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Im Bohrlochbergbau wird unter Bohrlochintegrität das dauerhafte Intaktsein der Bohrung und des Bohrungsausbaus (Komplettierung) während der gesamten Produktionsphase verstanden. Neben den übertägigen Anlagen und Leitungssystemen spielt Bohrlochintegrität eine entscheidende Rolle für eine sichere Öl- und Gasproduktion und für die Nutzung von Erdwärme.

Die Sicherstellung der Bohrlochintegrität und damit die Vermeidung unkontrollierter Fließwege in oberflächennahe Schichten ist für den Trinkwasserschutz als auch für die öffentliche Akzeptanz eine unabdingbare Voraussetzung.

Zur Herstellung einer ausreichende Bohrlochintegrität sind Maßnahmen bei der Herstellung der Bohrung als auch während des weiteren Betriebs der Bohrung als zentraler Bestandteil des Bohrlochbergbaus (Integritäts-Monitoring) notwendig.

Prinzipiell gibt es vier Bereiche, die bei der Beurteilung und Überwachung der Bohrlochintegrität eine Rolle spielen:

  1. Casing- und Zementauslegung im Hinblick auf die Bohrlochintegrität. Schaffung eines zuverlässiges Multi-Barrierensystem.
  2. Messungen, um eine Bewertung der Bohrlochintegrität während des Abteufens vornehmen zu können und um somit kontrollierte und sichere Verhältnisse zu schaffen. Hierzu zählen insbesondere FIT’s (Formationsgradiententests) und Futterrohrdrucktests. Durch diese Messungen lässt sich eine erste Indikation der Dichtheit der Bohrung ableiten.
  3. Adäquate, indirekte Bohrlochmessungen wie Zementbond- und Kalibermessungen.
  4. Theoretische Ansätze, um Rückschlüsse auf die Zementverteilung im Bohrloch zu erhalten. Simulationen helfen hierbei die realen Druckverläufe während des Pumpens anschließend bewerten zu können. Ergänzend werden die Spülungsdichten herangezogen, um das Risiko der Mikrokanalbildung abschätzen zu können.

Die letzten drei Teile sind integraler Bestandteil einer umfassenden Bohrlochbeschreibung und -bewertung, um während des Bohrprozesses jederzeit Kontrolle und Arbeitssicherheit zu gewährleisten. Insbesondere bei dem Auftreten eines Defektes ist dies unabdingbar, um den Bedarf einer Reparatur unter Berücksichtigung der Risiken nachvollziehbar bewerten zu können. Die Herausforderung für die Bohrtechnik ist hierbei die gesamte Bohrlochsituation zu verstehen, die entsprechenden Methoden zur Evaluierung zu kennen und die folgerichtigen Schlüsse, vor dem Hintergrund einer klaren Priorisierung der Systemkomponenten, zu ziehen.

Die veröffentlichten Zahlen über über mangelnde Bohrlochintegrität im Bohrlochbergau gehen weit auseinander und sind wohl auch vom jeweiligen Land und dessen Aufsichtsorganen abhängig.

Bedeutung in der Geothermie

Tiefbohrungen als Bestandteil von Anlagen der Tiefengeothermie sollen einige Jahrzehnte genutzt werden, sie stellen daher besondere Ansprüche an die Langzeit-Integrität der Bohrung und des Bohrungsausbaus. Andererseist wird in diesen Bohrungen nur Thermalwasser transportiert, was die Ansprüche gegenüber dem Transport von Kohlenwasserstoffen verringert.

In der Tiefengeothermie ist nur das Versagen einer oberflächennahen Dichtung im der Geothermieanlage Landau bekannt geworden. Hierbei ist über einen beschränkten Zeitraum und in einer beschränkten Menge Thermalwasser in eingen hundert Metern Tiefe ins Nebengebirge geflossen und hat vorübergehende Hebungen von einigen cm an der Erdoberfläche verursacht.

Prinzip eines TRT. Quelle: HDG Umwelttechnik.
Das Projekt "Erdwärme für Potsdam" am 23.11.2022
Foto: Viktoria Rothenhagen
Diese Erlaubnbisfelder wurden den Stadtwerken Soltau und Uelzen zur Aufsuchung von Erdwärme zugeteilt. Quelle: LBEG
Staatssekretär des Niedersächsischen Ministeriums für Wirtschaft, Verkehr, Bauen und Digitalisierung Frank Doods mit Prof. Dr. Martin Sauter bei der Amtseinführung. Quelle: LIAG
Alterationen an der Erdoberfläche in der Umgebung eines Geysirs. Quelle: GeoVision, DOE.

In dem Baugebiet Bachtobel zwischen der Tettnanger und der Friedrichshafener Straße wird ein neues Quartier entstehen. Das Baugebiet ist aufgeteilt in Wohnbaufläche und Gemeinbedarfsnutzung. Auf der Wohnbaufläche sollen Bauplätze und genossenschaftliche Mietwohnungen entstehen. Auf der Gemeinbedarfsfläche sind der Neubau eines Feuerwehrhauses, eine Kinderbetreuungseinrichtung mit Gemeindearchiv und Mietwohnungen, ein Ärztehaus sowie kommunale Mietwohngebäude geplant.

Die Gemeinde Kressbronn nutzt dabei die Gunst der Stunde und setzt von Anfang an auf ein umweltschonendes und autarkes Energiekonzept mit intelligenter Sektorenkopplung. Nach einer Machbarkeitsstudie fiel die Entscheidung auf ein kaltes Nahwärmenetz mit Photovoltaikanlagen, dass die iQ-GmbH (Integrierte Quartierslösungs GmbH) umsetzen wird.

„Wir bündeln Kompetenzen, die für Kommunen und Bauträger immer wichtiger werden. Denn Wärme- und Energieversorgung muss neu gedacht werden“, erläutert Achim Lotter als Geschäftsführer der iQ-Gesellschaft. Sein Kollege Thomas Booch ergänzt: „Wir entwickeln dabei Konzepte, die ganz auf die örtlichen Rahmenbedingungen abgestimmt sind. Dabei setzen wir auch auf Innovation, denn nur so lassen sich die großen Herausforderungen der Energiewende bewältigen.“ heißt es in der Zeitung für kommunale Wirtschaft (zfk).

 

Die iQ-GmbH ist durch die EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) und die Technische Werke Schussental GmbH & Co. KG (TWS) ins Leben gerufen worden, um innovative Energiekonzepte für Quartiere umzusetzen. Ihr Angebot richtet sich an Kommunen, Investoren und auch Bauträger, die größere Projekte gesamtheitlich entwickeln.

Es werden zwei Bohrfelder mit zusammen 84 Erdsonden in 140 Meter Tiefe angelegt. Jedes Gebäude wird mit einer elektrischen Wärmepumpe ausgestattet. Die Stromversorgung erfolgt fast ausschließlich durch Photovoltaikanlagen. Das kalte Nahwärmenetzwerk wird nicht nur Winter für Wärme sorgen, sondern auch im Sommer klimatisieren. Durch die Entscheidung der Gemeinde Kressbronn werden die zukünftigen Bewohner von Bachtobel an Energie- und Heizkosten sparen, gleichzeitig eine sichere Versorgung genießen und dabei keine Emissionen ausstoßen. Das Projektende des Wärmenetzes ist für 2024, und des gesamten Projekts für 2026 angesetzt.

Quelle: Kresbronn.de, zfk

Die Jahresarbeitszahl ist eine wichtige Kenngröße, um die Effizeinz von Wärmegewinnungssystemen zu vergleichen.

Über das Jahr verteilt ändern sich die Temperaturen, unter denen eine Wärmepumpe arbeiten muss. Die von der Wärmepumpe abgegebene Wärmeleistung schwanken sehr stark mit der Änderung der Temperatur der Wärmequelle (Luft, Erdwärme, Grundwasser). Es macht daher Sinn, eine über das ganze Jahr gemittelte Kenngröße zu verwenden. Die Jahresarbeitszahl gibt das Verhältnis der über das Jahr abgegebenen Heizenergie zur aufgenommenen elektrischen Energie an und liegt in der Größenordnung von 3 bis 4,5.

Wärmepumpenhersteller geben in der Regel nur den unter standardisierten Laborbedingungen ermittelten COP-Wert (coefficient of performance) an. Die Jahresarbeitszahl beinhaltet den zusätzlichen Energieaufwand für die Nebenantriebe (Solepumpen, Grundwasserpumpen bzw. Luftventilatoren etc., die bei falscher Auslegung einen beachtlichen Teil ausmachen). Die Jahresarbeitszahl berechnet sich nach folgender Formel:

Die technischen Eigenschaften werden bei Wärmepumpen bisher vor allem durch die Jahresarbeitszahl (JAZ) angegeben. Diese berechnet sich aus der gewonnenen Wärmemenge durch die Summe aus eingesetzer Antriebs- und eingesetzter Hilfsenergie.

Erdwärmepumpen und Grundwasserwärmepumpen haben gegenüber Luftwärmepumpen eine deutlich höhere Jahresarbeitszahl und sind daher aus Klimaschutzgründen in jedem Fall die bessere Alternative. Die höheren Investitionen rechnen sich im Laufe der Zeit aufgrund der besseren JAZ.

Die neue Versuchsanlage CoBra des DLR-Institut für CO2-arme Industrieprozesse liefert einen bedeutenden Beitrag zur Wärmewende in der Industrie: „Wir können bisher weltweit einmalige Werte beim Temperaturhub und der Wärmeabgabe-Temperatur von 300 Grad Celsius bei einer Wärmeleistung von etwa 200 Kilowatt erzielen“, sagt Institutsleiter Prof. Uwe Riedel. In Zukunft soll es noch weit darüber hinausgehen: „Die DLR-Wärmepumpen werden einen Temperaturbereich erreichen, für den es bisher keine technische Realisierung gibt. Diese Temperaturen sind erforderlich für einen CO2-armen Umbau der entsprechenden Industrieprozesse.“ und damit eine Alternative zum Einsatz von Wasserstoff für Hochtemperaturprozesse der Industrie. Der Name CoBra ist eine Kombination aus „Cottbus“ und dem „Brayton-Prozess" der Thermodynamik, auf dem die Anlage beruht.

Kohlendioxid-Emissionen senken und Energie sparen

Ein Großteil der Industrien braucht Prozesswärme zwischen 100 und 500 Grad Celsius. Das gilt zum Beispiel für die Ernährungsindustrie, die Papierindustrie und die chemische Industrie. Verwendet man regenerativ erzeugten Strom, sind Hochtemperatur-Wärmepumpen klimaneutral. Gleichzeitig können Industriebetriebe mit Hochtemperatur-Wärmepumpen Energie sparen.

Die CoBra-Pilotanlage wurde innerhalb von zwei Jahren aufgebaut; finanziert mit Mitteln des Landes Brandenburg. Für die Vorbereitungen und den Bau der Anlage hat das DLR vorrangig Betriebe aus der Region ausgewählt. Langfristig wird eine weitere größere Versuchsanlage CoBra entwickelt und gebaut, mit der noch höhere Temperaturen und eine höhere Wärmeleistung möglich sind. Die CoBra-Pilotanlange verwendet aktuell Luft als Arbeitsmedium. Sie kann aber auch mit dem Gas Argon arbeiten. Die Frage, wie der Prototyp skaliert werden muss, damit er sich für möglichst viele Industriezweige eignet, steht ebenfalls im Zentrum der Forschung.

Die Funktionsweise der CoBra-Anlage erklärt dieses Video.

Quelle: DLR

Das führende Bohr-, Ingenieur- und Technologieunternehmen KCA Deutag hat bekannt gegeben, dass es mit der Eavor Erdwärme Geretsried GmbH ("Eavor") einen Vertrag über die Bereitstellung von zwei Bohranlagen für den Bau von Eavor´s erstem kommerziellen Eavor-LoopTM -System unterzeichnet hat.

Die Bohr- und Anlagenbauarbeiten für das Projekt in der Nähe der Stadt Geretsried, in der Nähe des Starnberger Sees, werden 2023 beginnen. Das Eavor- LoopTM -System unterscheidet sich von herkömmlichen geothermischen Lösungen, da es die Wärme aus dem Untergrund durch Wärmeleitung gewinnt, was zu einer langfristigen, zuverlässigen und unabhängigen Versorgung mit erneuerbarer und nachhaltiger Energie führt. Das vollständig geschlossene Kreislaufsystem bietet eine hochgradig skalierbare und vorhersehbare Wärme- und Stromquelle ohne Fündigkeitsrisiko.

Die beiden KCA Deutag-Bohranlagen, die voraussichtlich Ende des zweiten Quartals ihre Arbeit aufnehmen werden, bohren getrennte Bohrlöcher, die ca. 5.000 m unter der Erde verbunden werden und somit einen kontinuierlichen Wasserkreislauf ermöglichen, die dem unterirdischen Gestein Wärme entzieht und die Energie an die Oberfläche bringt. Nach der erfolgreichen Fertigstellung des ersten Systems, was voraussichtlich knapp ein Jahr dauern wird, sind drei weitere Eavor- LoopTM geplant, die eine Gesamtbohrlänge von rund 60 km unter der Erde ergeben. Es handelt sich um ein revolutionäres Konzept mit einer geschätzten Grundlast-Leistung von bis zu 9 MWe und einer thermischen Kapazität von bis zu 65 MW in der ersten Entwicklungsphase mit der Möglichkeit, 30.000 Haushalte oder Unternehmen mit Wärme oder Strom zu versorgen.

 

Ron Klunder, Country Manager bei KCA Deutag, kommentierte: "Dies ist ein spannendes Projekt, bei dem bewährte Bohrtechnologie eingesetzt wird, um neue, innovative Wege zur Erzeugung nachhaltiger Energie zu beschreiten - ganz im Einklang mit unseren Zielen, eine wichtige Rolle bei der Energiewende zu spielen. Bei diesem Projekt kommen die beiden größten Bohranlagen unserer europäischen Flotte zum Einsatz, und wir freuen uns darauf, in den kommenden Monaten unser Fachwissen und unseren innovativen Ansatz bei der Bewältigung dieser neuen Herausforderung einzusetzen."

Daniel Mölk, Country Manager bei Eavor, erklärte dazu: "Unsere Technologie basiert auf den höchsten Standards für Sicherheit, Umweltschutz und hocheffizientem Bohrbetrieb. Wir setzen sie ein, um die Nutzung geothermischer Energie durch die erfolgreiche Entwicklung geschlossener Kreislaufsysteme zu vergrößern und machen sie damit zu einer Schlüsseltechnologie für die Energiewende und Energiesicherheitspläne der Zukunft. Wir freuen uns, mit KCA Deutag, einem sehr erfahrenen Bohrunternehmen, zusammenzuarbeiten, um die wirtschaftliche Tragfähigkeit und Nachhaltigkeit unserer Technologie zu demonstrieren, insbesondere in Anbetracht der Einzigartigkeit des gleichzeitigen Betriebs von zwei Tiefbohranlagen am selben Standort mit sich zusammengeschlossenen Bohrlöchern in einer äußerst sicheren und vorhersehbaren Weise".

Quelle: Pressemitteilung von KCA Deutag und Eavor Loop GmbH

Geothermische Wärme bietet große Chancen für eine regionale und klimafreundliche Wärmeversorgung: witterungsunabhängig, zu jeder Tages- und Nachtzeit, kostenstabil und mit wenig Flächenbedarf. Um das Potenzial dafür im zentralen Rheinland zwischen Viersen, Krefeld, Düsseldorf und Duisburg zu erkunden, führt der Geologische Dienst NRW (GD NRW) seismische Messungen durch, die Anfang Oktober beginnen werden.

Nordrhein-Westfalen bereitet den Einstieg in die Nutzung der Tiefengeothermie vor – um die Klimaschutzziele zu erreichen und um sich unabhängiger von Energieimporten zu machen. Daher hat der Landtag bereits am 20. März 2019 fraktionsübergreifend beschlossen, den Einsatz der Geothermie zu fördern, um die Wärmepotenziale des Landes optimal nutzen zu können.

Auf dieser Grundlage hat das Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie (MWIKE) des Landes Nordrhein-Westfalen den GD NRW beauftragt, eine geothermale Charakterisierung des tiefen Untergrundes durchzuführen.

Wirtschafts- und Klimaschutzministerin Mona Neubaur: „Der massive Ausbau der Erneuerbaren Energien war nie dringender, nie notwendiger als heute. Er ist dabei nicht nur mit Blick auf den Klimaschutz zwingend notwendig, sondern auch, um die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern zu beenden. Insbesondere die aktuell hohen Gaspreise machen deutlich: Die Wärmewende muss mit allen Mitteln vorangetrieben werden. Die Landesregierung Nordrhein-Westfalen unterstützt mit den seismischen Untersuchungen im Rheinland Stadtwerke und Projektentwickelnde, um mögliche Potenziale für erneuerbare Wärme zu erschließen. Wir möchten, dass die tiefe Geothermie sich zu einem sicheren, zentralen Baustein einer klimafreundlichen Wärmeversorgung von morgen entwickelt.“

Bei der hydrothermalen Geothermie wird natürlich vorkommendes Tiefenwasser genutzt, indem es durch eine mehrere tausend Meter tiefe Förderbohrung an die Oberfläche gepumpt wird. Dort gibt das heiße Wasser seine Energie über Wärmetauscher an den Energieverbraucher – beispielsweise ein Fernwärmenetz, einen Industriebetrieb oder ein Gewächshaus – ab und wird anschließend wieder in die Tiefe geleitet.

Geologische Landesaufnahme zur Erkundung des tiefengeothermischen Potenzials

Pilotregion für die Erkundungen war im Herbst 2021 das zentrale Münsterland. 2022 folgt nun das Rheinland mit der Region zwischen Viersen, Krefeld, Düsseldorf und Duisburg.
Ziel der seismischen Messungen ist es, in der Tiefe geeignete Gesteinsvorkommen zu identifizieren, welche heißes Tiefenwasser enthalten. Wenn dies der Fall ist, könnte die Region Rheinland ihre Wärmeversorgung mithilfe der Geothermie dekarbonisieren.

„Der Geologische Dienst NRW führt die Untersuchungen im Rahmen der geologischen Landesaufnahme durch“, sagt Dr. Ulrich Pahlke, Direktor des GD NRW. „Die Ergebnisse kommen den Regionen zugute, sie werden digital zur Verfügung gestellt und bilden daher wichtige Vorarbeiten für spätere Projekte.“

Geplant sind drei Messlinien von insgesamt 70 Kilometer Länge. Die Messlinie „Rheinland 1“ reicht von Schwalmtal über Tönisvorst bis zum Elfrather See. Bildquelle: Geologischer Dienst NRW

Vibrationsseismik – ein Ultraschallbild von Mutter Erde

Um den Untergrund zu erkunden, erzeugen Spezialfahrzeuge, sogenannte Vibro-Trucks, mithilfe von Vibrationen Schallwellen, die an den Grenzen der verschiedenen Gesteinsarten reflektiert werden – ähnlich einer Ultraschalluntersuchung. Bohrungen oder andere Eingriffe in den Boden sind bei dieser schonenden Untersuchungsmethode nicht notwendig.
Drei Vibro-Trucks fahren in einem Konvoi entlang vorab festgelegter Messstrecken. Alle 40 Meter halten sie an und schicken über eine hydraulisch absenkbare Rüttelplatte am Boden der Fahrzeuge für eine bis drei Minuten Vibrationen in den Untergrund. Diese werden reflektiert und von sogenannten Geophonen (ähnlich Mikrophonen) empfangen. Aus den so gewonnenen Daten erstellt der GD NRW anschließend ein detailliertes Bild des Untergrundes.

„Aus bestehenden Daten wissen wir, dass in der Projektregion gleich zwei potenziell geeignete geothermische Zielhorizonte vorliegen: der karbonzeitliche Kohlenkalk sowie der devonzeitliche Massenkalk“, erklärt Projektleiter Ingo Schäfer vom GD NRW. „Doch zur Struktur, Tiefenlage und Mächtigkeit sind noch viele Fragen offen. Auf diese Fragen möchten wir durch die Untersuchungen Antworten bekommen.“

Drei Messlinien im Projektgebiet

Mit den Messungen ist die Firma DMT GmbH & Co. KG aus Essen beauftragt. Im Vorfeld wurden entlang der geplanten Messkorridore Straßen und Wege untersucht, dem Denkmalschutz Sorge getragen, der Verlauf von Leitungen abgeklärt und eine Artenschutzprüfung vorgenommen. In enger Absprache mit den zuständigen Ämtern haben sich die Messstrecken konkretisiert. Geplant sind drei Messlinien von insgesamt 70 Kilometer Länge.

Die Messlinie „Rheinland 1“ reicht von Schwalmtal über Viersen, Tönisvorst und Krefeld bis zum Elfrather See. „Rheinland 2“ kreuzt die Linie „Rheinland 1“ in Traar, verläuft durch Elfrath, Uerdingen, dann rechtsrheinisch vorbei an Mündelheim, Wittlaer und Angermund, bis sie nordöstlich des Düsseldorfer Flughafens endet. „Rheinland 3“ führt von der Messe Düsseldorf nach Norden bis ins Duisburger Stadtzentrum.

Durch den langsam fahrenden Messkonvoi, der etwa einen halben Kilometer pro Stunde zurücklegt, kann es zu Verkehrsbehinderungen und Straßensperrungen kommen. Die Vibrationen sind in der Nähe der Fahrzeuge deutlich spür- und hörbar. Der GD NRW bittet um Verständnis für die kurzzeitigen Lärmbelästigungen. Für Gebäude ist die eigens für die Erkundung bebauter Gebiete entwickelte Vibrationsseismik jedoch unschädlich. Mitarbeiter:innen des Messtrupps kontrollieren zudem kontinuierlich die Bodenschwingungen.

Webseite, Social Media und Webinare informieren

Um die Öffentlichkeit transparent über das Projekt zu informieren, hat der GD NRW eine Webseite erstellt, die seit heute online ist. Auf www.seismik.nrw.de sind umfangreiche Informationen über das Projekt, die Ziele, die Technologie und auch über das Pilotprojekt Münsterland zu finden. Mit Beginn der Messungen wird dort tagesaktuell die jeweilige Messstrecke veröffentlicht und es besteht die Möglichkeit, sich für einen Newsletter anzumelden, um immer up to date zu sein.

Ab dem 19. September veröffentlichen Mitarbeiter:innen des GD NRW und der DMT auf Instagram, Facebook und Twitter unter @SeismikNRW regelmäßig Videos und tagesaktuelle Informationen. Den Auftakt macht Ministerin Neubaur mit einer Videobotschaft.

Ein weiteres Informationsangebot bieten drei Webinare, in denen nach einem etwa 20-minütigen Vortrag die Möglichkeit besteht, selbst Fragen zu stellen. Die Webinare finden montags um 17:30 Uhr statt. Am 26. September stellt Dr. Martin Salamon vom GD NRW das Projekt Seismik Rheinland sowie die konkrete Messstrecke vor. Am 3. Oktober erklärt Olaf Brenner von DMT den technischen Ablauf einer Vibrationsseismik. Auf die Möglichkeiten der geothermischen Nutzung geht Ingo Schäfer vom GD NRW am 10. Oktober ein. Im Anschluss werden Videoaufzeichnungen der Webinare auf dem projekteigenen YouTube-Kanal veröffentlicht. Eine Anmeldemöglichkeit gibt es auf der Webseite www.seismik.nrw.de.

Quelle: Geologischer Dienst NRW

Mexiko setzt in der Energiekrise auf Geothermie und Wasserkraft

Um seine Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu verringern und den Ausbau seiner erneuerbaren Stromproduktion zu erhöhen, setzt die mexikanische Bundeskommission für Elektrizität (Comisión Federal de Electridad- CFE) auf den Ausbau der Geothermie. Bis 2023 wird das staatliche Unternehmen den größten Anteil ihrer Investitionen über 75,2 Mio. US$ für die Erschließung geothermischer Quellen bereitstellen. Nach den im Entwurf des Bundesausgabenbudgets (PEF) 2023 veröffentlichten Informationen plant die CFE mindestens neun Investitionsprojekte zur Entwicklung der Geothermie. Damit wird die Geothermie wird zum Schwerpunkt staatlichen Investitionen in den Ausbau der erneuerbaren Energien und verdrängt die Entwicklung von Solar- und Windenergie. Ein weiterer Schwerpunkt der CFE liegt weiterhin auf dem Ausbau der Wasserkraft.

Modellbereichnung des Wärmeflusses in Mexiko und bereits etablierte Geothermieprojekte. Quelle: Rosa-Maria Prol-Ledesma et al. (CeMieGeo) (2018)

Neun neue Geothermiekraftwerke werden geplant

Ein wichtiger Meilenstein des Ausbaus der mexikanischen Geothermie ist eine umfangreiche geologische Studie zur Potenzialermittlung inklusive Probebohrungen in verschiedenen Gebieten Mexikos, in denen hohe geothermische Potenziale vermutet werden. Die Kosten der vom mexikanischen Energieministerium (SENER) finanzierten Studie wird auf 17,2 Mio. US$ geschätzt.

In Gebieten, in denen das geothermische Potenzial bereits bekannt ist, sind 22 Vorstudien geplant, um die optimalen Standorte für sieben weitere Geothermiekraftwerke zu ermitteln. Drei Standorte sind bereits festgelegt worden: Puebla, Michoacán und das Feld Cerritos Colorados in Jalisco. Die Kapazitäten der beiden Geothermiekraftwerke Humeros II Azufres III  sollen auf 50 MW erweitert werden.

Mexiko profitiert von seiner Lage am Pazifischen Feuerring

Ähnlich wie Indonesien, Philippinen, Japan und die Westküste der USA sind die geologischen Voraussetzungen für die geothermische Stromerzeugung optimal. Die bereits erfolgreich etablierten Projekte steigern die Beliebtheit der Geothermie und die Lage am Pazifischen Feuerring wurde als wirtschaftlichen Standortvorteil anerkannt. Nach Angaben des US-Energieministeriums könnte Mexiko weitere 2,5 GW an geothermischer Energie entwickeln. Dabei stabilisiert Geothermie mit seiner Witterungsunabhängigkeit das mexikanische Stromsystem und kann zusammen mit der Wasserkraft die Schwankungen der Solarenergie und Windenergie ausgleichen. Mexiko verfügt berist über einen überdurchschnittlichen Mix an erneuerbaren Energien, bestehend aus 7 GW Solarenergie, 7,7 GW Windenergie und 976 MW geothermischer Energie, mit reichlich Potenzial zum Ausbau der Erzeugungskapazität in allen drei Bereichen. Solar- und Windenergie wurden aktuell im Haushalt zurückgestellt, da im nächsten Jahr nur 836.678 US$ investiert werden sollen.

Quelle: Mexico Energy Newsletter (LinkIn)

Indonesien liegt auf dem seismisch aktiven Pazifischen Feuerring und ist eines der geologisch aktivsten Länder der Welt. Pro Monat kommt es unter dem Archipel zu etwa 1.000 Erdbeben. Die im Erdinneren erzeugte Wärme ist nah an der Erdoberfläche verfügbar und kann so besonders leicht Häuser und Industrieanlagen mit Strom und Wärme versorgen. Seit 1935 wird die Geothermie in Indonesien erfolgreich angewendet.

Die indonesische Regierung hat mehr als 300 Standorte mit geschätzten 24 GW an geothermischen Energiereserven identifiziert - die größten der Welt - auf Inseln wie Sumatra, Java, Nusa Tenggara, Sulawesi und Maluku. Der größte Teil davon ist bisher noch ungenutzt. Vor drei Jahren überholte das Land die Philippinen und wurde zum zweitgrößten geothermischen Energieerzeuger der Welt. Jetzt liegt es nur noch hinter den Vereinigten Staaten, die über eine Kapazität von 2,6 GW verfügen.

Geothermische Stromerzeugungskapazität in Indonesien, den Philippinen und den Vereinigten Staaten, 2011 - 2020. Die USA sind weltweit der größte Produzent von geothermischer Energie, gefolgt von Indonesien und den Philippinen. Quelle: IRENA

Geothermisches Potenzial nutzen

In dem Bestreben, das geothermische Kraftwerk der Welt zu werden, will die größte Volkswirtschaft Südostasiens bis 2030 eine geothermische Kapazität von 8 Gigawatt (GW) installieren, gegenüber derzeit etwa 2,1 GW.  Es wird geschätzt, dass Indonesien zur Erreichung dieses Ziels Investitionen in Höhe von 15 Mrd. USD benötigen wird. Bis 2020 gab es in Indonesien 19 bestehende geothermische Arbeitsgebiete und 45 neue Geothermieprojekte, während 14 Gebiete für Voruntersuchungen und Explorationen vorgesehen waren, so die Angaben der Regierung. Insgesamt sind 16 neue geothermische Kraftwerke gebaut worden.

In Deutschland liegt das Potenzial der Geothermie aufgrund der geologischen Bedingungen vor allem im Bereich der Wärmeerzeugung über hydrothermale Geothermie. In Indonesien kommen andere Verfahren, wie das Direct Flash Verfahren zur Stromerzeugung zum Einsatz. Geothermische Anlagen nutzen Dampf aus unterirdischen Heißwasserreservoirs, um eine Turbine in Gang zu setzen, die einen Generator zur Stromerzeugung antreibt.

Viele Regionen mit guten geothermischen Potenzial liegen im Hinterland Indonesiens. Dank seiner guten Umweltverträglichkeit kann sie auch in ökologisch sensiblen Regionen zum Einsatz kommen. Bildquelle: Geo Rising (flickr)

Geothermie als Säule der Wirtschaftsentwicklung und energiepolitischen Unabhängigkeit

Geothermie soll zur Säule der Energiewirtschaft Indonesiens werden. Als unerschöpfliche Wärmequelle ist die Geothermie eine regenerative Energie und stößt kein Kohlendioxid oder andere Treibhausgase aus, produziert keine Abfälle und belastet die Umwelt nicht. Unbeeinflusst von den Launen der Natur kann die Geothermie rund um die Uhr eine stabile Grundlast erzeugen und so die schwankende Leistung anderer grüner Quellen wie Wind und Sonne ausgleichen und trägt so maßgeblich zu einer Stabilisierung des nationalen Energiesystems bei.

Geothermische Energie soll den rasant steigenden Energiebedarf decken und dazu beitragen, bis 2025 23 Prozent der Energieversorgung aus erneuerbaren Quellen zu beziehen und die Kohlenstoffemissionen bis 2060 auf Null zu senken. Der Ausbau der inländischen Kapazitäten wird Indonesien auch dabei helfen, die Risiken abzufedern, die mit seiner Abhängigkeit von Importen fossiler Brennstoffe und den damit verbundenen Preisschwankungen verbunden sind, und gleichzeitig die Subventionen für fossile Brennstoffe zu reduzieren, die jährlich 70,5 Billionen Rupiah (4,9 Milliarden US-Dollar) verschlingen.

Durch den Ausbau der Geothermie entstehen hochwertige Arbeitsplätze, die Akademiker*innen im Land halten. Bildquelle: Geo Rising (flickr)

Politische Rahmenbedingungen hemmen Ausbau und schrecken Investoren ab

Ähnlich, wie in Deutschland, hemmen die aktuellen politischen Rahmenbedingungen noch die konsequente Nutzung des enormen geothermischen Potenzials. Eine im letzten Jahr wurde eine neue Verordnung des Präsidenten angekündigt, die den Sektor der erneuerbaren Energien stärken soll. Mit der Verordnung soll der Preismechanismus für geothermische Energie festgelegt und die Risiken einer frühen Entwicklung durch steuerliche Anreize und staatlich finanzierte Bohrungen gemildert werden. Im Rahmen der Regelung haben die Energieplaner auch eine Geothermie-Subvention vorgeschlagen, um zukünftig die Energiepreise im Land zu stabilisieren.

"Es gibt enorme Möglichkeiten im Bereich der geothermischen Energie. Der Sektor wird für Indonesien von entscheidender Bedeutung sein, wenn es seine Ziele im Bereich der nachhaltigen Energie erreichen will", sagte Septia Buntara Supendi, Managerin für nachhaltige Energie und Energieeffizienz beim Asean Centre for Energy, einer Denkfabrik mit Sitz in Jakarta. "Aber wenn Indonesien keinen klareren Rahmen entwickelt, wird es für den Sektor schwierig sein, zu gedeihen.

Quelle: eco-business, Wikipedia, ThinkGeoEnergy

 

Mit der Ausstellung der ersten Wärme-Herkunftsnachweise (HKN) ist das erste Pilot-Herkunftsnachweisregister für grüne Fernwärme in Deutschland in Betrieb gegangen!

Das Register wurde vom Hamburg Institut im Rahmen des IW³-Teilprojekts „Integrierter Wärmemarkt“ entwickelt. Das Pilotvorhaben verfolgt gleich mehrere Ziele: Wärme-HKN erlauben es, insbesondere Wärmemengen aus neuen Projekten zur Wärmeerzeugung aus erneuerbaren Energien und Abwärme einzelnen Kunden und Kundinnen zuzuordnen. So versetzt das IW³-Wärmeregister Erzeuger und Wärmeversorger in die Lage, grüne Fernwärme als eigenständiges Produkt zu vermarkten.

Gerade für Unternehmen auf dem Weg zur Klimaneutralität ist die Möglichkeit, bilanzierbar und somit nachvollziehbar grüne Wärme und Kälte zu beziehen, interessant. Dies trifft sowohl auf Industrieunternehmen als auch z. B. die Wohnungswirtschaft zu. Aber auch privaten Verbraucherinnen und Verbrauchern wird die Herkunft ihrer über Netze bezogenen Energie zunehmend wichtiger.

Erlöse aus der Vermarktung grüner Fernwärme können die Refinanzierung des Ausbaus der klimaneutralen Wärmeerzeugung erleichtern und somit zusätzliche Dekarbonisierungsanreize setzen.

So funktioniert das Herkunftsnachweisregister für grüne Fernwärme

Das Register wird im Rahmen des IW³-Projekts zu Forschungszwecken betrieben und untersucht Optionen, wie ein nationales Wärme- und Kälte-HKN-Register zur Umsetzung europarechtlicher Anforderungen zukünftig funktionieren könnte. Technisch wird das Register in Kooperation mit Grexel umgesetzt.

 

Start der Testphase mit den Hamburger Energiewerken

Die ersten knapp 1.500 Wärme-Herkunftsnachweise mit einer Einheit von je einer Megawattstunde (für die Monate Mai bis Juli 2022) wurden für die Hamburger Energiewerke ausgestellt. Die zugrunde liegende Wärmemenge stammt aus dem Biomethan-Blockheizkraftwerk im Energiebunker Wilhelmsburg und wurde in das dezentrale Nahwärmenetz in Hamburg-Wilhelmsburg eingespeist. In der nächsten Phase kann der Pilotbetrieb auf weitere Hamburger Wärmenetzbetreiber und Wärmeerzeuger ausgeweitet werden.

„Unser Ziel ist, 2023 ein komplettes Wärmekennzeichnungsjahr durchzuspielen“, sagt Dr. Alexandra Styles, die das Projekt beim Hamburg Institut koordiniert. „Die bei der Nutzung und beim Betrieb des Registers gesammelten Erfahrungen werten wir im Hinblick auf die verschiedenen Einsatzzwecke von Wärme- und Kälte-HKN aus.“

Burkhard Warmuth, Leiter Strategie bei den Hamburger Energiewerken kommentiert: „Wir freuen uns sehr, dass wir mit unserer Biomethan-Anlage das Pilotprojekt des Hamburg Instituts unterstützen können, auch für die leitungsgebundene Wärmeversorgung ein Herkunftsnachweisregister zu entwickeln. Mit Blick auf den Klimawandel sind wir überzeugt, dass nachweislich grüne Fernwärme zukünftig für Verbraucherinnen und Verbraucher eine große Rolle spielt.“

Quelle: Stadtwerke Hamburg

Die Familie Steiner aus Hochburg-Ach in Oberösterreich und die Familie Perlinger aus Wallern im Burgenland errichten in Moosham (Österreich) eines der modernsten und umweltfreundlichsten Glashäuser Europas für die Produktion von Bio-Tomaten, Bio-Paprika und Bio-Gurken. Die Produktionsfläche beträgt ca. 11ha, die Beheizung erfolgt klimaneutral mit Geothermie. Der Bau der riesigen Gewächshausfläche dauerte von Oktober 2020 bis März 2022 und es wurden ca. 30 Mio. Euro investiert. Die hier nachhaltig angebauten Bio-Tomaten und Bio-Paprika sind in den Regalen regionaler Supermärkte bereits ab Anfang März bis Ende November zu finden.

Bewährtes Energiekonzept

Das Unternehmen BioHof Geinberg profitiert von der langjährigen Erfahrung der Familie Steiner, die in Kirchweidach bereits seit 2014 erfolgreich Geothermie zur Beheizung ihrer Gewächshäuser einsetzt. Zusammen mit der Familie Perlinger wurde bewährte Konzept der Nutzung von Geothermie in der Kombination mit Photovoltaik umgesetzt.

 

Eine hauseigene Photovoltaik-Anlage erzeugt den Strom, unter anderem für die Pumpen der Geothermieanlage. Sie fördert Thermalwasser mit einer Temperatur von ca. 100 Grad aus einer Tiefe von rund 2.000 Meter. „Am BIOhof Geinberg legen wir viel Wert auf gesunde und schmackhafte Produkte, darin spiegelt sich auch unser hoher Qualitätsanspruch wider. Ein gesunder Boden bildet die Grundvoraussetzung für gesundes Pflanzenwachstum und gute Früchte“, erklärt BIOhof Geschäftsführer Patrick Haider. Der gesamte Betrieb ist als Kreislaufwirtschaft aufgebaut. Das Sammeln von Regenwasser ermöglicht eine autarke Wasserversorgung und schont die regionalen Wasserressourcen. Es kommt ausschließlich Bio-Dünger und aus den Pflanzenabfällen vor Ort hergestellter Kompost zum Einsatz. Die Bestäubung wird durch Hummeln gewährleistet und Nützlinge statt Pestizide zur biologischen Schädlingsbekämpfung eingesetzt. Da die übliche Beheizung von Gewächshäusern mit Erdgas zunehmend nicht mehr rentabel ist, könnten in Zukunft immer mehr Agrarbetriebe auf Geothermie umsteigen.

Quellen: BIOhof Geinberg, Gemüsebau Steiner, T&N, gabot

Die Bundesregierung hat sich bereits 2020 für den Ausbau der Tiefen Geothermie ausgesprochen. Bisher fehlen es jedoch an vielen Stellen eine konsequente Anpassung der politischen Rahmenbedingungen. Im Angesicht der aktuellen Energiekrise steigt jedoch der Druck aus der Öffentlichkeit auf die Politik, endlich das ernorme Potenzial der Geothermie zu nutzen. In einer repräsentativen Umfrage des Meinungsforschungsinstituts CIVEY unter 5000 BürgerInnen gaben 66 % der Befragten an, dass die Geothermie-Nutzung in Deutschland nicht ausreichend durch die Politik gefördert wird. Auch in den Medien wird der Ruf nach einer höheren politischen Unterstützung der Geothermie lauter. Ein Beispiel ist ein aktueller Artikel der FAZ: "Lange stand die Tiefengeothermie im Schatten von Wind, Sonne, Biogas und Wasserstoff – den anderen erneuerbaren Energieträgern. Der drohende Gasnotstand und der schleppende Windenergieausbau haben nun die Aufmerksamkeit wieder stärker auf die heißen Quellen im Erdreich gelenkt. [...] Staatliche Unterstützung täte not."

Aufgrund der Dichte der realisierten Projekte könnte der Eindruck entstehen, dass Geothermie nur für die Regionen des Oberrheingrabens und Süd-Bayern geeignet sei, jedoch steht das älteste Geothermieheizwerk im Neubrandenburg in Mecklenburg-Vorpommern. Als weiteres Beispiel aus dem norddeutschem Raum ist das Leuchtturmprojekt Geothermie Wilhelmsburg. In einer Tiefe von 1.300 Meter konnte das Projektteam Thermalwasser in einer cirka 130 Meter mächtigen Gesteinsschicht nachweisen. Erste Fördertests haben die Durchlässigkeit des Sandsteins bestätigt, sodass jetzt die zweite Bohrung erfolgen kann. 2024 soll die Wärmeversorgung beginnen.

 

Auch bei der "Sendung mit der Maus" zeigt sich das gestiegene Interesse an der Geothermie. Ein Filmteam besuchte kürzlich das Projekt in Hamburg Wilhelmsburg und erklärt nun den Kleinsten anschaulich, wie Geothermie funktioniert.

 

„In der politischen Diskussion und von den Bürgerinitiativen werden die geologischen und technischen Gegebenheiten an unter­schied­lichen Geothermiestandorten häufig nicht sauber voneinander unterschieden“, sagt Andre Baumann, Staatssekretär im baden-württembergischen Umweltministerium bei seiner Besichtigung des Standortes Graben-Neudorf. Der Bayrische Rundfunk berichtete gestern in der Abendschau über die Geothermie und ließ dabei Michael Drews der TU München und Wolgang Bauer des GeoZentrum Nordbayern zu Wort kommen und die Potenziale und die geologsichen Vorraussetzungen der Geothermie erläutern. Die aktuelle Berichterstattung trägt erheblich dazu bei, die Förderung der Geothermie zu unterstützen.

Quellen: FAZ, BR, WDR

Grubenwasser bezeichnet das Wasser, das in Bergwerken zusammen mit der Rohstoffförderung an die Oberfläche gepumpt wird. Die angewendete Technologie wird Wasserhaltung genannt. Sie spielt auch (unendlich) lange nach Schließung eines Bergwerks noch eine Rolle. Nach Ende des Betriebes werden die noch bestehenden Stollen in der Regel geflutet, da sie sich unterhalb des Grundwasserspiegels befinden. Das so genannte Grubenwasser ist warm, da es aus tieferen Gesteinsschichten kommt. So entstehen künstliche Reservoire an warmem Wasser, die für die Wärmeversorgung der Gebäude der Region genutzt werden können. Grubenwasser hat standortabhängig meist ein Temperaturniveau zwischen 12 und 30 Grad Celsius. 

Da Grubenwässer die Temperatur des Gebirges haben, aus dem sie kommen, können sie je nach Teufe und Anwendung mit oder ohne Wärmepumpe geothermisch genutzt werden. Im Ruhrgebiet z. B. könnte der geothermischen Grubenwassernutzung im Zuge der 'Wärmewende' eine große Bedeutung zukommen.

Wärmenutzung

Grubenwasser von offengelassenen und gefluteten Bergwerken ist für die Nutzung der thermalen Energie gut geeignet. Das Grubenwasser wird aufgrund des gelockerten Gebirges gut erwärmt und erreicht – je nach Teufe – Temperaturen zwischen 20 und 30 °C. Diese Wärme lässt sich gut für Heizzwecke nutzen. Allerdings sind aufgrund der nur mäßigen Temperaturen zur Wärmenutzung des Grubenwassers Wärmepumpenheizungen erforderlich. Die Nutzung der Wärmeenergie des Grubenwassers wurde bereits in mehreren Projekten z. B. in Ehrenfriedersdorf (Sachsen) und in Heerlen/NL erfolgreich getestet. In Heerlen dient das Grubenwasser dabei der Speisung eines kalten Nahwärmenetzes. Für die Nutzung müssen bestimmte genehmigungsrechtliche Aspekte berücksichtigt werden. Zur Gewinnung der Erdwärme gibt es im Wesentlichen zwei Verfahren: das Dubletten- und das Einzelsondensystem. Mit dem Dublettensystem kann eine größere Energiemenge kontinuierlich gewonnen werden, das Einzelsondensystem ist kostengünstiger.

Ein  Beispiel ist in Bochum zu finden. Auf dem ehemaligen Opel-Gelände MARK 51°7 entstehen auf knapp 70 Hektar ein modernes Gewerbegebiet für technologieorientierte Unternehmen und Forschungseinrichtungen. Die geothermische Erschließung von Bergbauschächten der ehemaligen Zeche Dannenbaum auf dem Gelände ist dabei Pionierarbeit und soll als Leuchtturm für weitere Projekte dienen.  Auf dem Gelände wurden zwei Bohrungen zu den gefluteten Stollen der Zeche Dannebaum wurden abgeteuft (= gebohrt). Die erste Bohrung führt bis in 340 Meter Tiefe, die zweite Bohrung bis in 820 Meter Tiefe. Die unterschiedlichen Bohrtiefen haben Vorteile für diegeplante Kombination von Wärme- und Kälteversorgung. Das mit 30 °C heißere Wasser aus dem tieferen Schacht dient der Wärmeversorgung. Großwärmepumpen bringen das Wasser dann auf Temperaturen von etwa 45 Grad Celsius. Für die Kälteversorgung wird 18 Grad Celsius kältere Wasser aus den oberen Schächten gefördert. Das natürliche Energiepotenzial des Grubenwassers wird Prognosen zufolge zu mehr als 75 Prozent den Wärme- und Kältebedarf der angeschlossenen Abnehmer decken.

Grubenwasserspeicher

Das sich noch im Gubengebäude befindliche Grubenwasser kann auch als Wärmespeicher genutzt werden. Durch Nutzung (noch) vorhandener Infrastruktur kann diese Art der Wärmespeicherung besonders wirtschaftlich sein.

Stoffliche Nutzung von Grubenwasser

Das Grubenwassers stellt auch eine wertvolle Ressource zur Rohstoffgewinnung dar. Enthaltene Salze oder Mineralstoffe können stark aufkonzentriert und als Sohlen an Industriepartner abgegeben oder verkauft werden.

Denkbar sind dafür Membranverfahren und Niedrigtemperaturverdampfung. Beim Membranverfahren wird die Flüssigkeit durch den Einsatz einer semipermeablen Membran gepresst und so Stofffrachten abgetrennt. Durch Umkehrosmose ist auch eine Trennung von gelösten Mineralstoffen möglich. Um eine ausreichende Reinigung und Abtrennung zu gewährleisten, ist jedoch sehr hoher Druck notwendig.

Eine Alternative ist die Niedrigtemperaturverdampfung, bei der das Grubenwasser unter Druck erhitzt und so zum Verdampfen gebracht würde. Zurück bleiben die Mineralfracht und destilliertes Wasser. Das Wasser kann je nach Bedarf bis auf Trinkwasser- oder Nutzwasserqualität remineralisiert (designed), in Flüsse eingeleitet oder auch als destilliertes Wasser verkauft werden. Die Rückstände können getrennt oder in geeigneter Qualität gewonnen und als Mineralstoffe verkauft werden.

Beispiele

Bisher realisierte Beispiele zur Grubenwassernutzung sind:

  • Zeche Zollverein Essen
  • Marl
  • Bochum MARK 51°7
  • Wismutschacht 302 der Stadt Marienburg

Rechtlich hat das Grubenwasser gegenüber anderen Wässern, die ebenfalls dem Grundwasser zuzuordnen sind, eine Sonderrolle da seine Nutzung im Bergrecht geregelt ist.

Zu unterscheiden ist die Grubenwasserhaltung vom Management oberflächennaher Grundwässer, die Aufgrund der Bergsenkungen ebenfalls gepumpt werden müssen, um Seenbildungen zu vermeiden.

Der Bundesverband Geothermie (BVG) fordert von der Bundes- und Landespolitik, die gemeinsamen Umsetzungsempfehlungen des Energieeffizienzverbandes für Wärme, Kälte und KWK (AGFW), des Verbandes Kommunaler Unternehmen (VKU), des Bundesverbandes Erneuerbare Energien (BEE) und des Bundesverbandes Geothermie (BVG) für das Sommerpaket zu berücksichtigen. Es braucht effizientere Genehmigungsverfahren, eine nationale Fündigkeitsversicherung und bessere Quereinstiegs- und Ausbildungsmöglichkeiten, um mit Geothermie das Rückgrat der deutschen Wärmeversorgung für die Zukunft zu sichern. Geothermie benötigt jetzt politischen Rückenwind, damit die preisstabile, klimaneutrale und unabhängige Wärmeversorgung Deutschlands für die Zukunft umgesetzt werden kann.

Versorgungssicherheit und Klimaschutz im Wärmemarkt können mit dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Wärme aus Geothermie gewährleistet werden. Erdgas, das noch in jüngster Vergangenheit als Brückentechnologie galt, entpuppt sich heute als energiepolitische Sackgasse. Es braucht jetzt ein „Geothermie-Ausbau-Gesetz“, vergleichbar mit dem "Windenergie-an-Land-Gesetz", das die gesetzlichen Voraussetzungen für den massiven Hochlauf der Erdwärme-Nutzung schafft.

Die Telefonleitungen des Bundesverbandes Geothermie laufen heiß, denn spätestens seit Februar ist die Geothermie für viele Marktteilnehmer nicht mehr nur eine „ach-die-gibt-es-ja-auch-noch“-Technologie, sondern eine handfeste Alternative, die ihre wirtschaftliche Zukunft sichern könnte. Ob im Agrarsektor, im Lebensmittelgewerbe, in der Wohnungswirtschaft oder bei Stadtwerken und kommunalen Energieversorgern – es fehlt nicht der Mut zum Bohren, denn die Vorteile der Geothermie sind so offensichtlich wie nie zuvor. Die bisher vorgestellten Gesetzgebungsvorhaben der Bundesregierung und die immer noch fehlende Fündigkeitsversicherung tragen dieser Dynamik keine Rechnung. Dabei liegen den politischen und administrativen EntscheidungsträgerInnen schon längst konkrete Empfehlungen vor, deren Umsetzung dringend notwendig ist! Die Verzögerungen in den Gesetzgebungsverfahren blockieren die Wärmewende.

Jüngste Studien (Roadmap Tiefe Geothermie, Roadmap Oberflächennahe Geothermie, Metastudie zur nationalen Erdwärmestrategie) deutscher Spitzenforschungsinstitute wie Fraunhofer IEG, Fraunhofer UMSICHT, Fraunhofer IBP, Deutsches GeoForschungsZentrum Potsdam GFZ (GFZ), Karlsruhe Institute of Technology (KIT) und Helmholtz-Zentrum für Umwelt (UFZ) sowie Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG) ergaben, dass die Technologie das Potenzial hat mehr als die Hälfte des Wärmebedarfs in Deutschland zu decken.

Entwicklung des Wärmemarktes (Prof. Dr. Inga Moeck 2022: Metastudie zur nationalen Erdwärmestrategie)
Übersicht über geothermische Technologien (Prof. Dr. Rolf Bracke et al. 2022: Roadmap Tiefe Geothermie)

Unter dem Begriff „Kalte Nahwärme“ versteht man ein Wärmenetz, das im Vergleich zu Fernwärmenetzen mit deutlich niedrigeren Temperaturen betrieben wird. Die Errichtung ist kosteneffizient, da günstige Erdwärmekollektoren verwendet werden und die Leitungen des Netzes aufgrund der niedrigeren Netztemperatur nicht thermisch isoliert werden müssen. In einem Kalten Nahwärmenetz können diverse lokale Wärmequellen wie Luftwärme, Erdwärme, "Wasserwärme" lokaler Gewässer (s.u.) und Solarwärme kombiniert werden. Zudem entstehen deutlich geringere Lieferverluste auf dem Transportweg der Wärme zum Haus. Im Sommer können die Erdwärmekollektoren zusätzlich zur passiven Kühlung genutzt werden, was sie von Luftwärmepumpen und Solarthermie unterscheidet. So kann auch das Wärmereservoir des Bodens für den Winter zusätzlich aufgefüllt werden. Im Haus wird eine Wärmepumpe genutzt, um die gewünschte Temperatur für Warmwasser und Heizung zu erreichen.

Das Baugebiet Berender Redder in Schleswig ist eines der ersten Projekte im Landkreis, die seit 2015 mit "Kalter Nahwärme" beheizt werden. So wird das Heizen im Schleswiger Baugebiet besonders umweltfreundlich und auch für die Bauherren eine wirtschaftlich attraktive Alternative zu einer eigenen Heizungsanlage. Als Wärmequelle dienen Erdwärme und auch die „Wasserwärme“ des Mühlenbachs, dem zwei Grad Wärme entzogen werden soll.

Bereits 5 Kalte Nahwärmenetze betreiben die Stadtwerke SH, weitere 5 sind in Planungs- bzw. Bauphase. Quelle: Stadtwerke SH

"Die reine Erdgas-Heizung bauen wir nicht mehr ein", sagt Thorsten Bock von den Stadtwerken SH jüngst dem NDR. "Auch, weil die Kunden es nicht mehr wünschen. Sie wünschen Alternativen, manchmal noch in Kombination mit Erdgas, aber die reine Gasheizung wird nicht mehr angefragt." Das lange erfolgreiche Geschäftsmodell ist nun ein Auslaufmodell. Der Wandel bei den Stadtwerken SH begann allerdings schon vor einigen Jahren. "Wir haben sonst immer klassischerweise Erdgas-Leitungen in Baugebieten verlegt", erzählt Bock. "Wir haben aber festgestellt, dass die Anschlussquote bei diesen Erdgas-Leitungen rapide gesunken ist: Wo wir früher noch 100 Prozent Anschlussdichte hatten, sind es vor acht Jahren nur noch 30 bis 40 Prozent gewesen."

Wie der Webseite der Stadtwerke Schleswig zu entnehmen ist, wird das Schleswiger Rundum-Sorglos-Angebot inklusive Betriebskosten, Wartung, Service und kostenfreier Störungsbeseitigung zum Preis von 120 € / Jahr angeboten. Der Arbeitspreis für die abgenommene Wärmemenge (inkl. Strompreis) liegt bei 9,993 ct/kWh. In Höchstädt (Bayern) wird ebenfalls auf Kalte Nahwärme gesetzt (BR Abendschau vom 09.06.2022):
 

Energieversorger stehen wie nie zuvor vor der dringenden Aufgabe, Alternativen zu fossilen Energieträgern zu entwickeln und neue Versorgungsstrukturen aufzubauen. Der Leitfaden „Wärmeversorgung mit tiefer Geothermie“ zeigt Schritt für Schritt die Entwicklung kommunaler Wärmeversorgung mit Tiefer Geothermie.

Der Umbau des Wärmesektors hin zu einer nachhaltigen Energieversorgung seit 2022 mehr im Zentrum der öffentlichen Wahrnehmung und politischen Diskussion verankert. Bis zu 25 % des Wärmebedarfes Deutschlands kann durch Tiefe Geothermie laut der „Roadmap Tiefe Geothermie“ des Fraunhofer IEG und weiteren Spitzenforschungsinstituten gedeckt werden. Dort, wo vielversprechende geologische Verhältnisse vorliegen, ist das Interesse der Energieversorger an dem Potenzial der Geothermie hoch, denn die Wärmebereitstellung erfolgt zuverlässig, preisstabil, grundlastfähig und unabhängig von Tages- und Jahreszeiten. Die Technologie hat zudem den geringsten Flächenbedarf pro Kilowattstunde, die höchste Jahresarbeitszahl, den niedrigsten CO₂-äquivalenten Fußabdruck pro Kilowattstunde und die potenziell geringsten Gestehungskosten aller EE-Technologien. Damit stellt die Tiefe Geothermie vielerorts eine geeignete Alternative zu fossilen Energieträgern dar.

Der Bundesverband Geothermie bietet Stadtwerken und kommunalen Energieversorgungsunternehmen einen Fahrplan und bewährte Ablaufmodelle für die Nutzung tiefengeothermischer Energie. Dabei werden zentrale Planungsschritte – von der Idee bis zum Betrieb – aufgegriffen und erläutert, um so einen ersten Überblick über die Projektplanung und -umsetzung zu liefern.

„Wärmeversorgung mit tiefer Geothermie – Schritt für Schritt von der Idee bis zum Betrieb“ (20 Seiten) kann kostenlos beim Bundesverband Geothermie bestellt werden (Email an: desiree.reimer(at)geothermie.de).

Am 07. April fand in Madrid die erste Konferenz des durch die Europäische Union unterstützen CROWDTHERMAL-Projekts statt. Auf dem internationalen Panel wurden neue Ansätze für gemeinschaftlich finanzierte Geothermieprojekte der Öffentlichkeit vorgestellt. Das Projektziel ist die europäische Öffentlichkeit direkt an der Entwicklung innovativer Lösungen auf dem Feld der Geothermie zu beteiligen. Dabei dienen Crowdfunding und Engagement der Bevölkerung durch die sozialen Medien als Katalysator.

Innovative Finanzierungsmodelle

Im weiteren Verlauf der Konferenz stellte das CROWDTHERMAL-Team Forschungsergebnisse für die  innovative Finanzierung von geothermischer Energie, Leitlinien für die öffentliche Teilhabe und die Risikominderung vor. Besonders im Bereich der zukünftigen Finanzierung von Geothermieprojekten erarbeitete das Team einen breit aufgestellten Katalog zur Einbeziehung der Bevölkerung. So werden neben klassischem Crowdfunding ebenfalls die Vergabe von Direktkrediten, soziale Anleihen, Leasing, Finanzierung aus Zuschüssen und Spenden, Schenkungen, Einnahmebasierte Finanzierung und viele weitere Möglichkeiten für die Realisierung von Projekten in Betracht gezogen.

Aus der Nutzung neuer Finanzierungsmodelle ergeben sich nach Angaben von CROWDTHERMAL folgende Vorteile:

  • Ein größerer Teil der Gesellschaft wird erreicht
  • Mehr Transparenz im Prozess durch breitere Teilhabe
  • Einfache Koordinierung des gemeinschaftlichen Finanzierungsprojekts
  • Erleichterte Kommunikation mit Kommunen und Einzelpersonen
  • Geringere Kosten für kommunale Förderprojekte

Zur Entwicklung neuer Projekte stützt sich CROWDTHERMAL auf Fallstudien aus Spanien, Ungarn und Island. Die Palette der untersuchten Potenziale umfasst dabei die Nutzung von oberflächennaher Geothermie zum Heizen und Kühlen in urbanen Regionen am Beispiel von Madrid, das Fernwärmesystem von Szeged mit rund 200 Kilometern Fernwärmeleitung und 224 MW Gesamtenergie sowie die direkte Nutzung von Geothermie zur Verbesserung regionaler Wertschöpfung in der Produktion- und Verarbeitung von Lebensmitteln am Beispiel Islands.

CROWDTHERMAL setzt auf Transparenz in der Planung als auch auf ein verbessertes Verständnis der zugrundeliegenden Technologien in der Bevölkerung. Die Palette der Dienstleitungen umfasst Umweltstudien, wirtschaftliche Aspekte, finanzielle Risikominderung und Verbesserung der sozialen Akzeptanz durch Aufklärung. Im Hinblick auf Klima- und Energieziele der europäischen Union bis 2030 die Treibhausemissionen um 40% zu senken, bietet der partizipative Ansatz von CROWDTHERMAL hervorragende Voraussetzungen für eine beschleunigte Marktentwicklung in ganz Europa. Finanzielle Unterstützung in Höhe von 2,3 Millionen Euro erhält das Projekt aus dem Horizon 2020 Programm der Europäischen Union zur Förderung einer kohlenstoffarmen, klimafreundlichen Zukunft. In ihrer Rede zum Thema "Geothermie in der Energiewende und die Rolle der Gesellschaft" betonte Francisca Rivero, Generalsekretärin des spanischen Institute for the Diversification and Saving of Energy (IDEA), dass die BürgerInnen aktiv in nationale und europäische Energie- und Klimapläne einbezogen werden müssen. Rivero bemerkte, dass es notwendig ist BürgerInnen „von passiven Verbrauchern zu Akteuren und Produzenten“ von Energie zu machen.

Quelle PM, CROWDTHERMAL, izes

Wie wirkt sich die Nutzung von Erdwärme im Untergrund aus? Gibt es kurzfristige, dauerhafte oder auch nur minimale Veränderungen? Diesen Fragen geht das mehrjährige Forschungsprojekt INSIDE auf den Grund, in dem die Geothermie-Betreiber Stadtwerke München (SWM) und Innovative Energie für Pullach (IEP) mit dem Forschungsinstitut Karlsruher Institut für Technologie (KIT) zusammenarbeiten.

Das INSIDE-Projektteam sammelt mit teils erstmalig hierfür eingesetzter Technik umfangreiche Daten über die Vorgänge in der südbayerischen Molasse. Ziel ist es, mehr über induzierte Mikroseismizität und Bodendeformation im Untergrund des Münchner Raums zu erfahren. Die Erkenntnisse über die geologischen und geomechanischen Gegebenheiten sind dann Grundlage dafür, dass Geothermieprojekte und -Anlagen künftig noch besser geplant und betrieben werden können.

 

Ein Forschungs-Ort ist die Geothermieanlage der SWM am Energiestandort Süd. Hier lauschen die Fachleute ganz tief in den Untergrund. Ein wichtiger Meilenstein wurde jetzt erreicht, wie die Geophysikerin Katja Thiemann, INSIDE-Projektleiterin bei den SWM, erläutert: „Die Geothermieanlage in der Schäftlarnstraße läuft aktuell im Erprobungsbetrieb. Schon 2020, während der Bauphase, haben wir in einer 3.750 Meter langen Bohrung sowie in der zementierten Verrohrung einer weiteren Bohrung bis in über 700 Meter Tiefe Glas-faserkabel verlegt. Damit ist uns die permanente Datenübertragung und -auswertung aus diesen Bohrungen gelungen – eine Premiere bei der Messmethodik, die in Fachkreisen für viel Aufmerksamkeit gesorgt hat.“

Die seismische Überwachung basiert auf der sogenannten „Distributed Acoustic Sensing“(DAS)-Technologie. Die Methode ermöglicht kontinuierliche akustische Messungen in Echtzeit über die gesamte Länge eines Glasfaserkabels. Die DAS-Daten werden einmal pro Stunde aus den Bohrungen in die SWM Cloud übertragen und können dort analysiert werden. Somit wird nahezu in Echtzeit ins Thermalwasser-Reservoir gehorcht. Minimale Ereignisse im Untergrund, die aus der gewohnten Frequenz fallen, können nach ihrer Ursache und Dauer untersucht werden.

Die Analyse erfolgt beim Karlsruher Institut für Technologie. Jérôme Azzola, Geophysiker vom KIT: „Die gewonnenen Daten tragen zu unserem umfassenden Monitoringkonzept bei. Zu den Zielen gehört es, das Reservoir-Verhalten besser zu erfassen und schließlich auch am Computer simulieren zu können.“

Im Rahmen von INSIDE begeben sich die Experten auch in die Frosch- und Vogelperspektive: So werden unter anderem mehrere seismische und geodätische Messstationen an der Oberfläche errichtet. Die seismischen Stationen am Boden sollen das bestehende Überwachungsnetz verdichten. Die geodätischen Stationen kommunizieren wiederum mit Satelliten. Auf diese Weise lassen sich über dreidimensionale Abbildungen Bodenveränderungen im Lauf der Zeit verfolgen.

Ein weiteres Projekt hat die IEP bei ihrer Reinjektionsbohrung in Pullach durchgeführt, wo umfangreiche Bohrlochmessungen vorgenommen wurden. Peter Goblirsch, INSIDE-Projektleiter auf IEP-Seite: „Mit den Ergebnissen der VSP-Messung (Vertikales Seismisches Profil) an der Pullacher Reinjektionsbohrung Th3 konnten die geologischen Modelle im Münchner Süden maßgeblich verfeinert werden. Das Monitoringnetz ermöglicht uns einen kontinuierlichen Einblick in den Untergrund und erlaubt eine nachhaltigere Bewirtschaftung.“

Helge-Uve Braun, Technischer SWM Geschäftsführer: „Von den Forschungserkenntnissen profitieren alle Anlagenbetreiber sowie die Menschen in München und der Region. Denn die Tiefengeothermie als regionale Ökoenergie ist eine Schlüsseltechnik auf unserem Weg in die CO2-neutrale Energiezukunft.“

Mehr Infos unter: https://inside-geothermie.de/

Quelle: Stadtwerke München

 

Die Wahl des bestmöglichen Standorts ist essenziell für die Realisierung von Geothermieprojekten. Dabei spielen die Temperatur sowie die Wärmeleitfähigkeit des Untergrunds eine wichtige Rolle. Die Potentialkarten von Heat Roadmap Europe und ThermoMap kombinieren wichtige Daten für die Standortwahl, die Tiefe und die Anzahl benötigter Bohrungen für die jeweilige Anlage. Auf den Karten beider Projekte zeigt sich dabei, dass europaweit ein gewaltiger Wärmeschatz unter unseren Füßen liegt. Die Kartierung des Wärmepotenzials und der Leitfähigkeit des Untergrunds auf europäischer Ebene ist dabei ein Katalysator für neue Geothermieprojekte auf dem gesamten Kontinent.

ThermoMap

Im Bereich der oberflächennahen Geothermie liefert das ThermoMap-Projekt, von EuroGeoSurveys, wichtige Daten für eine flächendeckende Abschätzung des geothermischen Potentials im mittleren und großen Maßstab. Dabei steht die Wärmeleitfähigkeit des Untergrunds in einer Tiefe von bis zu 10 Metern in Fokus der Visualisierung. Das Projekt stützt sich dabei auf klimatologische, topographische und geologische Daten, sowie auf Datensätze zum Grundwasserstand und zur Bodenbeschaffenheit aus den Partnerländern Deutschland, Österreich, Belgien, Frankreich, Griechenland, Ungarn, Rumänien, Island und dem Vereinigten Königreich.

Ziel des Projekts ist die verbesserte Bereitstellung von Geodaten zur oberflächennahen Geothermie (ONG) für BürgerInnen, Regierungen, Kommunen und Unternehmen. Dabei versucht das Thermo-Map Projekt die geographischen Informationen für die Planung von ONG-Projekten zu harmonisieren und Systeme der oberflächennahen Geothermie kosteneffizient zu installieren. Darüber hinaus leistet das Projekt wichtige Arbeit zur Schaffung einer europäischen Datengrundlage, denn anders als bei der Tiefengeothermie liegen für oberflächennahe Geothermie weniger Informationen vor.

Hier geht es zur ThermoMap.

Heat Roadmap Europe

Die Heat Roadmap Europe 4 (HRE4) entwickelt Strategien für kohlenstoffarmes Heizen und Kühlen. Erneuerbare Ressourcen stehen dabei ebenso im Fokus, wie die Nutzung von industrieller Abwärme, überschüssiger Wärme aus Kraftwerken und der Müllverbrennung. Das Projekt schafft im Zusammenhang mit der Erschließung erneuerbarer Ressourcen auch eine Grundlage für die Planung von Anlagen im Bereich der Tiefengeothermie. Die Daten aus HRE4-Projekt sind im pan-europäischen Wärme Atlas gebündelt und visualisiert. Der Wärme Atlas zeigt große Potentialgebiete für Tiefengeothermie in Deutschlands, den Niederlanden, Dänemark und Polen, Frankreich, Italien Österreich und der Schweiz. Auch in Ungarn, Rumänien, Serbien und Bulgarien liegt ein großer Wärmeschatz unter der Erde.

 

Die Daten aus dem HRE4-Projekt stimmen für die Zukunft optimistisch. In großen Teilen Europas ist das Temperaturniveau im Untergrund für die Nutzung von Tiefengeothermie geeignet. Nun bedarf es einer Ausbauoffensive, um die Wärme unter unseren Füßen nutzbar zu machen. Von einer vermehrten Nutzung tiefengeothermaler Ressourcen profitiert ganz Europa.

Hier geht es zur Heat Roadmap.

GeoTIS

Die umfangreichste Geodatensammung Deutschlands ist das System GeoTIS. Die Recherche-Oberfläche ermöglicht die dynamische Generierung von interaktiven Karten, in denen Fachinformationen mit topographischen und statistischen Daten kombiniert werden. Einen detaillierten Einblick in den Untergrund bieten zudem dynamisch generierte Vertikal- und Horizontalschnitte bis in eine Tiefe von 5000 Metern. GeotIS beinhaltet zudem das Auskunftssystem „Geothermischen Standorte“ über tiefe geothermische Anlagen in Deutschland, die sich in Betrieb oder im Bau befinden.

Hier geht es zu GeoTIS.

Quellen: EuroGeoSurveys, Heat Roadmap Europe, GeoTIS

Die Forschergruppe iiDEA (Instituto de Ingeniería Desalación y Energías Alternas) ist ein multidisziplinäres Team, das zum Institut für Ingenieurwesen der Autonomen Universität von Mexiko (UNAM) gehört und die Nutzung und Anwendung von geothermischer Energie mit niedriger und mittlerer Enthalpie erforscht. Im Forscherteam sind Experten aus den Bereichen Maschinenbau-, Elektro-, Telekommunikations- und Elektroingenieuren bis hin zu Geologen, Biologen, Physikern, Soziologen, Wirtschaftswissenschaftlern, Metallurgiechemikern und Lebensmittelchemikern beteiligt. Im Falle Mexikos wird Geothermie bisher vorwiegend zur Stromerzeugung und für Thermalbäder eingesetzt. Es gibt einzelne Beispiele für Papierrecycling, Gewächshausbeheizung, Lebensmitteltrocknung, Teichbeheizung für Fischzucht und Gebäudewärme.

Entwicklung und Forschung

Héctor Aviña, Maschinenbauingenieur an der Fakultät für Ingenieurwesen der UNAM, ist der Koordinator von iiDEA. Mit einem Doktortitel in Energie, Entsalzung und Geothermie arbeitet er seit 10 Jahren am Institut für Ingenieurwesen und ist seit 2014 Mitglied von iiDEA. „Der globale Trend geht dahin, die Ressourcen vor Ort zu nutzen. Die Idee ist, den Kunden ganzheitliche Lösungen anzubieten, ihnen zu sagen, wie sie diese nutzen können, zu großen Unternehmen zu gehen und sie zu fragen, ob sie neue Projekte haben, die zur Installation geothermischer Ressourcen geeignet sind.", sagt Aviña.

Das mexikanische Zentrum für Innovation in der Geothermie (Cemiegeo) ist für das Programm "Technologische Entwicklung für die Nutzung von Erdwärme mit niedriger Enthalpie" zuständig. Mit der finanziellen Unterstützung von Cemiegeo leitet die iiDEA-Gruppe mehrere Projekte, darunter eine modulare geothermische Entsalzungsanlage (MGD). Auf Halbinsel Baja California soll demnächst die größte Entsalzungsanlage zur Trinkwassergewinnung in dieser Region getestet werden. Weitere Schwerpunkte sind die geothermischen Lebensmitteltrockner (GFD), sowie die Erzeugung von Energie für weitere industrielle Zwecke. In einem aktuellen Projekt konnte nun das erste eigene Geothermie-Bier gebraut werden.

Lebensmitteltrocknung mit Geothermie

Der Geothermal Food Dehydrator kann rund um die Uhr betrieben werden, was ihn zu einem rentablen Gerät mit minimalem ökologischen Fußabdruck macht. Quelle: iiDEA

Mexiko ist einer der amerikanischen Hauptproduzenten von Obst und Gemüse, aber etwa 45 bis 50 Prozent davon werden verschwendet, entweder aufgrund einer verlängerten Reifephase oder weil sie nicht rechtzeitig verbraucht werden, so die Daten des Ministeriums für Landwirtschaft, Viehzucht, ländliche Entwicklung, Fischerei und Ernährung. Eine Möglichkeit sie zu konservieren, ist die Dehydrierung.

Dehydrierung hat viele Vorteile und kann der Lebensmittelverschwendung in Mexiko entgegenwirken. Durch den Entzug der Feuchtigkeit aus den Lebensmitteln nimmt das Gewicht und Volumen erheblich ab. Dehydrierte Lebensmittel lassen sich also günstiger lagern und transportieren. Ein weiterer Vorteil ist, dass die dehydrierten Lebensmittel nicht gekühlt werden müssen. "Indem man ihnen so viel Wasser wie möglich entzieht, entzieht man ihnen auch die bakterienbildenden Stoffe, so dass sie nicht nur eine Woche, sondern zwei Jahre haltbar sind", erklärt Aviña.

Vorbild für die Forschung war ein Pilotprojekt zur geothermischen Trocknung im U.S. Bundesstaat Oregon. Beim Dehydrator wird geothermisches Thermalwasser in einen Wärmetauscher geleitet, der dann die Wärme an die Luft abgibt. Der Dehydrator benötigt dafür Thermalwasser mit einer Temperatur von 60 °C. Diese wiederum entzieht den Produkten in einer Trockenkabine die Feuchtigkeit, und die verbleibende Luft wird in die Umwelt abgeleitet. Für den Wasserentzug sind etwa acht Stunden erforderlich, wobei die Zeit für jedes Lebensmittel von seinem Wasseranteil abhängt. Der Dehydrator arbeitet 365 Tage im Jahr, 24 Stunden am Tag. Das Wasser aus diesen Prozessen kann wiederverwendet werden, dieses Verfahren nennt man Kaskadierung, denn die Temperatur sinkt, aber die geothermischen Ressourcen werden vollständig genutzt", sagt Aviña.

Aus den Forschungsergebnissen werden Business Modelle entwickelt. Ein erfolgreiches Beispiel ist die Firma GeoFood, die seit 2019 geothermisch getrocknete Früchte produziert. Bald könnte auch der Prozess des geothermischen Bierbrauens marktreif werden.  

Quelle: Sofia Ruiz (Andira), iiDEA

Die beiden Bohrungen werden Teil einer energiesparenden Wärme- und Kälteversorgung der sogenannten 5. Generation für die Gewerbekunden am Standort. Die FUW GmbH, ein Tochterunternehmen der Stadtwerke, und die Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie IEG haben gemeinsam die Nutzung von Grubenwasser am Standort MARK 51°7 erkundet und mit der Bohrfirma MND Drilling das Bohrkonzept umgesetzt.

„Wir freuen uns sehr über den erfolgreichen Abschluss der Geothermiebohrungen. Auf MARK 51°7 wird die Wärmewende Realität! Auch im internationalen Vergleich schaffen wir hier eine sehr innovative und zukunftsweisende Energieversorgung“, erklärt Dietmar Spohn, Sprecher der Geschäftsführung der Stadtwerke Bochum. „Wir werden nun die Planung der Anlagentechnik für die Grubenwasserauskopplung am Bohrplatz sowie für die neue Energiezentrale Ost finalisieren. Dort soll im Grubenwasser enthaltene Wärme- und Kälteenergie mit Wärmepumpen auf das Temperaturniveau gebracht werden, das für die Versorgung der Kunden erforderlich ist.“

 

„Die Wärmewende anzupacken drängt heute mehr als jemals zuvor. Geothermie vereint alle Eigenschaften, die wir für einen zukunftssicheren Standort benötigen, denn sie ist nachhaltig, regional, wetterunabhängig und unabhängig von Rohstoffimporten wie Öl und Gas,“ unterstreicht Prof. Dr. Rolf Bracke, Leiter des Fraunhofer IEG mit Sitz in Bochum. „Wir freuen uns, zusammen mit den Stadtwerken auf MARK 51°7 diesen überregional bespielhaften Innovationsbeitrag leisten zu können und damit Geothermie, Wärmenetze, Untergrundspeicher und Großwärmepumpen in einem Vorzeigeprojekt für die kommunale Wärmewende in Deutschland zu vereinen.“

Für die Wärmeversorgung soll das rund 30 Grad Celsius warme Grubenwasser der ehemaligen Zeche Dannenbaum über Wärmepumpen auf ca. 45 Grad Celsius erwärmt und anschließend in das Netz abgegeben werden. Auch für die Kälteversorgung der entstehenden Immobilien wird das Grubenwasser genutzt. Dafür wird aus einer Tiefe von etwa 340 Metern ca. 18 Grad Celsius „kaltes“ Wasser gefördert. 

Das natürliche Energiepotenzial des Grubenwassers wird Prognosen zufolge durch diese optimale energetische Ausnutzung zu mehr als 75 Prozent den Wärme- und Kältebedarf der angeschlossenen Abnehmer decken. Der verbleibende Wärmebedarf wird aus dem Fernwärmenetz der FUW GmbH gedeckt. Kältemengen, die an sehr heißen Tagen zusätzlich erforderlich sind, werden über konventionelle Kälteanlagen an das Kältenetz von MARK 51°7 übergeben.

Das neue Energiekonzept leistet einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz. Dank der Nutzung der nachhaltigen und erneuerbaren Energiequelle des Grubenwassers werden klimaschädliche Treibhausgasemissionen (CO2), verglichen mit einer konventionellen Wärme- und Kälteversorgung mit Erdgasbetrieb und elektrischen Kompressionskältemaschinen, in Summe um rund 3.200 Tonnen pro Jahr reduziert.

Der Aufbau der innovativen Wärme- und Kälteversorgung für MARK 51°7 wird aus Mitteln des EU-Interreg-Programms North-West Europe und des BMWi-Förderprogramms „Wärmenetze 4.0“ unterstützt. Die Projektpartner danken der Bezirksregierung Arnsberg als bergrechtlich zuständiger Genehmigungs- und Aufsichtsbehörde für ihre konstruktive Arbeit im Zuge dieses komplexen Bohrprojektes.

MARK 51°7 ist eines der größten Innovations-Quartiere in Deutschland

Moderne, technologieorientierte Unternehmen finden auf dem knapp 70 Hektar großen Areal ebenso Platz wie Institute und Forschungseinrichtungen, die einen engen Kontakt zur Wirtschaft suchen. Das Gelände des ehemaligen Bochumer Opel-Werks, das von der Bochum Perspektive GmbH aufbereitet wird, ist bereits zu 96 Prozent vermarktet.

Quelle: Fraunhofer IEG

Ziel des Projektes IW³ ist die Wärmeversorgung mit erneuerbaren Energien. Ein zentraler Baustein dafür ist die Nutzung von Erdwärme: Geplant ist dafür die Errichtung einer Geothermieanlagedie Wärme in das angeschlossene Wärmenetz einspeist. Die Erdwärme ergänzt die bereits vorhandenen erneuerbaren Energien wie Windkraft und Solarthermie.

Am 31.Januar begann die Bohrung auf der Elbinsel. Während die ersten 200 Meter eher durch Sande und kiesiges Gestein geprägt waren, musste sich der Bohrer anschließend durch immer tonigere Schichten und mächtige Abfolgen von Tonmergel arbeiten. Am 2. März wurde bereits eine Tiefe von 2.000 Metern erreicht. Aktuell gräbt sich der Bohrer durch die Gesteinsschichten der Oberkreide: Dieser Abschnitt der Erdgeschichte reicht 100 bis 66 Mio. Jahre zurück. "Alles in allem sind wir zufrieden mit dem bisherigen Bohrfortschritt." heißt es auf der Webseite des Projektttagebuches.

 

Im Rahmen der wissenschaftlichen Begleitforschung werden regelmäßig Gesteinsproben entnommen, um das geologisches Vorprofil mit den tatsächlichen Gesteinsschichten abzugleichen. Die Forschungsarbeiten werden bei den tieferen Gesteinsschichten noch intensiviert, um wertvolle Erkenntnisse auch für die zukünftige Nutzung geothermischer Energie in Norddeutschland zu sammeln.

Inga Moeck ist Professorin für Angewandte Geothermie und Geohydraulik an der Georg-August-Universität in Göttingen. Sie verantwortet das Partnerprojekt MesoTherm. In diesem Projekt werden neue Explorationsmethoden erforscht. Die Bohrung in Wilhelmsburg ist ein Validierungspunkt und daher sehr wichtig für das Projekt MesoTherm. Die große Herausforderung dabei, waren die technischen Anforderungen und die Forschungsaufgaben zu verknüpfen. Das besondere an diesem Projekt ist die Wertschöpfung durch die Kombination IW3 und MesoTherm und es ist ein Leuchtturm-Projekt. Das gesamte Projekt befindet sich in einem geologischen System, das von den Niederlanden über Deutschland und Dänemark bis nach Polen reicht. Die Technologieentwicklung, die man in diesem Projekt erhält, kann in all diese Länder exportiert werden.

In einer Tiefe von ca. 3.500 bis 3.800 Metern erwarten Geologen und Geophysiker im tiefen Untergrund von Wilhelmsburg eine Sandsteinschicht, in der heiße Thermalwässer strömen könnte. Für diese sehr salzhaltigen Thermalwässer werden Temperaturen von etwa 130°C erwartet – ideal für die geothermische Nutzung. Die Sandsteine haben sich aus mächtigen Sandpaketen gebildet, die vor über 200 Millionen Jahren – am Ende der geologischen Zeitepoche der Trias, dem sogenannten Rhät, abgelagert worden sind.

Die Erschließung von Erdwärme in Wilhelmsburg ist ein Baustein des Projektes IW3 – Integrierte WärmeWende Wilhelmsburg. Das Reallabor soll eine umweltfreundliche und nachhaltige Wärmeversorgung schaffen, die für weitere Städte und Gemeinden in Norddeutschland als Beispiel und Vorbild dienen kann. Aufgrund des innovativen Konzepts fördert das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) das Projekt mit einer Summe von rund 22,5 Mio. Euro. IWgehört zu den „Reallaboren der Energiewende“ – ein Programm, mit dem die Bundesregierung die Forschung und Entwicklung zukunftsweisender Energietechnologien unterstützt.

Quelle: Projekt IW³Hamburg Energie 

Bereits jetzt sind die USA mit 3.722 MW der weltweit größte Produzent geothermischer Energie. Zusätzliche 24,8 MW wurden im Jahr 2021 ausgebaut. Ein exponentielles Wachstum des Ausbaus soll Geothermie zu einem Motor der amerikanischen Wirtschaft machen. Um der Herausforderung der Energiewende zu begegnen, neue Arbeitsplätze und Umschulungsmöglichkeiten für Fachkräfte aus der fossilen Energiebranche zu schaffen und die Klimaziele zu erreichen planen die USA einen massiven Ausbau der Geothermie bis 2050.

Um das nord-amerikanische Potenzial der Geothermie zu charakterisieren und einen strategischen Plan des Ausbaus der geothermischen Energiegewinnung in den USA zu verfassen, führte das Geothermal Technologies Office (GTO) die Studie GeoVision-Analyse durch - eine mehrjährige Forschungszusammenarbeit zwischen nationalen Laboratorien, Branchenexperten und Hochschulen. Laut Studie ist die Geothermie Amerikas ungenutzter Energieriese, wenn es darum geht, ehrgeizige Fortschritte beim Klimaschutz zu erreichen. In den kommenden fünf Jahren soll die Weiterentwicklung der Geothermie in den Vereinigten Staaten exponentiell beschleunigt werden. Das GTO hat dazu einen detaillierten Mehrjahresplan veröffentlicht. Im Multi-Year Program Plan (MYPP) werden drei Hauptziele für den Ausbau von Geothermie auf nationaler Ebene definiert:

  • Förderung eines kohlenstofffreien Stromnetzes durch die Bereitstellung von 60 Gigawatt (GW) an EGS- und hydrothermalen Ressourcen bis 2050.
  • Dekarbonisierung der Heiz- und Kühllasten von Gebäuden durch Errichtung von bis zu 17.500 geothermischen Fernwärmenetzen und durch die Installation von Wärmepumpen in 28 Millionen Haushalten landesweit bis 2050.
  • Erzielung von Fortschritten in den Bereichen Wirtschaft, Umwelt und soziale Gerechtigkeit durch den verstärkten Einsatz geothermischer Technologien.

In folgendem Video sprechen Jennifer Granholm, Energieministerin der Vereinigten Staaten und die Geschäftsführerin der GTO über die Einzelheiten der amerikanischen Geothermie-Offensive:

Forschung, Bürgerbeteiligung und Industrie stärker in die Energiewende einbinden

Die GTO plant ihre strategischen Ziele durch die Schaffung von spezialisierten Forschungsgruppen in den Bereichen Forschung, Entwicklung, Bau und Betrieb in sechs Forschungsbereichen umzusetzen. Der Plan sieht neben einer staatlich durchgeführten Exploration der geothermischen Reservoire und der weiteren Verbesserung der technischen Aspekte auch die Sensibilisierung der Bevölkerung für Themen der geothermischen Energiegewinnung vor. Das beinhaltet auch das Schaffen eines neuen Arbeitssektors für Fachleute der Geothermie. Darüber hinaus bedarf es einer umfangreichen Systemintegration geothermischer Energie in den Strom-, Wärme- und Kältesektor.

Der mehrjährige Programmplan umfasst konkrete Leitungsziele zur Messung der Fortschritte und zur Anpassung der Forschungspläne für den standortabhängigen Ausbau von Geothermie. Zu diesen Leitungszielen zählen im GTO-Programm unter anderem die Verbesserung von geothermischen Systemen, hydrothermale Ressourcen, Niedertemperatur-Fernwärme sowie die Modellierung und Analyse zukünftiger Projekte.

Weitere Informationen:

Dieser interaktive Viewer zeigt das geothermische Potenzial der USA.

Download des Multi-Year Program Plans MYPP.

Quellen: GTO, ThinkGeoEnergy

In der Gemeinde Schlattingen werden Gewächshäuser zukünftig mit Geothermie beheizt. Der Gemüseanbaubetrieb Grob erhielt im Januar 2022 die rechtkräftige Konzession für die Nutzung von Geothermie zur Wärmeversorgung seiner Gewächshäuser. Die Nutzungsdauer der Wärme aus Tiefengeothermie ist dabei zunächst auf 30 Jahre befristet.

Bereits 2020 reichte das Unternehmen ein Gesuch für die Nutzung von Tiefengeothermie beim Kanton ein. Nun bewilligte das kantonale Departement für Bau und Umwelt das Vorhaben. Gemüsebauer Stefan Grob zeigt sich erfreut über den positiven Entscheid des Verfahrens: „Wir sind glücklich über diese verbindliche Zustimmung. Mit der Konzession haben wir nun die Gewähr, unsere Gewächshäuser langfristig zu einem großen Teil mit nachhaltiger Wärme versorgen zu können. Dies ist ein wichtiger Meilenstein auf der Reise zu einem energieautonomen Betrieb“. Zukünftig wird aus einer Tiefe von bis zu 2000 Metern etwa 60°C warmes Thermalwasser mit einer Förderzielrate von 15 Liter pro Sekunde an die Oberfläche gepumpt. Die thermische Leistung der firmeneigenen Geothermieanlage beträgt etwa 3000 Kilowatt. Im Dauerbetrieb entspricht das einer jährlichen Leistung von 26 000 Megawattstunden. Der Gemüseproduktionsbetrieb Grob kann durch Geothermie so etwa 1330 Tonnen CO₂-Emissionen im Betrieb seiner Gewächshäuser einsparen.

Energieautonomer Betrieb durch Tiefengeothermie

Bereits 2010 startete das Schlattinger Unternehmen mit einer ersten Bohrung für eine eigene Geothermieanlage. Nach erfolgreichem Erreichen des Zielhorizonts in einer Tiefe von 1508 Metern führte das Unternehmen 2013 eine zweite Tiefenbohrung in waagerechter Linienführung mit Zielhorizont in 2013 Metern Tiefe durch.

 

In den vergangenen Jahren investierte das Unternehmen substanziell in die eigene Anlage und in das Sicherheitskonzept. Dazu zählten neben den Tiefenbohrungen und Erschließungen zahlreiche Maßnahmen zur Wasseraufbereitung, Wasserkontrolle und Datenerhebung für die Ableitung der Thermalwässer in den Rhein. Finanziell beteiligte sich auch der Kanton Thurgau seit 2010 am Schlattinger Geothermie-Projekt. Insgesamt investierte der Gemüsebaubetrieb Grob über 10 Millionen Franken. Weitere 2 Millionen Franken flossen seitens des Kantons in das Projekt. Die Nationale Genossenschaft für die Lagerung radioaktiver Abfälle (Nagra) beteiligte sich ebenfalls mit 900 000 Franken. Mit der erfolgreichen Konzession werden nun Teile der Subventionen über die Nutzungsgebühren wieder an die öffentliche Hand zurückgeführt, so das Unternehmen.

Die Wärmegewinnung durch Geothermie wird durch eine Photovoltaikanlage ergänzt. Im Dezember 2013 wurden 723 Module in Betrieb genommen, die ca. 180 000 kW/h Energie pro Jahr gewinnen. Eine Biogasanlage ist in Planung.

Quellen: Tagblatt, Grob Gemüseanbau

Nach anderthalbjähriger Arbeit haben der BGRM und die Métropole du Grand Paris in Zusammenarbeit mit der französischen Agentur für Umwelt und Energie (ADEME) Atelier parisien d'urbanisme (APUR) günstige Areale für die Gewinnung von Wärme und Kälte von oberflächennaher Geothermie im Großraum Paris identifiziert. Das Ergebnis der Untersuchung zeigt ein beachtliches Wärmepotenzial im Untergrund der 131 Großstadtgemeinden. Hier leben insgesamt etwa 18% der Landesbevölkerung.

Die Potenzialstudie der Stadt Paris und des BGRM wurde im Rahmen des französischen Klima-Luft-Energie-Plans (PCAEM) zur territorialen Reduzierung von Treibhausgasemissionen in Auftrag gegeben. Durch geothermische Potenzialkartierung sollten Entscheidungshilfen für Wärmewende der Metropolregion geschaffen werden. Oberflächennahe Geothermie soll zukünftig auch in Paris Gebäude nach saisonalem Bedarf heizen und kühlen. Die oft mit Wärmepumpen gekoppelten Anlagen sind flexibel einsetzbar und können je nach Fall zur Versorgung einzelner Gebäude, Gewerbeflächen oder ganzer Stadtquartiere verwendet werden.

Offene und geschlossene Geothermiesysteme nutzbar

Die Geologen berechneten im Verlauf der anderthalbjährigen Projektstudie die Energiemenge des Untergrunds und bestimmten zwei bewährte Techniken zur Wärmegewinnung. So sollen zukünftig sowohl Erdwärmesonden, als auch offene Grundwasserbrunnen zum Einsatz kommen. Bei der ersten Methode zirkuliert eine Flüssigkeit einer U-förmigen, geschlossenen Erdwärmesonde, welche die Umgebungstemperatur aufnehmen und mittels Wärmepumpe auf die Vorlauftemperatur bringt. Die zweite Technik ermöglicht die direkte Nutzung des Grundwassers in den Gesteinen des Lutetiums, Ypresiums und Kreide in bis zu zweihundert Metern Tiefe. Dieser hydrogeologische Kontext erfordert die Installation lokaler Systeme mit offenem Kreislauf. So wird das Abpumpen von Wasser ermöglicht, das im Winter wärmer und Sommer kühler als die Oberfläche ist. Die Anlagen müssen dabei ebenfalls mit einer Wärmepumpe gekoppelt werden.

Das jährliche Energiepotential von oberflächennaher Geothermie je Gemeinde in GWh/Jahr. Quelle: BGRM

Für den Großraum Paris beläuft der aktuelle Verbrauch von Wärmeenergie auf etwa 51 TWh pro Jahr für Heizung, Klimatisierung und die Bereitstellung von Warmwasser. Laut durchgeführter Studie kann oberflächennahe Geothermie zukünftig mehr als die Hälfte dieses Bedarfs decken. Voraussetzung dafür ist lediglich, dass alle Gebäude über die für Wärmepumpen erforderlichen Verteilsysteme verfügen. In diesem Punkt muss die Metropolregion zügig nachrüsten.

Bislang sind im gesamten Großraum schätzungsweise 900 Anlagen für oberflächennahe Geothermie in Betrieb. Im Zuge der durchgeführten Potentialstudie könnte die Zahl der Anlagen rapide ansteigen.

Quellen: BRGM, ThinkGeoEnergy

Die internationale Energieagentur (IEA) veröffentlichte im Dezember einen Vergleich der Preisentwicklungen fossiler und erneuerbarer Heizsysteme in . Geothermie war 2021 günstiger als fossile Heizquellen und kosteneffektiver als andere erneuerbare Wärmequellen. „Nun müssen Industrie und politische Entscheidungsträger ihre Anstrengungen bündeln, um der Geothermie europaweit zum Durchbruch zu verhelfen.“, schreibt Phillip Dumas (Generalsekretär des Europäischen Geothermieverbandes EGEC) im EGEC Winterstatement.

Nivellierte Heizkosten (LCOH) für Verbraucher, für ausgewählte Raum- und Wasserheizungstechnologien und Länder. Quelle: IEA

Europäische Kommission muss Kurswechsel in der Energiepolitik einschlagen

Anstatt erneuerbare Energien weiter in das europäische Energiesystem, besonders in den Wärme- und Kältemarkt, zu integrieren, schützt die EU-Kommission den Marktanteil fossilen Gases und plant ihn in einigen Fällen sogar auszubauen. Dabei haben alle 27 EU-Mitgliedstaaten einem Netto-Null-Emissionsziel bis 2050 zugestimmt. Im Jahr 2020 steckte die Kommission den Rahmen des "EU-Klimazielplans 2030" ab. Der Plan sieht bis 2030 eine Netto-Emissionsreduzierung von 55 Prozent vor, um das Ziel der Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen. Dazu verabschiedete die EU-Kommission im Juli das "Fit for 55-Paket". EU-Kommissionsvize Frans Timmermans bemerke vor der Verabschiedung des Pakets: „Wir müssen unsere gesamte Wirtschaft in einen höheren Gang schalten. Deshalb lassen wir nichts unversucht. Fit for 55 wird unsere Gesetze mit unserem Ehrgeiz in Einklang bringen“.

In der Praxis bleiben, wie etwa in der Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (EPBD), die finanziellen Anreize für die Installation fossiler Heizkessel erhalten, obwohl das erklärte Ziel der Gesetzgebung darin besteht den gesamten Gebäudebestand bis 2050 zu dekarbonisieren. Parallel zur EBPD-Richtlinie wurde ebenfalls ein Paket zur Dekarbonisierung von Gas auf den Weg gebracht, welches einen Rahmen zur Förderung von Wasserstoff schafft. Mit diesem Vorschlag wird das Problem des mangelnden Wettbewerbs auf dem europäischen Wärmemarkt allerdings nicht wirksam angegangen. Anstatt einen EU-Rahmen zu fördern, der eine kosteneffiziente lokale und dezentrale Erzeugung von erneuerbaren Energielösungen erleichtert, zielt der Vorschlag der EU-Kommission vor, die Gasmärkte grün zu waschen.

„Mitten in einer Gaspreiskrise schützt die Europäische Kommission weiterhin die Gasmärkte auf Kosten von erneuerbarer Wärme und Energieeffizienz. Wir brauchen mehr Wettbewerb und einen fairen Wettbewerb zwischen Gas und erneuerbaren Energien, um alle Verbraucher mit bezahlbarer Wärme zu versorgen.“, schreibt Phillip Dumas im EGEC Winterstatement.

Welche Maßnahmen muss die Europäische Kommission ergreifen?

Das EGEC sieht bei der EU-Kommission großen Handlungsbedarf bei der Schaffung fairer Wettbewerbsbedingungen und schlägt folgende Maßnahmen vor:

  • Ein EU-Rahmen zur finanziellen Risikominderung, um mehr Investitionen des Privatsektors und Projektentwicklungen in ganz Europa zu fördern.
  • Aktualisierung der Genehmigungsverfahren unter Einbeziehung des "Ampelsystems", um die Genehmigung von Geothermieprojekten zu beschleunigen
  • Unterstützung lokaler städtischer und ländlicher Behörden bei der Förderung und Planung von geothermischen Fernwärme- und Fernkältesystemen sowie von kleineren kommunalen Wärmeversorgern.

Dies sind laut EGEC die Voraussetzungen für die Umstellung des Energiesystems der EU auf hohe Effizienz und niedrige Kosten zum Nutzen von Haushalten, Unternehmen und Industrie. Die nächsten zwei Jahre werden entscheidend für den Kurswechsel der europäischen Wärmeversorgung, um die gesetztes Klimaziele noch zu erreichen.

Quelle: EGEC

Geothermie lässt sich an nahezu jedem Standort nutzen. Zudem reduzieren sich durch die Verwendung von Geothermie die bei der Wärmegewinnung anfallenden CO₂-Emissionen im Vergleich zu fossilen Energieträgern enorm. Beispielsweise wurden am Standort Pullach seit Inbetriebnahme der Tiefengeothermieanlage der Innovativen Energie Pullach (IEP) im Molassebecken seit 2005 bislang 36 Millionen Liter Heizöl bei der lokalen Fernwärmeversorgung eingespart. Auf die CO₂-Bilanz bezogen bedeutet das eine Vermeidung von vierzehntausend Tonnen CO₂-Äquivalent. Ab einer Temperatur von über 100 Grad kann bei geeigneten geologischen Bedingungen auch Elektrizität erzeugt werden. So versorgt etwa die EnBW seit 2009 mit ihrem Geothermiekraftwerk in Bruchsal etwa 1.200 Haushalte klimafreundlich mit Strom.

Der Schwerpunkt der Nutzung der Geothermie in Deutschland liegt bei der Wärmegewinnung. Im Jahr 2020 wurden 349,71 MW Wärme durch den Einsatz Tiefer Geothermie gewonnen. Besonders an Standorten im Molassebecken, im Norddeutschen Becken und im Oberrheingraben werden Potenziale des Wärmeschatzes unter unseren Füßen erkannt und verstärkt genutzt. Am Standort Garching wurde  beispielsweise durch grüne Fernwärme aus Geothermie seit 2011 bereits 19 Millionen Liter Heizöl eingespart und die Emissionen um sechzigtausend Tonnen reduziert.

Die oberflächennahe Geothermie zeichnet sich durch eine Vielzahl von Anwendungsmöglichkeiten aus. Je nach Standort lassen sich etwa Erdwärmesonden in einer Tiefe von bis zu 400 Metern installieren, Erdwärmekollektoren knapp unter der Erdoberfläche verlegen oder Grundwasserbrunnen zur Wärmeversorgung anzapfen. Der große Vorteil der Geothermie liegt dabei auch in der Möglichkeit, Wärme saisonal zu speichern und bei Bedarf abzurufen. Mit oberflächennahen Geothermieanlagen kann im Sommer zudem passiv gekühlt werden, was den Einsatz von aktiven Kühlanlagen mit hohem Energieverbrauch überflüssig macht. Die Anzahl der Förderanträge auf eine Erdwärmeheizung seit Jahren konstant an.

Umweltbundesamt bescheinigt der Geothermie hervorragende Emissionswerte

Im November 2021 veröffentlichte das Umweltbundesamt (UBA) Zahlen zur Emissionsbilanz erneuerbarer Energieträger aus eigener Erhebung. Sowohl der oberflächennahen als auch der Tiefengeothermie werden darin hervorragende Emissionsbilanzen bescheinigt. Für die oberflächennahe Geothermie und die Verwendung von Umgebungswärme berechnete das UBA Emissionsvermeidung von knapp 2,9 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalent. Der spezifische Treibhausgas-Vermeidungsfaktor liegt dabei technologieübergreifend bei einem Mittel von circa 182 Gramm CO₂-Äquivalent pro thermische Kilowattstunde. Bei der Wärmebereitstellung mittels geothermischer Wärmepumpe liegt der Vermeidungsfaktor sogar bei 187,5 Gramm CO₂-Äquivalent pro Kilowattstunde. Wird die Hilfsenergie der Wärmepumpe zusätzlich aus erneuerbarem Strom bezogen, fällt die Realeinsparung noch höher aus. Der spezifische Vermeidungsfaktor bezieht sich, anders als bei Brennholz, bereits auf die unmittelbar zur Verfügung stehende Wärme.

Emissionsbilanz der erneuerbaren Wärmebereitstellung aus oberflächennaher Geothermie (Wärmepumpe – geothermisch). Quelle: Umweltbundesamt 2022

Zur Betrachtung der Emissionswerte legte das UBA in seiner Analyse die Mittelwerte eines hydrothermalen Heizwerks im Molassebecken zugrunde. Bei einer Tiefenwassertemperatur von 85 Grad wird eine thermische Leistung von durchschnittlich 9,1 Megawattstunden erzielt. „Der Betrieb geothermischer Heizwerke selbst ist emissionsfrei, sodass direkte Emissionen nicht zu berücksichtigen sind“ heißt es im Bericht des UBA. Das führt zu der enormen Reduzierung von 280 Gramm CO₂-Äquivalent pro Kilowattstunde und macht die Wärmegewinnung den Einsatz der Geothermie zu einer hervorragenden Technologie zur Erreichung der deutschen Klimaziele.

Emissionsbilanz der Wärmebereitstellung aus Tiefengeothermie. Quelle: Umweltbundesamt 2022

In Hinblick auf versauernde Luftschadstoffe trägt die Nutzbarmachung von Wärme aus Oberflächennaher- wie auch aus Tiefengeothermie zu einer erheblichen Reduktion von Schadstoffen bei. Dies gilt ebenfalls für Staub, Kohlenmonoxid und flüchtige organische Verbindungen, die bei der Förderung und Verbrennung fossiler Energieträger entstehen.

Quellen: UBA, IEP, EWG

Im Auftrag der badenovaWÄRMEPLUS wird die Firma IPS GmbH aus Celle in den nächsten Wochen in Breisach am Rhein, Merdingen, Freiburg – Munzingen, Schallstadt, Ehrenkirchen, Bad Krozingen und Hartheim unterwegs sein. Aufgrund der geologischen Strukturen vermuten Experten in diesem Gebiet natürliche heiße Thermalwasservorkommen in einer Tiefe, die für eine nachhaltige Wärmeversorgung geeignet sind. Um die genaue Lage geologisch zu erkunden, soll eine sogenannte 3D-Seismik durchgeführt werden. Die 3D-seismische Messung erlaubt eine „Durchleuchtung“ des Untergrundes in einem Bereich von wenigen hundert Metern bis in Tiefen von einigen Kilometern ohne Eingriffe in den Untergrund. Ziel ist die Erstellung eines detaillierten Bildes der geologischen Strukturen bis auf über 3.000 m Tiefe hinsichtlich der Nutzung natürlicher heißer Thermalwasservorkommen für die regenerativer Wärmeversorgung in der Region.

Große Potenziale am südlichen Oberrhein


„Ein erster wichtiger Meilenstein auf dem gemeinsamen Weg zur regenerativen Wärmegewinnung für die Region ist geschafft“, so Heinz-Werner Hölscher, Vorstand der badenova. Denn die Energiewende in Deutschland sei nur zu schaffen, wenn neben der „Stromwende“ auch die „Wärmewende“ eingeläutet wird. „Bereits 50 Prozent des Stroms kommen hierzulande aus erneuerbaren Energiequellen, bei der Wärme liegen wir aber immer noch bei mageren 15 Prozent“. Die Nutzung von Tiefengeothermie kann eine der zentralen Lösungen sein. Die beliebten Thermalbäder - vom Freiburger Eugen-Keidelbad über die Vita Classica in Bad Krozingen, die Cassiopeia Therme in Badenweiler bis hin zur Balinea Therme in Bad Bellingen – machen es im Kleinen vor: Sie nutzen erfolgreich die Wärme aus dem Erdinneren, die bereits die Römer für ihre Badekultur zu schätzen wussten.


Bisherige Aktivitäten von badenovaWÄRMEPLUS

Für die Identifikation der regenerativen Wärmequelle aus dem Erdinneren hatte die badenova Tochter vom Regierungspräsidium Freiburg (RP) bzw. dem dort ansässigen Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau (LGRB) eine „Aufsuchungserlaubnis“ erteilt bekommen. Ein knapp 320 km² großes Gebiet wurde im Rahmen einer so genannten „Prospektion“ in den vergangenen Monaten intensiv untersucht. U.a. wurden bereits existierende Daten von „2D-Seismiken“ analysiert. Neue Gravimetrie-Messungen flossen in die Analyse ebenfalls mit ein. Bei diesen gravimetrischen Untersuchungen werden mit speziellen Messgeräten, die nach dem Prinzip der Federwaage funktionieren, Veränderungen des Schwerefeldes im Untergrund untersucht. Um die Datenlage noch weiter zu verdichten, wurden diese Messungen durch eine Aero-Magnetik ergänzt. Dabei flog ein Helikopter ein definiertes Gebiet ab und erhob mit einem Messgerät Parameter des Erdmagnetfeldes.

In der akuellen Phase werden im Potenzialgebiet 3D-Seismik-Messungen durchgeführt. Sie geben Aufschluss, ob vor Ort geeignete geologische Strukturen für eine Erschließung der Wärme aus dem Erdinneren vorhanden sind. Diese 3D-Reflexionsseismik erlaubt eine „Durchleuchtung“ des Untergrundes in einem Bereich von wenigen hundert Metern bis in Tiefen von einigen Kilometern ohne Eingriffe in den Untergrund.

 

Gründung eines „Bürgerschaftsrats“

Um die BürgerInnen in den sieben Kommunen von Anfang an transparent in die laufenden Untersuchungen einzubinden, wurde ein Bürgerschaftsrat gegründet. In diesem soll ein repräsentativer Querschnitt der Bevölkerung vertreten sein. Die Teilnehmerinnen und Teilnehmer werden über ein Zufallsprinzip ausgewählt. Ziel des Bürgerschaftsrats ist ein Austausch zu möglichen Fragen sowie eine Meinungsbildung der teilnehmenden BürgerInnen unter Anhörung von KritikerInnen, BefürworterInnen, WissenschaftlerInnen, ProjektierInnen sowie VertreterInnen von Verbänden oder Organisation.

Weitere Informationen finden Sie auf der Webseite zur Geothermie von badenovaWÄRMEPLUS.

Quelle: Presse badenovaWÄRMEPLUS

Der Bundesverband Geothermie begrüßt im Jahr 2021 siebenunddreißig neue Unternehmen und Forschungseinrichtungen als Mitglieder. Der Mitgliederzuwachs bei Unternehmensvertretern und Forschungseinrichtungen bestätigt die steigende Relevanz der Quelle Geothermie für die Energiewende und insbesondere für die Wärmewende. Die Vielfalt der neuen Mitglieder deckt das große Spektrum an Anwendungsfeldern für geothermische Lösungen ab.

Mit weiteren Forschungsinstituten, Ingenieur- und Recyclingdienstleistern, Maschinenbauern, Bohrunternehmen bis hin zu internationalen Projektentwicklungs- und Projektfinanzierungsgesellschaften in seinen Reihen, unterstreicht der Bundesverband Geothermie erneut seine Bedeutung als die Stimme der deutschen Geothermiebranche.

Das Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum - GFZ, die TU München und u.a. das Fraunhofer UMSICHT-Institut verstärken die assoziierten Mitglieder der Forschung und Wissenschaft im Verband.

Beispiele für neue Unternehmensmitglieder sind die BAUER Maschinen GmbH, Energie-Wende-Garching GmbH & Co. KG, Exterra Energy Service GmbH, und die niederländischen Yeager Energy B.V. Weitere Firmenmitglieder sind Knüsting Brunnenbau Erdwärme GmbH & Co. KG, GEOBIT Energieprojekte GmbH, CLEANSTREAM Deutschland GmbH, Neowells GmbH und die AKROS OFS GmbH.

Der 1991 gegründete Bundesverband Geothermie e.V. (BVG) ist ein Zusammenschluss von ca. 400 Unternehmen und Einzelpersonen, die auf dem Gebiet der Erdwärmenutzung in allen Bereichen der Forschung und Anwendung tätig sind. Er vereint Mitglieder aus Industrie, Wissenschaft, Planung und der Energieversorgungsbranche.

 

Die Firmen- und assoziierten Mitglieder des Bundesverbandes finden Sie in unserer Logo-Wand zusammengestellt (Stand November 2021).

Die Dekarbonisierung des Wärmesektors stellt die wohl größte Herausforderung auf dem Weg zur Klimaneutralität dar. Vor allem Städte und Landkreise sind jetzt gefragt Wege hin zu einer emissionsfreien Wärmeversorgung zu erarbeiten. Das Heidelberger Umweltamt erstellte dazu in Kooperation mit den Stadtwerken eine Ausschreibung für Projekte zur kommunalen Wärmeplanung. Gemäß des Klimaschutzgesetzes des Landes Baden-Württemberg ist Heidelberg dazu verpflichtet bis 2023 einen nachhaltigen Wärmeplan vorzulegen. Zur Umsetzung der Planung werden vom Land Fördermittel in Höhe von 170.000 Euro bereitgestellt.  Anhand der vorliegenden Daten wird die Wärmeerzeugung für die Heidelberger Fernwärme bis 2030 zu 80 Prozent CO₂-neutral erfolgen, heißt es im Zwischenbericht.

Heidelbergs Bürgermeister für Klimaschutz, Umwelt und Mobilität, Raoul Schmidt-Lamontain findet deutliche Worte zur potenziellen Nutzung der Geothermie für Heidelberg: „Die Potenziale von Geothermie ungenutzt zu lassen, können wir uns im Hinblick auf eine sichere und klimafreundliche Energieversorgung schlicht nicht erlauben – und gerade im Oberrheingraben sind die geologischen Voraussetzungen für eine Nutzung sehr gut“.

In vier Schritten zur Wärmewende

Mit der kommunalen Wärmeplanung wird eine Strategie zur klimaneutralen Wärmeversorgung bis 2040 entwickelt. Die Umsetzung soll in vier Schritten erfolgen: Mit einer Bestandsanalyse werden der aktuelle Wärmebedarf und die resultierenden Treibhausgasemissionen ermittelt. Danach werden die Potenziale zur Energieeinsparung, von erneuerbaren Energien und von Abwärme ermittelt. Daraus wird ein Szenario für eine klimaneutrale Wärmeversorgung entwickelt und eine Energie- und Treibhausgasbilanz nach Sektoren und Energieträgern für 2030 und 2040 dargestellt.

Die Wärmeversorgung der Stadt erfolgt aktuell zu 50 Prozent aus Fernwärme, ebenfalls fast 50 Prozent werden durch Erdgas und Heizöl bereitgestellt. Eine klimaneutrale Wärmeversorgung erfordert am Heidelberger Beispiel eine Umstellung der Fernwärme auf erneuerbare Quellen und eine Abkehr von fossilen Brennstoffen.

Aktionsplan für „grüne“ Fernwärme

Im Rahmen des Klimaschutzaktionsplans hat die Stadt Heidelberg folgende Ziele formuliert, um die Transformation der Fernwärme von der konventionellen, kohlebasierten Fernwärme aus Kraft-Wärme-Kopplung hin zu einer „grünen“ Fernwärme zu gestalten:

  • 50 Prozent CO₂neutrale Wärme für alle Fernwärme KundInnen bis 2020 aus Kraft-Wärme-Kopplung, sowie aus Biomethan-Blockheizkraftwerken und einem Holzheizkraftwerk (Ziel bereits erreicht)
  • Bis 2025 soll ein Drittel der Fernwärme in Heidelberg erzeugt werden
  • Die Fernwärmeversorgung soll bis 2030 weitgehend CO₂neutral sein

Geothermie Hardt

In der Metropolregion Rhein-Neckar erhielten die Energieunternehmen EnBW und MVV eine Aufsuchungsgenehmigung für das Gebiet der sogenannten „Hardt“. Das Bündnis will vor allem die Potenziale der Tiefengeothermie erkunden. Ziel ist der Bau und Betrieb von Geothermie-Heizwerken für die Fernwärmeversorgung der Region. Bis Ende 2022 sollen nun auf dem circa 270 Quadratkilometer großen Aufsuchungsgebiet geologische und hydrogeologische Voruntersuchungen durchgeführt werden.

Das Aufsuchungsgebiet Hardt umfasst 270 km². Bald könnten sowohl Mannheim, als auch Heidelberg und Speyer von der Geothermie profitieren.

 

Mit der Abkehr von fossilen Energieträgern müssen für die zukünftige Energieversorgung Heidelbergs klimafreundliche Energiequellen erschlossen werden. Die Stadt begrüßt die Nutzung von Geothermie und wird zukünftig vom Projekt „Geothermie Hardt“ profitieren, da rund 10 Prozent der Aufsuchungsfläche auf Heidelberger Gemarkung liegen.

Quellen: PM Stadt Heidelberg, Stadtwerke Heidelberg, BUND, Geothermie Hardt

Es soll bald über 3 Kilometer in die Tiefe gehen. Auf der Seite des Projekttagebuches des Geothermieprojektes Hamburg Wilhelmsburg wird anschaulich gezeigt, wie ein Geothermieheizwerk entsteht. Auf dem Grundstück des Projektes sind die Bohransatzpunkte bereits deutlich zu erkennen. Nach Ende der Bohrungen wird hier das Heizhaus stehen, das kaum mehr erahnen lässt, wie heiß es unter dem Gelände her geht.

Das Betonfundament, das den Bohrturm tragen wird, ist fast fertiggestellt. Es ist 4.500 Quadratmeter groß und 30 bis 50 Zentimeter dick. Es hat ein leichtes Gefälle von den Rändern in die Mitte, um Regenwasser besser abzuleiten.

Das Fundament wird von mehreren Hundert Eisenpfählen getragen, die bis zu 19 Meter tief in den Untergrund eingebracht wurden. Es muss nicht nur das Gewicht des 40 Meter hohen Bohrturms tragen, sondern auch das der Bohrerkonstruktion, die 3,5 Kilometer tief bohren wird. Zudem muss das Fundament den Bewegungen während der Bohrungen standhalten.

Das Reallabor in Wilhelmsburg, einem Stadtteil mit fast 70.000 Einwohnern, zeigt das integrierte WärmeWende Wilhelmsburg Projekt, kurz IW³, wie regenerative Energieversorgung im urbanen Raum gelingen kann. Dabei werden Wohnen, Wirtschaft, Verkehr und Infrastruktur in einem neuen Konzept vereint. Kernstück ist eine Geothermie-Anlage mit einer Teufe von 3.500 Metern, die durch ein intelligentes Nahwärmenetz den Stadtteil Hamburgs versorgt. Mit dem Konzept der integrierten Wärmewende verfolgt IW³ das Ziel, unterschiedliche regenerative Energieerzeuger und -speicher intelligent mit den Verbrauchern zu koppeln, sodass Energie immer dann verfügbar ist, wenn sie benötigt wird. Die hier angewandten Technologien und Verfahren können in Zukunft als Blaupause für Quartiere und Städte in ganz Deutschland herangezogen werden. Aufgrund der Innovationskraft des IW³-Konzeptes erhielt das IW³-Konsortium einen Förderbescheid in Höhe von 22,5 Millionen Euro.

Noch mehr Infos gibt bei dem Videomittschnitt der Bürgerinformationsveranstaltung zur Geothermie in Wilhelmsburg.

Quelle: Hamburg Energie, IW³

Mit dem Verkauf beenden die Pfalzwerke ihr Engagement als Anlageneigentümer und Investor der Tiefe Geothermie und fokussieren sich im Bereich der Erneuerbaren Energien auf Wind- und Solarenergie. Bereits seit Anfang der 2000-er Jahre ist die Pfalzwerke-Gruppe beispielsweise über die 100%-ige Tochtergesellschaft PFALZSOLAR aktiv und hat sich inzwischen auch europa- und weltweit einen ausgezeichneten Ruf erarbeitet. Zusammen mit der EWR und den Stadtwerken Mainz beteiligen sich die Pfalzwerke seit 2019 an der gemeinsamen Gesellschaft PIONEXT und treiben vor allem den Bereich Wind strategisch voran. Auch will sich die Pfalzwerke-Gruppe zukünftig verstärkt auf den Übergang zu digitalen Geschäftsmodellen konzentrieren.


„Als Pfalzwerke-Gruppe sind wir sehr stolz, dass wir als Pionier der Tiefe Geothermie in der Pfalz einen wichtigen Beitrag zur klimafreundlichen und grundlastfähigen Energieerzeugung in der Region leisten konnten. Die Geothermie wird auch in Zukunft einen wichtigen Beitrag zum Gelingen der Energiewende leisten. Chancen sehen wir als Pfalzwerke nach wie vor in der oberflächennahen Geothermie zur lokalen Wärmeversorgung und unterstützen das Thema Tiefe Geothermie über unsere Beteiligungsgesellschaft BESTEC weiterhin mit dem Know-how im Bereich Planung, Beratung und Betriebsführung. Die Möglichkeiten der Tiefe Geothermie sind vielfältig. Doch um sie konsequent ausschöpfen zu können, bedarf es der Anwendung neuer Technologien. Die Vulcan Gruppe ist in diesem Bereich gut positioniert und möchte ihn auch zukünftig weiter vorantreiben und die dafür notwendigen Investitionen tätigen“, so Dr. Werner Hitschler, Vorstandsmitglied der PFALZWERKE AKTIENGESELLSCHAFT.

Das Geothermieheizkraftwerk Insheim ist einer der wenigen Standorte, an denen mit Geothermie in Deutschland Strom produziert wird. Seit 2012 wird eine mittleren elektrischen Leistung von rund 4,3 Megawatt erreicht. Bildquelle: Pfalzwerke

Der Geschäftsführer der Pfalzwerke geofuture GmbH, Jörg Uhde, bedankt sich bei den Menschen in der Region und insbesondere in Insheim für die vertrauensvolle Zusammenarbeit der vergangenen Jahre, die von Offenheit und Respekt geprägt war. „Ziel ist es, die nächste Zeit gut abgestimmt und transparent für alle Beteiligten zu gestalten. Das Kraftwerk befindet sich in einem sehr guten Zustand und wird durch ein kompetentes Team fachkundig nach modernsten Anforderungen verantwortungsvoll betrieben“, betonte Uhde.

Über zehn Jahre ist das Geothermiekraftwerk der Pfalzwerke geofuture bewährter Partner in der Region für eine zuverlässige und grundlastfähige Stromversorgung. Diese Kontinuität will der neue Gesellschafter weiterführen. Zumal zwei andere Gesellschaften der Vulcan Gruppe, die GeoT GmbH und die gec-co GmbH, bereits seit Jahren in Insheim und Landau erfolgreich aktiv sind.

 

Modernisierung und Lithiumgewinnung


Im nächsten Schritt plant die Vulcan Gruppe in den Ausbau und die Modernisierung des Kraftwerks zu investieren. Geplant ist eine Übergabe, bei der alle Kräfte an Bord bleiben. Alle Mitarbeiter werden übernommen. Thorsten Weimann, als COO der Vulcan Gruppe verantwortlich für den operativen Betrieb, unterstreicht: „Auch wir möchten in der Region in guter Nachbarschaft und im verbindlichen Austausch mit den Kommunen stehen. Vielen Dank an die Pfalzwerke für die vertrauensvolle Zusammenarbeit“. Er freut sich auf die neuen Mitarbeiter: „Es ist uns wichtig, das Geothermiekraftwerk Insheim bewährt weiterzuführen, denn wir sind überzeugt davon, dass die dezentrale, grundlastfähige Geothermie auch weiterhin einen positiven Beitrag zur Energiewende in der Region leisten wird.“


Dr. Stephen Harrison, CTO Vulcan Gruppe, Verantwortlicher für die Lithiumgewinnung, ist seit Jahrzehnten in Nordamerika in der Rohstoffgewinnung tätig. „Nach meiner Erfahrung mit hochkomplexen Thermalwässern in Kalifornien freue ich mich nun auf den Oberrheingraben“, sagt der Experte für Lithiumextraktion. „Hier kann ich meine fundierten Kenntnisse zu einer besonders nachhaltigen und umweltschonenden Herstellung von CO2 freiem Lithium einsetzen.

Die Vulcan Gruppe hat sich mit dem Volkswagen Konzern (VW) auf einen verbindlichen Abnahmevertrag verständigt. Als einer der weltweit führenden Automobilhersteller nimmt VW Lithiumhydroxid in Batteriequalität ab, das aus CO2-freiem Lithium aus dem Oberrheingraben hergestellt wird. Die Vereinbarung hat eine anfängliche Laufzeit von 5 Jahren. Der Beginn der kommerziellen Lieferung ist 2026. Neben Volkswagen gehören Renault und der südkoreanische Batteriehersteller LG Energy Solution zu den Großkunden. Allein in Europa plant die Volkwagen Gruppe bis Ende des Jahrzehnts sechs Gigafactories mit einer Gesamtproduktionskapazität von 240 GWh. Mit dem nachhaltig produzierten Rohstoff aus Deutschland will die Volkswagen Gruppe den Bedarf ihrer eigenen künftigen Zellfertigung in Europa sichern.

Lithiumextraktion aus geothermaler Sole

Die eigens von Vulcan entwickelte Technologie ermöglicht eine vollständig CO2-freie Lithiumförderung in der Region des Oberrheingrabens. Durch die Förderung mittels Geothermie entstehen keine schädlichen Emissionen und das ermöglicht darüber hinaus eine negative CO2-Bilanz. Kurze Lieferketten aufgrund der geographischen Lage stärken nicht nur den deutschen Wirtschaftsstandort, sondern verringern auch deutlich die Importabhängigkeit des Kontinents im Hinblick auf den Rohstoff Lithium. Der Volkswagen Konzern hat sich außerdem das Vorkaufsrecht für Investitionen in zusätzliche Kapazitäten im Zero Carbon Lithium™ Projekt von Vulcan gesichert. Zu den aufschiebenden Bedingungen gehören die erfolgreiche Aufnahme des kommerziellen Betriebs und die vollständige Produktqualifizierung.

 

Die direkte Lithiumextraktion (DLE) ist ein Verfahren, bei dem Lithiumionen oder Lithiumchloridmoleküle
aus einer komplexen Solematrix abgetrennt werden. Das Ergebnis ist eine gereinigte, lithiumreiche Lösung, die konzentriert werden kann.

Demo-Anlage

Die Demoanlage besteht aus zwei Teilen: der DLE-Anlage und der Lithiumhydroxid-Produktionsanlage. Die DLE-Anlage ist in der bestehenden geothermischen Anlage Pfalzwerke angesiedelt. Sie wird Lithiumchlorid aus der Sole extrahieren, reinigen und konzentrieren. Die Lithiumhydroxidanlage besteht aus beinhaltet eine Elektrolyseanlage, die das Lithium kristalisiert und wird in einem Chemiepark angesiedelt sein. Die Anlage wird den gesamten Prozess von DLE bis zur Lithiumhydroxid Hydroxid-Produktion einschließlich der Recyclingströme demonstrieren. Die Anlage wurde intern von  Vulcans Ingenieurgesellschaft Gec-Co entwickelt. Der DLE-Abschnitt der Demo-Anlage soll im zweiten Quartal 2022 in Betrieb genommen werden und stellt einen ungefähren Maßstab 1:200 der ersten kommerziellen Anlage darstellen. Nach Angaben von Vulcan Energy wurde jetzt das erste Lithiumhydroxid-Monohydrat (LHM) in der Sorptions-Demoanlage extrahiert. Die Probe soll "herkömmliche LHM-Produkte in Batteriequalität übertreffen", auch in Bezug auf die von den Kunden geforderten Spezifikationen.

 

Zentraler Produktionsstandort bei Frankfurt

Vulcan gab auch bekannt, dass es seine geplante zentrale Lithiumhydroxidanlage für das Zero Carbon Lithium Projekt im Chemiepark Höchst vor den Toren Frankfurts ansiedeln wird. Die Anlage wird als zentraler Standort dienen, an dem das Lithiumchlorid aus mehreren Geothermie- und Sorptionsanlagen zu Lithiumhydroxid-Monohydrat verarbeitet werden soll. Von Höchst aus wird das Material dann zu europäischen Kunden in der Batterie- und Elektroautoindustrie transportiert.

Vulcan strebt an, 2024 mit der kommerziellen Lithiumgewinnung in Deutschland zu beginnen. In der ersten Ausbaustufe soll eine Produktion von 15.000 Tonnen Lithiumhydroxid pro Jahr erreicht werden. Die zweite Ausbaustufe, die im Jahr 2025 beginnt, sieht eine jährliche Kapazität von weiteren 25.000 Tonnen vor. Vulcan könnte dann insgesamt 40.000 Tonnen Lithiumhydroxid pro Jahr produzieren. Laut der deustchen Rohstoffagentur könnte der Bedarf in Deutschland bis 2030 auf 49.000 – 168.000 t Lithium steigen. 

Quellen: Vulcan Energy Pressemiktteilung 08.12.21, electrive, Vulcan Energy, Deutsche Rohstoffagentur

 

 

Pünktlich zum Nikolaustag hat der BVG den Freistaat Bayern mit dem Champion Tiefe Geothermie 2021 ausgezeichnet und damit die bayerische Vorreiterrolle im Bereich der Erneuerbaren Erdwärme unterstrichen. Erstmals wurde der Preis an das Bundesland mit dem höchsten Zuwachs an tiefengeothermisch erzeugter Wärmeleistung vergeben. 2,6 Megawatt pro 100.000 Einwohner katapultierten den Freistaat klar auf Platz 1. „Bayern ist Tiefe-Geothermie-Champion 2021! Der Preis des Bundesverbandes Geothermie belegt: Kein anderes Bundesland hatte dieses Jahr mehr Leistungszubau. Mit dem über 90 Grad heißen Urzeit-Wasser decken wir bis 2050 25 Prozent unseres Wärmebedarfs. Geothermie ist ein echtes Klima-Ass für Bayern“, so Ministerpräsident Söder, der den Preis persönlich entgegennahm.

Überreicht wurde der Pokal in den Räumlichkeiten der GEOVOL in Unterföhring. Bereits vor der Preisverleihung konnte Ministerpräsident Söder die Anlage bei einer Führung besichtigen. Unter den geladenen Gästen waren unter anderem auch der CSU-Bundestagsabgeordnete Florian Hahn, der Bürgermeister der Gemeinde Unterföhring, Andreas Kemmelmeyer sowie BVG-Ehrenpräsident und Altbürgermeister der Gemeinde Unterhaching, Dr. Erwin Knapek. 

Die Preisverleihung des Preises "Champion Tiefe Geothermie" fand 2021 im Heizwerk GEOVOL in Unterföhring statt. v.l.: Ulrich Huber (Technischer Leiter GEOVOL), Peter Lohr (Geschäftsführer GEOVOL), MdB Florian Hahn, Dr. Markus Söder (Ministerpräsident des Feistaates Bayern); Prof. Dr. Inga Moeck (Vorstand Bundesverband Geothermie), Helge-Uve Braun (Präsident Bundesverband Geothermie), Erwin Knapek (Ehrenpräsident Bundesverbandes Geothermie), Andreas Kemmelmeyer (Bürgermeister von Unterföhring) Dr. André Deinhardt (GeschäftsführerBundesverband Geothermie)

BVG-Präsident Helge-Uve Braun nutzte die Gelegenheit und brachte in seiner Laudatio neben viel Lob für den Freistaat auch Forderungen an die Politik zum Ausdruck: „Bayern hat eine Vorreiterrolle und die Kompetenzführerschaft beim Thema Erdwärme. Das liegt nicht nur an den sehr guten geologischen Voraussetzungen, sondern auch an dem Mut zu bohren und dem Know How, das sich hier in den vergangenen zwei Jahrzehnten entwickelt hat. Die Geothermie-Forschung und Entwicklung hat in der Geothermie Allianz Bayern einen festen Platz. Doch es bedarf weiterer Anstrengungen: Zur Erreichung des 25-Prozent-Ziels ist es dringend notwendig die Geothermie intensiver auszubauen. Wir brauchen eine systematische staatliche Erkundung des Untergrundes sowie eine Absicherung des Fündigkeitsrisikos bei Geothermiebohrungen. Auf Landesebene muss schnellstmöglich der Masterplan Geothermie vorangetrieben und mit einem großen Investitionsprogramm für Bayern umgesetzt werden.“

Aufgrund des aktuellen Pandemie-Geschehens fand die Veranstaltung in kleinen Rahmen unter 2Gplus-Bedingungen statt.

Ziel des vom GFZ, in Kooperation mit der Blockheizkraftwerks-Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin (BTB), initiierten Bohrvorhabens ist eine detaillierte Erkundung des tieferen Berliner Untergrunds durch innovative passiv-seismische Messungen. Anhand der gewonnenen Daten können Aussagen über die Speicherfähigkeit des Untergrunds getroffen werden. Das Projekt soll künftig die planerischen Grundlagen, für die effiziente Systemintegration von Geothermie in die Berliner Fernwärmeversorgung liefern.

Besonders die Erkundung saisonaler Aquiferspeicher steht dabei im Fokus. Dabei handelt es sich um tiefe Grundwasserleiter, die über ein großes Potential zur saisonalen Wärme- und Kältespeicherung verfügen. Der unter den Berliner Parlamentsbauten genutzte Aquiferspeicher demonstriert dabei schon seit dem Jahr 2000 die zuverlässige technische Umsetzbarkeit in der Energieversorgung.

Saisonale Wärmespeicherung in 650 Metern Tiefe

Im Rahmen des vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) geförderten Projekts soll in den kommenden Monaten eine Erkundungsbohrung bis in eine Tiefe von etwa 650 Meter abgeteuft werden. Der Zielhorizonte der Bohrung liegen dabei in jurassischen und triassischen Gesteinsformationen. Für weitere geologische Untersuchungen werden im sogenannten Seilkernbohrverfahren in bis zu 250 Meter Bohrkerne entnommen. Begleitet wird das Projekt von einer umfangreichen Test-, Mess- und Probenahme-Kampagne, auf deren Basis die geologische und hydraulische Charakterisierung des Untergrunds ermöglicht wird.

Am Ernst-Ruska-Ufer in Berlin Adlershof wird seit Beginn der Woche eine Probebohrung in eine Tiefe von etwa 650 Metern abgeteuft. Quelle:GFZ

Entwicklung neuer Speicherkonzepte für die Fernwärmeversorgung

Die Erkundungsbohrung verbessert das geologische Verständnis über den Aufbau des tieferen Untergrunds in Berlin. Dadurch können Aussagen über die Speicherfähigkeit der geologischen Horizonte getroffen werden. Zusammen mit der BTB werden darauf aufbauend Speicherkonzepte entwickelt, um saisonale Wärmespeicher in die vorhandene Fernwärmeversorgung zu integrieren. In einer Gesamtsystembetrachtung werden die geowissenschaftlichen Ergebnisse und energietechnische Betrachtungen zusammengeführt und aus wirtschaftlicher Sicht bewertet. Der Projektleiter Dr.-Ing. Ali Saadat, Ingenieur und Wissenschaftler aus der Sektion Geoenergie am GFZ, sieht im Ausbau der Geothermie einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung der Energieversorgung Berlins: „Diese Erkundungsbohrung ist ein wichtiger Schritt für die Zukunft einer klimaneutralen Wärmeversorgung der Stadt. Das geothermische Nutzungspotenzial muss signifikant erweitert werden, um im Energiemix eine größere Rolle zu spielen.“

Weitere Informationen finden Sie im Projektflyer.

Quellen: GFZ, Wista Management GmbH

Die Wiener Regierungskoalition hat sich auf das Ziel "Wien wird bis 2040 klimaneutral" verständigt. Besonders der Wärmebereich (Niedertemperaturwärme, d. h. Raumwärme und Warmwasser) erfordert die größten Investitionen innerhalb Wiens zur Erreichung der Dekarbonisierungsziele. Im Oktober 2021 wurde dazu eine Studie zur Dekarbonisierungsstrategie Wien vorgestellt, die im Auftrag der Wieder Stadtwerke „Wien Energie“ erstellt wurde. Bei den darin betrachteten Szenarien handelt sich nicht um Prognosen einer abstrakten Entwicklung, sondern vielmehr um eine Illustration der ökonomischen Auswirkungen sowie um realitätsnahe Darstellung, wie die gesetzten Klimaziele konkret erreicht werden können.

Die Dekarbonisierung Wiens wird nur durch einen umfangreichen Systemwechsel bei Heizen und Warmwasser erreicht. Die Fernwärme spielt dabei eine wesentliche Rolle. In der Studie wurde eine Umstellung aller Bestandsgebäude auf zentrale Wärmeversorgung über Wärmepumpen oder Fernwärme modelliert. Die erforderlichen Investitionen in den Wechsel der Heizungssysteme bis 2040 wurden auf ca. 6 Mrd. € geschätzt, die energetische Sanierung der Bestandsgebäude auf 10 Mrd. €. Insbesondere die in Wien verbreiteten wohnungsindividuellen Gasthermen sind ab 2040 nicht mehr vorgesehen.

2040 sollen 56% des Wärmebedarfs in Wien über die Fernwärme abgedeckt werden. Geothermie und Großwärmepumpen werden dabei mehr als die Hälfte der Fernwärme produzieren. Während die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen heute rund 52% der Wärme-Produktion ausmachen, liegt ihr Anteil 2040 nur mehr bei 13%. Ab den 2030er Jahren werden diese zunehmend mit Grünem Gas betrieben und erreichen so bis 2040 Null-Emissionen. Der übrige Teil wird im Wesentlichen durch die Müllverbrennungsanlagen und Abwärme aus der Industrie abgedeckt. Im Szenario „Klimaneutral 2040“ führt der umfangreiche Einsatz von Wärmepumpen in der Individualwärme zu Steigerungen des Strombedarfs im Wärmesektor von ca. 1,8 TWh im Jahr 2019 auf ca. 2,7 TWh im Jahr 2040. Diese Steigerung entspricht ca. 11 % des heutigen Wiener Stromendenergieverbrauchs.

Ähnlich wie München hat Wien hervorragende geologische Vorraussetzungen für die Nutzung der Geothermie. Bildquelle: DECARB21 - Endbericht (Oktober 2021)

Ist die Dekarbonisierung bis 2040 zu schaffen?

Zunächst erfordert die Umstellung erhebliche Handwerkskapazitäten in einem Zeitraum von weniger als 15 Jahren, stellt jedoch auch eine Chance für die regionale Wiener Wertschöpfung und den Wiener Arbeitsmarkt dar. Ein weiterer Knackpunkt der Dekarbonisierung stellt die zeitliche Entkopplung von energetischer und thermischer Sanierung dar. Da nicht alle heute fossil beheizten Gebäude an die Fernwärme angeschlossen werden können, macht die beschleunigte Dekarbonisierung bis 2040 absehbar den Einsatz von Wärmepumpen auch in nicht thermisch sanierten Gebäuden erforderlich. Dies geht einher mit höheren Investitionen in Wärmepumpen und ihre absehbare Überdimensionierung, sobald die thermische Sanierung nachgeholt wird.

Wien schafft Grundlagen

GeoTief ist ein Forschungsprojekt zur Vermessung der Geologie im östlichen Raum Wiens. Es geht dabei um die wissenschaftliche Erkundung der Potenziale für umweltfreundliche Wärme aus tiefliegenden Heißwasservorkommen. Dazu fanden Seismik-Messungen an der Erdoberfläche statt, die 2018 beendet wurden. Das gesamte Datenmaterial aus den Messungen wird nun wissenschaftlich ausgewertet und ein 3D-Modell der Wiener Geologie angefertigt.

„Das Potential der Tiefen Geothermie liegt in Österreich laut Studien zwischen 450 und 700 Megawatt. Bis zu 60 Prozent davon wird Wien zugeschrieben, weil das Potential hier auch die entsprechende Zahl an Abnehmern – in unmittelbarer Nähe – verfügbar wäre. Das Forschungsprojekt GeoTief leistet wesentliche Grundlagenforschung zur Nutzbarmachung dieses Potentials und kann entscheidend zur urbanen Wärmewende beitragen.“ sagte Theresia, Vogel, Geschäftsführerin, Klima- und Energiefonds

Für eine schnell gelingende Wärmewende bedarf es, ähnlich wie in Deutschland, umfangreicher Förderungen und Forschungsinitiativen für den Einsatz erneuerbarer Fern- und Nahwärme aus Geothermie. Außerdem sind Verwaltungsvereinfachungen und deutliche Beschleunigungen des Verfahrens zur Aufsuchung und Gewinnung geothermischer Energie erforderlich. Durch einfachere rechtliche Rahmenbedingungen können raschere und zielgerichtete Investitionen in den Ausbau der Tiefen Geothermie geleistet werden.

Quellen: Wien Energie, DECARB21 Studie, GeoTief, Bernd Vogel (Stadt Wien) - Symposium Geothermie 2021 Fürstenfeld, 10.-12. November

Auf dem Gelände für das künftige Innovationsquartier Mark 51°7 in Bochum sind nun die ersten Bohrungen für die energetische Nutzung von Grubenwasser angelaufen. Geplant ist eine kombinierte Wärme- und Kälteversorgung mit Grubenwasser aus der ehemaligen Zeche Dannenbaum, deren Schächte Hugo und Schiller unter dem Gelände liegen. Dazu sollen Bohrungen in eine Tiefe von 800 und 300 Metern abgeteuft werden. An der Planung für Mark 51°7 erfolgte mit der FUW GmbH durch ein Tochterunternehmen der Stadtwerke Bochum in Zusammenarbeit mit der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie IEG. Experten sprechen von einem Energiekonzept der 5. Generation.

Innovative Wärme- und Kälteversorgung mit Grubenwasser

Die Vorbereitungen für den Bohrstart laufen bereits seit Wochen. Auf Basis des unter maßgeblicher Beteiligung der Fraunhofer IEG erarbeitetem Bohrkonzepts wurden zunächst der Bohrplatz erstellt sowie 3,40 x 3,40 Meter große und 6 Meter tiefe Bohrkeller ausgehoben worden. Dort beginnt nun die elektrisch-hydraulisch betriebene Bohranlage vom Typ „Wirth B 4A“ mit der Erschließung des Grubenwassers in der ehemaligen Steinkohlezeche unter dem Gelände des Innovationsquartiers.

„Das für MARK 51°7 entwickelte Energiekonzept hebt sich vorrangig durch eine innovative Wärme- und Kälteversorgung von der Erschließung vergleichbarer Industrieflächen ab. Mit der geplanten Nutzung der geothermischen Energiequelle schaffen wir die Grundlage für einen hohen ökologischen Standard auf dem Areal“, erklärt Dietmar Spohn, Sprecher der Geschäftsführung der Stadtwerke Bochum. Weiterhin unterstreicht Ralf Meyer, Geschäftsführer der Bochum Perspektive GmbH: „Auf MARK 51°7 bieten wir unseren Investoren die bestmögliche Infrastruktur, verbunden mit überzeugenden Dienstleistungen. Neben effizienten und nachhaltigen Kälte- und Wärmenetzen und schneller Dateninfrastruktur entstehen auch Lösungen für die Mobilität der Zukunft – natürlich inklusive moderner Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge oder E-Bikes“. Die Bochum Perspektive GmbH breitet das 70 Hektar große Gelände des ehemaligen Opel-Werk I auf und ist mit der Vermarktung von Flächen betraut. Auf diese Weise sollen in den kommenden Jahren auf dem Gelände mehr als 10.000 Arbeitsplätze entstehen. Der folgende Drohnenflug gibt einen Eindruck vom Gelände im September 2021. Die Bohranlage ist noch nicht zu sehen.

 

Mit Wasser aus ehemaliger Zeche Emissionen sparen

Für die Wärmeversorgung der zukünftigen Gebäude auf dem Mark 51°7 Areal soll das etwa 30 Grad warme Grubenwasser der ehemaligen Zeche Dannenbaum gefördert und über Wärmepumpen auf circa 45 Grad erwärmt werden. Anschließend soll das erwärmte Grubenwasser über ein kaltes Nahwärmenetz an alle AbnehmerInnen verteilt werden. Auch für die Kälteversorgung der entstehenden Immobilien soll das Grubenwasser genutzt werden. Dafür wird am Bohrplatz eine zweite Bohrung errichtet, die aus einer Tiefe von 330 Metern circa 18 Grad kaltes Wasser fördern kann.

Das natürliche Energiepotenzial des Grubenwassers wird Prognosen zufolge durch diese optimale energetische Ausnutzung zu mehr als 75 Prozent den Wärme- und Kältebedarf der angeschlossenen Abnehmer decken. Der verbleibende Wärmebedarf wird den neuen Immobilien aus dem Fernwärmenetz der FUW GmbH zur Verfügung gestellt.

Förderung durch Bundesprogramm Wärmenetze 4.0

Vom Bund wird die geplante innovative Wärme- und Kälteversorgung der fünften Generation auf den Gewerbe- und Industrieflächen des Mark 51°7 Areals mit insgesamt 9,6 Millionen Euro gefördert. Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BMWI) übernimmt damit knapp ein Drittel der geplanten Investitionskosten von insgesamt 28 Millionen Euro. Bei dem Bochumer Projekt ist bundesweit eines der ersten, dass von der Förderung aus dem BMWI-Programm Wärmenetze 4.0 profitiert. „Wir freuen uns sehr über die Förderzusage aus Berlin. Sie ist für uns Unterstützung und Ansporn zugleich“, bemerkt Dietmar Spohn, Sprecher der Geschäftsführung der Stadtwerke Bochum. Mit der geplanten Nutzung von Geothermie schafft man in Bochum die Grundlage für eine für einen bisher unerreichten Standard für Wärme- und Kälteversorgung auf dem Areal. Die Förderung des Bundes ist dabei essenziell für die wirtschaftliche Umsetzung des Projekts.

Bochum wird damit zu einem Pilotstandort für Wärme- und Kältenetze der fünften Generation. Das Energiekonzept für das Mark 51°7 Areal gibt die zukünftige Richtung für klimafreundliche Neubauprojekte vor. Dank der Nutzung von Geothermie werden klimaschädliche Treibhausgasemissionen verglichen mit konventioneller Wärme- und Kälteversorgung um rund 3.200 Tonnen pro Jahr reduziert. Neben dem BMWI erhält das Projekt zudem Unterstützung aus Mitteln des EU-Interreg-Programms North-West-Europe.

Quellen: Pressefoto Fraunhofer IEG, Stadt Bochum, Fraunhofer IEG, Stadt+Werk

Die Entwicklung urbaner Siedlungsstrukturen stellt InvestorInnen und EnergieversorgerInnen hinsichtlich ökologisch und wirtschaftlich nachhaltiger Versorgungskonzepte vor große Herausforderungen. Das Wärmekonzept der Bamberger Stadtwerke in Zusammenarbeit mit der Fraunhofer IEE, dem Ingenieurbüro BUILD.ING Consulting und der Otto-Friedrich-Universität Bamberg zeigt, wie innovativ und nachhaltig die wirtschaftliche Bereitstellung von Wärme sein kann. Die Projektbeteiligten entwickelten ein Wärmeversorgungskonzept, dass nun bei den internationalen Stadtwerke-Awards mit dem dritten Platz ausgezeichnet wurde. Ein elementarer Baustein des Projekts ist die Nutzung von oberflächennaher Geothermie.

„Wir sind unglaublich stolz und fühlen uns wieder einmal bestätigt, dass wir mit unserem Tun auf dem richtigen Weg sind. Der dritte Platz von 52 eingereichten Projekten aus Deutschland, Österreich und den Niederlanden zeichnet nicht nur das Projekt, sondern insbesondere das Engagement unserer MitarbeiterInnen und Partner aus“, so Stadtwerke-Geschäftsführer Dr. Michael Fiedeldey. Das Besondere an dem Wärmekonzept für das riesige innerstädtische Areal mit Bestands- und Neubauten und verschiedenen Nutzungsarten ist, dass die Energie nicht von weit hergeholt, sondern zu einem Großteil direkt vor Ort erzeugt wird. Zentraler Bestandteil des Konzepts ist die Nutzung oberflächennaher Geothermie in Form des Baus eines Kalten Nahwärmenetzes. Oberflächennahe Geothermie und die Restwärme des Abwassers sollen dabei die Wärme für das Quartier am Lagarde-Campus bereitstellen. Zur Erhöhung des Temperaturniveaus werden Wärmepumpen eingesetzt, welche durch Photovoltaik-Anlagen auf den Gebäudedächern mit Strom versorgt werden. Verschiedene Energiespeicher gleichen die tageszeitlichen Schwankungen in der Wärmeproduktion aus. Die Speicherung von Überschuss- und Abwärme erfolgt ebenfalls durch Erdwärmesonden.

 

Machbarkeitsstudie der Bundesinitiative Wärmenetze 4.0

Am Anfang des Projekts erfolgte eine Machbarkeitsstudie der ProjektpartnerInnen unter der Schirmherrschaft der Bundesinitiative Wärmenetze 4.0. Darin wurde ein wirtschaftlich tragfähiges, hoch innovatives und energieeffizientes Wärme- und Kälteversorgungskonzept für das Bamberger Quartier nachgewiesen. In der Studie errechnete das Kasseler Fraunhofer IEE einen stündlichen Wärmebedarf in Höhe von rund 3,5 GWh/a, sowie den Kühlbedarf der Gewerbeimmobilien in Höhe von 170 MWh/a. Zukünftig sollen 70 Prozent der benötigten Wärme und Kälte für die 1200 Wohnungen und Gewerbeobjekte am Lagarde-Campus mittels dezentraler Wärmepumpen direkt vor Ort bereitgestellt werden. Jan Kaiser, Experte für thermische Energietechnik am Fraunhofer IEE hebt in den besonderen Stellenwert der oberflächennahen Geothermie für das Projekt hervor: „Als Wärmequelle wird Abwasserwärme, sowie oberflächennahe Geothermie genutzt, welche über ein kaltes Wärmenetz bereitgestellt wird. Mit Hilfe einer geothermischen Simulation konnten wir dafür die Suffizienz der Erdreichkollektoren nachweisen. Das bedeutet, dass insbesondere der effiziente Betrieb der Kollektoren zu einer Verringerung des Energie- bzw. Ressourcenbedarfs führt und somit zum Klimaschutz beiträgt“.

Quellen: Fraunhofer IEE, Stadtwerke Bamberg

Egal ob Neubau oder Altbau: Sole-Wasser-Wärmepumpen, auch Erdwärmeheizungen genannt, steigern den Wert einer Immobilie enorm. Wer in eine Immobilie investiert, hat natürlich ein Interesse an Werterhalt bzw. im besten Fall an einer Wertsteigerung. Nach der Umstellung auf erneuerbare Strom- und Wärmeversorgung steigt der Marktwert deutlich über den Durchschnitt. Die Wertsteigerung wirkt langfristig, da Erdwärmeheizungen auf eine hohe Nutzungsdauer ausgelegt sind. Klar: es ist eine kurze, dreckige, laute Baustelle, doch dann ist jahrzehntelang Ruhe. Ein weiterer immer mehr geschätzer Vorteil ist die Möglichkeit der passiven Kühlung von Gebäuden in den Sommermonaten.

Gebäude und Flächen, die mit Erdwärme geheizt und/oder gekühlt werden, erhalten höchste Einstufungen im EnEV-Energiesparausweis. Durch geschlossenen Kreisläufe erübrigt sich Planung und Auslegung von Schornsteinen oder Lagerflächen für fossile Energieträger. Ein Blick in die länderspezifischen Potenzialkarten gibt erste Anhaltspunke, ob sich die Installation einer Wärmepumpe lohnen wird.

Wer seine fossile Heizung austauschen und steigenden Gaspreisen entkommen möchte, ist in guter Gesellschaft. Bis einschließlich September wurden über 42.000 Förderantrage für Wärmepumpen beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) im Rahmen der Bundesförderung für effiziente Gebäude eingereicht.

Im Jahr 2021 zeigt sich die Trendwende. Erstmals wird im Rahmen des BEG mehr Förderung für eine Erdwärmeheizung, als für eine Biogas-Heizung beantragt. Quelle: BAFA

In einigen Bundesländern wird der Heizungstausch zusätzlich gefördert. Der Heizungstausch ist steuerlich absetzbar. Allerdings müssen sich Eigentümer*innen in selbst bewohnten Gebäuden meist entscheiden, ob sie den Heizungstausch von der Steuer absetzen oder Fördermittel nutzen.

Aufgrund des Fachkräftemangels drängen auch relativ unerfahrene Baufirmen in diesen Markt. So kann es passieren, dass der Bereich zwischen den Rohren und dem Erdreich nicht fachgerecht mit wärmeleitendem Material abgedichtet wird, was zu geringerer Effizienz und erhöhnten Stromkosten der Wärmepumpe führen kann. Bei der Beauftragung eines Bohrunternehmens sollte darauf geachtet werden, dass das Unternehmen ein Zertifikat von der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfaches, kurz DVGW, erworben hat. Eine zusätzliche Qualifizierung nach VDI 4645 ist freiwillig, leistet jedoch einen entscheidenden Beitrag zur Qualitätssicherung. Dieses Zertifizierungen stellen sicher, dass das Personal zetifizierter Betriebe geschult ist und Materialien und Bohrgeräte verwendet, die dem Stand der Technik entsprechen.

In NRW kann beispielsweise über das Förderprogramm progres.nrw bis 100.000 Euro je Gebäude und Standort ausgezahlt werden. Bis zu 80 Prozent der Kosten für einen Heizungstausch lassen sich in Berlin durch die regionale Förderungen abdecken. Das bis Ende diesen Jahres laufende Förderprogramm heißt „HeiztauschPLUS“, wird aber auch „Heizungstausch Plus Berlin“ oder „IBB Berlin Heizungstausch“ genannt und wird zusätzlich zur BEG-Förderung des Bundes ausgezahlt:

Kosten für Sole-Wasser-Wärmepumpe (mindestens) 10.000 €
Förderung BAFA 3.500 bis 4.500 €
Förderung Heizungstausch Berlin 3.500 €
Gesamtförderung 7.000 bis 8.000 €

Auch in dicht besiedelten Räumen, wie gewachsenen Innenstädten, ist ein massiver Ausbau der oberflächhennahen Geothermie möglich. In der Studie "Die Stadt als Energiespeicher" wird aufgezeigt, dass genügend Flächen für oberflächennahe Erdwärmebohrungen in Innenstädten zur Verfügung stehen. Die Stadt Wien setzt bereits erfolgreich eine Wärmewende mit Geothermie um.

Besonders für öffentliche Gebäude ist Nachhaltigkeit ein wichtiger Faktor geworden. "Wer keine Zertifizierung hat, ist bei einem neuen Bürogebäude verloren", sagt Georg Fichtinger, Investmentexperte bei CBRE. Die neu eigenführte Taxanomie-Verordnung definiert genaue Nachhaltigkeitsziele im Gebäudesektor und ist Teil des Green Deals, der Geld verstärkt in den ökologischen Umbau lenken soll. "Das ist ein echter Gamechanger und eine Riesenchance", urteilt Immobilienexpertin Carmen Dilch, die sich wissenschaftlich mit der Materie befasst. Neben den bisherigen Überlegungen der Branche – nämlich wie viel Rendite ein Investment abwirft und wie hoch das Risiko ist – rückt eine weitere in den Fokus: Ist die Immobilie EU-Taxonomie-konform? Das Schlagwort, mit dem die Verordnung zusammengefasst wird, lautet ESG, was eine Abkürzung für "environment, social, governance" ist. Gebäude, die die ESG-Richtlinien nicht erfüllen, würden bald deutlich weniger nachgefragt und nur noch mit Preisabschlag verkauft werden können.

 

Quellen: Der Standard, Wissenschaft.de, deutschlandfunk, geokoax, Euroheat&power, BEE, BWP

 

Geothermie zeigt für die industrielle Nutzung als Prozesswärme im unteren bis mittleren Temperaturbereich bis ca. 200°C ein enormes Potenzial (siehe Abbildung). Erfolgreiche industrielle Einbindung von Geothermie gibt es in Deutschland bereits. Beispiele gibt es unter anderem in der Gemüseproduktion und Lebensmittelverarbeitung oder auch in der Papierproduktion. Nächstes Jahr ist die Eröffnung der ersten Brauerei geplant, die mit Geothermie Bier herstellt. In einer Vielzahl von weiteren industriellen Prozessen kann mit Hilfe von Geothermie Klimaneutralität erreicht werden.

Geothermieanwendung ist vielfältig. Bildquelle: Geothermal Education Office, Tiburon, California

Geothermie kann jedoch mehr als nur fossile Heizsysteme ersetzten. Darüber hinaus kann mit Hilfe von Absorption-Maschinen Prozesskühlung erfolgen. Geothermie-Anlagen zur Prozesswärme- und Kältebereitstellung haben den geringsten Flächenbedarf pro Kilowattstunde, die höchste Jahresarbeitszahl, sowie die geringsten Gestehungskosten aller EE-Technologien. Vor allem besitzt Geothermie den geringsten CO2-äquivalenten Fußabdruck pro Kilowattstunde.

Der Bundesverband Geothermie fordert in seiner Stellungnahme die Einhaltung des technologieoffenen und branchenübergreifenden Ansatzes, der in der Präambel der Bundesregierung zum Entwurf der „Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft - Zuschuss und Kredit – EEW“ bereits festgelegt wurde. Die Details der Stellungnahme finden Sie hier.

Für fast alle Parteien ist das Thema der immer dringlicheren Klimakrise ein wichtiger Bestandteil ihrer Politik geworden. Um die Krise noch abwenden zu können oder zumindest ihre Geschwindigkeit verlangsamen zu können, stellen die Parteien zur Bundestagswahl ihre Strategien vor. Die Energie- und Wärmewende ist dabei immer ein wichtiger Aspekt. Im Zukunftsprogramm der SPD heißt es dazu:

Um die Verpflichtungen aus dem Pariser Klimaschutzabkommen zu erfüllen, kommt dem
Energiesektor eine Schlüsselrolle zu. Wir müssen den Anteil erneuerbarer Energien enorm stei-
gern, den Energie-Mix weiter ausweiten und bestehende Abhängigkeit von fossilen Energieliefe-
rungen abbauen. Wir werden Europa bis spätestens 2050 zum ersten nachhaltigen und treibhaus-
gasneutralen Kontinent machen und eine Vorreiterrolle bei der Bekämpfung des Klimawandels
einnehmen.

Die Wahlprüfstein-Fragen des Bundesverbandes Geothermie an die SPD beantwortete Bernd Westphal. Er ist seit 2013 Mitglied des Parlaments und Sprecher der Arbeitsgruppe Wirtschaft und Energie der SPD-Bundestagsfraktion:

Welche Rolle schreibt Ihre Partei/Fraktion der Geothermie im Energiemix der Zukunft zu?

Geothermie gehört mit Biomasse zu den steuerbaren erneuerbaren Energien. Von daher sehen wir Geothermie und Biomasse hinsichtlich der Sektorenkopplung als Teil einer ganzheitlichen Energiewende zusammen mit Windkraft- und Photovoltaikanlagen. Die Tiefengeothermie kann vor allem in Wärmenetzen einen hohen Anteil der Wärmeversorgung übernehmen, aber auch in der Stromversorgung windarme und bewölkte Wetterphasen ausgleichen.


Gibt es aus Sicht Ihrer Partei/Fraktion technisches Verbesserungspotenzial?

Als kritische Komponenten und Prozesse gelten für die Tiefengeothermie u.a. das geothermische Reservoir und der Bohrlochausbau, aber auch Förderpumpen und Korrosion. Daraus ergeben sich die Entwicklungsziele: Verbesserte Erkundungsmethoden zur Minimierung des Fündigkeitsrisikos, Verfahren zur Sicherung nachhaltiger Lagerstättenproduktivität, ganzheitliche Forschungsansätze für einen effizienten und nachhaltigen Anlagenbetrieb, Akzeptanz- und vergleichende Risikoanalysen zur Nutzung des unterirdischen Raumes, Konzepte zur Bereitstellung und Speicherung von Wärme im urbanen Raum, Entwicklung von Demonstrationsvorhaben für die Wärme.


Wie schätzt Ihre Partei/Fraktion die derzeitige Wettbewerbs- und Fördersituation ein?

Die Wettbewerbs- und Fördersituation – und hier beziehe ich mich ausschließlich auf die Tiefengeothermie-Anlagen - ist geprägt durch die Fokussierung auf den Strombereich und auf den Umstand, dass steuerbare erneuerbare Energien derzeit preislich nicht auf dem Strommarkt abgebildet werden.

Nach dem EEG-Erfahrungsbericht lagen in 2018 die Stromgestehungskosten zwischen 26 und 45 Ct./kWh. Modellrechnungen zeigen, dass bei neuen Anlagen etwa 21 Ct./kWh erreichbar wären. Die Planungszeiten betragen fünf bis sieben Jahre.

Die Einspeisevergütung im EEG ist mit 25 Ct./kWh festgelegt. Mit dem EEG 2021 wird für die Geothermie die ab 2022 einsetzende Degression der Vergütung von 2% auf 0,5% abgesenkt. Sobald eine installierte Leistung von 120 MW erreicht ist, steigt die Degression wieder auf 2%. Ziel ist es, durch einen höheren Zubau von Anlagenleistung zu entsprechenden Lerneffekten zu kommen. Zudem erhöht die Regelung die Planungssicherheit für Betreiber.

Aufgrund der höheren Stromgestehungskosten von Geothermie-Anlagen im Vergleich zu Windkraft- und Photovoltaikanlagen fand mit dem EEG 2014 und folgender, eine klare Schwerpunktsetzung der Förderung auf die kostengünstigen aber volatilen Energieträger Windkraft und Photovoltaik statt. Auch die Förderung der Stromerzeugung aus Bioenergie wird weiterhin gefördert aber nicht forciert, weil auch hier die Stromgestehungskosten hoch sind und keine Kostensenkung zu erwarten ist. Allerdings wird hier nur die Strom- und nicht die Wärmeerzeugung in den Blick genommen.


Welche Hürden stehen aus Sicht Ihrer Partei/Fraktion derzeit einer verstärkten Anwendung der Geothermie im Weg?

Das technische Verbesserungspotenzial hatte ich bereits genannt, hinzu kommen das Abgaben- und Umlagesystem im Energiebereich, die Fokussierung auf den Strommarkt und auf ein Marktdesign, das nicht den Preis für Knappheit und Volatilität abbildet. Hinzu kommt eine fehlende ganzheitliche Strategie der Energiewende, die neben Verkehr und Industrie auch den Wärmebereich umfasst.

Die SPD hat insbesondere die Novellierung des Abgaben- und Umlagesystems sowie eine ganzheitliche Strategie der Energiewende in den letzten Jahren gefordert. Durch die Blockadehaltung der Union ist wertvolle Zeit ungenutzt verstrichen.


Welche energiepolitischen Ziele will Ihre Partei/Fraktion in der nächsten Legislaturperiode vorrangig angehen?

Am 31.12.2022 werden die letzten Atomkraftwerke in Deutschland vom Netz gehen. Gleichzeitig werden wir den Ausstieg aus der Kohle umsetzen und mit den Bürgern in den Regionen neue Zukunftsperspektiven erarbeiten.

Wir wollen den Ausbau der erneuerbaren Energien weiter vorantreiben. Sektorenkopplung und der dezentrale Ansatz der Energiewende spielen dabei eine Schlüsselrolle. Um die Zusammenarbeit zwischen Bund und Ländern verbindlicher zu gestalten, wurde auf unseren Vorschlag hin ein Koordinierungsmechanismus eingerichtet. Denn erneuerbare Energie muss bezahlbar sein und zum Mitmach- und Teilhabeprojekt für alle werden.

Es bedarf einer Strategie, die nicht allein auf der Ebene „Technologieoffenheit“ und Marktwirtschaft entschieden werden kann, sondern vielmehr einer rationellen Planung und Organisation von Energieeinsparung sowie Wärme- und Stromversorgung. Während der Ausbau der Stromerzeugung durch das EEG eine Vielzahl voneinander unabhängigen Akteuren im Bereich Windkraft und Photovoltaik hervorgebracht hat, ist die Wärmewende auf koordinierende Akteure wie die Kommunen angewiesen. Sie müssen die Wärmepotenziale lokal ermitteln, den Ausbau und Aufbau von Wärmenetzen und Wasserstoffnetzen organisieren und abwägen, wo eine strombasierte Wärmeversorgung sinnvoll ist. Wir wollen auf nationaler Ebene den Weg freimachen für Erneuerbare Energie-Gemeinschaften gem. der EU-RED-Richtlinie. Gemeinschaften, die gleichzeitig Effizienz-Gemeinschaften sind, planen selbst, welche der Strom- und Wärmequellen in ihrem Bereich sinnvoll kombiniert werden. Wir werden ein Marktdesign entwickeln, in dem steuerbare, nicht volatile erneuerbare Energien preislich abgebildet werden. Denn dann hat auch die Geothermie eine Chance, wirtschaftlich am Markt bestehen zu können.

Unterstützt wird der Weg zur Klimaneutralität ab 2021 durch einen CO2-Preis auf alle fossilen Brennstoffemissionen, der kontinuierlich und berechenbar ansteigt. Er steigt in dem Maße an, wie Bürger*innen und Unternehmer*innen eine Chance haben, auf Alternativen umzusteigen. Dieser Pfad wird durch Entlastungen für Menschen mit geringem Einkommen sowie kleinen und mittleren Unternehmen flankiert.

Im Juni 2020 initiierte das Stadtparlament ein Gutachten zur nachhaltigen energetischen Versorgung der Neubauzone Dinkelberg IV sowie des unmittelbar benachbarten Wohngebiets. Dabei sollten Bauherrn und Gebäudeeigentümern Optionen für eine nachhaltige Energieversorgung ihrer Haushalte aufgezeigt werden. Neben der energetischen Nutzung von Photovoltaikanlagen für die betreffenden Neubauflächen wurden die Potentiale von Abwasserwärme und Erdwärmesonden untersucht. Die Erhebung und Analyse der erforderlichen Daten erfolgte durch den Energieversorger EnBW AG und die Deutsche Stadt- und Grundstücksentwicklungsgesellschaft.

Günstige Perspektiven für die Nutzung von Erdwärmesonden

Nach abgeteuften Probebohrungen in einer Tiefe von etwa 100 Metern und durchgeführten Wärmeentzugstests zeigten sich günstige Ausgangsbedingungen für die Nutzung von Erdwärmesonden für das Neubaugebiet. Mitthilfe von Geothermie lässt sich demnach eine langfristige und nachhaltige Energieversorgung für das Quartier gewährleisten. Weiterhin sind Erdwärmesonden im Vergleich zu Abwasserwärmenetzen wartungsarm und kostensparend im Unterhalt. Dank robuster Erdwärmesonden lässt sich demnach im Neubaugebiet eine sichere Energieversorgung gewährleisten.

EnBW stellt Konzepte zur Nutzung der energetischen Potentiale vor

Durch ein Expertengremium der EnBW wurden drei Modelle zur Energieversorgung des Neubaugebiets Dinkelberg IV näher untersucht. Diese beinhalten die Errichtung eines kalten Nahwärmenetzes unter Verwendung von Wärmepumpen und Erdwärmesonden, ein heißes Nahwärmenetz mit dem Einsatz eines Blockheizkraftwerks und der individuellen Eigenlösung zur Energieversorgung je Haushalt gemäß den Vorgaben des Gebäudeenergiegesetzes.


Variantenvergleich der Klimawirkung des Quartierskonzeptes. Quelle: EnBW / DSK GmbH/ Abschlusspräsentation GR –Ergebnisse Dinkelberg IV Östringen/ 07.07.2021 / Folie 8

In einer Sitzung des Östringer Gemeinderats wurde nun darüber informiert, dass die Versorgungsvariante mit Erdwärmesonden mit zusätzlicher Verwendung von Photovoltaikanlagen eine große Versorgungssicherheit bietet und im Vergleich zu den anderen vorgeschlagenen Versorgungsmodellen der Ausstoß an CO₂ deutlich geringer ausfällt. Im Vergleich zu konventioneller Energieversorgung durch Erdgas und Netzstrom lässt sich mit einem kalten Nahwärmenetz der Ausstoß von Treibhausgasen im Quartier um 260 Tonnen reduzieren. Die Variante eines kalten Nahwärmenetzes ist außerdem die wirtschaftlich sinnvollste Variante.

Das kalte Nahwärmenetz ist die wirtschaftlichste Lösung für die angeschlossenen Haushalte. Betrachtungszeitraum: 20 Jahre. Quelle: EnBW / DSK GmbH/ Abschlusspräsentation GR –Ergebnisse Dinkelberg IV Östringen/ 07.07.2021 / Folie 7

In der Projektstudie für die 2022 geplante Erschließung des Baugrunds wurde von der Errichtung von zwei Erdsondenfeldern mit insgesamt 56 Einzelsonden ausgegangen. Für die Ausarbeitung des Quartierskonzept investierte die Stadt rund 250 000 Euro. Über die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) flossen dabei Fördermittel des Bundes in Höhe von 156 000 Euro. Auch für die Umsetzungsphase ist eine Förderung der KfW sowie durch das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) vorgesehen.

Quellen: PM Östringen, Landfunker, Präsentation Östringen Dinkelberg IV, Titelbild: Stadt Oestingern

Seit Jahren ist die Geothermie in Wien auf dem Vormarsch und immer mehr Immobilienprojekte setzten auf klimaneutrale Wärme aus oberflächennaher Geothermie. Für den Neubaubereich hat die Stadt Wien eine Verordnung von Energieraumplänen erlassen. In der Stadt können mit diesem Instrument Gebiete festgelegt werden, in denen ausnahmslos erneuerbare Wärmeversorgung oder Fernwärme genutzt werden darf. Dieses Instrument ist in Europa bisher einzigartig und stärkt Wiens Position als internationaler Vorreiter in Sachen Klimaschutz, klimaschonende Maßnahmen und Nachhaltigkeit im Wohnbau.

„Ein zentraler Baustein am Weg zur Klimaneutralität 2040 ist die Wärmewende. Künftig werden Wohnungen verstärkt durch Erdwärme und mit Hilfe von Wärmepumpen geheizt und gekühlt. Daher verdoppeln wir die Förderungen für Wärmepumpen auf eine Million Euro“, so Klimastadtrat Jürgen Czernohorszky bei einem Besuch des innovativen Wohnbauprojekts MGG22. Die Erhöhung der Förderung für Wärmepumpen, ebenso die erhöhte Förderung für Solaranlagen ist ein weiterer Schritt in Richtung Dekarbonisierung der Stadt Wien.

Nächstes Jahr beginnen die Bauarbeiten für ein weiteres klimaneutrales Stadtquartier im Stadtzentrum, bei dem eine intelligente Softwarelösung das Energiemanagement optimiert.

Klimaneutrales Wohnen - Schwarzatal - Bauplatz 11B - einszueins architektur / feld72 architekten | © Patricia Bagienski

Auf den ehemaligen Aspanggründen im 3. Bezirk von Wien entsteht im Rahmen einer Kooperation der Stadt Wien und der ARE Austrian Real Estate bis 2026 mit dem VILLAGE IM DRITTEN ein „urbanes Dorf“. Dabei entstehen auf einer Fläche von 11 Hektar rund 1.900 Wohnungen für mehr als 4.000 Menschen. Die Planungen beinhalten auch 40.000 Quadratmeter Gewerbefläche und 20.000 Quadratmeter für Schulen und Kinderbetreuung.

Das Energiekonzept für das VILLAGE IM DRITTEN entwickelt Österreichs größter regionaler Dienstleister Wien Energie gemeinsam mit der ARE: Im Fokus steht die Nutzung von lokal vorhandenen, erneuerbaren und klimafreundlichen Ressourcen. Zentrales Element ist ein baufeld- und sektorenübergreifendes Energiekonzept, mit dem das Quartier nahezu CO2-neutral betrieben werden soll. Ca. 80 Prozent der Heizenergie kommt aus lokalen Quellen, der Rest für Heizung und Warmwasser aus umweltfreundlicher Fernwärme. Erste Berechnungen gehen davon aus, dass bis zu 70 Prozent des vor Ort erzeugten, erneuerbaren Stroms aus Photovoltaikanlagen, auch vor Ort verbraucht werden kann. Der erzeugte Ökostrom wird durch die sektorenübergreifende Optimierung unter anderem zum Betrieb der Wärmepumpen genutzt. Rund 500 Tiefensonden ermöglichen die Nutzung von Erdwärme und dienen als Speicher für Abwärme. Außerdem bieten sie die Möglichkeit zur Temperierung, also der moderaten Abkühlung, sämtlicher Wohnungen und beugen städtische Hitzeinseln vor. Zusätzlich tragen Photovoltaikanlagen mit ca. 1.900 Kilowatt-Peak Leistung zur lokalen Stromversorgung bei. Durch die Kombination eines eigenen Anergie-Netzes, Tiefensonden, Wärmepumpen und Photovoltaikanlagen sollen dabei so viele lokale und erneuerbare Energiequellen wie möglich genutzt werden. 

Die optimale Nutzung und Verteilung der Energie vor Ort stellt das Start-Up AMPEERS ENERGY mit seiner Software zur Anlagenbetriebsführung und Abrechnung sicher. AMPEERS ENERGY ist ein Spin Off der deutschen Fraunhofer Gesellschaft an dem sich der BIG Konzern erst kürzlich beteiligt hat. 

„Um den Klimaschutz in der Stadt voranzutreiben, braucht es maßgeschneiderte Konzepte, die genau auf den Standort abgestimmt sind. Das Energiekonzept für das VILLAGE IM DRITTEN zeigt, welche Erfolge gelingen können, wenn Energie- und Immobilienbranche an einem Strang ziehen. Hier schaffen wir ein Musterbeispiel für zukünftige urbane Energielösungen – im ökologischen und ökonomischen Sinn“, so Michael Strebl, Vorsitzender der Wien Energie-Geschäftsführung. 

Quellen: Village im Dritten, Australian Real Estate, Ampeers Energy 

Weitere Artikel zum Thema Wärmewende Wien:

13.04.2021: Stadt Wien setzt auf Geothermie

16.06.2021: Wien erhöht Förderung für Wärmepumpen

30.06.2021: Das Heizen von morgen – dezentrale kalte Nahwärmenetze im Altbaubestand

 

„Mit der Photovoltaik werden wir auch die Geothermie stärken müssen. Ich weiß, das ist bei den meisten nicht so sexy, aber hochinteressant. Bayern sitzt auf einer Wärmflasche, dem Süddeutschen Molassebecken und dieses Wärmepotenzial wird einfach unzureichend abgerufen. Deswegen wird es einen viel stärkeren Ansatz geben dies zu nutzen. Bis 2050 muss 25 Prozent des Wärmebedarfs daraus gedeckt werden, also werden wir die Geothermiestrategie ausbauen und beschleunigen.“  so Söder ab Minute 17 der Aufzeichnung der Regierungserklärung.

 

Geothermie erfährt in Bayern einen stetigen Aufwärtstrend, erst gestern wurde in Kirchstockach ein weiteres Geothermieheizwerk in Betrieb genommen. Allein 23 der 41 Tiefen Geothermieanlagen in Deutschland befinden sich in Bayern. Weitere sind in Planung und Bau, darunter auch eine Anlage in München-Sendling. Nach ihrer in Kürze bevorstehenden Fertigstellung wird sie das größte Geothermieheizwerk Europas sein.

Laut dem Energieatlas Bayern trug die Tiefe Geothermie im Jahr 2019 0,6 Prozent zum Wärmebedarf Bayerns bei, ein massiver Ausbau der Geothermie ist für die Erreichung von 25 Prozent dringend notwendig. Der Bundesverband Geothermie stellte einen Katalog mit Einzelmaßnahmen vor, welche den Ausbau der Geothermie deutlich beschleunigen werden. Mehr Informationen finden Sie auf unserem aktuellen Flyer. Der Bundesverband Geothermie sprach mit Dr. Maximilian Keim im Rahmen von Geothermie Insights zum Masterplan Geothermie Bayern, welcher im Oktober 2019 vom bayerischen Staatsminister Aiwanger angekündigt wurde. 

 

Quellen:  Regierungserklärung zum Klimaschutz und Energieatlas Bayern

Die nachhaltige Modernisierung der Altbaubestände in urbanen Räumen ist eine der Herausforderungen der Energie- und Wärmewende. Zu den erschwerten Rahmenbedingungen für eine nachhaltige Energieversorgung zählen komplexe Eigentumsverhältnisse, wenig verfügbarer Freiraum sowie Nutzungskonkurrenz im dicht bebauten urbanen Raum. Doch es gibt immer wieder erstaunliche Projekte, die beweisen, dass sich auch in Altbaubeständen klimaneutral wohnen lässt. Unter anderem wird in Wien gezeigt, wie PolitikerInnen und PlanerInnen die spannenden Herausforderungen meistern.

Bereits im August 2018 erfolgte im 17. Wiener Gemeindebezirk der Spatenstich für das kalte Nahwärmenetz „SMART Block_Geblerstraße“, in Österreich auch „Anergienetze“ genannt. Der Bau wurde von der Österreichischen Gesellschaft für Umwelt und Technik (ÖGUT) initiiert und durch die Sustainable Energy Financing Platform Austria (SEFIPA) finanziert.  Den Kern des Projekts bilden Erdwärmesonden in einer Tiefe von 150 Metern, die mit hocheffizienten Wärmepumpen kombiniert werden. Im Sommer wird das kalte Nahwärmenetz zur Kühlung der Wohnungen über die Fußbodenheizungen genutzt – ein zukünftiger ökologisch sinnvoller Standard zur Steigerung der Wohnqualität beim mittlerweile spürbaren Klimawandel. Weitere Wärmequellen (Solarthermie und die Abwärme der passiven Kühlung im Sommer) speisen den Geothermie-Wärmespeicher im Sommer. Überschüssige Wärme im Sommer kann so im Boden zwischengespeichert werden, um sie im Winter für die Wärmeversorgung der angeschlossenen Häuser nutzbar zu machen.

Im Verbund des Nahwärmenetzes besonders effizient

Im Herbst 2019 wurden die ersten beiden Gebäude an das Netz angeschlossen. Die Gebäude wurden umfassend saniert, um eine Senkung des Heizwärmebedarfs zu erreichen. Die Maßnahmen auf den Liegenschaften Geblergasse 11 und 13 mit Gesamtbaukosten in Höhe von rund 2,8 Mio € werden durch den Wohnfonds Wien mit Landesdarlehen in Höhe von 2.3 Mio € gefördert. Die Gebäude der Geblerstraße dienen als Startpunkt des kalten Nahwärmenetzes, und weitere Altbauten im Häuserblock werden in den kommenden Jahren schrittweise in das System integriert. Durch die Vernetzung mehrerer Miethäuser sind die Energiekosten günstig und entsprechen etwa den Kosten einer Erdgasheizung.

Im Verbund von mehreren Objekten entfalten kalte Nahwärmenetzte ihr volles Potenzial, da alle Objekte ihre verfügbaren Wärmequellen (Geothermie, Solarthermie und Abwärme) und nutzbare Hof- und Dachflächen in das System einbringen. Durch die saisonale Wärmespeicherung lassen sich so im SMART Block_Geblerstraße aus einer kWh Strom sechs kWh Wärme erzeugen, womit eine sehr hohe Jahresarbeitszahl von 1:6 erreicht wird.

Altbaubestand muss auf nachhaltige Energieversorgung umgestellt werden

Die Modernisierung bzw. Sanierung der Altbaubestände hin zu einer nachhaltigen Energieversorgung ist ein wichtiger Faktor für die Wärmewende. Kooperative, kalte Nahwärmenetze bieten in diesem Zusammenhang ein zukunftsträchtiges Energieversorgungsmodell. Vor allem im städtischen Raum zeigen sich die Vorzüge der platzsparenden und energieeffizienten Systeme. Am Beispiel des Projekts in der Geblerstraße „wurde gezeigt, dass die Energiewende im Althausbestand technisch möglich und leistbar ist. Kooperation der EigentümerInnen und die Vernetzung zwischen den benachbarten Häusern sowie ein geeignetes Geschäftsmodell – Energie-Liefercontracting – waren hier die Erfolgsfaktoren“, betont Monika Auer, Generalsekretärin der ÖGUT. In diesem Zusammenhang bemerkt Bernd Vogl von der Energieplanung der Stadt Wien: „Mit der Förderung für saisonale Wärmespeicher reagiert Wien auf die Notwendigkeit für dezentrale und fossilfreie Lösungen zur Gebäudetemperierung“.

Potentiale für die Zukunft

In zwei Testarealen im Wiener Stadtgebiet untersucht die ÖGUT in Zusammenarbeit mit der TU-Wien, der Geologischen Bundesanstalt und dem Architekturbüro Zeininger die Potentiale von Erdwärmesonden und die Wärmequellen zur Regeneration der Sonden in dicht besiedelten urbanen Räumen. Auch in dicht bebauten Stadtteilen zeigte die Untersuchung, dass eine volle Wärmeversorgung aller Gebäude mit oberflächennaher Geothermie möglich ist, sofern öffentliche Flächen, wie Parkplätze und Gehsteige in Planung einbezogen werden. Oberflächennahe Geothermie in Verbindung mit hocheffizienten Wärmepumpen, die durch intelligente Vernetzung mit weiteren nachhaltigen Technologien sind diesem Zusammenhang der Schlüssel zu einer nachhaltigen Wärmeversorgung von urbanen Haushalten. Für den Neubaubereich hat die Stadt Wien eine Verordnung von Energieraumplänen erlassen. In der Stadt können mit diesem Instrument Gebiete festgelegt werden, in denen ausnahmslos erneuerbare Wärmeversorgung oder Fernwärme genutzt werden darf. Dieses Instrument ist in Europa bisher einzigartig.

Das Projekt „SMART Block_Geblerstraße“ wurde vor wenigen Tagen mit dem Wiener „Güteziegel“ in Gold ausgezeichnet. Das Preisträgervideo zeigt das Ergebnis der Sanierungen, die Energiezentrale und welche Flächen zur Energiegewinnung genutzt werden. Die Erdwärmesonde im Innenhof der Gebäude ist unter dem Mietergarten nicht sichtbar, was oberflächennahe Geothermie in urbanen Räumen besonders attraktiv macht.

Das Gesamtkonzept des Pilotprojekts

Die Mehrfamilienhäuser sollen mittels oberflächennaher Geothermie beheizt und passiv gekühlt werden. Am 7. Juli 2021 wurde mit den Geothermiebohrungen begonnen. Mehrere 100 Meter tiefe Bohrungen wurden für den Einsatz von fünf Doppel-U-Rohr-Erdsonden durchgeführt. Die 15 Zentimeter breiten Bohrlöcher werden mit Bitumen abgedichtet. Durch die Erdwärmesonden fließt ein flüssiges Trägermedium, welches die Gebäude beheizt und kühlt. Die dazugehörigen Wärmepumpen (je Gebäude eine Sole/Wasser-Wärmepumpe) werden durch Solaranlage und integriertem Speicher auf den Flachdächern der zwei Gebäude versorgt. Zusätzlich sind Ladestationen für E-Fahrzeuge geplant, welche ebenfalls durch die Solaranlage gespeist werden.

Geothermiebohrung in Limburghof © Kreiswohnungsverband

Durch die klimafreundliche Wärme- und Energieversorgung ist die Grundlast des Energiebedarfs vollständig abgedeckt. Im Vergleich zu einer äquivalenten Wärmeversorgung mit Gas können mit der oberflächennahen Geothermie 96% CO2 eingespart werden. Für die MieterInnen bedeutet das sehr günstige Versorgungpreise und niedrige Betriebskosten. Durch das Versorgungkonzept ist ebenfalls mit wenig Preisschwankungen zu rechnen. Eine Kooperation des Kreiswohnungsverbandes und der Stadtwerke Schifferstadt sichern die Versorgung zusätzlich ab.

 

MRN-News hat mit Volker Spindler, Geschäftsführer des Kreiswohnungsverbands Rhein-Pfalz, ein Interview zum Projekt geführt.

Quellen: Mannheimer MorgenSpeyer Kurier, MRN-News, Energie Schifferstadt GmbH, Rhein-Pfalz-Kreis und SRW

Ab dem 1. Juli 2021 erhalten Hauseigentümerinnen und Hauseigentümer bis zu 50 Prozent Förderung vom Bund für umfassende energetische Sanierungsmaßnahmen. Die verbesserte Förderung ist Teil der zweiten Stufe der Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG), die zum 1. Juli 2021 in Kraft tritt und bereits beantragt werden kann. Die im Januar gestartete erste Stufe (Neuordnung der Einzelmaßnahmenförderung) wird ebenfalls zum 1. Juli abgeschlossen.

Ein Bonus von fünf Prozentpunkten ist möglich für alle, die nach der Sanierung überwiegend erneuerbare Energien, wie die Geothermie, nutzen. Pro Wohneinheit sind maximal 27.000 Euro Förderung möglich. Eine weitere Aktualisierung betrifft die Einführung der Effizienzhausklasse 40, bei der die förderfähigen Kosten von 120.000 auf 150.000 Euro angehoben wurden.

Die BEG gilt für alle energetischen Baumaßnahmen bei Wohnhäusern und Nichtwohngebäuden, sowohl was den Neubau betrifft als auch die energetische Sanierung. Förderfähig sind Gesamtsanierungen aber auch Einzelmaßnahmen in Bestandsgebäuden, die schrittweise umgesetzt werden. Zu den verbesserten Fördersätzen kommen erhöhte Gelder für Fachplanungs- und Baubegleitungsleistungen. Die Bundesförderung integriert mehrere Programme der bisher zuständigen KfW und BAFA und macht damit die Förderlandschaft übersichtlicher. Sanierungswillige können sich künftig deutlich einfacher um die für sie in Frage kommende Förderangebote bewerben.

Gesamtsanierungen: Neue Förderstufe, ein Bonus und höhere förderfähige Kosten

Bei der Förderung von energetischen Gesamtmaßnahmen kommt es mit dem 1. Juli 2021 zu folgenden Änderungen: Bei Wohngebäuden fällt das Effizienzhaus 115 als nicht zukunftsfähiger Standard aus der Förderung. Die Effizienzhaus-Standards 100, 85, 70 und 55 bestehen weiter. Die Förderung liegt bei ihnen wie bislang zwischen 27,5 und 40 Prozent Tilgungszuschuss. Neu ist das Effizienzhaus 40 für Sanierungen. Hier gibt es einen besonders hohen Zuschuss von 45 Prozent. Außerdem hat der Bund einen Bonus für die überwiegende Nutzung von erneuerbaren Energien eingeführt. Die EE-Klasse bringt fünf Prozentpunkte mehr Fördergeld. Zusätzlich steigen durch den EE-Bonus die förderfähigen Kosten von 120.000 auf 150.000 Euro pro Wohneinheit an.

Die Auswirkungen haben es in sich: Wer für den bislang anspruchsvollsten Standard, das Effizienzhaus 55, einen Zuschuss von 40 Prozent und damit bis zu 48.000 Euro Tilgungszuschuss bekommen hat, erhält nun mit der neu eingeführten EE-Klasse bis zu 19.500 Euro mehr, maximal 67.500 Euro. Beim neuen Standard Effizienzhaus 40 mit der EE-Klasse kommt man sogar auf bis zu 75.000 Euro Fördergeld.

Förderung für Einzelmaßnahmen abschließend neu geregelt

Auch bei der Einzelmaßnahmenförderung gibt es weitere Änderungen. Zum 1. Januar traten bereits Änderungen beim Investitionszuschuss in Kraft, nun gibt es die neuen Konditionen auch beim Kredit mit Tilgungszuschuss. Wer künftig eine vom Bund geförderte Gebäudeenergieberatung mit Ausstellung eines individuellen Sanierungsfahrplanes (iSFP) durchführen lässt, den iSFP bereits besitzt oder eine Vor-Ort-Energieberatung zwischen Ende 2017 und Ende 2020 durchführen hat lassen, erhält einen iSFP-Bonus bei der Umsetzung eines Sanierungsschritts. Mit dem iSFP-Bonus erhöht sich die Basisförderung um weitere fünf Prozentpunkte, wenn eine oder mehrere Maßnahmen aus dem Sanierungsfahrplan realisiert werden. „Die Gebäudeenergieberatung als optimaler Einstieg in die Sanierung wird dadurch finanziell attraktiver“, betont Frank Hettler. „Da der Staat die Beratung bereits mit 80 Prozent fördert, macht sie sich schon mit einer realisierten Maßnahme über den iSFP-Bonus mehr als bezahlt.“ Der Vorteil einer Energieberatung vor Ort: Sie zeigt auf, wie Eigentümer ihr Wohngebäude in der richtigen Reihenfolge und kosteneffizient energetisch sanieren können.

Was bedeutet der iSFP-Bonus bei Einzelmaßnahmen konkret? Beispiel neue Heizungen: Käufer von Erneuerbare-Energien-Heizungen wie Wärmepumpen erhalten 35 Prozent Zuschuss. Bei besonders emissionsarmen Biomasseanlagen erhöht er sich sogar auf 40 Prozent. Wenn im Zuge des Heizungstauschs eine Ölheizung ersetzt wird, steigt der Betrag um weitere zehn Prozentpunkte auf bis zu 50 Prozent. Kommt dann noch der iSFP-Bonus hinzu, gibt es maximal 55 Prozent Förderung. Kostet eine besonders emissionsarme Hackschnitzelheizung zum Beispiel 18.000 Euro, gibt es bis zu 9.900 Euro Zuschuss – 900 Euro mehr als noch 2020.

Dämmmaßnahmen an Fassade, Dach und Kellerdecke, neue Fenster sowie Lüftungsanlagen inklusive Wärme- und Kälterückgewinnung, die eine energetische Verbesserung darstellen, ermöglichen einen 20-Prozent-Zuschuss. Mit dem iSFP-Bonus gibt es 25 Prozent. Da die förderfähigen Kosten außerdem von 50.000 Euro auf 60.000 Euro erhöht wurden, gibt es beispielsweise für eine 60.000 Euro kostende Dämmung künftig bis zu 15.000 Euro vom Staat dazu – 5.000 Euro mehr als noch im vergangenen Jahr.  

Die Einzelmaßnahmen können über mehrere aufeinander folgende Jahre hinweg beantragt werden. Auch der iSFP-Bonus kommt jedes Mal erneut zum Zuge. Bedingung ist jedoch eine Verbesserung der energetischen Qualität. Um Missbrauch zu verhindern, wird es künftig – auch bei den Einzelmaßnahmen – verstärkte Kontrollen vor Ort geben. Antragsberechtigt für die Förderung von Einzelmaßnahmen sowie Gesamtsanierungen sind neben den Eigentümern auch Pächter oder Mieter sowie Contractoren. Sie bedürfen jedoch einer schriftlichen Erlaubnis des Eigentümers.

Ebenfalls mehr Geld für Baubegleitung

Seit Juli gibt es für die Baubegleitung bei Effizienzhäusern ebenfalls mehr Fördergeld: Bei Ein- und Zweifamilienhäusern gewährt der Staat für die Beratung durch Energieeffizienzexperten Zuschüsse in Höhe von 50 Prozent der Kosten, bis zu 5.000 Euro pro Vorhaben. Dieser Betrag lag zuvor bei maximal 4.000 Euro. Bei Mehrfamilienhäusern liegt der Zuschuss nun bei bis zu 2.000 Euro pro Wohneinheit, insgesamt bis zu 20.000 Euro. Der Zuschuss für die Baubegleitung bei Einzelmaßnahmen ist halb so hoch: Bis zu 2.500 Euro bei Ein- und Zweifamilienhäusern, maximal 10.000 Euro bei Mehrfamilienhäusern. Der Zuschuss wird zusätzlich zu den Geldern der anderen Sanierungsmaßnahmen gewährt.

Das BAFA nimmt künftig die Anträge für Einzelmaßnahmen-Zuschüsse an, die KfW die Anträge für die Einzelmaßnahmen-Kredite. Für die Gesamtsanierungen, die Effizienzhaus-Förderung, bleibt ausschließlich die KfW zuständig. „Die neuen Regelungen stellen eine enorme Verbesserung der Sanierungsförderung dar und sind daher ein wichtiger Baustein auf dem Weg zu einem klimaneutralen Gebäudebestand“, sagt Frank Hettler von Zukunft Altbau. „Ich kann Sanierungswilligen nur raten, mit ihrem Energieberater zu klären, wie dieses extrem gute Förderangebot bei ihnen genutzt werden kann.“

Quelle: PM des vom Umweltministerium Baden-Württemberg geförderten Informationsprogramm Zukunft Altbau

Weitere Informationen: Finden Sie hier einen zertifizierten EnergieeffizientExperten

Im Bezirk Wilhelmsburg entsteht die erste Tiefengeothermieheizwerk Hamburgs. Der Bau startet voraussichtlich Mitte des Jahres und soll zukünftig 5000 Wohnungen mit CO₂-neutraler Wärme versorgen. Für den Bau des Wilhelmsburger Heizwerks werden 70 Millionen Euro investiert, davon steuert das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWI) 22,5 Millionen Euro bei. Das Areal für das Großbauprojekt befindet sich in einem Gewerbegebiet des Hamburger Hafens an der Alten Schleuse am Schlengendeich. Bereits 2010 wurden für den Standort Wilhelmsburg seismische Untersuchungen mit erfreulichen Resultaten durchgeführt. Das heiße Thermalwasser befindet sich in etwa 3500 Metern Tiefe im Rhät, einer Gesteinsschicht aus dem Obertrias. Das Wasser zwischen den Gesteinsschichten erreicht eine Temperatur von bis zu 130°C und ist somit ideal für Tiefengeothermie.

 

Um Wärmeüberschüsse des Sommers im Winter nutzen zu können, ist die Errichtung eines saisonalen Speichers, eines sogenannten Aquiferspeichers, vorgesehen. Quelle: Geothermie Wilhelmsburg

Integrierte Wärmewende Wilhelmsburg (IW³)

Bis 2024 will der städtische Energieversorger HAMBURG ENERGIE eine CO₂-freie dezentrale Wärmeversorgung etablieren. Kernstück des Projekts ist das Tiefengeothermieheizwerk an der Alten Schleuse, realisiert durch die Tochtergesellschaft HEGeo. Die Anlage soll künftig heißes Thermalwasser an die Oberfläche pumpen und über Wärmetauscher Energie in das Wärmenetz einspeisen. Das abgekühlte Wasser wird daraufhin über eine Injektionsbohrung zurück in den Aquifer geleitet. Da vor allem in den Sommermonaten nicht das gesamte Wärmepotential des Thermalwassers benötigt wird, ist in einer Tiefe von 200-400 Metern die Errichtung eines Aquifer-Wärmespeichers vorgesehen. Dieser besteht aus einer Brunnendublette und einem oberirdischen Wärmetauscher.

In der Einspeicherphase wird kaltes Grundwasser aus dem Hilfsbrunnen zum Wärmetauscher der Geothermieanlage gefördert auf 85°C aufgeheizt und zurück in den Grundwasserleiter gegeben. Die Wärme wird im Grundwasser und den umliegenden Braunkohlesanden gespeichert und kann bei Bedarf mit einer Temperatur von etwa 65°C entnommen werden. Nach der Entnahme wird das abgekühlte Grundwasser ebenfalls in den Kreislauf zurückgeführt.

 

Tiefengeothermie in Hamburg

Das Tiefengeothermieprojekt in Wilhelmsburg hat eine Vorreiterfunktion für die Hansestadt. Laut Jan Dube, dem Sprecher der Hamburger Umweltbehörde ist „zu prüfen, ob und wo in der Metropolregion diese klimafreundliche Energiequelle noch zum Zuge kommen kann“. Das Projekt Geothermie Wilhelmsburg trägt mit begleitender Forschung erheblich dazu bei, weitere Projekte voranzubringen und somit eine Breitenwirkung zu entfachen. Andreas Feicht, Staatssekretär für Energie am BMWI, betont, dass Geothermieprojekte wie das IW³ gerne vom Bund mitfinanziert werden, um das enorme Potenzial der Tiefengeothermie zu fördern.

Quellen: Integrierte Wärmewende Wilhelmsburg, Geothermieanlage Wilhelmsburg, Fördermittel für Wärmewende - Andreas Feicht, Elbe Wochenblatt - Tiefe Geothermie, IBA - Tiefengeothermie Wilhelmsburg


 

„Die diesjährigen Preisträger tragen die Botschaft der Daseinsvorsorge für klimaneutrale, leistungsstarke und lebenswerte Kommunen in sich: Mit ihrer Expertise haben die fünf Preisträger Lösungen für die Herausforderungen unserer Zeit entwickelt“, so VKU-Präsident und Jury-Vorsitzender Michael Ebling. Die Preisträger repräsentieren laut Pressemitteilung die Spannbreite und Vielfalt kommunalwirtschaftlichen Engagements großer, mittlerer und kleiner kommunaler Unternehmen. Entscheidend für die Verleihung des Preises sind acht Auswahlkriterien, darunter Nachhaltigkeit, eine positive öffentliche Wahrnehmung sowie der Innovationsgrad.

Bei dem Leuchtturmprojekt auf Basis kalter Nahwärme entstand 2020 in Bad Nauheim Deutschlands größter oberflächennaher Erdkollektor in einem Neubaugebiet mit rund 400 Wohneinheiten für circa 1.000 Bürgerinnen und Bürger. Ein zweilagiger Großkollektor mit ca. 22.000 m² Kollektorfläche in Verbindung mit einem sechs Kilometer langen kalten Nahwärmenetz (KNW) versorgt die Kunden zuverlässig. Die Stadtwerke Bad Nauheim installieren und betreiben in den Neubauten hocheffiziente Wärmepumpen, welche die Wasservorlauftemperatur von etwa 10 Grad Celsius auf 55 Grad für das Trinkwarmwasser sowie auf 35 Grad für die Fußbodenheizung erhöhen. Durch die kalte Nahwärme entfällt, im Gegensatz zur klassischen Nahwärme, die kostspielige Wärmeisolation des Wärmenetztes, da es durch den Transport kaum zu Wärmeverlusten kommt. Im Sommer dient das System zur klimaneutralen Kühlung der Häuser.

 

Die Stadtwerke Bad Nauheim GmbH bieten neben Strom, Gas und Wasser ein breites Spektrum an neuen und innovativen Technologien in Form eines Gesamtquartierlösungskonzeptes an. Im Smart-City-Quartier stehen digitale Technologien im Fokus, die in Zeiten zunehmender Home Office-Lösungen sehr gefragt sind, wozu auch Glasfaseranschlüsse und Ladestationen für E-Mobilität gehören.  

Die Technischen Hochschule Nürnberg, die Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg sowie die Technische Universität Dresden begleiteten das Projekt wissenschaftlich. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) förderte das angegliederte Forschungsprojekt „KNW-opt“ mit rund vier Millionen Euro. Bad Nauheim investierte rund 3,2 Millionen Euro. Während der Forschungszeit laufen die Daten aus Bodenfühlern, Grundwasserwassermessstellen und den Temperaturfühlern der Sole in der Energiezentrale zusammen und werden in einer Cloud gebündelt, auf die die Forschungspartner in Echtzeit Zugriff haben.

Weitere Informationen: VKU Innovationspreis, Stadtwerke Bad Nauheim

Ob Lithium, Cäsium oder sogar Gold: Neben Energie können Geothermalwässer auch mineralische Schätze enthalten. Im Forschungsprojekt BrineMine wollen Forschende des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) dieses Potenzial nutzbar machen und einen nachhaltigeren Rohstoffabbau in Chile unterstützen. Gemeinsam mit ihren Partnern entwickeln sie Strategien und Methoden zur Förderung der Bodenschätze direkt in Geothermiekraftwerken. Dabei sollen nicht nur Energie und Mineralien gewonnen werden, sondern auch Trinkwasser. In einer Demonstrationsanlage wurden wichtige Prozessschritte bereits erfolgreich getestet.

Bodenschätze aus Chile sind für Deutschland von großer Bedeutung. Jedes Jahr werden nach Angaben der Weltbank tausende Tonnen wertvoller Minerale aus dem südamerikanischen Land importiert, unter anderem für Lithium-Ionen-Batterien. Doch mit dem Abbau sind ökologische und soziale Probleme verbunden: „Die Nutzung der begrenzten Frischwasserressourcen im Norden Chiles für den Bergbau führt regelmäßig zu Konflikten mit der lokalen Bevölkerung“, sagt Professor Thomas Kohl vom Institut für Angewandte Geowissenschaften (AGW) des KIT. „Der Norden Chiles ist eines der trockensten Gebiete der Erde, verfügt aber über umfangreiche Geothermie-Ressourcen. Mit neuartigen ‚Kombikraftwerken‘ kann dort nicht nur klimafreundlich Strom erzeugt, sondern gleichzeitig können auch Trinkwasser und sogar Bodenschätze gewonnen werden.“ Entsprechende Strategien und Technologien entwickelt das Team des AGW im deutsch-chilenischen Forschungsprojekt BrineMine.

Das AGW blickt auf eine langjährige Kooperation mit der Geothermieforschung in Chile zurück. Zentraler Partner ist das Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes (CEGA). „BrineMine zeigt, wie gut die Kooperation zwischen chilenischen und deutschen Institutionen funktioniert“, sagt Professor Diego Morata, der Direktor des CEGA. „Von einer nachhaltigen Entwicklung durch die Kombination von Geothermie und Green Mining können Europa und der Andenraum gleichermaßen profitieren.“

Am Oberrheingraben steht die erste Demonstrationsanlage

Ein Teil der transdisziplinären Forschungsinitiative widmet sich dem geochemischen und geothermischen Potenzial der Thermalquellen in Chile, um geeignete Standorte zu identifizieren. In einer Datenerhebung wird dabei das Rohstoffpotenzial mit Schwerpunkt auf den Thermalfeldern der Atacamawüste ermittelt. Durch das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) wird im Projekt BrineMine aber auch die Anlagentechnik für eine spätere industrielle Nutzung entwickelt. Diese basiert auf einer neuen Prozesskette: Zunächst wird Wärme aus der geothermalen Sole der energetischen Nutzung zugeführt. Die abgekühlte und noch relativ schwach konzentrierte Flüssigkeit wird anschließend durch Umkehrosmose vorkonzentriert, gleichzeitig wird dabei auch Trinkwasser gewonnen. Danach wird das Solekonzentrat durch Membrandestillation bis zur Sättigung weiter aufkonzentriert. „Der thermische Energiebedarf des gesamten Verfahrens kann dabei unmittelbar aus der Abwärme des Kraftwerksprozesses gedeckt werden“, sagt Projektleiter Dr. Joachim Koschikowski vom ISE. „In einem geothermischen Kraftwerk im Oberrheingraben haben wir bereits eine Demonstrationsanlage aufgebaut und zentrale Komponenten erfolgreich in den laufenden Kraftwerkbetrieb integriert.“

In einem geothermischen Kraftwerk im Oberrheingraben wurden zentrale Komponenten bereits erfolgreich in einer Pilotanlage getestet. (Foto: Valentin Goldberg, KIT)

Verfahren werden für den Rohstoffabbau optimiert

Die meisten Prozessschritte basieren auf erprobten Verfahren, allerdings wurden sie bislang noch nicht in dieser Form kombiniert. Dies erfordert Detailforschung, denn beispielsweise erhöhen sowohl die Aufkonzentrierung wie auch die Abkühlung das Risiko der Bildung von Silikat-Ablagerungen. „Konventionelle Strategien würden eine Rohstoffgewinnung stark einschränken. Ohne Behandlung der Wässer kommt es zur Schädigung der technischen Anlagenkomponenten“, erläutert Valentin Goldberg vom AGW des KIT. Durch eine Veränderung des pH-Wertes in der Sole und der Zugabe zweiwertiger Kationen (z. B. Calcium oder Magnesium) sei aber inzwischen eine Lösung gefunden worden. „Unsere Methode zur Silikatentfernung ist schnell und effektiv. Vor allem aber hat sie keinerlei negativen Einfluss auf die Rohstoffgewinnung“, so Goldberg. Diesen neuen Ansatz beschreiben die Forschenden in der Fachzeitschrift Geothermics.

Bis die ersten Anlagen in Chile installiert werden können, müssen weitere Detailfragen zum Prozess geklärt werden. Außerdem werden auch konkrete Modelle für einen wirtschaftlichen Betrieb entwickelt.

Über BrineMine

BrineMine wurde 2019 von Professor Thomas Kohl und Dr. Sebastian Held initiiert. Das deutsch-chilenische Forschungskonsortium wird vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) koordiniert. Weitere Projektpartner neben dem KIT sind die Unternehmen Geothermie Neubrandenburg (GTN) und SolarSpring membrane solutions in Deutschland sowie Fraunhofer Chile und das Centro de Excelencia en Geotermia de Los Andes (CEGA) in Chile. Das Bundesministerium für Bildung und Forschung fördert das Projekt mit über 1,5 Millionen Euro. Das große Interesse der chilenischen Industrie an BrineMine wurde bei einem Webinar der Deutsch-Chilenischen Industrie- und Handelskammer deutlich, das hunderte Teilnehmerinnen und Teilnehmer besucht haben. Auch das chilenische Energieministerium unterstützt das Projekt.

Zur Aufzeichnung: https://ecominingconcepts.cl/de/summary-brinemine-sustainable-mineral-and-fresh-water-extraction-from-geothermal-brines-in-chile


Weitere Informationen zu BrineMine:

https://geothermics.agw.kit.edu/brinemine.php
https://www.bmbf-client.de/projekte/brinemine


Originalpublikationen

Spitzmüller, L., Goldberg, V., Held, S., Grimmer, J. C., Winter, D., Genovese, M., Koschikowski, J. and Kohl, T. (2021) Selective silica removal in geothermal fluids: Implications for applications for geothermal power plant operation and mineral extraction, Geothermics.
https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2021.102141

Goldberg, V., Winter, D., Nitschke, F., Rath, M., Held, S., Spitzmüller, L., Budach, I., Pavez, M., Morata, D., Koschikowski J. and Kohl, T. (2021). The potential of raw material extraction from thermal brines–Successful milestones of the BrineMine project, Oil gas, DOI 10.19225/210306
https://geothermics.agw.kit.edu/downloads/OGA_001_21_026-033_Goldberg_et_al_HP-Liz.pdf

 

Details zum KIT-Zentrum Energie: https://www.energie.kit.edu/index.php

Als „Die Forschungsuniversität in der Helmholtz-Gemeinschaft“ schafft und vermittelt das KIT Wissen für Gesellschaft und Umwelt. Ziel ist es, zu den globalen Herausforderungen maßgebliche Beiträge in den Feldern Energie, Mobilität und Information zu leisten. Dazu arbeiten rund 9 600 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter auf einer breiten disziplinären Basis in Natur-, Ingenieur-, Wirtschafts- sowie Geistes- und Sozialwissenschaften zusammen. Seine 23 300 Studierenden bereitet das KIT durch ein forschungsorientiertes universitäres Studium auf verantwortungsvolle Aufgaben in Gesellschaft, Wirtschaft und Wissenschaft vor. Die Innovationstätigkeit am KIT schlägt die Brücke zwischen Erkenntnis und Anwendung zum gesellschaftlichen Nutzen, wirtschaftlichen Wohlstand und Erhalt unserer natürlichen Lebensgrundlagen. Das KIT ist eine der deutschen Exzellenzuniversitäten.

Zum 01. Januar 2021 startete die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) des BAFA und löste die Fördertatbestände des Marktanreizprogramms „Heizen mit erneuerbaren Energien“ (MAP) ab. Bis zum 30. April 2021 wurden im Rahmen des BEG bereits 91.957 Anträge gestellt. Davon waren insgesamt 14.547 Anträge für eine Förderung von geothermischen Wärmepumpen. Im Vergleich zum älteren MAP nimmt die Anzahl der Anträge für eine Förderung von geothermischen Wärmepumpen im neuen Förderprogramm des BEG stark zu, denn eine vergleichbare Anzahl an Anträgen (15.110) wurde 2020 im Rahmen des MAP erst im zweiten Quartal erreicht.

Aktuell werden sowohl ältere Anträge des MAP als auch Anträge der BEG bewilligt und somit abgeschlossen. Seit Jahresbeginn wurden bereits 3436 Anträge für eine Förderung von geothermischen Wärmepumpen bewilligt. Diese Zahl teilt sich auf in 3.186 Anträge für Wärmepumpen mit geschlossenen Systemen auf Basis von Sonden oder Kollektoren sowie 250 offene Systeme, welche als sogenannte Wasser-Wasser-Anlagen ausgeführt werden. Sie erreichen zusammen eine Gesamtleistung von 7.547.593 kW.

Umweltminister Shinjiro Koizumi kündigte an, dass das Ministerium die Führung übernehmen werde, um die Entwicklung der Geothermie zu beschleunigen. Geothermie spielt eine zentrale Rolle in der Umsetzung von Japans Klimazielen. Konkrete Maßnahmen wurden diesen Monat bei einer Sitzung des Kabinettsbüros vorgestellt. Der Minister für Verwaltungsreform Taro Kono hat das Ziel angekündigt, Japans Geothermieanlagen bis 2030 zu verdoppeln. Günstige Einspeisungstarife und die Förderung erneuerbarer Energien sollen zu einer wachsenden Zahl von Geothermieprojekten führen.

Japans Hochenthalpie-Lagerstätten liefern Erdwärme mit hohen Temperaturen. Das Land liegt auf dem sogenannten Feuerring und im Umfeld der Vulkane befindet sich in wenigen hundert Metern Tiefe heißes Wasser oder Dampf. Diese heißen Fluide werden in Japan zur Erzeugung von Strom und zur Speisung von Nah- und Fernwärmenetzen eingesetzt. In Deutschland sind im Gegensatz dazu Niederenthalpie-Lagerstätten verfügbar, die primär zur Erzeugung von Wärme genutzt werden. 

Die Geothermie-Branche in Japan hat internationale Bedeutung. "Die Nachfrage aus Indonesien und Ostafrika war in den letzten Jahren stark", sagte Hirohisa Kawasaki von der globalen Vertriebsstrategieeinheit für Toshiba Energy Systems. Das Unternehmen lieferte Geothermie-Turbinen in 11 Länder, Mitsubishi Heavy Industries lieferte Geothermie-Turbinen in 13 Länder. Allein in Island verfügt das Unternehmen über einen Anteil von 55 %. Japanische Handelskonglomerate haben umfassende Engineering-, Beschaffungs- und Bauverträge mit globalen Unternehmen abgeschlossen und waren an maßgeblich an dem Olkaria-Projekt in Kenia beteiligt, dass eines der größten Geothermiekraftwerke der Welt mit einer Leistung von 280 Megawatt ist.

Trotz der beeindruckenden internationalen Geschäfte mit Geothermie war die Entwicklung in den letzten Jahren in Japan ins Stocken geraten. Die Kosten sind eines der größten Hindernisse für die Geothermie in Japan. Es braucht 10 bis 18 Yen (9 bis 16 Cent), um eine Kilowattstunde geothermischer Kapazität im Land zu betreiben, doppelt oder mehr als in den USA oder Neuseeland, nach Angaben von Masahiko Kaneko, einem Spezialberater der West Japan Engineering Consultants. Japans bergiges Gelände treibt die Kosten für Geothermieprojekte weiter in die Höhe. Die geothermische Entwicklung nahm während des Ölpreisschocks der 1970er Jahre Fahrt auf, verlor jedoch in den 1990er Jahren durch die Atompolitik der Regierung an Fahrt. Nach den schlechten Erfahrungen Japans mit Atomkraft und dem steigenden Handlungsdruck durch die Klimakrise, soll nun der Fokus auf der Geothermie liegen.

Die New Energy and Industrial Technology Development Organisation (1989) geht von einem Potenzial von 69.300 MW aus, die sich über hochenthalpine Geothermie in Japan erschließen lassen. Eine leicht konservative Schätzung ist 20.540 MWe von Miyazaki ua (1991). Japan verfügt über 60 Geothermieanlagen mit einer installierten Leistung von 550 MW, die sich hauptsächlich auf der südlichen Insel Kyūshū befinden. Weitere 62 Geothermieanlagen sind aktuell in der Fertigstellung. 

Monatsstatistik der Bundesförderung für effiziente Gebäuse (BEG) 2021, Quelle: BAFA
Abbildung 2: Übersicht der Geothermieanlagen in Japan (Stand 2000). Quelle: The Geothermal Reasearch Society of Japan

Auf den Gesamtmarkt betrachtet erfolgt dieses beachtliche Wachstum allerdings von einem geringen Niveau. Im letzten Jahr wurden laut Bundesverband der deutschen Heizungsindustrie (BDH) insgesamt 24.500 geothermische Wärmepumpenanlagen installiert. Dies ist noch deutlich zu wenig bei einem Absatz von insgesamt 842.000 Wärmeerzeugern im Jahr 2020, wovon 686.000 auf fossilen Heizungen mit Erdgas oder Erdöl entfallen. Es ist deshalb notwendig, die Förderung von Erdgasheizungen und Ölheizungen zu beenden und den Wärmepumpenstrom von der EEG-Umlage zu befreien. Die Statistik zeigt, dass immer mehr Menschen ihre Heizungen für klimaneutrale Wärmeerzeuger umrüsten wollen. Gasheizungen verzeichneten nur einen Zuwachs von +6%. Die Markentwicklung für Ölheizungen ist mit -14% rückläufig. Oberflächennahe Geothermie bietet dafür eine attraktive, nahezu universell einsetzbare Möglichkeit, die unabhängig von Erdgasinfrastruktur, Holzmarktpreis, Wetter und Jahreszeit verlässlich Wärme liefert. Klassische Wärmepumpen mit geschlossenen Systemen (Sole-Wasser-Wärmepumpen) erreichten einen Zuwachs von +18%.

Auf der „Renewable Energy Outlook Conference“ am 21. Februar 2008 wurden die Vorteile der Geothermie gegenüber anderen nachhaltigen Energien in den Vordergrund gestellt. Geothermie gilt in Japan inzwischen als weitaus stabiler als Solar- oder Windkraft. Sie ist grundlastfähig und sorgt Tag und Nacht für eine nahezu konstante Stromproduktion. Der Auslastungsgrad der Geothermie in Japan liegt bei über 70 %, während der für Solar- oder Windkraftanlagen zwischen 10 und 20 % liegt. Ein nationaler Ausbauplan für die Geothermie, mit Fokus auf die binäre Erzeugung von Strom und Wärme wurde ab 2008 entwickelt.

Am 27. April 2021 kündigte nun Minister Koizumi an, den Ausbau der geothermischen Stromerzeugung voranzutreiben und plant, die Zahl der heute in Japan in Betrieb befindlichen Geothermieanlagen zu verdoppeln. Durch Überarbeitung entsprechender Gesetze, Verordnungen und lokalen Abstimmungsprozesse soll die Vorlaufzeit von Geothermieprojekten in Japan von derzeit ca. 10 Jahren auf 8 Jahre reduziert werden.

Herr Koizumi sagte: „Geothermieprojekte brauchen noch lange, um fertiggestellt zu werden, wollen wir sie rechtzeitig fertigstellen. Das Umweltministerium wird die Initiative ergreifen.“

Die besten hochenthalpinen Lagerstätten Japans konzentrieren sich in Nationalparks in der Nähe von Vulkanen. Die Nutzung natürlicher geothermaler Quellen hat in Japan seit Jahrhunderten Tradition und einen sehr hohen kulturellen Stellenwert. Maßnahmen wie die Überwachung des Wasserflusses, der Temperatur und der Qualität – um sicherzustellen, dass die Bohrungen keine negativen Auswirkungen haben – sind für die Bemühungen um lokale Unterstützung unerlässlich.  In der Vergangenheit war die Lage in Naturparks ein Hemmnis, um die Entwicklung voranzutreiben.  Potenzielle Erzeuger von geothermischer Energie müssen vom Gouverneur der Präfektur gemäß dem japanischen Hot Springs Act eine Bohrgenehmigung erhalten und sich auch mit den Betreibern von heißen Quellen in der Region beraten.

 

Quellen: Nachrichtenagentur Nikkei JapanNachrichtenagentur Nikkei AsiaNipponDWThe Geothermal Research Sorciety of Japan und EHARA et. Al. (2010): Contribution of Geothermal Energy to 2050 Natural Energy Vision in Japan

Absatzzahlen der Wärmeerzeuger in Deutschland 2020, Quelle: BDH Bundesverband der deutschen Heizungsindustrie

Weitere Infomationen zur Wärmewende finden Sie im Impulspapier "Klimaneutrale Wärme aus Geothermie 2030 / 2050".

Sie möchten Teil der Wärmewende werden? Zertifizierte Energie-Effizienz-Experten/-innen für die Förderprogramme des Bundes zur Energieeffizienz finden Sie auf dieser Webseite der Deutschen Energie Agentur. Alle förderfähigen Wärmepumpen finden Sie auf Seite 86 der Liste der Wärmepumpen mit Prüf- / Effizienznachweis. Den Antrag auf Förderung Ihrer geplanten Geothermie-Wärmepumpe können Sie auf dieser Plattform des BAFA stellen.

Quellen: baulinks, Bundesverband Wärmepumpe, BAFA

Es ist Winter, wir stehen im Supermarkt und wollen klimabewusst Tomaten einkaufen. Dabei stellt sich die Frage, welche Tomaten die geringsten Emissionen verursachen. Entscheiden wir uns für die BIO-Tomaten aus Spanien, oder greifen wir lieber auf regionale Tomaten aus einem Gewächshaus zurück?

Gewächshäuser werden zurzeit überwiegend mit Gas oder Öl beheizt. Selbst wenn durch den regionalen Anbau die Importkosten sowie der dazugehörige CO2 Ausstoß reduziert werden, wird Energie zum Beheizen der Gewächshäuser benötigt. In wärmeren Ländern reift das Gemüse durch kostenlose und CO2 freie Sonnenenergie, muss aber zum Teil einen weiten Weg bis in die Geschäfte zurücklegen. Eine Verknüpfung von CO2 freier Produktion und Regionalität ist der Schlüssel für nachhaltiges Einkaufen. Hier kommen geothermisch beheizte Gewächshäuser ins Spiel.

Wie werden Gewächshäuser geothermisch beheizt?

Bisher dominieren hydrothermale Systeme: Mit einer Förderbohrung in den Aquifer (1000-4500m tief) wird heißes Wasser über eine Tauchpumpe gefördert. Aber auch mit oberflächennaher Geothermie ist eine Beheizung von Gewächshäusern möglich. Ein Wärmetauscher entzieht dem Thermalwasser die Wärme und überträgt sie auf einen Wärmeträger, sodass sie für die Beheizung der Gewächshäuser genutzt werden kann. Das abgekühlte Thermalwasser wird durch eine Injektionsbohrung wieder zurück in den Aquifer geleitet. Dadurch entsteht ein geschlossener Kreislauf.

In Bad Blumau, Österreich wachsen mit der Hilfe von tiefer Geothermie Tomaten, Paprika, Gurken und Radieschen in einem Gewächshaus von Frutura. Auf der 26 Hektar großen Anbaufläche reifen jährlich bis zu 9000 Tonnen Gemüse. Rund 28.000 Tonnen CO2 werden eingespart.

Im bayrischen Kirchweidach wird eine Gewächshausfläche von 26,5 Hektar zu 95% über das Fernwärmenetz der benachbarten Geothermieanlage beheizt.

Das nachhaltige Energiekonzept des Gemüsebaus Steiner in Kirchweidach, Bayern

Der Betrieb kann fast ganzjährig Tomaten, Paprika und Erdbeeren anbauen und im Vergleich zu einem konventionellen Heizsystem mit fossilen Brennstoffen ca. 16,5 Millionen kg CO2 pro Jahr einsparen. Darüber hinaus entfällt der CO2 Ausstoß von ca. 1 Millionen gefahrener LKW-Kilometer, da sich die Importstrecke der Produkte erheblich reduziert. Zusätzlich zur tiefen Geothermie kommt in Kirchweidach eine Photovoltaik-Anlage zum Einsatz, diese versorgt den Betrieb zusätzlich mit Strom. Überschüsse werden in das regionale Stromnetz eingespeist. Schon seit Ende 2013 werden die Gewächshäuser durch 120°C warmes Thermalwasser beheizt. Das Projekt hat seitdem einen Vorreiterstatus in Deutschland. Ferner wird der Rücklauf des Heizwassers aus dem Fernwärmenetz der Gemeinde Kirchweidach, das ebenfalls durch die Geothermieanlage gespeist wird, sowie die Abwärme der Kirchweidacher Biogasanlage für die Beheizung genutzt. Im Wärmespeichertank kann die Wärme gespeichert und bedarfsgerecht eingesetzt werden.

In einem Interview spricht Vertriebsleiter Richard Kinzl über den Betrieb und die Entstehung des Gemüsebaus Steiner:

BVG: Wie ist Ihre Firma auf die Idee gekommen, Geothermie für den Gemüsebau zu nutzen?

Kinzl: Wir sind seit vielen Jahren in unterschiedlichen Sparten im Gemüsebau tätig und sehr mit der Problematik vertraut, dass durch die konventionelle Beheizung von Glashäusern mit fossilen Brennstoffen enorme CO2 Emissionen entstehen. Deshalb war es für uns keine Option ein Gewächshaus zu bauen, welches mit herkömmlicher Energie (also Öl oder Gas) beheizt wird. Unser Firmen-Stammsitz ist im grenznahen Bereich in Österreich. Als sich jedoch eine Geothermiebohrung im bayrischen Kirchweidach als fündig erwiesen hat, ist bei uns sehr schnell der Entschluss gereift, hier ein Gewächshaus zu bauen, welches CO2 frei beheizt werden kann.

BVG: Was glauben Sie, was es braucht, damit mehr Gewächshäuser geothermisch beheizt werden?

Kinzl: Vor kurzer Zeit lief im bayrischen Fernsehen ein Beitrag über einen regionalen Gemüsebauern. Dieser produziert zwar regional, beheizt jedoch seine Gewächshäuser mit fossilen Brennstoffen, was einen sehr hohen CO2 Ausstoß von ca. 1,1 kg je kg produzierter Tomaten zufolge hat. Das ist natürlich keine gute Werbung. Durch die Beheizung mit Geothermie können wir natürlich eine ganz andere CO2 Bilanz vorweisen und ich denke, dass es für die Gemüseproduktion absolut richtig wäre, nicht nur regional zu produzieren, sondern auch mit Geothermie zu beheizen, soweit diese verfügbar ist. Die Verfügbarkeit ist sicher die Quintessenz. Ich bin sehr oft im Kundenaustausch. Viele Konsumenten glauben, wenn Sie im Markt zu Bioware greifen, machen sie für sich und die Umwelt alles richtig. Wenn man dann analysiert, stellt sich jedoch sehr schnell heraus, dass die Umweltbilanz zum Beispiel bei Bio-Tomaten aus Spanien oder Tunesien durch die langen Transportwege doch nicht so gut ausfällt. Zudem können die Früchte durch die lange Transportdauer nicht vollreif geerntet werden und es fehlt sehr oft an Geschmack. Hier liegt sehr viel Potential in der geothermischen Beheizung für regionale und umweltfreundliche Produktion.

BVG: Wie gestalteten sich die Anfangsphasen des Projekts? Wie haben Sie es geschafft, mit ihrem Konzept erfolgreich zu werden?

Kinzl: Die Anfangsphase unseres Projektes war nicht ganz einfach, da wir in diesem Segment eine Vorreiterrolle innehatten. Nach Auffindung des Heißwasserfeldes sind einige Schwierigkeiten entstanden, welche den Zeitplan beeinflusst haben. Das betraf jedoch hauptsächlich den Betreiber der Bohrstelle. Wir sind ja nur Abnehmer der Geothermie. Auch war es anfangs auch schwierig, ein Projekt dieser Größenordnung finanzieren zu können. Für uns war in der Folge wichtig, dass wir uns auf unsere Kernkompetenz – die Gemüseproduktion konzentrieren können. Mit REWE und PENNY haben wir dann Vertriebspartner gefunden, mit denen wir seit Jahren vertrauensvoll und erfolgreich zusammenarbeiten. Ich denke, auch REWE und PENNY haben mit uns einen Partner gefunden, der genau in ihr Konzept von regionaler und nachhaltiger Produktion passt.

BVG: Was würden Sie anderen landwirtschaftlichen Betrieben raten, die ebenfalls Geothermie nutzen wollen? Haben sie Tipps?

Kinzl: Ich weiß nicht, ob es ein Patentrezept gibt. Für uns als Gemüseproduzent (mit einer kleinen Erweiterung – wir produzieren ja auch Erdbeeren, die ja nicht unter Gemüse fallen) war es einfach ein Glücksfall, dass in unserer Region geothermische Wärme vorhanden ist, und wir einen starken Vertriebspartner gefunden haben, mit dem wir sehr erfolgreich zusammenarbeiten. Unser Betrieb ist aufgrund der starken Nachfrage in mehreren Etappen gewachsen. Wir produzieren hier in Kirchweidach mittlerweile in 3 Gewächshäusern (2 konventionelle, 1 Bio-Gewächshaus).

© Gemüsebau Steiner

In den Niederlanden setzt die Agrarindustrie auf Geothermie

In den Niederlanden stammen bereits 4,5% der Wärme für den Gewächshausanbau aus tiefer Geothermie. Erklärtes Ziel ist bis 2050 etwa 60% der Gewächshäuser geothermisch zu beheizen.

Geothermie hat dort schon lange Fuß gefasst. In den Niederlanden wurde zuerst oberflächennahe Geothermie genutzt und das Interesse steigt kontinuierlich. Seit dem Jahr 2000 ist Geothermie ein Standard für das Energiemanagement neuer Bürogebäude. 2011 veröffentlichte das Ministerium of Economic Affairs den „National Action Plan for Geothermal Energy“. Dieser erleichterte die Nutzung von Geothermie ungemein, da einige geothermiespezifische Richtlinien verabschiedet wurden. Zur Unterstützung der Geothermie in den Niederlanden gibt es eine Fündigkeitsrisikoversicherung sowie Subventionsangebote für die Exploration. Zudem wurde 2014 der „Geothermal energy acceleration plan in horticulture“ angekündigt. In ihm ist eine jährliche Ausbaurate von 5 PJ tiefer Geothermie pro Jahr festgelegt.

Angebaut werden in den niederländischen Gewächshäusern zum Beispiel Tomaten, Gurken, Paprika und Erdbeeren (Greenhouse Geo Power Koekoekspolder, Duijvestihn Tomaten und Nature’s Heat), aber auch tropische Pflanzen (Vogelare geothermal heat project, Amerlaan - The Green Innovator und Floricultura). Zum Teil sind die Geothermieanlagen so effektiv, dass sie Gebäude und Betriebe in der Umgebung mitversorgen können. Oftmals schließen sich mehrere Betriebe zusammen, um sich die Investitionskosten zu teilen. In Maasdijk wurde ein Wärmeliefervertrag für das Geothermieprojekt in der Region unterzeichnet. Mit diesem binden sich die Beteiligten für 15 Jahre an das Projekt.

Die niederländische Firma Oserian baut in Kenia Rosen und andere Blumen in geothermisch beheizten Gewächshäusern ohne fossile Brennstoffe an. Dank der seit 2001 mit Geothermie betriebenen Gewächshäuser ist es möglich, Rosenarten mit besonderen Anforderungen anzubauen. Geothermie ist nicht nur als Wärmequelle im Einsatz: Mit einer 3 MW Geothermieanlage können 98% des Stromverbrauchs abgedeckt werden. Die Fahrzeuge, die die Blumen vom Gewächshaus zur Weiterverarbeitung transportieren werden, ebenfalls mit geothermischem Strom betrieben.

Geothermie wird internationaler Trend

Das findet auch Cardinal, eine Firma, die ein Geothermieprojekt in Nijar (Spanien) plant.  Thermalwasser aus 1.200 Meter Tiefe wird 14 Hektar Anbaufläche beheizen. Die Anbaufläche soll schrittweise auf 28 Hektar erweitert werden. Das Projekt hat bereits eine 30-jährige Nutzungsgenehmigung erhalten, weshalb es zum größten landwirtschaftlichen Geothermieprojekt in Spanien heranwachsen könnte.

Im türkischen Sivas gibt es ein ähnliches Vorhaben. In einem 6 Hektar großen, mit Thermalwasser beheizten, Glasgewächshaus werden bald Tomaten angebaut. Ziel des Pilotprojekts ist es, eine Inspiration für andere Gewächshausbetriebe zu sein und die Entstehung eines Clusters mit Geothermie betriebenen Gewächshäusern anzuregen. 

In Saskatchewan, Kanada erhofft man sich ebenfalls eine Clusterbildung. In der Stadt Moose Jaw wurde eine Studie zu den wirtschaftlichen Vorteilen der Nutzung von Geothermie in Auftrag gegeben. Die Auftraggeber sehen das Potential mit der Bereitstellung von geothermaler Wärme, den Agri-Food Industriepark der Stadt für Gewächshausbetreiber attraktiver zu machen. Eine weitere Hoffnung ist es, mithilfe von Geothermie Produktionsgebäude des Industrieparks beheizen zu können. Die Ergebnisse der Studie werden im Sommer 2021 vorgestellt.

Doch wie sieht es in Deutschland aus?

Dieser Frage gingen 27 Teilnehmende aus Wirtschaft und Politik in einem Online-Seminar im Rahmen des INTERREG-Projekts „Agropole“ nach, das von Agrobusiness Niederrhein e.V. und Brightlands Campus Greenport Venlo organisiert wurde. Das Projekt fördert den deutsch-niederländischen Austausch im Agrobusiness und stärkte auf diese Weise die Wirtschaftskraft der Grenzregion. Es wird durch das INTERREG-Programm Deutschland-Nederland unterstützt.

Herausforderungen sind bisher:

  • Geringe Verbreitung von nachhaltigen Wärmenetzen, an die sich die Gewächshausbetreiber anschließen lassen könnten
  • langwierige Genehmigungsverfahren von Geothermieprojekten
  • hohe Kosten für Probebohrungen und Inbetriebnahme sowie das Risiko, nicht ausreichend hohe Temperaturen oder zu geringe Fördermengen zu erzielen

„AgroPole“ geht davon aus, dass das Thema zum Beispiel in NRW, Bayern und im Nordwesten der Niederlande weiterverfolgt wird. Wie Gemüsebau Steiner in Kirchweidach demonstriert, ist es nachhaltig und wirtschaftlich Gewächshäuser in Deutschland geothermisch zu beheizen. Der Betrieb kann die Nachfrage seiner Produkte nicht mehr vollständig decken, denn das Interesse der Verbraucher an klimafreundlichen, regionalen Produkten steigt seit Jahren rapide an.

 

Quellen: RP Online: Agrobusiness Niederrhein organisierte Seminar Wärme aus der Tiefe als Energiequelle für den Gartenbau 

Gemüsebau Steiner, BIOhof Kirchweidach und Richard Kinzl

Tiefegeothermie: Auszeichnung für Geothermieprojekt Kirchweidach und Gewächshäuser der Niederlande: 4,5 Prozent des Wärmeanteils aus Geothermie

Gabot: Maasdijk: Erste Wärmelieferverträge unterzeichnet

Leadersnet: Wie aus Visionen Gemüse wird

Hortidaily: Vegetables to be grown in 6 hectare geothermal greenhouse in Sivas, Turkey

ThinkGeoEnergy: New project to utilise geothermal for greenhouse operations in Southern SpainCommunity in Saskatchewan, Canada exploring geothermal for agri-food industrial parkOserian Development named best renewable energy company in KenyaKenyan flower company utilizing geothermal power and heatGreenhouse operator utilising geothermal wins prestigious government sustainability award in the Netherlands und Dutch geothermal pioneer Ammerlaan nominated for energy award in the Netherlands.

Warm Beneath the Wind, Geothermal Holland von Susan Fox Hodgson März 2016 im GRC Bulletin 

Die Integration erneuerbarer Technologien in die Wärme- und Kälteversorgung wird durch jahreszeitliche Schwankungen in der Energieproduktion und Zeiten hoher Energienachfrage erschwert. Folglich sind in den letzten Jahren thermische Energiespeicher verstärkt in den Fokus gerückt. Bei der Nutzung von Aquiferen zur Speicherung thermischer Energie wird die thermische Speicherfähigkeit des Grundwassers sowie des wasserführenden Gesteins genutzt. Hierbei kann sowohl Wärme als auch Kälte gespeichert werden.

Prinzip der saisonalen Wärmespeicherung in Aquiferen. Links: Einspeicherung der Wärme. Rechts: Bereitstellung von Heizwärme aus dem Wärmespeicher. Quelle: GFZ

Die Speicherkapazität eines Aquiferspeichers (Aquifer Thermal Energy Storage (ATES)) ist groß im Vergleich zu anderen thermischen Speichern, da eine große Speichermasse vorhanden ist. Sie werden aus diesem Grund meist als saisonale Speicher oder Langzeitspeicher eingesetzt. Ihre Fähigkeit als saisonale Speicher zu fungieren und im Sommer zu Kühlung genutzt werden zu können, macht sie zunehmend interessanter. „Wir gehen davon aus, dass der Energiebedarf für Klimaanlagen bis zum Jahr 2100 um das 33-fache ansteigt“, so Paul Fleuchaus (KIT). Wärme- und Kältespeicherung ist wesentlich wirtschaftlicher, nachhaltiger und effizienter als Stromspeicherung. Daher sollte die Wärmespeicherung immer gegenüber einer Stromspeicherung bevorzug werden, falls die zu speichernde Energie als Wärme genutzt werden soll. Für lange Zeiten und große Wärmemengen kommen daher besonders Erdwärmespeicher in Betracht.

Weltweit gibt es etwa 2.800 Aquiferspeicher, davon über 90% in den Niederlanden und Schweden. Die bereits realisierten Projekte haben ein hohes CO2-Einsparpotential (>1.000 t/a) und geringe Amortisationszeiten (2-7 a). Aufgrund der großen Kapazität eignen sich Aquiferspeicher vor allem für große Gebäude, wie Museen, Krankenhäuser, Büros oder Hotels. Auch für zusammenhängend geplante Wohnsiedlungen kommen Aquiferspeicher in Kombination mit Nahwärmenetzen in Frage. In den Niederlanden wird die Technik zudem beispielsweise für industrielle Komplexe wie Gewächshäuser oder Rechenzentren genutzt. Das prominenteste deutsche Beispiel ist das Reichstagsgebäude in Berlin, dass seit 1999 den Deutschen Bundestag beherbergt. Hier wurde 2000 ein mit Bio-Diesel betriebenes BHKW in Verbindung mit einem Aquiferspeicher eingeführt.

Der gesamte Wärme- und Strombedarf des Reichstags wird aus erneuerbaren Energiequellen gedeckt.

„Ergänzt um den Aquiferspeicher kann das BHKW nahezu über das ganze Jahr bei optimaler Auslastung laufen. Gleichzeitig steht ein Kaltwasser-Aquifer zur Verfügung, welcher in den Wintermonaten durch Zuführen von Kaltwasser gekühlt wird. Es steht so ein Kaltwasserreservoir zur Verfügung, welches sich im Sommer auf maximal +6° C erwärmt und somit optimal für die Versorgung des Gebäudes mit Kälte geeignet ist.“ heißt es auf der Webseite des ausführenden KPB Ingenieure.

Berlin forscht zur Machbarkeit

In Berlin wird das Potenzial der saisonalen Wärmespeicherung aktuell erforscht und diskutiert. Berlin hat sich hohe Klimaschutzziele gesteckt, die Wärmeversorgung beruht aktuell aber fast ausschließlich auf fossilen Energieträgern. In zukünftigen Energieversorgungskonzepten für Stadtquartiere sind Aquiferspeicher auch für Berlin unverzichtbar. 2019 wurde die Machbarkeitsstudie „Kohleausstieg und nachhaltige Fernwärmeversorgung Berlin 2030“ im Auftrag des Landes Berlin und der Vattenfall Wärme Berlin AG veröffentlicht. Hier heißt es: „In allen drei Szenarien werden erneuerbare Energien für die Wärmeerzeugung eingesetzt. In den beiden Klimaschutzszenarien sind dies jeweils ein neues Biomasseheizwerk sowie eine Geothermie-Anlage (in Verbindung mit einer Wärmepumpe und einem Aquifer-Wärmespeicher) am Standort Moabit.“ Aktuell wird am Deutschen GeoForschungsZentrum (GFZ) am Helmholtz-Zentrum Potsdam im Rahmen der Forschungsvorhaben TS - ATES Berlin und ATES IQ zur Umsetzung eines Aquiferspeichers in Berlin geforscht.

Aquiferspeicher in der Schweiz

In der Schweiz wird inzwischen die Versorgung des ersten Bürokomplexes in Biel über einen Aquiferspeicher umgesetzt.  Hier erfolgt die Beheizung und Kühlung für Swatch, Omega und Cité du Temps durch einen unterirdischen See über 9 Brunnen und 2 ehemaligen Öltanks, die zu Wasserspeichern umfunktioniert wurden. Im Winter wird das ca. 12°C warme Wasser an die Oberfläche gepumpt und über eine Wärmepumpe zum Heizen genutzt. Das auf ca. 5°C herabgekühlte Wasser wird wieder in den Untergrund gebracht und im Sommer zur Kühlung genutzt. In der Jahresbilanz bleibt die Temperatur des unterirdischen Sees durch die Nutzung unverändert.  „Das System hat mittlerweile den zweiten Winter überstanden und hat gemäß Angaben der Medienstelle gut funktioniert.“ heißt es im Tagblatt. 

Ein weiteres Beispiel ist der Flughafen Arlanda in Stockholm. Am schwedischen Flughafen wird ein Aquiferspeicher bereits seit über zehn Jahren genutzt, um im Winter den Schnee auf den Pisten zu schmelzen sowie die Ventilationsluft für die Gebäude vorzuwärmen. Nach diesem Vorbild möchte auch der Flughafen Zürich umrüsten. In einer Tiefe von 200 bis 300 Metern unter der Erdoberfläche wird ein See vermutet, der für das Heizen und Kühlen der Gebäude genutzt werden soll. Ob dies tatsächlich möglich ist, werden in nächster Zeit geologische Abklärungen zeigen.

Quellen: Tagesblatt Schweiz, Forschungsprojekte TS - ATES Berlin (GFZ) und ATES IQ (GFZ), Machbarkeitsstudie „Kohleausstieg und nachhaltige Fernwärmeversorgung Berlin 2030“

 

Das Fachgebiet für Geothermal Technologies wurde im Oktober 2019 mit der Tenure-Track-Berufung von Prof. Dr. Michael Drews an der Technischen Universität München etabliert. Die aktuell 5 Mitarbeiter beschäftigen sich dabei vor allem mit geomechanischen und strukturgeologischen Fragestellungen in der tiefen Geothermie.

1. Was umfasst Ihr Forschungsfeld und warum haben Sie genau dieses gewählt?

Wir beschäftigen uns mit der tiefen Geothermie. Unser Forschungsfeld umfasst dabei den Einfluss der untertägigen geomechanischen und strukturgeologischen Begebenheiten auf die Bohr-, Fündigkeits- und Produktionsrisiken tiefengeothermischer Projekte. Hauptfokus liegt dabei auf der Minimierung des Bohrrisikos bezüglich des Druck- und Spannungsfelds, denn Druck und Spannungen sind die geologischen Rahmenbedingungen für das Design jeder Tiefbohrung. Umgekehrt ist jede Tiefbohrung eine Art geomechanischer Feldversuch und die Art und Weise, wie eine Bohrung niedergebracht wurde, kann einem sehr viel über die geomechanischen Begebenheiten im Untergrund erzählen, wenn man sich die Mühe macht, die bohrtechnischen und geologisch-geophysikalischen Puzzlestücke entsprechend zusammenzusetzen. Es macht unheimlich viel Spaß dabei einerseits die eigene Industrieerfahrung einbringen zu können und andererseits mit meiner Arbeitsgruppe neue Wege und Ansätze auszuprobieren. Dass dies alles direkt vor der Haustür, also im Bayerischen Molassebecken, möglich ist, macht es umso schöner und spannender.

2. Woran forschen Sie gerade und was finden Sie daran besonders wichtig?

Aktuell beschäftigen wir uns mit den geomechanischen und strukturgeologischen Begebenheiten des Bayerischen Molassebeckens. Insbesondere interessiert uns der Einfluss der Alpenfront auf das heterogene Druck- und Spannungsfeld und die Charakterisierung der strukturellen und geomechanischen Eigenschaften des Deckgebirges. Die Bearbeitung dieser fundamentalen Forschungsfragen ist essentiell für die verbesserte Bohrplanung aber auch für das Verständnis von Temperaturverteilung, Reservoirqualität und Reaktivierungspotential vorhandener Störungszonen im Reservoir. Die konkrete Anwendung adressieren wir dabei unter anderem in der Geothermie-Allianz Bayern. Hier arbeiten wir konkret an der Entwicklung neuer Vorhersage- und Monitoringtechniken zur Bohrlochstabilität. In weiteren angewandten Forschungsprojekten arbeiten wir außerdem an einer geomechanischen Datenbank als Planungsgrundlage für zukünftige Tiefbohrungen und an den geomechanischen Herausforderungen alternativer Bohrtechniken.

3. Was ist Ihre persönliche Einschätzung der Entwicklung der Geothermie im Molassebecken?

Sehr positiv! Das Molassebecken hat bezüglich der hydrothermalen Tiefengeothermie inzwischen eine Vorreiterrolle in Deutschland und in Europa. Eine große und sehr positive Rolle spielt hier auch die hervorragende Vernetzung zwischen Wissenschaft und Praxis, die insbesondere durch die Geothermie-Allianz Bayern und viele weitere angewandte Projekte gelebt wird. Dabei ist das geothermische Potential des Molassebeckens noch lange nicht ausgeschöpft. Das zeigen auch die vielen Projekte, die in den nächsten Monaten und Jahren umgesetzt werden sollen und denen wir mit Spannung entgegensehen.

4. Warum sind Sie Mitglied beim Bundesverband Geothermie geworden?

Der BVG ist Sammelbecken und Treffpunkt der geothermischen Community in Deutschland, in der wir als junges Fachgebiet ja auch immer noch recht neu sind. Für die Vernetzung, Sichtbarkeit und auch um bezüglich der neuesten Entwicklungen in der Geothermie auf dem Laufenden bleiben zu können, ist eine Mitgliedschaft für uns als Fachgebiet sehr wichtig. Das gilt auch besonders für die Veranstaltungen, die der BVG organisiert und auf die wir uns jedes Jahr sehr freuen. Der BVG bietet für uns daher auch die Möglichkeit unsere Forschungsergebnisse der Community zur Verfügung zu stellen und so am Voranschreiten der tiefen Geothermie in Deutschland mitzuwirken.

Mehr Informationen zu dem Fachgeboet finden sich auf der Webseite der TU München (TUM.GTT).

*Hinten (von links): Peter Obermeier (Petrophysik), Florian Duschl (Strukturgeologie), Indira Shatyrbayeva (Bohrlochstabilität), Michael Drews (FG-Leitung). Vorne: Rosemary Marin-Loebard (Sekretariat). Es fehlt: Johannes Großmann (Strukturgeologie & Geophysik)

Das Fachgebiet für Geothermal Technologies der TU München adressiert und kombiniert fundamentale sowie angewandte Forschungsfragen der tiefen Geothermie. Hierbei steht die Charakterisierung und Modellierung des Druck-und Spannungsfeldes und dessen Auswirkungen auf Fluidmigration, Temperaturverteilung und Deformation sowie auf Bohr-, Fündigkeits- und Produktionsrisiken tiefengeothermischer Projekte im Vordergrund.

Etwa 60% der Wiener Stadtwohnungen werden derzeit noch mit Erdgas beheizt. Für die Umsetzung der Energiewende müssen für die bestehenden fossilen Heizungssysteme nachhaltige Alternativen gefunden werden. Da die Verwendung von Biomasse und Luftwärmepumpen in dicht bebauten Gebieten erhebliche Nachteile aufweist, spielen Wärmepumpensysteme mit Erdwärmesonden hier eine immer wichtigere Rolle. Besonders die geringe Feinstaubbelastung, der geringe Flächenbedarf und die langfristige Wirtschaftlichkeit spricht für den Einsatz der Geothermie in Innenstädten. Auch die Möglichkeit, durch den Einsatz von Erdwärmesonden und kalten Nahwärmenetzen mit geringem Energieaufwand kühlen zu können und die Abwärme im Erdreich zu speichern, ist hinsichtlich der Hitzeproblematik in den Städten von zunehmender Wichtigkeit.

 

Geothermie als Teil von Sektorenkopplung ist in Ballungsräumen besonders notwendig

Im Auftrag der Stadt Wien führte die Österreichische Gesellschaft für Umwelt und Technik (ÖGUT) 2020 die Machbarkeitsstudie „Die Stadt als Energiespeicher“ in zwei dicht bebauten Testgebieten durch. Untersucht wurde die Energieversorgung mit einem Solar/Erdwärmesonden/Wärmepumpen-System in Verbindung mit einem kalten Fernwärmenetz. Die Ergebnisse der Studie sind vielversprechend. Trotz des hohen Flächenmangels könnte die Wärmeleistung, welche für Heizung und Warmwasser benötigt wird, durch die Erdwärmesonden bereitgestellt werden. Etwa 60% der dafür nötigen Flächen könnten dabei auf öffentlichen Flächen wie Gehsteige, Parkplätze und Straßen bereitgestellt werden. In den sonnenreichen Monaten kann durch den zusätzlichen Einsatz von Solarthermie sogar die 4-fache Menge des Wärmebedarfs der Gebäude erzeugt werden.

 

Grüne Wärme auf lange Sicht günstiger

Der Vollkostenvergleich für ein Gründerzeithaus für einen Zeitraum von 20 Jahren zeigte, dass die Fortführung der Gas-Heizungen insgesamt etwa die gleichen Kosten verursacht wie der Umstieg auf ein Solar/Erdwärmesonden/Wärmepumpen-System. Die moderate Kühlung durch das kalte Nahwärmenetzt bringt gegenüber dem konventionellen Gas-Heizungssystem weitere Vorteile. Ab dem zwanzigsten Jahr ist das Solar/Erdwärmesonden/Wärmepumpen-System aufgrund der geringeren Betriebskostendeutlich günstiger als das gasbetriebene System.

Oberflächennahe Geothermie ist in Wien, wie auch in anderen europäischen Städten, fast flächendeckend nutzbar. Bildquelle: Stadt Wien (2016): Erdwärme! voraus

Geothermie flächendeckend nutzbar

Im Wiener Stadtgebiet gibt es noch erhebliches Potenzial für einen Ausbau der Erdwärmenutzung. In der Studie „Erdwärmepotenzialerhebung im Stadtgebiet Wien“ der Geologischen Bundesanstalt wird in einer kombinierten Potenzialkarte für Erdwärmesonden bis 100m und Grundwasserwärmepumpen gezeigt, dass beide Techniken sich flächendeckend im gesamten Stadtgebiet einsetzten lassen. Einige Leuchtturmprojekte nutzen bereits dir Vorteile – Tendenz steigend.

Sämtliche Wohnungen im Bauprojekt HOHE WARTE werden über hocheffiziente Anlagentechnik mit Wärme und Kälte versorgt. Dies wird über zentral gelegene Wärmepumpenanlagen umgesetzt. Gewinnung der Wärme sowie Kühlung wird über 46 Tiefenkollektoren realisiert. Die Wärmeeinbringung erfolgt primär über Fußbodenheizung. Die Niedertemperaturheizung wird auf 40/32 °C ausgelegt. Die Warmwasserbereitung erfolgt zentral über die jeweiligen Wärmepumpenanlagen.

Das Garden Eden Esemble heizt seit 2015 mit Geothemie. Bildquelle: www.bauindex-online.de

Für das Krankenhaus „Göttlich Heiland“ wurde ein neuer Trakt mit gemischter Nutzung bestehend aus Bettengeschoßen und Funktionsgeschoßen (OP-­Anlagen, Intensivstation, Therapie- und Behandlungsräume) mit direkter Anbindung an die bestehenden Gebäudestrukturen errichtet. Das Erdwärmesondenfeld bestehend aus 36 Sonden à 200 m und generiert eine Gesamtwärmeleistung von 230 kW und eine Kühlung von 460kW.

Insbesondere beim Einsatz in Krankenhäuser ist die Kühlleistung der Geothermie von besonderer Bedeutung. Bildquelle: www.hinterwirth.at/

Das neueste Leuchtturmprojekt ist das Multi-Use-Ensemble VIENNA TWENTYTWO. Es ist eines der größten städtebaulichen Projekte Wiens. Sechs Geothermie-Kreisläufe mit rund 150 Erdwärme-Tiefensonden, sowie eine Brunnenanlage sind Grundlage für den Betrieb von Wärmepumpen. In den 650 Wohnungen sind Fußbodenheizungen verbaut. Wechselseitig wird über dasselbe System die Gebäudekühlung im Sommer sichergestellt.

Mit zwei Bauabschnitten wird das Multi-Use-Ensemble VIENNA TWENTYTWO in Wiens am dynamischsten wachsenden Stadtbezirk 22 umgesetzt. Bildquelle: www.vienna-twentytwo.at/das-projekt/

Im innerstädtischen Bereich und Ballungsräumen ist neben oberflächennaher Geothermie auch Tiefe Geothermie möglich, wie bereits einige deutsche Städte im norddeutschen Becken, dem Rheingraben und dem bayrischen Molassebecken zeigen.

Quellen:

[1] ÖGUT (2020): AnergieUrban - Stufe 1: Die Stadt als Energiespeicher

[2] Stadt Wien (2016): Erdwärme! voraus

[3] Dachverband Geothermie Österreich

 

 

 

Auf dem Karl-Lederer-Platz entstand Ende 2019 in unmittelbarer Nachbarschaft des historischen Rathauses ein siebenstöckiges Wohn- und Geschäftshaus. Dank seiner Kombination aus Wärmepumpe, Boden-Klima-Tauscher® (Erdkollektoren), Blockheizkraftwerk und Photovoltaik kann sich das Mischgebäude des Bauherrn Korbinian Krämmel bis zu 80 Prozent autark mit Energie versorgen. Ein elementarer Baustein ist der patentierte Boden-Klima-Tauscher® der Firma Steinhäuser GmbH & Co. KG. Die Erdkollektoren sind nicht wie üblich ganz oder zumindest teilweise in der Freifläche, sondern ausschließlich unter einer Tiefgarage installiert und in Beton eingegossen worden. Damit ist das pulsG das erste Gebäude seiner Art in Europa.

In den Erdkollektoren aus vernetzten Kunststoff-Rohren zirkuliert Wasser, wodurch dem umliegenden Erdreich Wärme entzogen wird. Eine Wärmepumpe hebt die Temperatur anschließend auf die benötigte Vorlauftemperatur für Raumwärme und Warmwassererzeugung. Auch zur Kühlung der Büroräume kann das System im Sommer genutzt werden, wodurch der Untergrund des Gebäudes als saisonaler Wärmespeicher genutzt werden kann. Die Wärmepumpe wird durch die Photovoltaikanlage gespeist und als Reserve steht zur Stromerzeugung ein BHKW zur Verfügung.

In Geretsried entstand ein bisher einmaliges Mischgebäude mit Boden-Klima-Tauschern® von der Firma Steinhäuser GmbH & Co. KG mit sehr hoher Flächeneffizienz dank oberflächennaherster Geothermie. Bild: Steinhäuser GmbH

Das Energiekonzept wurde vom Competence Center – Energieeffiziente Gebäude und Quartiere (CENERGIE) der Hochschule München in Zusammenarbeit mit dem Institut für Bauklimatik der TU Dresden ausgearbeitet. Das Projekt wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit dem Titel „Netzneutrales Wohn- und Geschäftshaus pulsG in Geretsried“ gefördert.

Am 01.03.2021 war der Baustart für das nächste Großprojekt der Steinhäuser GmbH & Co. KG in Rottenburg am Neckar. Dort werden für das 26 Flurstücke umfassende Neubaugebiet „Öchsner II“ in 5 Schächten in Horizontaleinbau 264 Boden-Klima-Tauscher® verlegt.

Quellen: Steinhäuser GmbH & Co. KG, Krämmel Bau, ecobility (Unternehmensgruppe Krämmel Bau)

Die Bürger Schwerins können sich bereits jetzt auf umweltfreundliche Erdwärme in ihrem Fernwärmenetz freuen. Nachdem beim Geothermie-Projekt der Stadtwerke Schwerin im Stadtteil Lankow die Erwartungen bereits bei der ersten Bohrung („Gt Schwerin 6/17“) übertroffen wurden, konnten am vergangenen Wochenende auch die Testarbeiten in der zukünftigen Injektionsbohrung („Gt Schwerin 7/20“) ebenfalls mit einem sehr guten Ergebnis beendet werden. Die beteiligten Geothermieplaner von Geothermie Neubrandenburg GmbH (GTN) zeigen sich begeistert von den Ergebnissen.

„Das Geothermieprojekt in Schwerin ist ein wichtiger Meilenstein für die Wärmewende in Norddeutschland hin zu einer CO2-neutralen Wärmeversorgung. Wir sind stolz, dieses Leuchtturmprojekt von Anfang an betreut zu haben“, sagt Dr. Peter Seibt, Geschäftsführer der Geothermie Neubrandenburg GmbH. „Es zeigt, dass auch Thermalwasserhorizonte mit einer geringeren Tiefe eine sinnvolle Option sein können.“ Viele Projekte in Deutschland nutzen Horizonte von mehr als 3.000 Meter Tiefe. Das Projekt Schwerin nutzt den Postera-Sandstein, der bei 1.200 Meter Tiefe erreicht wird. Die Bohrkosten fallen durch die geringere Bohrtiefe deutlich niedriger aus und sorgen trotz niedrigerer Temperaturen für eine wirtschaftliche Umsetzung.

56 Grad Celsius warm ist das Wasser, mit dem die Stadtwerke Schwerin voraussichtlich ab dem ersten Quartal 2022 umweltfreundliche Fernwärme zur Verfügung stellen können. Die Temperatur wird vor der Einspeisung ins Fernwärmenetz durch Wärmepumpen nochmals auf 80 Grad erhöht. 10 Prozent des Wärmebedarfs der Landeshauptstadt von Mecklenburg-Vorpommern sollen mit dem Geothermieheizwerk gedeckt werden. Mit weiteren Erdwärmeprojekten könnten es sogar bis zu 60 Prozent der benötigten Wärme sein.

Eine Kernkrone grub sich in Schwerin Lankow in den vergangenen Wochen in den Untergrund. – Quelle: Geothermie Neubrandenburg

Injektionsbohrung wurde zweimal abgelenkt
Im Gegensatz zur vertikalen Förderbohrung wurde die Injektionsbohrung am Standort Sportpark Lankow als doppelt abgelenkte Richtbohrung ausgeführt. Damit kann in der in der anvisierten Erdschicht ein Abstand von ca. 1.100 Metern zwischen den beiden Bohrendpunkten erreicht werden, der für die nachhaltige Nutzung des Thermalwasserreservoirs wichtig ist. Ab einer Tiefe von 410 Metern wurde die Bohrung hierzu bis zu einer Neigung von 30 Grad abgelenkt. Nach ca. 550 weiteren Bohrmetern wurde die Bohrrichtung ein zweites Mal geändert und wieder schrittweise in die Vertikale zurückgeführt. Der Nutzhorizont wurde in einer Tiefe von 1.220 Metern angetroffen. Durch den Einsatz von spezieller bohrtechnischer Ausrüstung und sorgfältiger Planung konnten diese Richtbohrmaßnahmen erfolgreich umgesetzt werden.

Die Postera-Sandsteine gehen auf die Zeit des späten Obertrias (vor ca. 205-200 Millionen Jahren) zurück. In einem weitläufigen Flusssystem, welches unter anderem durch die Gegend Schwerins führte, lagerten sich über die Zeit mächtige Sandlagen ab, die im Stadtgebiet als über 40 Meter mächtige Sandsteinhorizonte überliefert sind. Die feinkörnigen Postera-Sandsteine sind nur schwach verfestigt und weisen äußerst günstige hydraulische Eigenschaften (z. B. hohe Porositäten) auf, die für eine effektive geothermische Energiegewinnung essenziell sind.

Die Standortauswahl wurde durch den neuartigen Erkundungsansatz "Sandsteinfazies" ermöglicht, durch den das Reservoir im Untergrund des Stadtteils Schwerin-Lankow erfolgreich lokalisiert werden konnte. Der Erkundungsansatz wurde in mehreren BMWi-finanzierten Verbundvorhaben unter Beteiligung der Universität Göttingen entwickelt und durch die Geothermie Neubrandenburg GmbH zur marktreifen Anwendung gebracht. Das Kernprodukt der Verbundvorhaben ist das "Kartenwerk geothermischer Reservoire Norddeutschlands", das Standortprognosen verbessert und Fündigkeitsrisiken verringert und über das "Geothermische Informationssystem" einer breiten Öffentlichkeit zugänglich ist.

Weitere Informationen finden Sie auf der Projektseite der Stadtwerke Schwerin.

Hier finden Sie ein Zeitraffer-Video der Bohrungsarbeiten. 

Quelle: Stadtwerken Schwerin.

Neben der klimaneutralen Erzeugung von Strom beschäftigen sich die Stadtwerke Münster intensiv mit der Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung für Münster. Das Ziel des Unternehmens ist es, die Wärme für Münster künftig nahezu vollständig aus erneuerbaren Wärmequellen zu gewinnen. Dafür hat das Unternehmen im vergangenen Jahr den Wärmemarkt eingehend analysiert und einen Weg zur grünen Wärme beschrieben. „Das Heizen ist in Münster für gut 40 Prozent der CO2-Emissionen von Privathaushalten verantwortlich, deutschlandweit sind es sogar mehr als 50 Prozent. Die Wärmewende gehört zum Klimaschutz zwingend dazu“, betont Sebastian Jurczyk, Geschäftsführer der Stadtwerke Münster. Das Unternehmen will den Wandel hin zur vollständig nachhaltigen Wärmeversorgung massiv vorantreiben. „Klar ist aber auch, dass die Erschließung neuer, erneuerbarer Wärmequellen und die Umstellung der Wärme-Versorgungsinfrastruktur nicht von heute auf morgen geht.“

Der Plan der Stadtwerke Münster sieht vor, die benötigte Wärme für Münster perspektivisch aus einer Kombination verschiedener Wärmetechnologien zu decken und die bestehenden Wärmenetze als zentrale Verteilstrukturen für die grüne Wärme zu ertüchtigen. Weil eine Wärmetechnologie allein den münsterschen Wärmebedarf nicht decken können wird, sehen die Stadtwerke die grüne Wärmeversorgung als ein Puzzle aus verschiedenen Erzeugungsarten. Neben Erdwärme und Solarthermie als Leittechnologien setzen die Stadtwerke Münster unter anderem auf Wärmepumpen, Blockheizkraftwerke in den Quartieren und Power-to-Heat-Anlagen, die überschüssigen Strom als Wärmeenergie speichern. „Der Technologie-Mix wird sich im Laufe der Jahre weiter konkretisieren. Er ist abhängig von vielen Faktoren, die wir jetzt beginnen, detailliert zu untersuchen“, betont Markus Bieder, Leiter Erneuerbare Wärme bei den Stadtwerken.

Das Fernwärmenetz und die Arealnetze in einigen Stadtteilen spielen für die klimafreundliche Wärme eine wichtige Rolle. Schon heute transportieren sie klimafreundliche Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplung in tausende Haushalte und andere Einrichtungen der Stadt, sie werden langfristig gepflegt und weiterentwickelt. „Geo- und Solarthermie sind nahezu unerschöpfliche, natürlich vorhandene Wärmequellen und ließen sich hervorragend in unser bestehendes Fernwärmenetz einbinden“, sagt Wärmeexperte Bieder. „Sie bieten uns die Chance, den CO2-Fußabdruck der Wärmeerzeugung deutlich zu reduzieren.“

Gute Voraussetzungen für Erdwärme

Einer der nächsten Schritte zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung ist herauszufinden, ob die erneuerbare Ressource Erdwärme in Münster ausreichend vorhanden ist und für die Wärmeversorgung nutzbar gemacht werden kann. Gemeinsam mit der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie (Fraunhofer IEG) in Bochum beginnen die Stadtwerke im Frühjahr mit Studien zum Potenzial für Erdwärme in Münster.

Die Forscher der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie sind überzeugt, dass in Münster gute geologische Voraussetzungen gegeben sind: „Das Münsterland bietet günstige geologische Rahmenbedingungen für die Nutzung von Geothermie. Gleich mehrere Gesteinsschichten mit einer erhöhten Thermalwasserführung befinden sich in unterschiedlichen Tiefen unter der Stadt. Diese Schichten mit erhöhter Wasserführung gilt es nun systematisch zu erkunden. Vergleichbare Gesteine werden bereits in München, Paris und auch in NRW erfolgreich zur Umstellung von fossiler Fernwärme auf Geothermie genutzt,“ erklärt Institutsleiter Professor Rolf Bracke.

 

„Wir wissen, dass Erdwärme neben enormen Chancen auch Risiken birgt. Deswegen haben wir mit dem Fraunhofer-Institut ausgewiesene Experten an unsere Seite geholt, die bundesweit Erfahrungen mit Geothermie-Projekten gesammelt haben“, betont Markus Bieder. Bevor in Münster Erdwärme im großen Stil gewonnen werden könnte, stehen sorgfältige Untersuchungen und Grundlagenarbeit an. Frühestens in fünf bis sechs Jahren könnte eine erste Wärmezentrale in Münster Wärme aus dem Boden gewinnen.

„Es ist uns wichtig, alle Interessierten auf dem Weg zur grünen Wärme mitzunehmen. Daher werden wir regelmäßig über unseren Fortschritt und Meilensteine berichten und den Austausch mit Politik und Klimagruppen sowie den Bürgerinnen und Bürgern suchen“, betont Sebastian Jurczyk.

Quelle: Pressemitteilung Stadtwerke Münster 11.03.2021

In Petershagen bei Berlin sind 2020 80 seniorengerechte Wohnungen entstanden. Das Pilotprojekt soll zukunftsorientiertes und sozial verträgliches Wohnen vereinen. Um die Wohnungen mit Energie zu versorgen, wurden 7 Erdwärmepumpen, 7 Kühlstationen, 28 Pufferspeicher und 80 Wohnungsübergabestationen installiert, die über eine eigene PV-Anlage auf dem Dach zu 100% mit Strom versorgt werden. Die Teufe der Bohrung liegt bei ca. 5000 Metern, die PV-Anlage umfasst 500 kWp und das Speichersystem liegt bei 200 kWh Speichervolumen. Durch das innovative System können die Kosten für Strom, Heizung/Kühlung und Nebenkosten für die nächsten 20 Jahre stabil bleiben. Zur Wohnanlage „Energieinsel“ gehört zudem ein Gemeinschaftshaus, das den Bewohnern mit Sauna, Fitness- und Veranstaltungsräume und E-Ladestationen für Autos zusätzliche Wohnqualität bietet.

„Bei uns kommt der Strom von oben und die Wärme von unten. Damit wollen wir letztendlich autark sein“ – Helmut Gall, Investor der Energieinsel.

Ganzjährig Strom

Die Photovoltaikfelder auf den Hausdächern produzieren 500 000 Kilowattstunden Strom pro Jahr. Genug, um die Wärmepumpen, die Kühlung, den Haushalsstrom und die Siedlungsbeleuchtung zu betreiben. Überschlüsse werden separat gespeichert, um Produktionsarme Zeiträume zu überbrücken und gehen zum Teil auch an den ortsansässigen Energieversorger. 

 

Wärme von unten

Die Energieinsel wird von sieben Sole-Wasser-Wärmepumpen versorgt. Sowohl die Heizlast, als auch die Warmwasserbereitung wird von den Pumpen übernommen. Die erzeugte Wärme wird in Pufferspeichern gespeichert und an in den Wohnungen stehenden Übergabestationen abgegeben. Die gesamte Wohnanlage wird dabei über eine zentrale Regelung gesteuert, die die von Photovoltaikfeldern auf sämtlichen Dächern des Gebäudekomplexes erzeugte Energie verwaltet. Mit ihr werden die Wärmepumpen, die Kühlung, der Haushaltstrom, die Siedlungsbeleuchtung und gegebenenfalls auch Elektromobile der Mieter mit Solarstrom versorgt. Zudem sorgt die zentrale Steuerung dafür, dass die Wärmepumpen nur dann arbeiten, wenn der Energiebedarf des Wohngebiets nachlässt. Die Wärme wird aus einer Tiefenbohrung von insgesamt 5 000 Metern gewonnen.

„Unser Konzept steht für ein lebendiges Zusammenleben mit hoher Qualität und Wertschätzung von Umwelt und Mensch“ – Helmut Gall

Daraus ergibt sich eine Wohnsiedlung mit fairen, gleichbleibenden Strompreisen und einem umweltfreundlichen Energiekonzept. Die Kopplung von Photovoltaik und Geothermie ist eine innovative Hybrid-Lösung, die eine vielversprechende Zukunftsperspektive für die Energie- und Wärmewende verspricht.  

Am Projekt sind Bosch Thermotechnik, Energieinsel Projektentwicklung GmbH und Reiner Belter Diethard Wiesinger GbR beteiligt.

Über 2.000 Geophone, knapp 400 Anregungspunkte, zwei seismische Profillinien von zusammen über 24 Kilometern Länge und Terabyte an Daten. Die seismischen Messungen innerhalb des Forschungsprojektes »Geothermale Papiertrocknung«, der Kabel Premium Pulp & Paper GmbH unter Beteiligung der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie IEG und des Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT sind erfolgreich absolviert.

In der vergangenen Woche hat die DMT Group aus Essen mit dem Fraunhofer IEG die seismischen Messungen in Hagen, Herdecke, Dortmund und Schwerte erfolgreich umgesetzt. Nach langer Genehmigungs- und Detailplanung im Vorfeld wurde die 2D-Seismik im Feld ausgeführt.

Die Anregungen durch die Vibro-Trucks erfolgte alle 50 Meter entlang der beiden Profilstrecken, wobei je Anregungspunkt acht sweeps durchgeführt wurden. Innerhalb von zehn Sekunden wurde die Frequenz der Anregung von 8 Hz auf 80 Hz gesteigert. Die Daten wurden entlang der Profilinien von über 2.000 Geophonen aufgezeichnet und einige Terabyte an Messdaten aufgezeichnet. Während die erste Profillinie nachts auf der Autobahn A1 vermessen werden konnte, wurde die zweite Linie an zwei Tagen entlang von öffentlichen Straßen und Waldwegen vermessen. Ziel der nun folgenden Auswertung in den kommenden Wochen sind vor allem die devonischen Massenkalke, die in Tiefen bis zu 4.000 Metern vermutet werden. Die Daten werden das Verständnis über die Geologie im Raum Hagen enorm erweitern und bilden – im besten Falle – das Fundament für die Planung einer Erkundungsbohrung für tiefe Geothermie in Hagen.

Prof. Rolf Bracke, Leiter der Fraunhofer IEG, »Das ist nicht nur ein Meilenstein für das konkrete Projekt Papierfabrik, sondern auch ein wegweisender Erfolg für die geophysikalische Exploration und die Nutzung tiefer geothermischer Ressourcen in ganz Nordrhein-Westfalen. Wir haben gezeigt, dass Vibro-Seismik auch in Metropolen wie dem Ruhrgebiet als Standardtechnologie ohne größere Beeinträchtigungen umsetzbar ist.«

Dr. Oliver Ritzmann, Projektleiter am Fraunhofer IEG: »Gerade die Dichte an Verkehr und Infrastruktur im Untersuchungsgebiet mussten wir in der Planung adressieren. Im Gespräch mit den Akteuren vor Ort könnten wir jedoch stets gute Lösungen finden, um alle Interessen zu wahren.« Insgesamt sei man aber auf viel Zuspruch an der nachhaltigen Energieform Tiefe Geothermie und ihrer Exploration gestoßen.

 

Martin Machnik, Projektleiter bei Kabel Premium Pulp & Paper GmbH: »Wir haben alle hier in Hagen-Kabel auf diesen Moment lange darauf hingearbeitet, der erste Anregungspunkt war schon etwas Besonderes. Wir hoffen, dass die Auswertung der aufgezeichneten Messdaten die bisherigen geologischen Annahmen bestätigen und wir den Weg zur Dampferzeugung auf Basis tiefengeothermaler Wärme weiterverfolgen können.«

 

Über das Projekt

Die Kabel Premium Pulp & Paper GmbH untersucht zusammen mit der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie IEG aus Bochum und dem Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT aus Oberhausen die Möglichkeiten der Erdwärmenutzung aus Tiefen von ca. 4.000 Meter am Standort Hagen.

Während das Fraunhofer IEG die Geologie des Untergrundes in 4.000 Meter Tiefe untersucht, um abschätzen zu können, in wie weit die Nutzung der Erdwärme mit erwarteten Temperaturen von ~130°C überhaupt möglich ist, entwickelt das Fraunhofer UMSICHT dazu verfahrenstechnische Konzepte, um die Wärme, die aus der tiefen Geothermie gewonnen werden kann, in die Prozesse der Papiertrocknung einbinden zu können.

Erst nach detaillierter Auswertung der Messdaten der seismischen Untersuchung - können die Projektpartner beurteilen, ob eine Umsetzung und der anschließende Betrieb einer Geothermieanlage in Hagen angestrebt werden soll.

Das Forschungsprojekt und die seismische Untersuchung werden mit Mitteln des Landes NRW und der Europäischen Union gefördert und von der EnergieAgentur.NRW unterstützt.

Quelle: Presseinformation des Faunhofer IEG vom

Bis zum 28. Februar 2021 können Sie sich als Geothermie-Experte bei der Innovation and Networks Executive Agency (INEA) bewerben. Es werden erfahrenene Energieexpertinnen gesucht, um Projektvorschläge zu bewerten, die im Rahmen der Connecting Europe Facility (CEF) 2021 eingereicht wurden.

Die Experten sollten Erfahrung in einem oder mehreren dieser Bereiche (Auswahl) haben:

  • Energiesysteme (Produktion, Verteilung, Anwendung),
  • intelligente Energie und intelligente Netze, Energieversorgungssicherheit
  • Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS)
  • Energie und Umwelt
  • erneuerbare Energiequellen ( Geothermie, Umgebungsenergie)
  • Speichertechnologien (Wärmespeicher, Pumpwasser)

 

Experten bewerten die Projektvorschläge anhand der veröffentlichten Zuschlagskriterien. Die Anleitung zur Bewertung jedes einzelnen Kriteriums wird von INEA bereitgestellt. Experten sollten dementsprechend auch über branchentypische Sprachkenntnisse in Englisch verfügen. Die Bewertungen der Projektvorschläge werden digital durchgeführt.

Die Expertenaufgabe bietet Ihnen:

  • Neue Erfahrung mit EU-Stempel in Ihrem Lebenslauf
  • Verbesserte Beschäftigungsfähigkeit durch vielfältigere Kenntnis der EU-Förderprogramme 
  • Hervorragende Networking-Möglichkeiten mit Kollegen und Vertretern der EU-Institutionen
  • Ein Überblick über die neuesten Entwicklungen bei Großprojekten, die die Zukunft der europäischen Energieinfrastruktur prägen werden

Weitere wichtige Informationen und Vorraussetzungen sind auf der Webseite der INEA zusammengefasst.

Von Samstag dem 20. Februar bis zum 24. Februar werden im Auftrag der Kabel Premium Pulp & Paper GmbH aus Hagen zusammen mit der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie IEG zwei seismischen Profillinien in den Stadtgebieten von Hagen, Dortmund, Herdecke und Schwerte vermessen.

Die 2D Seismik-Kampagne ist Teil eines Erkundungsprogramms, mit dessen Hilfe der Aufbau des Untergrundes untersucht wird. Ziel ist es herauszufinden, ob sich der Standort in Hagen eignet, um Erdwärme in 4.000 m Tiefe technisch und wirtschaftlich sinnvoll zu nutzen. Kabel Premium hat sich zum Ziel gesetzt, im Rahmen des Forschungsprojektes »Geothermale Papiertrocknung« und der Vision »Kabel ZERO« große Teile ihrer Prozessdampferzeugung – aktuell jährlich ca. 500.000 MWh auf Basis von Erdgas - zukünftig mit erneuerbaren Energien zu decken. Hierzu soll rund um den Standort in Hagen die Ressource Erdwärme – genauer tiefe Geothermie in rund 4.000 m – erkundet und charakterisiert werden. »Das Vorhaben hilft, die Energiewende in Richtung erneuerbare Energien weiter auszugestalten und zukünftig einen Teil des derzeit für die Papiertrocknung notwendigen fossilen Erdgases zu ersetzen und die CO2- Emissionen zu reduzieren,« so Juha Ebeling, Geschäftsführer der Kabel Premium Pulp & Paper GmbH.

Gemessen wird entlang von zwei Messstrecken – den sogenannten seismischen Profilen –, die jeweils ca. 11 Kilometer lang sind. Bildquelle: Fraunhofer IEG

Das Messprinzip
Die Methode der Seismik funktioniert ähnlich wie ein Echolot in der Seefahrt; An der Oberfläche erzeugen spezielle Messfahrzeuge künstliche Schallwellen, die an den verschiedenen Gesteinsschichten im Untergrund reflektiert werden. Die reflektierten Wellen registrieren an der Erdoberfläche empfindliche Messinstrumente, sogenannten Geophone.
Gemessen wird entlang von zwei Messstrecken – den sogenannten seismischen Profilen –, die jeweils ca. 11 Kilometer lang sind. Für ein gutes Untergrundmodell bis in 4.000 Meter Tiefe ist es unerlässlich, dass die Messlinien lang genug sind, um eine entsprechende Tiefenauflösung im zentralen Bereich zu erreichen. »Um Informationen über den Untergrund in 4.000 Meter Tiefe zu erhalten, gibt es keine alternativen Methoden,« erläutert Dr. Oliver Ritzmann, Geologe vom Fraunhofer IEG.
Während die erste Profillinie vom Nordosten in den Südwesten größtenteils auf der Autobahn A1 (Auffahrt Schwerte bis zum Rastplatz Eichenkamp) verläuft, erstreckt sich die zweite Profillinie von Schwerte-Ergste im Südosten über Dortmund-Syburg und Herdecke bis Dortmund-Kirchhörde im Nordwesten.
 
Ablauf der Messungen
Die ausführende Firma für die Messkampagne ist die DMT GROUP aus Essen, die über langjährige und vielfältige Messerfahrung verfügt. Die Anregung der seismischen Signale durch die mit Rüttelplatte ausgestatten Kleinlaster findet weitestgehend auf öffentlichen Flächen, Straßen und Wegen statt. Alle 50 Meter befindet sich ein Messpunkt entlang der Strecke, an dem ein ca. zehn Sekunden langes Signal drei Mal innerhalb einer Minute wiederholt wird. Die auftretenden Erschütterungs-Immissionen können im ungünstigsten Fall deutlich spürbar sein, sind aber in keinem Fall gesundheitsschädlich. Während der gesamten Messungen werden die Schwingungen kontinuierlich überwacht und gegebenenfalls korrigiert. Aufgrund langjähriger Erfahrungen mit seismischen Messkampagnen dieser Art ist daher nicht mit Schäden an Infrastruktur oder Gebäuden zu rechnen.


Die Messungen der seismischen Profile wurden durch die zuständige Aufsichtsbehörde, die Bezirksregierung Arnsberg, geprüft und genehmigt. Während des behördlichen Genehmigungsverfahrens wurden die betroffenen Gemeinden und zuständigen Vertreter des Umwelt-, Landschafts- und Naturschutzes eingebunden und ihre Anmerkungen und Anregungen berücksichtigt.
Schon einige Tage bevor die Messfahrzeuge am 20. Februar die Strecke abfahren, verteilen die Experten die Geophone entlang der Strecke. Die etwa 30 Zentimeter großen Geophone sind mit einem Pfahl fest im Boden fixiert. Falls Geophone auf Privatgrundstücke installiert werden, wurden die Eigentümer im Vorfeld angesprochen und schriftliche Genehmigungen eingeholt. Kein Projektangehöriger kommt unangekündigt oder betritt Grundstücke ohne Absprache. Das Einsammeln der Geophone kann ein paar Tage nach dem 24. Februar in Anspruch nehmen.


Aufgrund der laufenden CoViD19-Pandemie kann leider keine Informationsveranstaltung für Anwohner und Anwohnerinnen stattfinden. Stattdessen erklären die Experten des Projektes in kurzen Videos den Verlauf und die Ziele der Messkampagne. Videos, Ansprechpartner und weitere Informationen finden Interessierte online unter der Adresse: https://www.kabelpaper.de/kabel-zero
 


Über das Projekt
Die Kabel Premium Pulp & Paper GmbH untersucht zusammen mit der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie IEG aus Bochum und dem Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT aus Oberhausen die Möglichkeiten der Erdwärmenutzung aus Tiefen von ca. 4.000 Meter am Standort Hagen.

Während das Fraunhofer IEG bis Ende 2022 die Geologie des Untergrundes in 4.000 Meter Tiefe untersucht, um abschätzen zu können, in wie weit die Nutzung der Erdwärme mit erwarteten Temperaturen von ~130°C überhaupt möglich ist, entwickelt das Fraunhofer UMSICHT dazu verfahrenstechnische Konzepte, um die Wärme, die aus der tiefen Geothermie gewonnen werden kann, in die Prozesse der Papiertrocknung einbinden zu können. Erst nach Abschluss der seismischen Untersuchung, also nach Messung und detaillierter Auswertung der Daten - können die Projektpartner beurteilen, ob eine Umsetzung und der anschließende Betrieb einer Geothermieanlage in Hagen angestrebt werden soll. Das Forschungsprojekt und die seismische Untersuchung werden mit Mitteln des Landes NRW und der Europäischen Union gefördert und von der EnergieAgentur.NRW unterstützt.

Quelle: Fraunhofer IEG

 

Die Landeshauptstadt hat ein ehrgeiziges Ziel: Sie will bis zum Jahr 2035 CO2-neutral werden. Die Nutzung von Erdwärme ist für die Stadtwerke Schwerin deshalb eine Möglichkeit, einen bedeutenden Beitrag zur nachhaltigen und klimafreundlichen Energiegewinnung zu leisten. Im Stadtteil Schwerin-Lankow befindet sich in knapp 1340 Meter Tiefe eine erneuerbare Energiequelle, die nach der vollständigen Erschließung für ökologische Fernwärme sorgen wird. Dieses Aquifer führt eine unerwartet große Menge an circa 56 °C warmen Thermalwasser.
Bereits im Dezember 2018 wurde die Förderbohrung am Standort des Lankower Heizkraftwerkes fertig gestellt. Dort wird nach der baulichen Fertigstellung des Geothermieprojekts dann die Thermalsole entnommen, dessen Wärmeenergie in Fernwärme umgewandelt wird.

 

 

Unmittelbar neben dem Sportpark Schwerin-Lankow und somit etwa 900 Meter von der Förderbohrung entfernt, dreht sich nun seit Anfang Februar der Bohrmeißel für die Injektionsbohrung. Das Ziel dieser Bohrung ist derselbe Aquifer in 1.340 m Tiefe.
Nach fünf Bohrtagen hatte der Bohrer der Firma Daldrup & Söhne AG schon eine Tiefe von 400 Metern erreicht. „Bis Sonntagabend gilt es, Stahlrohre für den Ausbau des ersten Bohrabschnitts einzubringen. Dann soll die erste Zementation abgeschlossen sein, damit wir die Bohrungen im zweiten Abschnitt bis 1.235 Meter vorantreiben können”, sagt Paul Wagner, Bohringenieur der Firma Geothermie Neubrandenburg. „Probleme gab es bei den Arbeiten bisher nicht, sodass die geplante Bohrtiefe in zwei Wochen erreicht werden kann.“


Im Verlaufe dieser zweiten Phase muss die Bohrung auch horizontal um circa 200 Meter in nordwestliche Richtung abgelenkt werden. „Das ist notwendig, weil der technische Mindestabstand zwischen den beiden Geothermie-Bohrungen im Aquifer mindestens 1.100 Meter betragen muss”, sagt Projektleiter René Tilsen. Auf den letzten 150 Metern, d.h. zwischen 1.193 und 1.296 m werden etliche Bohrkerne entnommen und einer geologischen Untersuchung zugeführt. Diese Bohrung in Schwerin bietet den Geologen und Wissenschaftlern neue Erkenntnisse über die Entwicklung des Gesteins, das sich in dieser Tiefe vor ungefähr 200 Millionen Jahren abgesetzt hat.

 

Das Besondere an der Anlage: Die Nutzung der Erdwärme erfolgt über Wärmepumpen. „Das ist einmalig in Deutschland, wahrscheinlich sogar in Europa”, sagt René Tilsen.


Dem Thermalwasser wird in der Geothermiezentrale seine Wärmeenergie entzogen und dann das Wasser für das Fernwärmeinetz mit den Wärmepumpen auf etwa 80° erhitzt. Nach der Entnahme der Erdwärmeenergie wird die ausgekühlte Sole zurück ins Erdreich, d.h. in denselben Aquifer zurück verpresst. Davon leitet sich auch der Name Verpress- bzw. Injektionsbohrung ab.

Vorausgesetzt, die Arbeiten am Bohrplatz Schwerin-Lankow laufen weiter so perfekt wie bisher, kann die Geothermie- Anlage im ersten Quartal 2022 ans Netz gehen und Schwerin mit „grüner Fernwärme” versorgen. Mit der Nutzung der Geothermie können künftig mindestens 10 Prozent des Wärmebedarfs in der Landeshauptstadt gedeckt werden. Je nachdem, ob es weitere Standorte für die Geothermienutzung geben wird, kann dieser Anteil noch bis zu 60 Prozent erhöht werden. Die geologischen Voraussetzungen lassen dies nach heutiger Einschätzung zu.
Der 60 mal 60 Meter große Bohrplatz in Schwerin-Lankow wird nach dem Rückbau des Bohrplatzes, auf dem dann lediglich eine kleine Brunnenstube und eine Filterhalle verbleiben, als PKW-Parkplatz für Anwohner oder Stadionbesucher dienen.

Quelle: Presseinformation Stadtwerke Schwerin vom 10.02.2021

Das Helmholtz-Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum, hat in den vergangenen Jahren ein Niedertemperatur-Demonstrationskraftwerk auf Sulawesi in Indonesien errichtet und an einen regionalen Betreiber übergeben. Was sind die Gründe für dieses Engagement?

Indonesien verfügt über rund 40 Prozent der weltweit ausgewiesenen Geothermie-Ressourcen. Dort werden bisher jedoch nur so genannte Hochenthalpie-Felder genutzt, in denen heißer Dampf gefördert wird. Dies stellt die konventionelle Geothermie-Nutzung dar. Wenn jedoch auch Erdwärme mit niedrigeren Temperaturen erschlossen wird, lässt sich das geothermische Nutzungspotenzial signifikant erweitern. Im Rahmen unseres Projekts GeNie haben wir ein Demonstrationskraftwerk mit einem binären Kreislauf in Indonesien errichtet und dort die Konzeption eines solchen Kraftwerkprototyps vorangetrieben. Das war eine spannende Aufgabe.

Dr. Ali Saadat, Ingenieur in der Sektion Geoenergie am Helmholtz-Zentrum Potsdam, GFZ © GFZ

Wie funktionieren diese Kraftwerke?

Sie funktionieren wie herkömmliche Dampfkraftwerke. In unserem Fall sprechen wir von einem Rankine-Kreislauf mit organischem Arbeitsmittel (Organic Rankine Cycle, ORC). Druck und Temperatur liegen hier weit unter den Werten, wie sie in klassischen Dampfkraftwerken herrschen. Die Wärme des Thermalwassers wird über einen Wärmetauscher an den ORC-Kreislauf übertragen, der ein Fluid mit niedrigem Siedepunkt enthält. Dieses Fluid verdampft und treibt die Turbine an.

Mit dem Begriff Geothermie verbindet die Öffentlichkeit zumeist die Gewinnung von Erdwärme zum Beheizen von Gebäuden. Unter welchen Voraussetzungen lohnt sich die Verstromung der in der Erde gespeicherten Wärmeenergie?

Damit meinen Sie wahrscheinlich die hiesige Öffentlichkeit, denn Wärmenutzung ist vorwiegend in Deutschland beziehungsweise Nord-Europa ein Thema. Maßgeblich für geothermische Stromerzeugung ist ein bestimmtes Mindest-Temperaturniveau des Geofluids, welches auch mit einem hinreichenden Massenstrom fließt. Eine Stromerzeugung ist dann sinnvoll, wenn die direkte Wärmenutzung entweder nicht möglich ist, weil die Nutzer zu weit entfernt von der Förderanlage wohnen oder die Nachfrage deutlich niedriger ist als die nutzbare geothermische Wärme.

Könnte die Technologie der Niedertemperatur-Kraftwerke, sofern die entsprechenden geothermischen Ressourcen vorhanden sind, weltweit genutzt werden?

Diese Technologie wird in der Geothermie bereits weltweit genutzt, es gibt Hunderte von ORC-Anlagen weltweit auf fünf Kontinenten. Der Einsatz der ORC-Technologie ist auch in anderen Bereichen möglich. Beispiele dafür sind die Kopplung an Biogasanlagen, die Nutzung der Abwärme industrieller Prozesse oder Abwärme von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.

Wo befinden sich in Deutschland und Europa die wichtigsten Wärmereservoire?

Aus meiner Sicht ergibt sich die Bedeutung eines Wärmereservoirs aus der Temperatur des gespeicherten Thermalfluides. Die sogenannte oberflächennahe Geothermie zur Nutzung von Niedertemperaturwärme zu Heizzwecken steht quasi überall in Deutschland und Europa zur Verfügung. Fernwärme benötigt dagegen ein höheres Temperaturniveau. Wenn Strom produziert werden soll, müssen die Temperaturen noch höher sein. Die Nutzung der Wärmereservoire ist von der gewünschten Anwendung wie Wärme oder Strom sowie den ökonomischen und rechtlichen Rahmenbedingungen abhängig. Für die höheren Temperaturen und den Einsatz der Tiefen Geothermie gibt es in Deutschland drei Vorranggebiete: das Norddeutsche Becken, das Molasse-Becken am Alpennordrand und den Oberrheingraben.

Die Tiefe Geothermie wird durch die Gefahr von Erdbeben auch kritisch gesehen. Was sind die Ursachen dafür und wie können diese „Nebenwirkungen“ vermieden werden?

Der Betrieb geothermischer Anlagen allein verursacht keine Beben mit hohen Magnituden. Es kann jedoch Seismizität getriggert werden. An tektonisch unter Spannung stehenden Orten können geothermische Wässer auf die Bewegungsbahn beteiligter Gesteinsblöcke eindringen, die Reibung senken und ein Beben auslösen. Solche Ereignisse bringen die Geothermie in Misskredit, aber sie könnten durch genauere Kenntnisse des Untergrunds und eine darauf angepasste Betriebsführung vermieden werden. In Fällen von natürlicher Seismizität, die unabhängig von geothermischer Nutzung existiert, wie im Projekt in Lahendong, kann mit einem Echtzeit-Überwachungssystem die Langlebigkeit, Zuverlässigkeit und Betriebssicherheit der Anlage erhöht werden.

Welche Anwendungsbereiche für Geothermie sind neben der Wärmeversorgung von Gebäuden, der Beheizung von Gewächshäusern und der Stromerzeugung noch denkbar?

Das sind doch schon drei sehr große Anwendungsbereiche. Weitere Nutzungen sehe ich zum Beispiel in der Kälteerzeugung, wenn ich an die immer wärmeren Sommer in Europa denke. Außerdem kann die Geothermie durch intelligente Wärme- und Kälte-Speicherung einen Beitrag zur effizienten Energienutzung leisten, beispielsweise durch Aquiferspeicher. Zum anderen gerät die stoffliche Nutzung der hydrothermalen Tiefenwässer zur Rohstoff-Gewinnung stärker in den Blickpunkt, etwa zur Gewinnung von Lithium oder Kupfer.

Welche technischen Herausforderungen müssen bis zur verbreiteten Anwendung in Europa noch gelöst werden?

Nicht nur technische Herausforderungen beeinflussen die Entwicklung in Europa. Sicherlich müssen auch wirtschaftliche Risiken minimiert werden, was durch neue und bessere Erkundungsmethoden gelingen kann. Weitere wichtige Themen sind die nachhaltige Bewirtschaftung der Reservoire und die Nutzung leistungsfähiger Pumpen und Materialien, so dass die Betriebssicherheit und Zuverlässigkeit der Anlagen erhöht wird. Ein Hauptaugenmerk sollte auch auf die Verbesserung der ökonomischen und vor allem der rechtlichen Rahmenbedingung gelegt werden, um die Entwicklungszeiten von Geothermie-Projekten zu verkürzen.

Wenn wir einen Blick in die Zukunft richten: Kann Geothermie zur bedeutendsten erneuerbaren Energiequelle werden?

Geothermie ist schon heute weltweit eine der wichtigsten erneuerbaren Energiequellen, da sie über das ganze Jahr als nicht fluktuierende Energiequelle zur Verfügung steht und je nach Bedarf nutzbar ist. Daher kann Geothermie einen wichtigen Beitrag zur Strom- und Wärmeversorgung in Deutschland und Europa leisten und damit einen Beitrag zur Dekarbonisierung und zum Klimaschutz. In Deutschland wird auch künftig eher die Wärmenutzung im Vordergrund stehen, in anderen Ländern wie der Türkei oder Indonesien eher die Stromerzeugung.

Herr Saadat, wir danken Ihnen für dieses Gespräch.

Quelle: BMBF

In Wachtendonk, nordwestlich von Düsseldorf, steht ein 1771 erbautes, denkmalgeschütztes Wohnhaus. Es ist eines der ältesten noch bestehenden Gebäude im Ort und wurde 2007 von Andreas Camps erworben. Er ist Unternehmer mit Leib und Seele und hat ein Faible für besondere Immobilien.

Er wollte für die Sanierung des hübschen zweistöckigen Klinkerhauses ein nachhaltiges und umweltfreundliches Heizsystem haben, das dem Denkmalschutz Rechnung trägt, mit möglichst niedrigen Betriebskosten auskommt und den speziellen Charme der Immobilie erhält. Die Voraussetzungen waren alles andere als einfach, aber Andreas Camps und Ulrich Konen von Lumitronic stellten sich gerne dieser Herausforderung.

„Die früheren Eigentümer hatten mal eine Ölheizung drin, die inzwischen abgeklemmt war, und als ich es gekauft habe, wurde das Haus mit Gas beheizt.“ Berichtet der Eigentümer Andreas Camps. Er kümmerte sich mit den Mitarbeitern seiner Schreinerei um den Innenausbau des Wohnhauses. Es wurde eine neue Innenraumaufteilung konzipiert und das Treppenhaus neu aufgebaut.

Ulrich Konen, Inhaber und Geschäftsführer des Unternehmens Lumitronic („Technik für die Umwelt“) und langjähriger Wärmepumpen-Partner von alpha innotec, kümmerte sich um die energetische Seite: „Wir haben mit unserem Ingenieurbüro ein Energiegutachten erstellt, die Möglichkeiten ausgelotet und kaufmännisch durchgerechnet. Das Ergebnis waren acht Sanierungsvarianten, wobei wir selbstverständlich immer die Voraussetzungen für KfW- und BAFA-Fördergelder mit in Betracht gezogen haben.“ Der Bauherr entschied sich schließlich für die Variante, die zum KfW-Förderprogramm „KfW-Effizienzhaus Denkmal“ passte, wodurch der Staat rund ein Drittel der Kosten für die Sanierung inklusive Heizungsanlage Planung, Installation und Erdbohrung übernahm.

Erdbohr Wesel schaffte es in dem winzigen Hinterhof zwei Bohrungen abzuteufen. Quelle: Lumitronic

„Zu dem Haus gehört ein Innenhof, extrem eng, dort konnten wir die Erdsonde setzen. Das war fast Millimeterarbeit, aber die Leute von unserem Partner für die Erdbohrungen sind richtig gut. Sie rückten mit einem Spezialbohrgerät an, sind hoch professionell vorgegangen und haben problemlos zwei Bohrungen mit je 80 Meter Bohrtiefe eingebracht.“ berichtet Ulrich Konen.

Eine Erdwärmepumpe vom Typ alpha innotec alterra SWC, Effizienzklasse A+++, wurde mit staatlichen Fördermitteln eingebaut. Die Erdwärmepumpe mit 7,5 kW Leistung kann das Wohnhaus über die neu eingebaute Fußbodenheizung im Winter mit rund 80 Watt/m² Strahlungsleistung heizen und im Sommer kühlen. Die Fußbodenheizung belastet die Decken nur minimal und ermöglicht selbst bei schlechter Dämmung ein relativ wirtschaftliches Beheizen. „Nach unseren Erfahrungen ist dieses System die ideale Lösung für Altbauten.“ empfiehlt Ulrich Konen.

„Ob Sie´s glauben oder nicht: Die rund 180 Quadratmeter Wohnfläche beheize ich für weniger als 500 Euro im Jahr. Das ist eine wirklich gute Investition in die Zukunft, denn wir können davon ausgehen, dass die Energiekosten weiter steigen.“ freut sich Andreas Camps über das erfolgreich sanierte Wohndenkmal.

Das Reallabor in Wilhelmsburg, einem Stadtteil mit fast 70.000 Einwohnern, zeigt das integrierte WärmeWende Wilhelmsburg Projekt, kurz IW³, wie regenerative Energieversorgung im urbanen Raum gelingen kann. Dabei werden Wohnen, Wirtschaft, Verkehr und Infrastruktur in einem neuen Konzept vereint. Kernstück ist eine Geothermie-Anlage mit einer Teufe von 3.500 Metern, die durch ein intelligentes Nahwärmenetz den Stadtteil Hamburgs versorgt. Mit dem Konzept der integrierten Wärmewende verfolgt IW³ das Ziel, unterschiedliche regenerative Energieerzeuger und -speicher intelligent mit den Verbrauchern zu koppeln, sodass Energie immer dann verfügbar ist, wenn sie benötigt wird. Die hier angewandten Technologien und Verfahren können in Zukunft als Blaupause für Quartiere und Städte in ganz Deutschland herangezogen werden.

Zentraler Bestandteil des Projektes IW3 – Integrierte WärmeWende Wilhelmsburg ist die regenerative Wärmeversorgung mit Geothermie. Bildquelle: Hamburg Energie

Aufgrund der Innovationskraft des IW³-Konzeptes erhielt das IW³-Konsortium einen Förderbescheid in Höhe von 22,5 Millionen Euro. Zur Begründung hieß es von Andreas Feicht, Staatssekretär für Energiepolitik im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: „Hamburg nimmt Kurs auf die Wärmewende. Mit „IW³ – Integrierte WärmeWende Wilhelmsburg“ demonstrieren die Beteiligten, wie ein Reallabor in einem urbanen Umfeld funktioniert. Hier wird eine urbane Wärmeversorgung mit CO2-freier Energie realisiert.“

 

Für ein funktionierendes Gesamtsystem werden in dem Reallabor die Sektoren über ein virtuelles Kraftwerk gekoppelt und verschiedene regenerative Erzeuger miteinander kombiniert. Eine neue Geothermieanlage speist, zunächst als reiner Wärmeerzeuger, Erdwärme in das lokale Nahwärmenetz, beziehungsweise bei Überschuss in einen oberflächennahen Speicher ein. Strom, der über bereits vorhandene Windkraft- und Solarthermie-Anlagen gewonnen wird, wird darüber hinaus bedarfsgerecht in das Gesamtsystem eingebunden. So kann der gewonnene Strom zum einen für E-Mobilität genutzt werden. Zum anderen kann er mittels Power-to-Heat-Technologien, also der Erzeugung von Wärme mit elektrischer Energie, auch die Wärmeversorgung ergänzen.

Zurzeit befindet sich das Projekt im Genehmigungsverfahren für die Tiefbohrungen der Geothermie, die über das zuständige Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) in Hannover laufen. Zeitgleich sind wir die Bohrplatzplaner und Bohrplaner dabei, alles vorzubereiten, um ab Mitte 2021 mit der ersten Bohrung starten zu können. Aktuell laufen die Kampfmittelsondierung und ein umfassendes Bodengutachten. Auch der sogenannte Hauptbetriebsplan und Sonderbetriebspläne sind in Bearbeitung.

Weitere Informationen zum Geothermie-Projekt und das Projektttagebuch finden Sie auf der Geothermie Wilhelmburg.

Weitere Informationen zu dem Projekt IW³ finden Sie auf Webseite von Hamburg Energie.

In Deutschland wurde 2020 die millionste Wärmepumpe installiert, davon sind 440.500 erdgekoppelte Wärmepumpen.  Sole-Wasser-Wärmepumpen legten 2020 um 17 Prozent zu: So konnte die Branche im vergangenen Jahr 20.500 erdgekoppelte Anlagen verkaufen. Bei Grundwasser-Wärmepumpen und sonstigen Wärmequellen liegt das Wachstum mit 4.000 installierten Anlagen bei 60 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Marktführend sind mit einem Zuwachs von 95.500 Geräte (+44 Prozent gegenüber dem Vorjahr) immer noch Luft-Wasser-Wärmepumpen. Diese sind zwar leichter und günstiger zu installieren, besitzen jedoch eine geringeren Effizienz als erdgekoppelte Systeme. 

Bildquelle: Bundesverband Wärmepume

Im Bestand wächst der Trend zu erneuerbaren Heizungen. Die Menschen ersetzen zunehmend, auch in der Modernisierung, konventionelle, fossilen Systeme durch moderne Technologien. Aus den vorliegenden Zahlen der BAFA-Förderanträge lässt sich ableiten, dass ein Viertel der 2020 abgesetzten Wärmepumpen, also ca. 30.000 Anlagen, im Austausch für eine alte Ölheizung verbaut wurden.

„Nach wie vor ist sowohl im Fachhandwerk als auch bei den Bauherren die Meinung verbreitet, dass Wärmepumpen im Bestand nicht effizient arbeiten können."  erklärt Dr. Martin Sabel, Geschäftsführer des Bundesverbands Wärmepumpe. Wie die Datenbank des Bundesverbandes Wärmepumpe zeigt, lohnt sich die Installation sowohl für den Fachpartner, als auch für die Nutzer langfristig. Inzwischen lassen sich entsprechend dimensionierte Wärmepumpen sowohl im Fachwerkhaus aus dem 16. Jahrhundert, als auch im 70er Jahre Einfamilienhaus installieren.

Das BAFA und die KFW fördern den Einbau von effizienten Wärmepumpen aus der Bundesförderung effiziente Gebäude und den KfW-Programmen für energieeffizientes Bauen und Sanieren seit Januar 2021. Bis Juli 2021 treten zunächst nur die BEG-Einzelmaßnahmen in Kraft, die sich allein auf die Modernisierung (Heizungsaustausch) richten. Im Neubau werden Wärmepumpen im Rahmen der Effizienzhäuser gefördert.

Im internationalen Vergleich liegt Deutschland jedoch nach wie vor weit zurück. Bei 21 Millionen Heizungssystemen, müsste für die Erreichung der Klimaziele laut aktuellen Klimastudien (BDI, Agora) die zweite Million Wärmepumpen bereits im kommenden Jahr installiert sein. Besonders vor dem Hintergrund der bevorstehenden Bundestagswahl ist entscheidend, dass die Weichen für eine konsequente Umsetzung der Wärmewende schnell gestellt werden, damit das Ziel im Gebäudesektor nicht verfehlt wird.

Quelle: Bundesverband Wärmepumpe

Die Richtlinie (EU) 2018/2001 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen vom

11.12.2018 (Renewable Energy Directive, nachfolgend: RED II) muss bis zum 30.06.2021 in nationales

Recht umgesetzt werden. Inzwischen ist vielen klar, dass eine Energiewende ohne eine Wärmewende nicht möglich ist (vgl. Erwägungsgrund 73 und Art. 23 RED II). Um die Wärmewende als Bestandteil der Energiewende in Deutschland zu erreichen, muss die Nutzung der Erdwärme (Geothermie) gefördert werden, da es hierzu wenig Alternativen gibt, wenn eine dekarbonisierte und grundlastfähige Energieversorgung auch bezüglich der Wärmeversorgung innerhalb der gesteckten Klimaziele gelingen soll. 

Ingbert Liebing, Hauptgeschäftsführer des Verbandes Kommunaler Unternehmen (VKU) betonte: "Die Stadtwerke arbeiten unter Hochdruck an der Umstellung der Wärmeversorgung auf klimafreundliche Alternativen. Offenbar müssen wir als Branche noch stärker für die Bedeutung dieses Themas sensibilisieren".[1] Indem derzeitige Hürden politisch abgebaut werden, sollten Eigentümer, Investoren, Firmen und Kommunen in der Dekarbonisierung der Wärmeversorgung unterstützt werden. Der Bundesverband Geothermie e.V. setzt sich seit Jahren dafür ein, dass das Thema Wärmewende in politischen Debatten und Entscheidungen immer mehr in den Fokus rückt und kann auf eine Reihe von Erfolgen zurückblicken.  

Die Genehmigungsverfahren von Vorhaben im Bereich der Geothermie sind komplex, da sowohl bergrechtliche als auch baurechtliche (untertägige/obertägige) Verfahren Anwendung finden. Im Rahmen der Umsetzung der Renewable Energy Directive (RED II) in deutsches Recht besteht großes Potenzial die Genehmigungsverfahren zu vereinfachen und zu beschleunigen. Der Referentenentwurf vom 15.12.2020, mit dem u.a. das BBergG zur Umsetzung der RED II novelliert werden soll, stellt hierfür eine geeignete Grundlage dar. Der Bundesverband Geothermie und die SWM unterstützen den Referentenentwurf und die damit verfolgten Ziele ausdrücklich.  Die rechtlichen Rahmenbedingungen für die Geothermie können und sollten jedoch auch an anderer Stelle verbessert werden, um einen verstärkten Ausbau der Geothermie und damit ein Gelingen der Wärmewende zu erreichen. Der Bundesverband Geothermie plädiert für 2 wesentliche Schwerpunkte: die Umsetzung des Straffungs- und Beschleunigungsgebotes des Art. 15 Abs. 1 RED II und die Umsetzung der konkreten Verfahrensanforderungen des Art. 16 RED II.

 

Umsetzung des Straffungs- und Beschleunigungsgebotes des Art. 15 Abs. 1 RED II

 

Die Energie zur Wärmeversorgung der Gebäude im Baugebiet wird durch oberflächennahe Geothermie gewonnen. Eine Vielzahl von bis zu 150 m tiefen Sonden und einem ca. 5 km langen Grabenkollektor stellen die Wärmenergie bereit. Die Erdwärme wird zentral zusammengeführt und durch Wärmenetz direkt zu den Häusern transportiert. Die Bauarbeiten für die Technikzentrake werden diesen Monat abgeschlossen.

Wegen der niedrigen Temperaturen in dem Versorgungsnetz (unter 20°C) spricht man von einem "Kalten Nahwärmenetz". In den angeschlossenen Gebäuden wird mit Wärmepumpen unter Einsatz von Ökostrom die gewünschte Heiztemperatur erreicht. Diese Methode hat vor allem in der kalten Jahreszeit den Vorteil, nur sehr wenig Wärme über die Leitungen zu verlieren.

Über das kalte Nahwärmenetz ist zudem eine passive Kühlung eines Gebäudes möglich. Im Sommer kann die kühle Sole aus dem Netz genutzt werden kann. Die Temperatur eines Gebäudes wird auf rund 3 – 5 °C unterhalb der normalen Haustemperatur im Sommer gesenkt.

„Durch die Strahlkraft wird das Projekt als Referenz für viele weitere Neubaugebiete in Deutschland dienen können“, erklärt Urs Reitis, Geschäftsführer der Stadtwerke Warendorf.

Mit 37% der ansatzfähigen Kosten mit max. 1,95 Mio. Euro wird das Projekt als erstes kaltes Wärmenetz dieser Größenordnung in ganz Deutschland vom Bund gefördert. Möglich wurde dies im ersten Schritt durch die im Jahr 2018 beim Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) eingereichte Machbarkeitsstudie „Wärmenetze 4.0“. Mit Hilfe dieser Studie wurde eine alternative Versorgung mit umweltfreundlicher Erdwärme in dem neuen Stadtteil untersucht.

 

Jeder Grundstückserwerber hat neben dem Kaufpreis einen Baukostenzuschuss für dieses Nahwärmenetz zu entrichten (11.110,- € bei einer Anschlussleistung bis 5,5 kW), wobei keine Plicht besteht diesen Anschluss auch zu nutzen. Wird zusätzlich eine Kühlung des Gebäudes angestrebt muss für den Einbau der entsprechenden Technik einmalig 595 € entrichtet werden, danach ist nur ein leistungsunabhängiger pauschaler Arbeitspreis von 99,96 € pro Jahr zahlen. Somit ist das Wärmekonzept sowohl bei den Investitionen für Bauherren als auch im laufenden Betrieb günstiger als vergleichbare Systeme und es können 98,6 Prozent der CO2-Emissionen gegenüber einer herkömmlichen Wärmeversorgung eingespart werden. Zukünftig sollen weitere Stadtteile und Quartiere folgen, die über Wärmenetze mit umweltfreundlicher Energie versorgt werden.

Quellen: Stadt Warendorf, FAQ Nahwärmenetz Warendorf, Stadtwerke Warendorf

Die jährliche Absenkung der EEG-Vergütung für elektrischen Strom aus Tiefen-Geothermie wird bis 2024 ausgesetzt. Nach 2024 wird die jährliche Absenkung auf 0,5 Prozent reduziert bis ein Geothermie-Anlagen-Bestand von 120 Megawatt installierter, elektrischer  Leistung erreicht ist. Bisher sind deutschlandweit rund 38 Megawatt installiert.

2008 ging dank des damaligen Bürgermeisters Dr. Erwin Knapek das erste Geothermieheizkraftwerk in Unterhaching im süddeutschen Molassebecken ans Netz. Zwölf Jahr später befinden sich sechzehn der achtunddreißig Geothermieheizwerke im Münchener Raum und tragen dort deutlich zur Versorgung mit erneuerbare Energie bei. In Unterhaching wird 60% der Wärme der Gemeinde im Geothermiheizkraftwerk produziert. Dr. Erwin Knapek und MdB Florian Hahn sind sich einig, dass es gilt diese Erfolgsgeschichte auf andere Regionen zu übertragen.

 

Florian Hahn MdB ist Wahlkreisabgeordener in München Land und trägt somit für die Geothermiebranche eine hohe politische Verantwortung. Ihm ist klar, dass es neben allen ökologischen Chancen auch ökonomische Herausforderungen zu meistern gilt. Der Spagat neben einem günstigen Energiepreis für Endverbraucher und einer finanziellen Planungssicherheit für Betreiber benötigt politisches Geschick und viele Gespräche. „Es ist wichtig, dass es uns gelingt die Rahmenbedingung so zu gestalten, dass die Geothermie zukunftsfähig ist und in Deutschland weiter ausgebaut wird.“ sagt er in seinem Video über die Geothermie im Landkreis München.

 

Zusammen mit Dr. Andreas Lenz, dem zuständigen Berichterstatter für das EEG der CDU/CSU im Deutschen Bundestag, hatte Florian Hahn für faire Rahmenbedingungen für die Geothermie geworben. Dr. Erwin Knapek betont wie wichtig es ist, dass die Geothermie mit dem Wärmepreis am Markt konkurrenzfähig ist und dies hängt unter anderem an den politische Rahmenbedingungen: „Der Einsatz von Florian Hahn ist besonders zu würdigen, da er durch die von ihm initiierte konzertierte Aktion mit Geothermiebetreibern, Bürgermeisterinnen und Bürgermeistern sowie mit dem Bundesverband Geothermie in beispielhafter Weise gezeigt hat, wie Verantwortung, die man als Wahlkreisabgeordneter hat, auch in Taten umgesetzt werden kann. Man kann dies durchaus als Leuchtturm in der bisherigen Historie der EEG Novellen bezeichnen.“

Quelle der Videos: Florian Hahn, MdB (youtube)

Geothermie ist der Grundbaustein für die Energiewende in NRW

Das Netzwerk Geothermie NRW der EnergieAgentur.NRW hat am 03. September gemeinsam mit dem Fraunhofer Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie (Fraunhofer IEG) aus Bochum die 16. NRW Geothermiekonferenz als Web-Konferenz ausgerichtet. Die Konferenz informierte über neue Anwendungsmöglichkeiten im Bereich der Geothermie, internationale und nationale Projekte sowie Projekte regionaler Energieversorger.

NRW-Wirtschaftsstaatssekretär Christoph Dammermann begrüßte die Gäste mit grundsätzlichen Erörterungen zur Geothermienutzung in NRW: „Hier in Bochum sind wir am „Forschungspuls“ der Geothermie in Nordrhein-Westfalen, am neuen Fraunhofer Institut für Energieinfrastruktur und Geothermie unter der Leitung von Prof. Dr. Rolf Bracke. Geothermie ist für Nordrhein-Westfalen von besonderer Bedeutung für eine verlässliche und klimafreundliche Wärmeversorgung und damit für die gesamte Energiewende. Das wird auch daran deutlich, dass bis Ende August im Förderprogramm „progres.NRW“ im Bereich der oberflächennahen Geothermie mehr als 1.500 Förderanträge mit einem Volumen von 2,3 Millionen Euro bewilligt wurden.“

Staatssekretär Dammermann weiter: „Neben der Anwendung kommt auch die Forschung gut voran: Im EU-INTERREG-Projekt DGE-ROLLOUT zur Tiefengeothermie mit 18 Partnern aus sechs Ländern unter Federführung des Geologischen Dienstes NRW wird eine Erkundungsbohrung und eine geophysikalische Messung am Kraftwerksstandort Weisweiler durchgeführt. Das Fraunhofer IEG wird gemeinsam mit der RWE Power die Nutzbarkeit des tiefengeothermischen Potenzials an diesem Standort mitten im Rheinischen Revier erforschen.“

Prof. Dr. Rolf Bracke, Leiter des Fraunhofer Instituts für Energieinfrastrukturen und Geothermie, führte die Details aus: „Im Rahmen des europäisch und national geförderten Projektes „HEATSTORE“ soll die Machbarkeit für eine saisonale Speicherung thermischer Energie in einer ehemaligen Steinkohlenzeche in Bochum exemplarisch demonstriert werden. Hierfür wurde das Grubengebäude der ehemaligen Kleinzeche auf dem Gelände des Fraunhofer IEG erfolgreich erbohrt. Mit Hilfe von Parabolspiegeln soll im Anschluss Sonnenenergie gewonnen und im Grubengebäude zwischengespeichert werden. Die Erschließung des Grubengebäudes erfolgt mit drei Bohrungen, einer Injektions-, einer Produktions- und einer Überwachungsbohrung. Nach Fertigstellung der ersten beiden von insgesamt drei Bohrungen zeigen Bohrlochmessungen und Pumptests erste positive Ergebnisse. Der Verlauf der Bohrungen im Rahmen des Projekts „HEATSTORE“ stimmt uns sehr optimistisch, die Bergbaufolgenutzung als Wärmespeicher für weite Teile des Ruhrgebiets umsetzen zu können. Mit unserer Forschung möchten wir einen wichtigen Beitrag für die Wärmewende innerhalb der Region leisten und dabei bereits vorhandenes Wissen und Strukturen nutzen.“  

Die laufenden Arbeiten wurden anlässlich der Konferenz mittels einer ins Bohrloch eingelassenen Kamera präsentiert.

Prof. Bracke erläuterte weiter, dass in einem weiteren Forschungsvorhaben anschließend die Solarenergie des vorgeheizten Grubenwassers mittels einer Hochtemperatur-Wärmepumpe in das bestehende Fernwärmenetz Bochum-Süd übertragen werden soll. Damit möchte das Fraunhofer IEG untersuchen, ob die bestehenden Fernwärmenetze an Rhein und Ruhr auch nach dem Abschalten der Kohlekraftwerke durch die Nutzung der Bergwerke als Wärmespeicher weiterhin betrieben werden können.

Leonhard Thien, Geothermie-Experte der EnergieAgentur.NRW, begrüßte die aktuellen zusätzlichen Planungen der Landesregierung NRW im neuen „Projekt KarboEx“, alle vorhandenen Daten der früheren Kohleexploration zu digitalisieren und diese dann mit den Fragestellungen der geothermischen Exploration im Land zu vernetzen.

Dr. Frank-Michael Baumann, Geschäftsführer der EnergieAgentur.NRW, ergänzte abschließend: „Der Ausstoß von Kohlendioxid (CO2) muss auch im Energieland und früheren Kohleland NRW reduziert werden. Dafür verfügt das Bundesland über vielversprechende geothermische Energiereserven und jahrhundertelanges Wissen um die Beschaffenheit des Untergrundes. Die Nutzung von tiefer Erdwärme kann klimafreundliche und nachhaltige Wärmeenergie mit hoher Versorgungssicherheit ermöglichen. Ein guter Anteil der zukünftigen nordrhein-westfälischen Wärmeversorgung liegt tief unter unseren Füßen.“

Quelle: Energieagentur NRW

Schwerpunktregionen der Nutzung von Tiefer Geothermie. Im Norddeutschen Becken, im Oberrheingraben und im Molassebecken sind thermalwasserführende Zielhorizonte für die tiefengeothermische Nutzung bekannt. In weiteren Gebieten werden geeignete Schichten vermutet und könnten zukünftig erforscht werden. - Grafik: Schulz et al. (LIAG)
prognostizierte Erzeugungs- und Verbrauchsbilanz: elektrische Erzeugungsleistung abzüglich der benötigten Leistung im Jahr 2030. - Grafik: Amprion GmbH
Die Grafik des LIAG zeigt die derzeit durch Stein- und Braunkohle betriebenen Heizwerke, welche noch nicht endgültig stillgelegt sind und gleichzeitig Fernwärme auskoppeln. Zusätzlich ist in der Grafik das hydrothermische Potenzial der Geothermie ab 60 °C des Thermalwassers hinterlegt. Im Norddeutschen Becken, im Oberrheingraben und im Süddeutschen Molassebecken sind thermalwasserführende Zielhorizonte für die tiefengeothermische Nutzung bekannt. In weiteren Gebieten werden geeignete Schichten vermutet und könnten zukünftig erforscht werden. Insbesondere in einem Aquifer mit Temperaturen ab 60 °C ist eine direkte Wärmeerzeugung durch Tiefe Geothermie möglich.
Die mobile Ansicht der neuen Website des Bundesverbandes Geothermie e.V.
Der Bohrplatz in Satigny im Kanton Genf. - Foto: GEothermie 2020
Das Thermalwasser sprudelt ohne zusätzliches Pumpen aus der Erde und füllt in 3 Sekunden eine Badewanne. - Foto: GEothermie 2020
Dr. Erwin Knapek (links) übergibt den Siegerpokal der erdwärmeLIGA an Brandenburgs Wirtschafts- und Energieminister Albrecht Gerber (rechts) – v.l.n.r.: Dr. Erwin Knapek, Präsident des Bundesverbandes Geothermie; Albrecht Gerber, Minister für Wirtschaft und Energie Brandenburg, Prof. Dr. Dr. h.c. Reinhard Hüttl, Vorsitzender des Vorstandes des GFZ Potsdams und Gastgeber der Preisverleihung – Foto: Elisabeth Gantz / GFZ Potsdam
v.l.n.r.: André Deinhardt, Geschäftsführer des Bundesverbandes Geothermie; Rüdiger Grimm, Initiator und Geschäftsführer erdwärmeLIGA; Dr. Erwin Knapek, Präsident des Bundesverbandes Geothermie; Albrecht Gerber, Minister für Wirtschaft und Energie Brandenburg, Prof. Dr. Dr. h.c. Reinhard Hüttl, Vorsitzender des Vorstandes des GFZ Potsdams und Gastgeber der Preisverleihung – Foto: Elisabeth Gantz / GFZ Potsdam
Die Besucher hatten heute vor Ort die Gelegenheit die Bohrungen für das derzeit größte Tiefen Geothermieprojekt in Deutschland zu sehen. - Foto: BVG
Bei der BauGrund Süd Gesellschaft für Geothermie mbH konnten die Besucher Bohrungen für ein aktuelles Oberflächennahes Geothermieprojekt beobachten. - Foto: BVG
Quelle: Deutsche ErdWärme
Die Daten des Umweltbundesamtes zeigen die die deutlichen Treibhausgaseinsparungen in CO2-Äq [g/kWh].
Das Untergrundmodell für Satigny. - Grafik: GEothermie 2020