Seit vielen Jahren experimentieren Forscher mit Pilotanlagen von geothermischen Kraftwerken. Doch der Weg zur lohnenden Nutzung von Erdwärme bleibt beschwerlich.
Am Rande des Oberrheingrabens, dort, wo die ersten sanften Hügel aus der Ebene herauswachsen, liegt das verschlafene Elsass-Städtchen Soultz-sous-Forêts. Kaum hat man die Häuser hinter sich gelassen, taucht zwischen den Feldern eine Art Industriebrache auf: flache Bürogebäude, Container, Rohre, ein paar Wasserbecken, abgelegte Bauteile – nichts Besonderes. Das Gelände wirkt so unscheinbar wie der nahe Ort und seine ländliche Umgebung. Niemand käme auf die Idee, das weltweit führende Erdwärme-Projekt vor sich zu haben. Kein Wunder, denn der Kern der Pilotanlage versteckt sich unter der Erde: kilometertiefe Bohrlöcher.
Während Windmühlen ganze Regionen verschandeln und Solarpaneele das Auge blenden, bleiben geothermische Anlagen weitgehend unsichtbar. Die oberirdischen Teile – Wärmetauscher, Turbine und Generator – passen in ein Gebäude von der Größe eines Einfamilienhauses. Das ist der Charme des Außenseiters unter den regenerativen Energien. Schon vor mehr als 30 Jahren kam Physikern des amerikanischen Los Alamos Scientific Laboratory in New Mexico die Idee, aus der Hitze, die tief in der Erde herrscht, Strom zu gewinnen. Die Temperatur steigt im Schnitt alle 100 Meter, die man tiefer bohrt, um drei Grad – in manchen geologisch aktiven Regionen wie dem Rheingraben sogar noch rascher. In Soultz erhitzt sich der Bohrer fünf Kilometer unter den wogenden Kornfeldern auf 200 Grad Celsius.
Unter unseren Füßen schlummern also gewaltige Energiereserven, wie eine Überschlagsrechnung zeigt: Kühlt man einen Granitblock von einem Kubikkilometer Volumen von 200 auf 180 Grad Celsius ab, könnte man mit der gewonnenen Energie 20 000 Haushalte 20 Jahre lang mit Strom versorgen. Allein im deutschen Untergrund steckt bis in sieben Kilometer Tiefe genug Energie, um den Strombedarf des Landes 600 Jahre lang zu decken, wie eine aktuelle Bundestagsstudie vorrechnet. Um den Schatz zu heben, hatten die amerikanischen Physiker in Los Alamos einen unterirdischen Wärmetauscher vorgeschlagen und gebaut, mit zwei parallelen Bohrungen als Zu- und Ableitung. Durch das eine Loch wird kaltes Wasser in die Tiefe gepresst, wo es sich erhitzt. Aus dem zweiten wird es wieder hoch gepumpt.
Das klingt simpel, doch beim Los-Alamos-Projekt wie auch bei anderen Bohrungen in den USA, in Japan und Europa gab es immer wieder Pannen, und die Kosten liefen davon. So blieb das Kreislaufkonzept bis heute in der Grundlagenforschung stecken. Die Wissenschaftler hatten die Probleme unterschätzt. Die Pioniere von Los Alamos gaben schließlich auf, weil sie es nicht schafften, das Wasser im Untergrund in den gewünschten Umlauf zu zwingen.
Doch jetzt keimt bei den Geothermikern neue Hoffnung: Durch das neue Stromeinspeisegesetz hoffen sie auf die nötigen Mittel, um die Hürden endlich nehmen zu können. Wer Erdstrom ins Netz speist, bekommt seit Januar 2004 in Deutschland 15 Cent pro Kilowattstunde (kWh). In Frankreich lockt ein ähnliches Gesetz mit Vergütungen von rund 8 Cent pro kWh. Zum Vergleich: Die Erzeugungskosten für Kohlestrom liegen bei rund 4 Cent pro kWh.
Die Geothermie, freut sich Dr. Jörg Baumgärtner, der Projektleiter von Soultz, habe dadurch einen enormen Schub bekommen: „Jetzt herrscht Aufbruchstimmung. Alle warten nur auf positive Ergebnisse der wissenschaftlichen Pilotanlagen.” Werner Bußmann vom Vorstand der Geothermischen Vereinigung prophezeit der Erdwärme eine ähnlich rasante Entwicklung, wie sie die Windkraft einst genommen hat.
Erdstrom hat erhebliche Vorteile gegenüber Wind- oder Solarstrom. Da er weder auf das Wetter noch auf bestimmte Tageszeiten angewiesen ist, sprudelt er rund um die Uhr und lässt sich somit für die Grundversorgung nutzen. Aber auch Verbrauchsspitzen kann er ohne weiteres abdecken, denn ein Erdkraftwerk lässt sich innerhalb einer Viertelstunde hochfahren. Denkbar wäre sogar, nachts heißes Wasser auf Vorrat hoch zu pumpen und erst am Tag über die Turbinen laufen zu lassen.
Dazu kommt, dass man inzwischen Wasser mit einer Temperatur von nur 100 Grad Celsius verstromen kann – wenn auch mit einer bescheidenen Energieausbeute von nur 6 bis 8 Prozent. Die Energie wird dabei über einen Wärmetauscher auf eine andere Flüssigkeit übertragen, die schon bei 50 oder sogar 30 Grad verdampft. Die mecklenburgische Gemeinde Neustadt-Glewe, die schon seit 1995 mit Thermalwasser aus 2200 Meter Tiefe mehr als 1300 Wohnungen beheizt, macht es seit letztem Herbst vor. Die Thermalanlage dort wurde mit einer 210-Kilowatt-Turbine bestückt, um die Wärme, die während des Sommers nicht gebraucht wird, als Strom nutzen zu können.
Bessere politische Rahmenbedingungen können freilich nicht darüber hinweg täuschen, dass die Technologie noch längst nicht ausgereift ist. „Vielleicht geht alles ein bisschen zu schnell”, meint Baumgärtner. Auch Geothermie-Experte Prof. Christoph Clauser von der Rheinisch-Westfälischen Technischen Hochschule (RWTH) Aachen, der sich darüber freut, dass die Bundesregierung „ das Potenzial endlich erkannt” hat, warnt vor Euphorie: „Zu viel Herzblut kann hier blenden.”
Erst im Frühjahr hat eines der renommiertesten Geothermie-Projekte Deutschlands einen herben Rückschlag erlitten. In Bad Urach am Rand der Schwäbischen Alb, wo Forscher seit 1978 im heißen Untergrund nach Energie schürfen, kam für eine Bohrung, die bis auf 4600 Meter Tiefe hinab führen sollte, das Aus. Brüchiges Gestein, Lecks und Lärmschutzauflagen hatten die Kosten gewaltig in die Höhe getrieben. Der Bund, der den größten Teil der Mittel – bisher insgesamt rund 6,5 Millionen Euro – bereitstellte, drehte den Geldhahn zu. Und auch die Kurstadt, der Träger des Projekts, wollte nicht für die Mehrkosten aufkommen. Ob es in Bad Urach weitergehen wird, hängt nun davon ab, ob sich Industriepartner finden lassen, die sich an dem Forschungsvorhaben beteiligen.
Auch beim internationalen Projekt in Soultz, das bisher rund 40 Millionen Euro verschlungen hat, lief nicht immer alles rund. Der bislang größte Erfolg: 1997 gelang es Baumgärtner und seiner Crew, in rund 3500 Meter Tiefe einen Durchlauferhitzer anzuwerfen. Kaum ein Tropfen des eingespeisten Wassers ging in den unterirdischen Klüften verloren, obwohl die Bohrlöcher einen halben Kilometer auseinander lagen. Geholfen hat dabei sicher, dass in der Tiefe – anders als in Bad Urach – natürliches Wasser in geringen Mengen vorkommt. Ein halbes Jahr lang zirkulierte das Nass in einem geschlossenen Kreislauf, erhitzte sich auf mehr als 140 Grad Celsius und förderte eine thermische Leistung von rund zehn Megawatt zur Oberfläche. Allerdings blieb die Temperatur unter der erhofften Marke von 170 Grad, wie sie für eine lohnende Stromerzeugung unter den damals herrschenden Bedingungen – also ohne Förderung durch das Stromeinspeisegesetz – nötig gewesen wäre. So wurde erst gar kein Generator angeschlossen. Die Wärme verpuffte als weiße Dampffahne im französischen Himmel.
Die Betreiber, ein internationales Konsortium großer Energieunternehmen, beschlossen damals, noch einmal von vorne anzufangen und bis in fünf Kilometer Tiefe vorzustoßen, wo Temperaturen von rund 200 Grad herrschen. Ihr Ziel war das weltweit erste Drei-Bohrloch-System. Das mittlere Loch dient dabei als Zulauf, aus den beiden äußeren wird das Heißwasser gefördert. Vorteil: Im Untergrund geht weniger Wasser verloren als bei einem Zwei-Loch-System. Das liegt an den Eigenarten des unterirdischen Durchlauferhitzers. Dieses Kluftsystem wird aufgesprengt, indem starke Pumpen Wasser unter hohem Druck ins Bohrloch pressen. Die Spalten platzen dabei nicht wahllos auf, sondern entlang einer Vorzugsrichtung. Sie können sich nicht gegen den größten Gesteinsdruck öffnen, der in Deutschland in Nord-Süd-Richtung verläuft, der Stoßrichtung der afrikanischen gegen die eurasische Platte. Vielmehr passen sie sich dem Spannungsverlauf an, führen also sowohl nach Süden als auch nach Norden. Man braucht daher zwei Förderbrunnen, um das vagabundierende Nass vollständig einzufangen.
Das Kluftsystem ist das Kernstück jeder Geothermie-Anlage und muss hohen Ansprüchen genügen, um als Durchlauferhitzer zu taugen. Die Spalten dürfen sich nicht zu weit öffnen, sonst würde das Wasser im Kurzschluss hindurchlaufen und kaum Wärme aufnehmen. Ein rentables Erdwärmekraftwerk braucht eine Wärmetauscherfläche von mehreren Quadratkilometern. Die Spalten dürfen aber auch nicht zu eng sein, sonst geht zu viel Energie für das Durchpressen des Wassers verloren. Außerdem darf sich nur wenig Wasser im unterirdischen Labyrinth verlieren.
Das alles soll die brutale Methode des „Hydraulic Fracturing” leisten, wie das Einpressen von Wasser im Technik-Jargon heißt. Dabei wird durch den hohen Wasserdruck das Gestein explosionsartig aufgebrochen. Immerhin können die Forscher die Geräusche, die beim Aufsprengen des Gesteins entstehen, mit seismischen Methoden orten. So erhalten sie die groben Umrisse des Durchlauferhitzers und können die Bohrungen für die Förderkanäle richtig platzieren. Ob ihre Arbeit allerdings Früchte trägt, wissen sie erst nach Jahren.
Und selbst dann sind die Energie-Schürfer nicht vor bösen Überraschungen gefeit: Minerale, die im heißen Tiefenwasser gelöst sind, können ausfällen und die unterirdischen Klüfte verstopfen – wie bei einer Waschmaschine, die verkalkt. Die Gefahr lauert vor allem dort, wo sich Druck und Temperatur des Wassers rasch ändern. Prof. Clauser von der RWTH Aachen sucht seit Jahren nach Abhilfe. Er hat ein Simulationsprogramm entwickelt, das im Voraus berechnet, was im Untergrund passieren wird. Und nicht nur das: Mit chemischen Zusätzen, die dem verpressten Wasser beigemischt werden, glaubt er, störende Krusten wieder beseitigen zu können.
In Soultz ist inzwischen der unterirdische Teil der Anlage weitgehend fertig gestellt. Die drei Bohrungen, jede rund sechs Millionen Euro teuer, liegen oben unmittelbar nebeneinander – das spart Platz und Kosten – und gehen erst in der Tiefe auf jeweils 600 Meter Abstand zueinander. Am Ostersonntag 2004 hatte das letzte Loch die angepeilte Tiefe erreicht – und Baumgärtner atmete auf. „Ich dachte vorher, Bohren im Kristallingestein sei Stand der Technik”, sagt er. Jetzt ist er schlauer. Der Granit wurde mit der Tiefe immer härter, sodass manche Geräte versagten. Obendrein musste der Bohrmeißel das brüchige Kluftsystem passieren, das vom letzten Projekt geblieben war, und kam dadurch immer wieder vom Kurs ab. Dazu herrschte eine Hitze wie im Backofen. „Wir mussten viel Lehrgeld zahlen”, sagt Baumgärtner. Jetzt erinnern nur noch die zerschlissenen Bohrkronen, die auf dem Hof in Reih und Glied liegen, an die vielen durchwachten Nächte.
Im nächsten Frühjahr soll die Anlage mit einer 1,5-Megawatt-Turbine bestückt werden und zum ersten Mal Strom liefern. Ein Jahr später, wenn der Probelauf klappt, wird die Leistung auf 6 Megawatt hochgefahren. Dann, so hofft Baumgärtner, sei die Zeit auch anderswo reif für kommerzielle Erdwärmekraftwerke. Allerdings: Die Erfahrungen in Soultz lassen sich nicht eins zu eins auf andere Standorte übertragen. Erdwärme-Anlagen gibt es nicht von der Stange, jeder Untergrund braucht seinen eigenen Maßanzug – das macht sie so teuer und letztlich auch unkalkulierbar. „Vor der Hacke ist es duster”, sagen Bergleute aus bitterer Erfahrung. Ein Vergleich zwischen Soultz und einer anderen Pilotanlage im ostdeutschen Groß-Schönebeck zeigt die Bandbreite der Erdstromgewinnung. Im Elsass führt der Meißel in trockenen Granit, in der Brandenburger Schorfheide dagegen in Sediment, durch dessen Klüfte natürliches Thermalwasser strömt.
Die Unterschiede könnten kaum größer sein – und erfordern ganz verschiedene technische Konzepte. Beim Bohren hat weiches Sedimentgestein Vorteile, denn Geologen kennen sich hier aus, da sie bei der Ölförderung jahrzehntelang Erfahrungen damit gesammelt haben. Selbst eine Richtbohrung bereitet im Sediment keinerlei Probleme.
Beim Aufbrechen des Kluftsystems ist es dagegen umgekehrt. Im Kristallin bleiben die Spalten von alleine offen, weil sich die harten Spaltflächen ineinander verzahnen. Im weichen Sediment würden sie sich dagegen sofort wieder verschließen, wenn man dem Sprengwasser nicht Keramikkügelchen beimischte, die das unterirdische Leitungssystem wie kleine Klemmkeile fixieren.
Auch beim Betrieb der Anlagen wird es Unterschiede geben – vermuten die Experten. Doch hier fangen die großen Fragezeichen an: Wie viel Wasser geht im Untergrund verloren, wenn die Pumpen Jahr um Jahr laufen? Wie ergiebig sprudelt die Energiequelle? Bleiben die Spalten über Jahrzehnte offen? Und wann kommt nur noch kaltes Wasser aus der Tiefe? Verlässliche Antworten kann heute niemand geben – und doch entscheiden sie über Wohl und Wehe der Technologie. Ohne Langzeitsicherheit sind die Projekte zum Scheitern verurteilt.
Nach Modellrechnungen soll sich der Wärmetauscher in Soultz innerhalb von 20 Jahren um 20 auf 180 Grad Celsius abkühlen. Ein nennenswerter Wasserverlust ist nach den bisherigen Erfahrungen nicht zu erwarten. In Groß-Schönebeck rechnet Projektleiter Dr. Ernst Huenges vom Geoforschungszentrum Potsdam sogar mit noch besseren Daten, weil in der Tiefe ständig natürliches Thermalwasser nachströmt, sodass der Untergrund nur sehr langsam auskühlt. Probleme mit Wasserverlusten sind im wasserführenden Sediment ohnehin nicht zu erwarten.
Doch Skeptikern wie dem Energiekonzern E.ON reichen solche hoffnungsvollen Modellrechnungen nicht aus, um sich für Erdstrom zu engagieren. Das Risiko, Investitionen in den Sand zu setzen, sei in Deutschland zu hoch, heißt es. Da hilft auch kein Rechenexempel, wie es die Soultz-Pioniere anstellen: Wenn man in der Rheinebene von einem Standpunkt aus neun Bohrungen niederbringen würde, so ihr Ergebnis, könnte man eine elektrische Leistung von 25 Megawatt erzielen und käme auf Erzeugungskosten von 5 bis 10 Cent pro Kilowattstunde. Angesichts einer Vergütung von 15 Cent käme ein Investor also auf seine Kosten – zumindest in Deutschland.
Auch nach 30 Jahren Forschung ist Erdstrom ein Hoffnungsträger – mehr nicht. Wie mancher glücklose Sportler wird er dieses Prädikat einfach nicht los. Daran ändert auch das Stromeinspeisegesetz nichts. Es begünstigt allerdings eine einseitige Ausrichtung der Anlagen: Während die elektrische Energie gutes Geld bringt, ist die Wärme kaum zu vermarkten, zumal die nötigen Fernwärmenetze fehlen – ein ökologisches Manko. Denn bei der Stromproduktion mit ihren bescheidenen Wirkungsgraden von 8 bis 15 Prozent geht der größte Teil der Energie, die im Thermalwasser steckt, als Abwärme verloren. In Deutschland, meint E.ON-Sprecher Andreas Willeke deshalb, sei „ die direkte Anwendung als Nutzwärme sowohl ökologisch als auch ökonomisch sinnvoller als die Umwandlung in Strom”. Er hält die massive Förderung von Erdstrom für ein falsches Signal.
In vulkanisch aktiven Regionen, wo der Dampf ganz von selbst aus der heißen Erde zischt, gelten freilich ganz andere Regeln. Hier lässt sich elektrischer Strom aus Erdwärme mit geringen Kosten gewinnen. Jetzt wollen Forscher, darunter auch Experten vom Geoforschungszentrum Potsdam, sogar noch einen Schritt weiter gehen.
In Island, dem Dorado der Geothermie, wo schon seit Jahrzehnten Strom aus Erdwärme gewonnen wird, wollen sie fünf Kilometer tief bohren und hoffen dort, bei einer Hitze von rund 500 Grad Celsius, auf Wasser in kritischem Zustand zu stoßen. Diesen exotischen Grenzzustand zwischen flüssig und gasförmig nimmt das Wasser bei bestimmten Druck- und Temperaturverhältnissen an. Wenn es gelänge, solches Wasser zu heben, könnte man Turbinen mit gewaltiger Leistung betreiben. „ Das wäre der Fusionsreaktor unter den Erdwärmekraftwerken”, schwärmt Huenges. Bleibt nur zu hoffen, dass er schneller verwirklicht wird als sein teures leistungsarmes Gegenstück.
Klaus Jacob
Ohne Titel
Bis Dezember 2002: Abteufen der zweiten 5000-Meter- Bohrung
Januar bis Februar 2003: Stimulation der zweiten Bohrung
März bis Mitte Mai 2003: Vorbereitung der dritten Bohrung
Mitte Mai bis Mitte Dezember 2003: Abteufen der dritten Bohrung
Mitte Dezember 2003 bis Mitte März 2004: Stimulation der dritten Bohrung
April 2004: Dritte Tiefbohrung erfolgreich abgeschlossen
Juni bis August 2004: Umbau der Anlage für den Betrieb mit drei Bohrungen
September 2004 bis Februar 2005: Erstes Zirkulieren mit drei Bohrungen
März 2005 bis November 2005: Erproben und Weiterentwickeln des Wärmetauschers
Dezember 2005 bis Januar/Februar 2006:
Erste Stromerzeugung mit 1,5 Megawatt
2006: Testen und Weiterentwickeln des Wärmetauschers
Oktober 2006 bis März 2007: Ausbau der Stromerzeugung auf 5 bis 6 Megawatt
COMMUNITY INternet
Übersicht über alle deutschen Geothermie-Projekte:
www.energetik-leipzig.de/geothermie/portal/projektinfos.htm
Bericht zur Erdwärmenutzung auf Island:
www.geothermie.de/geothermischer%20strom/islandartikel/ island_vulkanisch_gut.html
Tipps zur Nutzung von Geothermie:
www.geothermal-energy.ch
Ohne Titel
• Im Elsass geht im Frühjahr 2005 ein Erdwärme-Pilotkraftwerk mit 1,5 Megawatt Leistung in Betrieb.
• Andere geothermische Projekte stocken – wie im schwäbischen Bad Urach, wo die Bohrungen vor kurzem eingestellt wurden.
• Experten sehen Chancen für eine wirtschaftliche Nutzung der Erdwärme derzeit vor allem in thermisch sehr aktiven Regionen wie Island.
