Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen ...

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Geothermische Stromerzeugung ist in Deutschland nur in Ansätzen existent. Die Nutzung von Aquiferen
ohne spezifische Reservoiraufbereitung wird mit dem wärmegeführten Kombikraftwerk in Neustadt-Glewe
(Mecklenburg-Vorpommern) mit ca. 210 kW Nenn- und 137 kW Durchschnittsleistung erprobt, das seit 2003
zuverlässig in Betrieb ist. In Soultz-sous-Forêts, knapp jenseits der deutschen Grenze im Elsass, herrschen,
wie generell im nördlichen Teil des Oberrheingrabens, vergleichsweise günstige Verhältnisse mit bis zu
200°C in 5.000 m Tiefe. Dort wird in einem europäischen Projekt das HDR-Verfahren seit 1987 untersucht.
Die vornehmlich für Forschungszwecke, insbesondere für Reservoirstimulierung betriebene Anlage liefert
1,5 MWe. Andere Projekte im nördlichen Oberrheingraben (Landau) und im bayrischen Unterhaching nutzen
hydrothermale Vorkommen in ca. 3.000 m Tiefe zu Strom- und Wärmegewinnung mit zusammen 6 MWe
(Stand 2009). Die unterirdische Flächennutzung von geothermischen Kraftwerken beträgt ca. 1km 2 /10 MWe,
die oberirdische netto Flächenanforderung 5 liegt je nach Verhältnissen bei ca. 1.400-2.300 m 2 /MWe.
Dass Geothermie an günstigen Standorten mit geothermischen Anomalien heute schon eine bedeutende
Rolle spielen kann, zeigt z.B. das seit 1904 für Stromproduktion genutzte geothermische System in
Larderello (Toskana), das 800 MW elektrische Leistung zu wettbewerbsfähigen Preisen in das italienische
Stromnetz einspeist. Allerdings ist auch hier das ursprüngliche, höher liegende Reservoir durch Übernutzung
erschöpft, und es wird heute ein tiefer liegendes Reservoir so genutzt, dass erwartet wird, langfristig nahe
einem Gleichgewicht zu bleiben.
8.4 Kosten und Umweltaspekte
Die Investitionskosten geothermischer EGS Stromerzeugung sind durch Exploration, Bohrprozess, Reservoirbehandlung,
thermalen Flüssigkeitskreislauf sowie das oberirdische Kraftwerk bestimmt und werden
gegenwärtig auf ca. 15 /WNominalleistung geschätzt, wobei die Bohrkosten mit >70% dominieren. Die laufenden
Kosten umfassen mit ca. 80% die Bedienung des notwendigen Kapitals, Abschreibung, Steuern und
Abgaben und nur mit ca. 20% die eigentlichen Betriebskosten. Insgesamt kann auf der Basis heute verfügbarer
Technologie bei normalen geothermischen Temperaturgradienten von Stromproduktionskosten von 26-32 c/kWh
ausgegangen werden. Demgegenüber kann Wärme zu ca. 6 c/kWh produziert werden 6 . Im Hinblick auf
vermiedene externe Kosten ist insbesondere die CO2-Vermeidung zu berücksichtigen: Lebenszyklusanalysen
von EGS-Stromerzeugung ergeben mit dem aktuellen Kraftwerksmix Werte von ca. 60 g CO2/kWh, wobei der
Energieeinsatz eines geothermischen Kraftwerks zu >80% durch die Konstruktion bedingt ist. Die Energierückzahlungszeit
liegt für normale Temperaturgradienten gegenwärtig bei 4 – 5 Jahren 7 .
Sowohl die Produktionskosten als auch die Energierückzahlungszeit verringert sich erheblich, wenn
Reservoirs mit höheren Temperaturen und/oder geringeren Bohrtiefen genutzt werden können (wird z.B.
eine Temperatur von 160° statt 150° angetroffen, können die Produktionskosten um 30% niedriger liegen 8 ).
Auch unter normalen geothermischen Verhältnissen kann mit sinkenden Produktionskosten gerechnet
werden. Im Vordergrund steht dabei die (Weiter-) Entwicklung effizienter und zuverlässiger Stimulationsverfahren,
da mit vergleichsweise geringem Kostenaufwand die Netto-Energieentnahme aus einem Reservoir
erheblich verbessert werden kann. Die Bohrungskosten sind auf Grund ihres großen Anteils an den Gesamtinvestitionskosten
von besonderer Bedeutung. Die gegenwärtige Explorations- und Bohrtechnologie ist
weitgehend von Entwicklungen in der Öl- und Gasindustrie bestimmt und Optimierungen für die speziellen
5
Zuzüglich Leitungsflächen, die parallele z.B. landwirtschaftliche Nutzung zulassen. Siehe Tester, J.W. et al. (eds.), 2006. The Future
of Geothermal Energy Impact of Enhanced Geothermal Systems on the United States in the 21st Century. Prepared by the
Massachusetts Institute of Technology.
6
Frick, S. et al. to be published in E. Huenges (Hrsg.) Enhanced Geothermal Systems, Geothermal Technology for Resource
Assessment, Exploration, Field Development and Utilization, Wiley Ltd., in press
7
Frick, S. et al. Life cycle assessment of geothermal binary power plants in Energy (2010)
8 Frick, S. et al. to be published in E. Huenges (Hrsg.), a.a. O.