150 °C rund 79 g/kWh. Mit ansteigender Temperatur gehen die
Emissionen weiter – allerdings nicht mehr in diesem Ausmaß – zurück. Diese Tendenz ist
dabei bei allen hier untersuchten luftgetragenen Stofffreisetzungen erkennbar.
Volumenstrom. Abb. 5-29 zeigt den Einfluss des zu fördernden Volumenstroms. Demnach
wirkt sich die Veränderung des Fördervolumens bei kleineren Fördervolumen sehr viel
stärker aus als bei größeren Volumenströmen. So sinken beispielsweise die CO2-Äquivalente
bei einer Zunahme des Fördervolumens von 50 auf 100 m3/h von knapp 160 g/kWh auf rund
79 g/kWh. Diese grundsätzliche Tendenz zeigt sich auch bei den SO2- und PO43-Äquivalenten.
60
40
20
20
0
0
Fördervolumen in
m³/h
4500
6000 m;200°C
5250 m;175°C
4500 m;150°C
3750 m;125°C
0
40
80
4000
20
60
100
3500
40
80
120
3000
60
100
140
2500
80
CO2 - Äquiv. in g/kWh
100
120
200
120
160
140
150
140
180
160
100
CO2- Äquiv. in g/kWh
CO 2-Äquiv. in g/kWh
160
180
50
180
Teufe in m
Tiefe in m und
Fördertemperatur
in °C
Abb. 5-29: Abhängigkeit der CO2-Äquivalente beim Fallbeispiel ORC von der Sondenkopftemperatur
(links), vom förderbaren Volumenstrom (Mitte) und der Tiefe (rechts)
Teufe/geothermischer Gradient. Unterschiedliche geothermische Gradienten vorausgesetzt,
wird hier Thermalwasser aus unterschiedlichen Teufen mit der Sondenkopftemperatur von
150 °C betrachtet (Abb. 5-29, rechts). Demnach werden bei einer Tiefe von 4 500 m
beispielsweise CO2-Äquivalente von 79 g/kWh und bei 3 000 m von knapp 52 g/kWh
freigesetzt. Dieselben Effekte sind vergleichbar auch bei den anderen untersuchten
Stofffreisetzungen erkennbar.
Die gezeigten Sensitivitätsanalysen können auf unterschiedliche Standorte bezogen
werden. So wird der normale geothermische Gradient in der Norddeutschen Tiefebene
vorgefunden und somit sind bei ansonsten übereinstimmenden Annahmen für die
ausschließliche Strombereitstellung mit ungefähr 79 g CO2-Äquivalent/kWh zu rechnen.
Anders ist die Situation im Oberrheingraben, wo schon in Tiefen von 2 500 m Temperaturen
von 150 °C erreicht werden können und somit günstigere Bedingungen vorliegen. Dann ist
103
nach Abb. 5-29 (rechts) bei Tiefen von 2 500 m lediglich mit einem CO2-Äquivalent von
unter 47 g/kWh zu rechnen.
Organisches Betriebsmittel/Leckage. Die organischen Betriebsmittel der ORC-Anlage
besitzen teilweise außerordentlich hohe klimawirksame CO2-Äquivalente. Die Herstellung
des Betriebsmittels und die Entsorgung sind berücksichtigt. Dabei wird ein leckagefreier
Betrieb unterstellt und somit kein direkter Eintrag in die Atmosphäre. Nach /FRISCHKNECHT
1999/ wird für heutige Wärmepumpen und Kälteanlagen eine Verlustrate von 8 % pro Jahr
und 2 % pro Jahr als zukünftiger Zielwert angegeben. Diese Werte werden für die ORCAnlagen übernommen. Vom Fall ORC ausgehend werden bei einer Leckage von 2 %
zusätzliche 0,0076 g CO2-Äquivalent pro kWh und bei 8 % Leckage werden knapp
0,032 g/kWh freigesetzt. Bei einem gesamten CO2–Äquivalent von knapp 79 g/kWh sind
diese Werte jedoch vernachlässigbar gering.
Lebensdauer. Einen weiteren großen Einfluss auf die spezifischen Emissionen hat die
Lebensdauer. Bisher wird von 30 Jahren ausgegangen, wobei für den Fall der
ausschließlichen Stromerzeugung 79 g CO2-Äquivalent pro kWh an klimawirksamen
Freisetzungen berechnet wurden. Dieser Wert erhöht sich bei einer 20–jährigen
Nutzungsdauer der gesamten Anlage auf 118 g und bei einer Nutzungsdauer von 40 Jahren
reduzieren sich die Emissionen auf 59 g CO2-Äquivalent/kWh.
5.3.4
Vergleich
Die Vergleichssysteme werden alle /KALTSCHMITT ET AL 2002/ entnommen. Sie werden dort
nach demselben Prinzip der Ökobilanzierung betrachtet und stehen somit für einen Vergleich
zur Verfügung. Verglichen mit der Nutzung fossiler Energieträger liegen die
Treibhausgasemissionen (Abb. 5-30) bei einem steinkohlebefeuertem Kraftwerk bei 878 und
bei erdgasbetriebenen GuD-Kraftwerken bei 399 g CO2-Äquiv./kWh. Bei diesen
konventionellen Kraftwerken stammt der weitaus größte Anteil der Emissionen aus dem
Betrieb der Anlage, dass heißt aus der Verbrennung fossiler Primärenergieträger. Im
Gegensatz dazu weisen alle hier betrachteten regenerativen Energiebereitstellungsoptionen
erheblich geringere Emissionen auf.
Geothermie
Fotovoltaik
Wind Onshore
Biomasse
Erdgas
Steinkohle
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
CO 2 -Äquivalente in g/kWh
Abb. 5-30: CO2-Äquivalente unterschiedlicher Energiebereitstellungen aus fossilen und regenerativen
Energieträgern (eigene Berechnung und /KALTSCHMITT ET AL 2002/)
104
Verglichen mit den anderen Optionen zur Strombereitstellung aus regenerativen
Energien (Abb. 5-30) hat die geothermische Strombereitstellung mit knapp 79 g z.B.
gegenüber Wind mit 48 g ein etwas höheres CO2-Äquiv./kWh. Dies kann sich aber verändern,
wenn entsprechend günstige Bedingungen der geothermischen Quelle vorliegen, oder aber
eine zusätzliche Niedertemperaturnutzung stattfindet. Gegenüber der Biomasse mit
71 g CO2-Äquiv./kWh nimmt die geothermische Strombereitstellung eine ähnliche Stellung
ein. Alle Strombereitstellungen aus regenerativen Energien verursachen gegenüber den mit
fossilen Energieträgern betriebenen Systemen wesentlich weniger treibhausrelevante
Klimagase.
Die versauernden Emissionen sind in Abb. 5-31 dargestellt. Dabei liegen die
Emissionen des Steinkohlekraftwerkes mit rund 1540 mg SO2-Äquiv./kWh im Vergleich zu
den Emissionen der geothermischen Strombereitstellung, welche bei 422 mg/kWh
SO2-Äquivalenten liegen, deutlich höher.
Bei den mit fossilen Energieträgern betriebenen Systemen zeigt sich die Tendenz, dass
die meisten Emissionen mit versauernder Wirkung bei der Verbrennung und somit beim
Betrieb der Anlage entstehen. Ebenso liegen die Emissionen mit versauernder Wirkung bei
der Biomasse und Fotovoltaik im oberen Bereich. Wind, Erdgas und Geothermie liegen im
unteren Bereich zwischen 334 und 498 mg SO2 – Äquiv./kWh.
Geothermie
Fotovoltaik
Wind Onshore
Biomasse
Erdgas
Steinkohle
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
SO2-Äquivalente in mg/kWh
Abb. 5-31: SO2-Äquivalente unterschiedlicher Energiebereitstellungen aus fossilen und regenerativen
Energieträgern (eigene Berechnung und /KALTSCHMITT ET AL 2002/)
Der Verbrauch erschöpflicher Energien (Abb. 5-32) beträgt bei Biomasse, Wind und
Geothermie einen geringeren Anteil pro GWh als bei den mit fossilen Energieträgern
befeuerten Anlagen. Mit Biomasse betriebene Anlagen weisen mit 590 GJ/GWh von den
erneuerbaren Energien den geringsten, Fotovoltaikanlagen mit 3448 GJ/GWh den größten
Verbrauch auf. Geothermische Anlagen verbrauchen mit 965 GJ/GWh lediglich 10 %
verglichen mit Steinkohle betriebenen Anlagen.
105
Geothermie
Fotovoltaik
Wind Onshore
Biomasse
Erdgas
Steinkohle
0
1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000
Verbrauch erschöpflicher Energien in GJ/GWh
Abb. 5-32: Verbrauch erschöpflicher Energien unterschiedlicher Energiebereitstellungsoptionen
(eigene Berechnung und /KALTSCHMITT ET AL 2002/)
106
6
Zusammenfassung
Ziel der Arbeit ist es die geothermische Strombereitstellung in Deutschland hinsichtlich
ökonomischer und ökologischer Fragestellungen und ihrer Potenziale genauer zu betrachten.
Hierzu werden die technischen Vorgaben erarbeitet und für die möglichen Nutzhorizonte
werden die Potenziale erhoben. Die ökonomische und ökologische Analyse wird für die
geothermische Strombereitstellung erarbeitet und alle Ergebnisse mit vor Ort möglichen
Konkurrenzenergien verglichen.
6.1
Systemtechnik
Betrachtet werden Heißwasseraquifere, Störungen und kristalline Gesteine als drei
unterschiedliche Reservoirtypen. Die Analyse der Systemtechnik zeigt, dass der Aufschluss
der Ressourcen mit dem heutigen Stand der Technik kein Problem darstellt. Alle drei
Reservoire können mittels Dublettenverfahren erschlossen werden. Besonders muss hierbei
auf einen ausreichenden Abstand der Förder- und Injektionssonde geachtet werden, damit
eine entsprechende Lebensdauer gewährleistet ist. Weitere Anstrengungen müssen jedoch bei
der Stimulation der Gesteine zur Erhöhung der Permeabilität geleistet werden mit dem Ziel
hohe Förderraten zu erreichen. Um die Sonden abzuteufen, ist derzeit das RotaryBohrverfahren üblich. Die Strombereitstellung aus niedrigthermalem Wasser kann mittels
einer ORC-Anlage realisiert werden. Die Anlagen zur Wärmebereitstellung sind Stand der
Technik und können leicht auf die jeweilige Situation vor Ort angepasst werden.
6.2
Potenzialanalyse
Die Potenzialanalyse ergibt ein technisches Stromerzeugungspotenzial in Deutschland von
knapp 36 000 GWa. Heißwasseraquiferen stellen hierbei mit 300 GWa den kleinsten Anteil.
Störungszonen tragen mit 1 442 GWa zum technischen Angebotspotenzial bei und kristalline
Gesteine tragen mit 34 016 GWa den größten Anteil bei. Bei einer Nutzungsdauer von
1 000 Jahren ergibt sich so eine jährliche Menge von knapp 36,9 GWa. Das technische
Nachfragepotenzial liegt bei stromgeführtem Betrieb bei jährlich 33,1 GWa und reduziert sich
bis zum wärmegeführten Nachfragepotenzial auf 1,1 GWa. Bezüglich ihrer
Nachfragepotenziale kann eine elektrische Energiebereitstellung aus Geothermie damit einen
großen Beitrag zur Deckung der Energienachfrage in Deutschland leisten.
6.3
Ökonomische Analyse
Die jährlich anfallenden Kosten werden für vier unterschiedliche Anlagenkonfigurationen
erhoben (ausschließliche Strombereitstellung und KWK mit Haushalts- und
Industrieabnehmer). Die daraus berechneten Stromgestehungskosten liegen zwischen 7 und
über 30 ct/kWh elektrischer Energie. Die Kostenstrukturen zeigen den Einfluss von
107
Fördertemperatur und Förderrate und somit letztendlich der Ressource. So resultieren in
Gebieten mit erhöhtem geothermischen Gradient bei ausreichenden Förderraten
Stromgestehungskosten unter 10 ct/kWh. Die Investitionskosten zeigen einen eindeutigen
Fokus auf die Erschließung der Bohrungen; diese tragen mit 70 % zu den Investitionskosten
bei. Die notwendige Technik der obertägigen Anlagen zur Strombereitstellung wird bisher nur
von wenigen Anlagenherstellern angeboten; hier ist anzunehmen, dass ein vermehrter Einsatz
der Technik zu Kostenminderungseffekten führen wird. Insgesamt ist zur Zeit die
Kraftwärmekopplung auch aus ökonomischer Sicht zu favorisieren, da die Kaskadennutzung
erhöhte Einnahmen verspricht. Hier ist eine starke Abhängigkeit vom Verbraucher zu sehen.
So können bei einer Kaskadennutzung Stromgestehungskosten erreicht werden, die knapp die
Hälfte einer ausschließlichen Strombereitstellung ausmachen. Muss demgegenüber Strom auf
höherem Temperaturniveau für die Wärmebereitstellung ausgekoppelt werden, sinken die
Stromgestehungskosten nur wenig. Somit sind Wärmeabnehmer die lediglich ein niedriges
Temperaturniveau benötigen, zu bevorzugen, auch wenn die Volllaststundenzahlen geringer
als bei einer möglichen Auskopplung sind. Auch führt eine höhere Temperatur und ein damit
einhergehender höherer Anlagenwirkungsgrad der ORC-Anlage in allen Fällen zu geringeren
Stromgestehungskosten.
Der Vergleich mit anderen Optionen zur Strombereitstellung aus regenerativen
Energien zeigt, dass gegenüber Fotovoltaik derzeit die Stromgestehungskosten aller anderer
regenerativer Optionen zur Strombereitstellung günstiger ausfallen. Die geothermischen
Stromgestehungskosten erreichen die von Wind und Biomasse noch nicht ganz, weisen aber
im Gegensatz zu ihnen unter günstigen Voraussetzungen noch ein Entwicklungspotenzial
nach unten auf.
6.4
Ökologische Analyse
Bei der Ökobilanz wird der starken Einfluss der Allokationen bei gekoppelter Strom- und
Wärmebereitstellung aufgezeigt. Wichtig für eine präzise Bilanz ist eine vorherige
Abgrenzung der eindeutig zuweisbaren Anlagenkomponenten, wobei sich die Auswirkungen
dann vor allem bei den betriebsbedingten Emissionen zeigen. Die Zufeuerungen aus fossilen
Energieträgern der Spitzenlastanlagen werden dann dem Produkt Wärme angelastet und der
allokierte Anteil für die Strombereitstellung verringert sich. Ansonsten werden durch die
Erschließung der Bohrungen die meisten Emissionen verursacht. Diese tragen insgesamt über
80 % zu den CO2-Äquivalenten bei. Hiervon stellt alleine der Energieaufwand zum Abteufen
der Bohrung 30 %. Auch hier lohnt es wie bei der Senkung der Investitionskosten, weitere
Anstrengungen für effizientes Bohren zu unternehmen. Im Vergleich zu anderen
regenerativen Energieträgern liegen die Emissionen aus einer geothermischen
Energiebereitstellung die zum Treibhauseffekt beitragen, in derselben Größenordnung wie
Biomasse oder Wind (onshore). Zieht man zum Vergleich Energiebereitstellungsoptionen auf
Basis fossiler Energieträger heran, kann die Geothermie bei allen hier untersuchten
Wirkungskategorien einen großen Beitrag zur Emissionsminderung leisten.
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