Nutzung der Tiefen- geothermie in Stuttgart Durchführung von ...

zfes.uni.stuttgart.de

Nutzung der Tiefen- geothermie in Stuttgart Durchführung von ...

Universität Stuttgart

IER

Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung

Nutzung der Tiefengeothermie

in Stuttgart

Durchführung von

Wirtschaftlichkeitsberechnungen

.

Christoph Kruck

Rosa Lo

Ludger Eltrop

Simone Walker-Hertkorn (sys-

therma GmbH)

Pia Orywall (EnBW)

Thomas Kölbel (EnBW)

Schlussbericht zum Projekt des Zentrums für Energieforschung

Stuttgart e.V. (ZfES)

November 2009


Inhaltsverzeichnis

Inhalt

Abbildungsverzeichnis.......................................................................................................... III

Tabellenverzeichnis.................................................................................................................V

1 Einleitung........................................................................................................1

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte.......3

2.1 Hydrothermale Erdwärmenutzung ................................................................3

2.1.1 Untertageteil des Thermalwasserkreislaufs.......................................4

2.1.2 Übertageteil des Thermalwasserkreislaufs ........................................7

2.1.3 Nutzung der hydrothermalen Erdwärme in Deutschland..............11

2.2 Enhanced Geothermal Systems (EGS) .........................................................13

2.3 Erdwärmesonden............................................................................................17

2.3.1 Tiefe Erdwärmesonden ......................................................................18

2.3.2 Oberflächennahe Erdwärmesonden .................................................20

2.4 Wärmepumpen und Kältemaschinen...........................................................23

2.4.1 Kompressionswärmepumpe ..............................................................23

2.4.2 Absorptionswärmepumpe..................................................................24

2.4.3 Kompressionskältemaschine .............................................................25

2.4.4 Absorptionskältemaschine.................................................................26

2.4.5 Kenngrößen von Wärmepumpen bzw. Kältemaschinen ................27

2.5 Technisch-ökonomische Werte der verschiedenen Anlagenkonzepte.......29

2.5.1 Anlagen zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung ...............29

2.5.2 Anlagen zur Wärmebereitstellung über tiefe Erdwärmesonden ...32

2.5.3 Anlagen zur Wärmebereitstellung über oberflächennahe

Erdwärmesonden................................................................................35

2.5.4 Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung (KWKK) ........................................38

2.5.5 Förderbedingungen einer geothermischen Strom- oder

Wärmeerzeugung .......................................................................................39

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart.....................41

3.1 Geologie und Hydrogeologie in Stuttgart.....................................................41

3.2 Besonderheiten bei Erschließung der oberflächennahen Geothermie

mittels Erdwärmesonden...............................................................................46

3.3 Besonderheiten bei Erschließung der Tiefengeothermie ............................48

3.4 Geologie der vier Standorte im Vergleich....................................................48

I


II

Inhaltsverzeichnis

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte ........................53

4.1 Standort Universität Stuttgart - Campus Vaihingen.................................. 53

4.1.1 Nachfragedaten .................................................................................. 53

4.1.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse ................................................................ 55

4.2 Standort Krankenhaus Bad Cannstatt ........................................................ 59

4.2.1 Nachfragedaten .................................................................................. 59

4.2.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse ................................................................ 61

4.3 Standort Firma Porsche, Zuffenhausen....................................................... 64

4.3.1 Nachfragedaten .................................................................................. 65

4.3.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse ................................................................ 65

4.4 Fernwärmeversorgung Neugereut ............................................................... 68

4.4.1 Nachfragedaten .................................................................................. 68

4.4.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse ................................................................ 69

4.5 Wärmebereitstellung über Erdwärmesonden............................................. 72

5 Zusammenfassung und Vergleich ..............................................................77

Literaturverzeichnis..........................................................................................81


Abbildungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abb. 2-1: Erdwärmenutzung mit einer Dublette ................................................................3

Abb. 2-2: Rotary Bohranlage..............................................................................................4

Abb. 2-3: Skizze zu einem Ausbau einer Tiefenbohrung...................................................5

Abb. 2-4: Open-Hole-Komplettierung mit Gravel-Pack und Cased-Hole-

Komplettierung ..................................................................................................6

Abb. 2-5: Möglichkeiten der Thermalwassererschließung ...................................................7

Abb. 2-6: Prinzipschema des Obertageteils des Thermalwasserkreislaufs ........................8

Abb. 2-7: Vereinfachtes Schaltschema einer Anlage zur geothermischen

Stromerzeugung über einen ORC-Prozess.........................................................8

Abb. 2-8: Vereinfachte Schaltbilder für ausschließliche Stromerzeugung (ORC) bzw.

zusätzliche Wärmeeinspeisung in ein Nahwärmenetz .......................................9

Abb. 2-9: Wirkungsgrade von ORC-Systemen ausgeführter Systeme..................................9

Abb. 2-10: Vereinfachtes Schaltschema einer Anlage zur geothermischen

Stromerzeugung über einen Kalina-Prozess ....................................................10

Abb. 2-11: Nettowirkungsgrad der Stromerzeugung einer Anlage nach dem Kalina-

Prozess..............................................................................................................10

Abb. 2-12: Gebiete möglicher hydrogeothermischer Energievorräte in Deutschland ...........11

Abb. 2-13: Schema der Erdwärmenutzung in Neustadt-Glewe..........................................12

Abb. 2-14: Schema des EGS-Verfahrens ...........................................................................14

Abb. 2-15: Vereinfachtes Schema einer Anlage zur geothermischen Stromerzeugung

nach dem Flash-System....................................................................................16

Abb. 2-16: Ausführungsvarianten von Erdwärmesonden...................................................17

Abb. 2-17: Tiefe Erdwärmesonde im Rahmen eines Wärmebereitstellungssystems .........18

Abb. 2-18: Tiefe Erdwärmesonde Prenzlau........................................................................19

Abb. 2-19: Erdwärmesonde zur Hausbeheizung ................................................................21

Abb. 2-20: Funktionsweise einer Kompressionswärmepumpe ..........................................24

Abb. 2-21: Funktionsweise einer Absorptions-Wärmepumpe ...........................................24

Abb. 2-22: Funktionsschema einer Kompressionskältemaschine......................................25

Abb. 2-23: Funktionsschema einer Absorptionskältemaschine .........................................26

Abb. 2-24: Wärmepumpen-Leistungszahlen ......................................................................27

Abb. 2-25: Abhängigkeit des COP-Wertes von der Temperatur des Heizmediums..........29

Abb. 2-26: Abhängigkeit der thermischen Leistung von Volumenstrom und

Temperaturdifferenz zwischen Förder- und Rücklauftemperatur....................30

Abb. 2-27: Wirkungsgradverlauf von ORC- bzw. Kalina-Prozess in Abhängigkeit der

Thermalwassertemperatur, Injektionstemperatur: 80 °C .................................31

Abb. 2-28: Leistungs- und Kostenabschätzung für variable Sondenlängen.......................34

Abb. 2-29: Relatives Heizlastprofil zur monatspezifischen Verteilung des Jahresheiz-

energie..............................................................................................................36

Abb. 2-30: Zeitlicher Verlauf der Minimal- und Maximalwerte der mittleren

Mediumstemperatur, die allen Modellberechnungen zugrunde liegt...............37

Abb. 2-31: Erforderliche Bohrmeter zur Abdeckung einer Heizlast von 1 MWth in

Abhängigkeit der Jahresheizarbeit ...................................................................37

Abb. 2-33: Prinzipschema eines KWKK-Prozesses ...........................................................39

Abb. 2-34: EEG-Vergütung von Anlagen zur geothermischen Stromerzeugung ..............39

Abb. 3-1: Geothermische Nutzungsbereiche in Stuttgart .................................................44

Abb. 3-2: Zu erwartende Temperaturentwicklung im Untergrund von Stuttgart.............46

Abb. 3-3: Geologie an den vier zu untersuchenden Standorten .......................................49

III


IV

Abbildungsverzeichnis

Abb. 3-4: Ausbau der Tiefenbohrungen an den Standorten Universität Stuttgart und

Neugereut......................................................................................................... 50

Abb. 4-1: Nachfrage nach Strom, Wärme und Kälte der Universität Stuttgart, Campus

Vaihingen im Jahr 2008................................................................................... 53

Abb. 4-2: Jahresdauerlinie Strom- und Wärmenachfrage des Standorts Universität

Stuttgart, Campus Vaihingen........................................................................... 54

Abb. 4-3: Jährliche Ausgaben und Einnahmen (EGS-Anlagekonzept für den Standort

Universität Stuttgart, Campus Vaihingen) ...................................................... 57

Abb. 4-4: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Campus

Vaihingen) ....................................................................................................... 58

Abb. 4-5: Nachfrage nach Strom, Wärme und Kälte des Krankenhauses Bad Cannstatt

(Stromnachfrage 2008; Wärmenachfrage: gemittelte Werte 2002 – 2007) .... 60

Abb. 4-6: Jahresdauerlinie Strom- und Wärmenachfrage des Standorts Krankenhaus

Bad Cannstatt................................................................................................... 61

Abb. 4-7: Jährliche Ausgaben und Einnahmen (EGS-Anlagekonzept für den Standort

Krankenhaus Bad Cannstatt) ........................................................................... 63

Abb. 4-8: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Krankenhaus

Bad Cannstatt) ................................................................................................. 64

Abb. 4-9: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Firma Porsche

in Zuffenhausen).............................................................................................. 67

Abb. 4-10: Wärmenachfrage Neugereut 2007 ................................................................... 68

Abb. 4-11: Jahresdauerlinie Wärmenachfrage des Standorts Neugereut........................... 69

Abb. 4-12: Jährliche Ausgaben und Einnahmen (EGS-Anlagekonzept für den Standort

Neugereut) ....................................................................................................... 71

Abb. 4-13: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Neugereut).......... 72

Abb. 4-14: Parametervariation Wärmegestehungskosten aus tiefen Erdwärmesonden..... 74

Abb. 4-15: Parametervariation Wärmegestehungskosten aus oberflächennahen

Erdwärmesonden ............................................................................................. 76

Abb. 8-1: Wärmegestehungskosten (EGS) der verschiedenen Standorte im Vergleich.. 77

Abb. 8-2: Bandbreite der Wärmegestehungskosten (EGS) an den verschiedenen

Standorten........................................................................................................ 78

Abb. 8-3: Wärmegestehungskosten aus tiefen bzw. oberflächennahen

Erdwärmesonden im Vergleich ....................................................................... 79


Tabellenverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1: Übersicht über Projekte zur hydrothermalen Erdwärmenutzung in

Deutschland..................................................................................................13

Tabelle 2-2: Übersicht über das EGS-Projekt Soultz-sous-Fôrets ...................................15

Tabelle 2-3: Übersicht über die tiefe Erdwärmesonde Prenzlau ......................................20

Tabelle 2-4: Technische Kenndaten von Absorptionskältemaschinen ............................28

Tabelle 2-5: Übersicht Eingangswerte für Anlagenkonzepte zur Stromerzeugung .........29

Tabelle 2-6: Übersicht Eingangswerte für Investitionskosten sowie Betriebs- und

Personalkosten für die geothermische Stromerzeugung mittels EGS-

Verfahren auf Basis der Kostendaten des EGS-Projekts Soultz-sous-

Fôrets............................................................................................................32

Tabelle 2-7: Mögliche Verdampferleistungen und Wärmeenergien aus dem Untergrund

(2.400 h Laufzeit der Wärmepumpe pro Jahr) .............................................34

Tabelle 2-8 Übersicht über groß dimensionierte Projekte zur Nutzung oberflächen-

naher Erdwärmesonden................................................................................35

Tabelle 2-9: Materialeigenschaften der Wärmesondenanlage..........................................36

Tabelle 3-9: Charakterisierung der hydrogeologischen Einheiten in Stuttgart ................43

Tabelle 3-10: Charakterisierung der verschiedenen geothermischen Nutzungsbereiche

in Stuttgart....................................................................................................44

Tabelle 4-11: Minimale und maximale elektrische und thermische Leistungswerte des

Bereichs Campus Vaihingen........................................................................54

Tabelle 4-12: Auslegung der geothermischen KWKK-Anlage für die Universität

Stuttgart, Campus Vaihingen .......................................................................55

Tabelle 4-13: Ökonomische Daten der geothermischen KWKK-Anlage für die

Universität Stuttgart, Campus Vaihingen ....................................................56

Tabelle 4-14: Minimale und maximale elektrische und thermische Leistungswerte des

Krankenhauses Bad Cannstatt......................................................................60

Tabelle 4-15: Auslegung der geothermischen KWK-Anlage für das Krankenhaus Bad

Cannstatt.......................................................................................................61

Tabelle 4-16: Ökonomische Daten der geothermischen KWK-Anlage für das

Krankenhaus Bad Cannstatt .........................................................................62

Tabelle 4-17: Auslegung der geothermischen KWKK-Anlage für die Firma Porsche,

Zuffenhausen................................................................................................65

Tabelle 4-18: Ökonomische Daten der geothermischen KWK-Anlage für die Firma

Porsche in Zuffenhausen..............................................................................66

Tabelle 4-19: Auslegung der geothermischen KWK-Anlage für den Standort

Neugereut .....................................................................................................69

Tabelle 4-20: Ökonomische Daten der geothermischen KWK-Anlage für den Standort

Neugereut .....................................................................................................70

Tabelle 4-21: Technische-ökonomische Daten zur Berechnung der Wärmegestehungs-

kosten aus tiefen Erdwärmesonden (Wärmeleistung: 1 MWth) ...................73

Tabelle 4-23: Technische-ökonomische Daten zur Berechnung der Wärmegestehungs-

kosten aus oberflächennahen Erdwärmesonden (Wärmeleistung: 1 MWth)75

V


VI

Tabellenverzeichnis


1 Einleitung

1 Einleitung

Die Nutzung der Geothermie bietet gegenüber der Nutzung von Energieträgern wie Sonne

und Wind den Vorteil der kontinuierlichen Energiebereitstellung und der Unabhängigkeit von

meteorologisch bedingten Angebotsschwankungen. Ferner kann mit Hilfe von Erdwärme

sowohl Wärme bereitgestellt werden, aber bei Vorliegen von höheren Temperaturen im Untergrund

bzw. genügend großen Bohrtiefen kann auch Strom erzeugt werden.

Die Stadt Stuttgart strebt eine verstärkte Nutzung der Erdwärmepotenziale an, wobei sowohl

die oberflächennahe Erdwärmenutzung als auch die Nutzung der Tiefengeothermie berücksichtigt

werden sollen.

Als aussichtsreiche Standorte um ein möglichst wirtschaftliches Projekt zu realisieren wurden

in einem ersten Schritt Standorte bzw. potenzielle Abnehmer eruiert, die einen möglichst

ganzjährigen Bedarf an Strom, Wärme und Kälte aufweisen.

Im Ergebnis konnten vier potenzielle Standorte identifiziert werden:

• Universität Stuttgart, Standort Campus Vaihingen

• Krankenhaus Bad Cannstatt

• Firma Porsche, Zuffenhausen

• Fernwärmeversorgung Neugereut

Für diese Standorte soll auf Basis der von den Abnehmern gelieferten Daten zum jährlichen

Verlauf der Nachfrage nach Strom, Wärme und Kälte und auf Basis bereitgestellter geologischer

Daten zu den einzelnen Standorten eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung erfolgen mit

dem Ziel einen oder auch mehrere Orte für die Realisierung eines ersten Projektes zur Nutzung

der Tiefengeothermie in Stuttgart zu ermitteln. Parallel hierzu soll der Einsatz der oberflächennahen

Geothermie an den vier Standorten geprüft werden.

In Bezug auf die verschiedenen Technologien zur Erdwärmenutzung werden somit maximal

vier Anlagenkonzepte pro Standort in Betracht gezogen:

1.) Hydrothermale Erdwärmenutzung zur gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung

2.) Enhanced Geothermal Systems (EGS) zur gekoppelten Strom- und Wärmebereitstellung

3.) Tiefe Erdwärmesonden zur Wärmeerzeugung

4.) Oberflächennahe Erdwärmesonden zur Wärmeerzeugung

Die Verfahren 1 und 2 werden dabei alternativ betrachtet, d.h. entsprechend der Untergrundbeschaffenheit

wird entschieden, ob eine gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung mittels

hydrothermaler Erdwärmenutzung oder mittels EGS-Verfahren erfolgen kann. Zusätzlich

werden die Möglichkeiten einer ausschließlichen Wärmebereitstellung über tiefe als auch

oberflächennahe Erdwärmesonden näher untersucht.

1


2

1 Einleitung

Zu Beginn sollen in einem ersten Schritt die verschiedenen technischen Anlagenkonzepte

näher untersucht und beschrieben werden. Dazu gehört neben der hydrothermalen Erdwärmenutzung

und dem EGS-Verfahren zur Strom- und Wärmebereitstellung die Nutzung tiefer

als auch oberflächennaher Erdwärmesonden zur ausschließlichen Wärmeerzeugung. In diesem

Kontext wird zusätzlich auf die erforderlichen Rahmendaten eingegangen, die zur

Strom- und/oder Wärmeerzeugung jeweils gegeben sein müssen.

Die sich anschließenden Arbeitsaufgaben sind für jeden einzelnen Standort identisch.

Auf Basis der bereitgestellten geologischen Informationen und der bereitgestellten Bedarfsdaten

zum entsprechenden Standort erfolgt die Ermittlung geeigneter Anlagenkonfigurationen,

für die im Anschluss eine Wirtschaftlichkeitsanalyse erfolgt. Diese basiert u. a. auf den

zusammen mit der EnBW Forschung & Innovation abgeschätzten Kostendaten für die Erschließung

des jeweiligen Potenzials.

1. Technische Beschreibung und Zusammenstellung der technisch-ökonomischen Werte der

zu untersuchenden Anlagenkonzepte

- Beschreibung der vier Anlagenkonzepte Hydrothermale Erdwärmenutzung, EGS-

Verfahren, tiefe Erdwärmesonde und oberflächennahe Erdwärmesonde einschließlich

Analyse der erforderlichen Rahmendaten zur Erschließung der jeweiligen geothermischen

Ressourcen

2. Auswertung und Analyse der bereitgestellten geologischen Daten

- Analyse der geothermischen Situation in Stuttgart und Berücksichtigung von Besonderheiten

- Analyse, welche Anlagenkonzepte sinnvoll einsetzbar bzw. zu bevorzugen sind

3. Auswertung der Bedarfsdaten und Durchführung von Wirtschaftlichkeitsanalysen für den

jeweiligen potenziellen Standort

- Auswertung der bereitgestellten Daten zur Nachfrage nach Strom, Wärme und Kälte

am jeweiligen Standort

- Ermittlung einer geeigneten Anlagenkonfiguration, angepasst an Daten zur Nachfrage

nach Strom, Wärme und Kälte

- Kostenabschätzung für Erschließung des jeweiligen Standortes (untertägige / obertägige

Kosten, Betriebs- und Personalkosten,…)

- Durchführung einer Wirtschaftlichkeitsberechnung auf Basis der ermittelten Anlagenkonfiguration(en)

und Berechnung der Wärmegestehungskosten

- Berücksichtigung der EEG-Vergütungszahlungen im Fall einer tiefengeothermischen

Stromerzeugung sowie der KfW-Förderung für tiefe Erdwärmesonden (> 400 m)

- Parametervariation wesentlicher Kostenparameter zur Ermittlung der Belastbarkeit

der berechneten Gestehungskosten


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

In diesem Kapitel werden die vier näher zu untersuchenden Anlagenkonzepte technischökonomisch

beschrieben. Zunächst werden die geothermischen Anlagen zur Stromerzeugung

beschrieben, die hydrothermale Erdwärmenutzung in Kapitel 2.1 und die sogenannten Enhanced

Geothermal Systems (EGS) in Kapitel 2.2. Anschließend wird die Technik der tiefen

und oberflächennahen Erdwärmesonden zur Wärmebereitstellung näher ausgeführt (vgl. Kapitel

2.3), bevor in Kapitel 2.4 Wärmepumpen und Kältemaschinen behandelt werden.

In Ergänzung zur technischen Darstellung der einzelnen Konzepte wird in Kap. 2.5

auch auf die relevanten technisch-ökonomischen Werte eingegangen, die für die jeweilige

Technologie entscheidend sind. Basierend auf diesen erfolgen in den Kapiteln 4.1 bis 4.4 die

Wirtschaftlichkeitsberechnungen.

2.1 Hydrothermale Erdwärmenutzung

Die Nutzung niedrigthermaler (40 – 100 °C) oder heißer (> 100 °C) Tiefenwässer wird als

hydrothermale Erdwärmenutzung bezeichnet. Dazu wird das Thermalwasser aus großer Tiefe

(bis zu mehrere km) an die Oberfläche gefördert, dort zur Wärme- und teilweise auch Stromerzeugung

genutzt und anschließend wieder über eine Injektionsbohrung zurückgeführt

(vgl. Abb. 2-1).

Geothermische

Heizzentrale

Förderbohrung

Abnehmer

Injektionsbohrung

Abb. 2-1: Erdwärmenutzung mit einer Dublette /Bußmann et al. 1991/

Niedrigthermale Wässer können ausschließlich für die Wärmebereitstellung genutzt werden,

heiße Wässer ab ungefähr 100 °C können überdies zur Stromerzeugung über ORC- (organic

rankine cycle) oder Kalina-Prozesse dienen.

Zur technischen Beschreibung wird im Folgenden in den Untertageteil (vgl. Kapitel

2.1.1) und den Übertageteil (vgl. Kapitel 2.1.2) des Thermalwasserkreislaufs unterschieden.

3


4

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

2.1.1 Untertageteil des Thermalwasserkreislaufs

Der Untertageteil des Thermalwasserkreislaufs dient der Entnahme des warmen oder heißen

Tiefenwassers aus dem Trägergestein. Dazu wird die aus der Erdöl- oder Erdgasgewinnung

bekannte Bohrtechnik in Form des Rotary-Bohrens genutzt (vgl. Abb. 2-2).

Abb. 2-2: Rotary Bohranlage /Kaltschmitt et al. 1997/

Unter Rotation des Bohrgestänges wird der Bohrmeißel in den Untergrund getrieben, wobei

das Bohrklein über den Spülungskreislauf ausgetragen wird. Anschließend wird eine Verrohrung

in das Bohrloch eingebracht und der Ringraum zwischen Bohrlochwand und Verrohrung

(Casing) mit Zement abgedichtet.

Der Ausbau der Bohrungen zur Förderung bzw. Injektion kann, je nach Beschaffenheit

des Untergrundes, in zwei grundlegende Varianten unterschieden werden. Sind die gesteinsphysikalischen

Eigenschaften des Förderhorizontes relativ stabil, wird die Open-Hole-

Komplettierung eingesetzt, bei welcher die letzte Rohrtour oberhalb des Thermalwasserreservoirs

endet /TSB 2005/, /Kaltschmitt et al. 2006/.

Aufgrund hydraulischer und Kostenvorteile wurde vorzugsweise diese Variante in

den letzten Jahren gewählt /Kaltschmitt et al. 2006/. Allerdings besteht bei der Open-Hole-

Komplettierung die Gefahr, dass beispielsweise mitgeförderte Sandpartikel den Förderstrang

bzw. obertägige Anlagenteile verstopfen oder die Thermalwasserpumpen beschädigen. Durch

das Einbringen eines Kiesfilters (Gravel-Pack) kann dieser Problematik jedoch begegnet werden

(vgl. dazu Abb. 2-4). Dabei wird nach der Vergrößerung des Bohrloches im Speicherbereich

ein Drahtwickelfilter eingebaut und der verbleibende Ringraum mit Filterkies aufgefüllt

/Kaltschmitt et al. 2006/.


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Abb. 2-3: Skizze zu einem Ausbau einer Tiefenbohrung

Abb. 2-3 veranschaulicht in einer Skizze den Ausbau einer Tiefenbohrung, wobei insbesondere

die verschiedenen Rohrtouren ersichtlich werden um hydraulische Kurzschlüsse zwischen

verschiedenen Grundwasserstockwerken zu verhindern. In Kap. 3.4 wird exemplarisch

für die beiden Standorte Universität Stuttgart und Neugereut auf Unterschiede zwischen den

einzelnen Standorten eingegangen.

Im Falle einer unzureichenden Stabilität des Gesteins des Förderhorizonts, wie es

beispielsweise bei gering verdichtetem Sandstein der Fall ist, wird die Cased-Hole-

Komplettierung eingesetzt (vgl. dazu Abb. 2-4) /TSB 2005/. Bei dieser Komplettierungsvariante

wird die Speicherschicht verrohrt. Zur Förderung bzw. Injektion muss eine Perforation

5


6

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

über Rohrwand und Zementschicht zum Thermalwasserspeicher geschaffen werden. Bei der

Cased-Hole-Komplettierung besteht ein geringeres technisches Risiko als bei der Open-Hole-

Komplettierung. Jedoch gestalten sich die hydraulischen Verhältnisse als ungünstig und die

Kosten sind gegenüber der Open-Hole-Komplettierung höher anzusetzen /Kaltschmitt et al.

2006/, /Ausschuss für Bildung, Forschung und Technologiefolgenabschätzung 2003/.

Abb. 2-4: Open-Hole-Komplettierung mit Gravel-Pack und Cased-Hole-Komplettierung /Kabus

et al. 2003/

Für die Thermalwassererschließung sind verschiedene Varianten denkbar um die Investitionskosten

insbesondere für den oberirdischen Kreislauf zu minimieren. Abb. 2-5 zeigt eine

Reihe von Alternativen zur im ersten Bild dargestellten typischen Dublette. Durch unterirdische

Ablenkbohrungen kann beispielsweise der oberirdische Abstand zwischen Förder- und


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Injektionsbohrung deutlich reduziert werden. Die Wahl der jeweiligen Variante ist allerdings

projektabhängig, so dass keine pauschale Aussage getroffen werden kann.

Sekundärkreislauf

Förderbohrung Injektionsbohrung

GHZ

Mindestabstand im Aquifer

Förderbohrung

Sekundärkreislauf

Mindestabstand im Aquifer

Sekundärkreislauf

Sekundärkreislauf

Förderbohrung

Förderung

GHZ

Injektionsbohrung Injektion

Abb. 2-5: Möglichkeiten der Thermalwassererschließung /Kaltschmitt et al. 2006/

2.1.2 Übertageteil des Thermalwasserkreislaufs

Der Übertageteil des Thermalwasserkreislaufs verbindet die geothermische Ressource und

die Nachfrage nach Wärme und ggf. Strom durch die Verbraucher.

Folgende Anforderungen werden an diesen Anlagenteil gestellt (vgl. /Kaltschmitt et

al. 2006/:

• Förderung des Thermalwassers und Weiterleitung

• Wärmeübertragung an ein Sekundärsystem

• Thermalwasseraufbereitung zur Sicherung der Injektionswasserqualität

• Druckerhöhung vor der Injektion

• Injektion des Thermalwassers

• Gewährleistung der Verfahrenssicherheit

Abb. 2-6 veranschaulicht diese einzelnen Elemente in Form eines Prinzipschemas.

GHZ

Injektionsbohrung

GHZ

7


8

M

Fördersonde

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Druckhaltung Grobfilter

Wärmeübertrager

Injektionspumpen

Abb. 2-6: Prinzipschema des Obertageteils des Thermalwasserkreislaufs /Kaltschmitt et al.

2003/

Zur Förderung des Thermalwassers finden in der Regel Unterwasser-Motorpumpen mit einer

typischen Einbautiefe von 100 – 400 m Verwendung, Gestängepumpen werden dagegen eher

selten verwendet. Für die Wärmeübertragung werden häufig Platten-Wärmeüberträger mit

hohen Wärmeübergangskoeffizienten verwendet, wobei insbesondere Titan den Vorteil aufweist

gegenüber den oftmals korrosiven Thermalwässern eine hohe Stabilität zu besitzen.

Bevor das Thermalwasser wieder in den Untergrund injiziert wird, ist abschließend darauf zu

achten, dass durch Verwendung eines Filtersystems ein Zusetzen der Injektionsbohrung mit

Feinmaterial vermieden wird.

Alternativ zum Wärmeübertrager ist bei Vorliegen einer genügend hohen Thermalwassertemperatur

(> 100 °C) auch eine Stromerzeugung über einen ORC- oder Kalinaprozess

möglich. Abb. 2-7 zeigt exemplarisch das Schema zur Stromerzeugung über einen ORC-

Prozess.

Abb. 2-7: Vereinfachtes Schaltschema einer Anlage zur geothermischen Stromerzeugung über

einen ORC-Prozess /Kabus et al. 2003/

M

M

Slop

Feinfilter

Injektionssonde


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Das geförderte heiße Thermalwasser wird dazu verwendet ein organisches Arbeitsmittel mit

geringer Siedetemperatur zu verdampfen. Der Dampf des Arbeitsmittels treibt eine Turbine

mit angeschlossenem Generator zur Stromerzeugung an. Anschließend gelangt der Dampf

des Arbeitsmittels in einen Kondensator und wird wieder verflüssigt. Nachgeschaltet an den

Verdampfer dient ein Vorwärmer zur Vorerhitzung des Arbeitsmittels. Das abgekühlte

Thermalwasser kann anschließend, abhängig von der Stärke der Abkühlung, noch zur Wärmebereitstellung

verwendet werden oder direkt wieder in den Untergrund injiziert werden

(vgl. Abb. 2-8).

Abb. 2-8: Vereinfachte Schaltbilder für ausschließliche Stromerzeugung (ORC) bzw. zusätzliche

Wärmeeinspeisung in ein Nahwärmenetz /Rogge 2004/

ORC-Prozesse sind aufgrund des geringen Temperaturhubs durch niedrige Wirkungsgrade

gekennzeichnet. Abb. 2-9 zeigt in Abhängigkeit der Thermalwassertemperatur die erreichbaren

Wirkungsgrade. Bei einer Temperatur des geförderten Thermalwassers von rund 100 °C

liegt der Wirkungsgrad bei rund 7 - 8 %.

Abb. 2-9: Wirkungsgrade von ORC-Systemen ausgeführter Systeme /Kabus et al. 2003/

9


10

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Beim Kalina-Prozess wird zum Vergleich ein Zwei-Stoff-Gemisch von Ammoniak und Wasser

verwendet. Der Verdampfer treibt das Ammoniak aus der Lösung aus, so dass in der Folge

der ammoniakreiche Dampf eine Turbine antreibt und entspannt wird (vgl. Abb.

Abb. 2-10).

Abb. 2-10: Vereinfachtes Schaltschema einer Anlage zur geothermischen Stromerzeugung über

einen Kalina-Prozess /Kabus et al. 2003/

Im Temperaturbereich von 100 – 180 °C des geförderten Thermalwassers werden Wirkungsgrade

zwischen 8,5 und 12 % erwartet (vgl. Abb. 2-11). Da der Kalina-Prozess bislang bei

der geothermischen Stromerzeugung jedoch noch nicht nennenswert zum Einsatz gekommen

ist, liegen noch keine belastbaren Daten zu den tatsächlich erzielten Wirkungsgraden vor.

Abb. 2-11: Nettowirkungsgrad der Stromerzeugung einer Anlage nach dem Kalina-Prozess

/Kabus et al. 2003/


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

2.1.3 Nutzung der hydrothermalen Erdwärme in Deutschland

In Deutschland bieten sich für die hydrothermale Erdwärmenutzung vor allem der Oberrheingraben,

das süddeutsche Molassebecken und das norddeutsche Becken an (vgl. Abb.

Abb. 2-12), aber auch darüber hinaus können einzelne Regionen förderwürdige geothermische

Ressourcen aufweisen.

Abb. 2-12: Gebiete möglicher hydrogeothermischer Energievorräte in Deutschland /BMU 2009/

Ein Beispiel für die geothermische Strom- und Wärmeerzeugung mittels hydrothermaler

Erdwärmenutzung ist das Kraftwerk Neustadt-Glewe, welches im Jahr 2003 im mecklenburgischen

Neustadt-Glewe ans Netz gegangen ist (vgl. Abb. 2-13). Die Anlage kann etwa 500

Haushalte mit Strom versorgen. Das Kraftwerk nutzt dazu rund 97 °C heißes Wasser aus

2.250 Metern Tiefe und erzielt mittels einer ORC-Turbine eine Leistung von 210 kWel. Die

Förderrate beläuft sich auf rund 120 m³/h /Geothermie-Portal 2009/.

11


12

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Abb. 2-13: Schema der Erdwärmenutzung in Neustadt-Glewe /BINE 2003/

Im Sommerhalbjahr kann die reine Wärmeauskopplung die zur Verfügung stehenden geothermischen

Energieressourcen nicht vollständig ausnutzen, da der Heizwärmebedarf sinkt

und die Nachfrage nach Prozesswärme dies nicht ausgleichen kann. Die geothermische

Stromerzeugung bietet sich daher in dieser Zeit als Erweiterung des Anlagenkonzepts an. Die

ORC-Turbine ist direkt in den Thermalwasserkreislauf eingebunden. Im Anschluss an die

Stromgewinnung wird das noch 70 bis 84 °C warme Wasser wie bisher an das Fernwärmenetz

abgegeben /Geothermie-Portal 2009/.

Seit Inbetriebnahme des Kraftwerks Neustadt-Glewe sind noch einige weitere Geothermieprojekte

in Deutschland in Betrieb gegangen, wozu insbesondere die Standorte Landau

und Unterhaching gehören. Die Inbetriebnahme des Kraftwerks Bruchsal steht kurz bevor

und ist für die zweite Jahreshälfte 2009 geplant. Nachfolgende Tabelle 2-1 listet die wesentlichen

Parameter der insgesamt vier Projekte auf.


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Tabelle 2-1: Übersicht über Projekte zur hydrothermalen Erdwärmenutzung in Deutschland

/Geothermie-Portal 2009/

Neustadt-Glewe Landau Unterhaching Bruchsal

Tiefe Förderbohrung 2.250 m 3.000 m 3.350 m 2.500 m

Tiefe Injektionsbohrung

2.335 m 3.100 m 3.864 m 1.900 m

Abstand der Bohrun-

gen übertage

Abstand der Bohrun-

gen untertage

Fördertemperatur der

Sole

1.500 m 6 m 3.500 m 1.400 m

1.500 m 1.300 m 4.500 m 1.400 m

92 – 97 °C am

Sondenkopf

knapp 160 °C 122 °C 121 °C

Förderrate 40 – 110 m³/h 180 - 288 m³/h 540 m³/h 86 m³/h

Technologie zur

Stromerzeugung

ORC ORC Kalina Kalina

Elektr. Leistung bis 230 kWe 3 MWe 3,4 MWe 550 kWe

Therm. Leistung 3 MWth 6 – 8 MWth 38 MWth 5,5 MWth

Inbetriebnahme Heizwerk:

10/1994

Stromerzeug:

11/2003

11/2007

Heizwerk

11/2007,

Stromerzeug.

06/2009

13

voraussichtlich

2. Halbjahr

2009

Mit dem Kraftwerk in Unterhaching ist im Juni 2009 die erste geothermische Stromerzeugung

mittels Kalina-Prozess in Betrieb gegangen, so dass diesbezüglich bald erste Betriebserfahrungen

vorliegen werden. Auch beim Kraftwerk Bruchsal wird Strom über einen Kalina-

Prozess erzeugt werden.

2.2 Enhanced Geothermal Systems (EGS)

Liegen keine heißwasserführenden Aquifere im tiefen Untergrund vor, so besteht alternativ

zur hydrothermalen Erdwärmenutzung die Möglichkeit einen künstlichen Wärmetauscher im

tiefen Untergrund aufzubauen (vgl. Abb. 2-14). Diese Technik wurde früher als Hot-Dry-

Rock-Verfahren bezeichnet, heute nach moderner Nomenklatur als Enhanced Geothermal

System (EGS).

Analog zum Verfahren der hydrothermalen Erdwärmenutzung werden zwei oder

mehr Bohrungen abgeteuft, in die Wasser unter Drücken von bis zu 200 bar Kopfdruck eingepresst

wird. Dadurch werden vorhandene Klüfte und Scherflächen aufgeweitet („Stimulation“).

Rissflächen von mehreren km² Größe können auf diese Weise erzeugt werden

/Kaltschmitt et al. 2006/. Mit Hilfe von Mikroseismiksensoren werden die dabei entsehenden

Risse geortet, und so kann die Entwicklung eines künstlichen Thermalwasserreservoirs beobachtet

werden /BMU 2007/.


14

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Die erzeugten Risse im kristallinen Gestein erweisen sich in der Regel als relativ stabil, so

dass nach erfolgreicher hydraulischer Stimulation keine weiteren „Behandlungen“ des Untergrunds

mehr erforderlich sind. Allerdings bleiben insbesondere der Fließwiderstand und das

Deformationsverhalten des Systems vor dem Hintergrund des hohen Druckes des umgebenden

Deckgebirges kritische Punkte, die einer Langzeitstabilität entgegenstehen können.

Abb. 2-14: Schema des EGS-Verfahrens /Häring 2007/

Der Prototyp eines EGS-Kraftwerkes wurde in den vergangenen Jahren seit 1987 im Oberrheingraben

in Soultz-sous-Fôrets in Frankreich realisiert. Dort wurden insgesamt drei Bohrungen

auf rund 5.000 m abgeteuft, eine Injektionsbohrung und zwei Förderbohrungen. Zur

Optimierung des Injektionsdrucks wurde 2009 eine weitere Bohrung mit einer Endtiefe von

ca. 4.500 m in das Anlagenschema integriert. Tabelle 2-2 zeigt wesentliche Kenndaten dieses

Projekts.


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Tabelle 2-2: Übersicht über das EGS-Projekt Soultz-sous-Fôrets /Geothermie-Portal 2009/

Soultz-sous-Fôrets

Tiefe Förderbohrung 5.000 m

Tiefe Injektionsbohrung 5.000 m

Abstand der Bohrungen übertage 6 m

Abstand der Bohrungen untertage 600 m

Fördertemperatur der Sole 163 °C

Förderrate ~ 140 m³/h

Technologie zur Stromerzeugung ORC

Elektr. Leistung 1,5 MWe

Therm. Leistung bis 15 MWth

Inbetriebnahme 2008

Aufgrund der größeren Tiefen, in denen die EGS-Technologie arbeitet, sind grundsätzlich

höhere Temperaturniveaus als bei der hydrothermalen Erdwärmenutzung erzielbar. Dies zeigt

nicht zuletzt ein Vergleich von Tabelle 2-1 und Tabelle 2-2 für die dort vorgestellten Projekte.

Für die Stromerzeugung mittels EGS-Technologie stehen prinzipiell zwei Verfahren

zur Verfügung /Kaltschmitt et al. 2006/:

• offene Systeme, bei denen das Thermalwasser das Arbeitsmittel darstellt und bei denen in

der Regel eine direkte Dampfnutzung erfolgt, und

• geschlossene Systeme, bei denen die Wärmeenergie des Thermalwassers über einen Wärmetauscher

an ein Arbeitsmittel übertragen wird. Typische Beispiele für solche Systeme

sind das ORC- sowie das Kalina-Verfahren (vgl. Kap. 2.1.2).

Die geschlossenen Systeme wurden bereits in Kapitel 2.1.2 vorgestellt, so dass im Folgenden

noch kurz auf die offenen Systeme eingegangen werden soll.

Hierbei wird unterschieden in Systeme mit direkter Dampfnutzung und Flash-

Systeme. Systeme mit direkter Dampfnutzung kommen für geothermische Lagerstätten in

Frage, welche überhitzten Dampf bereitstellen, der direkt in der Turbine entspannt werden

kann. Bei Flash-Systemen dagegen erfolgt eine Entspannung des Wasser-Dampf-Gemisches

und eine Trennung der beiden Phasen flüssig – gasförmig. Flash-Systeme können in Single-

Flash-Systeme, mit und ohne Kondensation, und Double-Flash-Systeme unterschieden werden.

Die drei Varianten werden im folgenden Abschnitt kurz beschrieben.

Bei Single-Flash-Systemen ohne Kondensation wird das geförderte Wasser-Dampf-

Gemisch in einem Flashbehälter entspannt, wodurch der Dampfanteil erhöht wird. Anschließend

werden die flüssige und die dampfförmige Phase getrennt. Die Flüssigkeit wird in der

Regel wieder reinjiziert, der Dampf hingegen zu einer Turbine geleitet, in welcher er auf Atmosphärendruck

entspannt wird und über einen Diffusor an die Umgebung abgegeben wird.

15


16

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Aufgrund des Verzichts auf Kühltürme und Kondensatoren sind solche Systeme relativ kostengünstig.

Demgegenüber steht allerdings die sehr schlechte energetische Ausnutzung des

Thermalfluids aufgrund der Entspannung auf Atmosphärendruck /Kaltschmitt et al. 2006/.

Single-Flash-Systeme mit Kondensation unterscheiden sich von den Single-Flash-

Systemen ohne Kondensation dadurch, dass der Dampf, mit dem die Turbine beaufschlagt

wird, weit unter Atmosphärendruck entspannt wird und in einem Kondensator wieder verflüssigt

wird. Der Aufwand, der nötig ist, um ggf. vorhandene nichtkondensierbare Gase aus

dem Kondensator zu entfernen, ist eine entscheidende Determinante im Bezug auf die Ausnutzung

des erzeugten niedrigen Druckniveaus /Kaltschmitt et al. 2006/.

Single-Flash-Systeme haben den Nachteil, dass beim sogenannten Flashen oft Feststoffe

entstehen, welche entsorgt werden müssen. Im Gegensatz zur direkten Nutzung von

überhitztem Dampf wird bei Single-Flash-Systemen ein Großteil der thermischen Energie des

Thermalfluids (reinjizierte flüssig Phase) nicht ausgenutzt, wodurch ein vergleichsweise geringer

Gesamtnutzungsgrad erreicht wird. Durch die Erweiterung von Single-Flash-Systemen

zu Double-Flash-Systemen kann diesem geringen Gesamtnutzungsgrad entgegengesteuert

werden. Beim Double-Flash-System wird die separierte flüssige Phase des ersten Flashbehälters

erneut entspannt und die dampfförmige und die flüssige Phase getrennt. Anschließend

wird in einer zweiten Niederdruckturbine der abgetrennt Dampf entspannt. Dadurch wird

gegenüber Single-Flash-Systemen ein deutlich höherer Gesamtnutzungsgrad der Anlage erreicht.

Die Grenze, bei welcher Flash-Systeme zum Einsatz kommen, liegt in der Regel bei

ca. 200 - 240 °C. Allerdings können geringe Flashdrücke und niedrige spezifische Dampfvolumen

in Folge von niedrigen Ressourcentemperaturen durch Double-Flash-Systeme gut beherrscht

werden /Kaltschmitt et al. 2006/.

Abb. 2-15: Vereinfachtes Schema einer Anlage zur geothermischen Stromerzeugung nach dem

Flash-System /DoE 2009/


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Abb. 2-15 veranschaulicht den prinzipiellen Aufbau einer solchen Anlage. Neben dem gezeigten

Single-Flash-System finden auch Double-Flash-Systeme mit einer zweiten Separationsstufe

Anwendung. In Bezug auf die in Deutschland vorliegenden geothermischen Ressourcen

ermöglichen allerdings die tendenziellen geringen Thermalwassertemperaturen keinen

sinnvollen Einsatz dieser Systeme /Kaltschmitt et al. 2006/.

Bei einer gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung schließt sich, unabhängig von der

Verwendung eines offenen oder geschlossenen Systems an den jeweiligen Prozess eine Einkopplung

der Niedertemperaturwärme in ein Nahwärmenetz an (vgl. Abb. 2-8). Je nach Vorlauftemperatur

des Nahwärmenetzes muss dafür beispielsweise die Rücklauftemperatur des

Sekundärkreislaufes zum Antrieb des ORC-Prozesses erhöht werden, wodurch im Gegenzug

der Wirkungsgrad für die Stromerzeugung sinkt.

2.3 Erdwärmesonden

Mit Erdwärmesonden kann sowohl die Wärmeenergie des oberflächennahen Untergrunds als

auch des tiefen Untergrunds erschlossen und genutzt werden.

Von oberflächennahen Erdwärmesonden wird im Folgenden für Tiefen unter 400 m

gesprochen, tiefe Erdwärmesonden können dagegen in Tiefen von über 1.000 m vorstoßen.

70-80 mm

Doppel-U-Sonde

46

mm

Koaxialsonde

Abb. 2-16: Ausführungsvarianten von Erdwärmesonden /Kaltschmitt et al. 2006/

Erdwärmesonden werden in senkrechte Bohrungen eingelassen. In Doppel-U-Rohren oder

alternativ Koaxialrohren (vgl. Abb. 2-16) erfolgt dabei die Zirkulation eines Wärmeträgermediums,

in der Regel von Wasser, versetzt mit einem Frostschutzmittel. Der Ringraum zwischen

Bohrung und Sonde wird mit Zement bzw. thermisch verbesserten Spezialbaustoffen

aufgefüllt /BMU 2007/.

Im Folgenden wird zunächst auf tiefe Erdwärmesonden näher eingegangen (vgl. Kap.

2.3.1), bevor die oberflächennahen Erdwärmesonden näher beschrieben werden (vgl. Kap.

2.3.2). Abschließend erfolgt ein Überblick zur Wärmepumpentechnologie (vgl. Kap. 2.4).

17


18

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

2.3.1 Tiefe Erdwärmesonden

Tiefe Erdwärmesonden können bis über 1.000 m Tiefe eingesetzt werden und haben aufgrund

ihres geschlossenen Systems eine Reihe von Vorteilen gegenüber offenen Systemen in dieser

Tiefe. In einer Koaxialsonde zirkuliert langsam (mit 5 - 65 m/min) ein Wärmeträgermedium

bzw. Kältemittel (vgl. Abb. 2-17). Es erwärmt sich konduktiv-konvektiv, ohne dass es zu

einem Kontakt mit hydrothermalem Grundwasser, dem Gestein oder Fluiden kommt. Diese

führen in offenen Systemen zu Mineralausfällungen und zu Schäden im Wärmetauscher, was

bei tiefen Erdwärmesonden ausgeschlossen ist. Die Wärmeübertragung bewirkt die Ausbildung

eines Temperaturgradienten, der zum Nachfließen von Wärme aus der weiteren Umgebung

führt. Das Kältemittel wird in der oberirdischen Wärmepumpe auf etwa 15 °C abgekühlt,

bevor es mit einer Sondenkreispumpe erneut in den Ringraum zurückgeführt wird. Bei

tiefen Erdwärmesonden wird mit einigen Ausnahmen das technisch ausgereifte Prinzip flacher

Erdwärmesonden (vgl. Kap. 2.3.2) verwendet, jedoch beanspruchen tiefe Erdwärmesonden

nach dem Ausbau kaum Platz. Optimierungen können zusätzlich durch isolierte Steigleitungen

und die Verwendung von alternativen Kältemitteln wie Ammoniak erfolgen.

Sonde

Wärmepumpe

Abgas

Erdgas

Wärmepumpenantrieb

fossile Zusatzfeuerung

Nahwärmenetz

Abb. 2-17: Tiefe Erdwärmesonde im Rahmen eines Wärmebereitstellungssystems (rechte Abb.:

/Kaltschmitt et al. 1997/)

Bisher errichtete tiefe Erdwärmesonden in Deutschland beschränkten sich überwiegend auf

vorhandene Bohrlöcher. Tiefenbohrungen sind mit einem erhöhten Erschließungsrisiko verbunden,

das sich bei besonders tiefen Anlagen potenziert. Die Abteufung ist durch hohen

Material- und Personalaufwand zudem nur im Schichtbetrieb zu errichten. Dadurch kann es

im städtischen Raum zu signifikanter Lärmbelästigung der Nachbarschaft kommen. Die be-


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

hördliche Genehmigungspraxis und die Erteilung einer Betriebserlaubnis sind anspruchsvoll

und stark vom Aufsuchungsfeld abhängig. Obwohl bisher nur wenige Erfahrungen in Errichtung

und Betrieb von tiefen Erdwärmesonden bestehen, birgt die Technik ein hohes technisches

Innovationspotential.

Abb. 2-17 zeigt des Weiteren den Einsatz einer tiefen Erdwärmesonde innerhalb eines

Wärmebereitstellungssystems. In einem solchen System wird die tiefe Erdwärmesonde

die Grundlast der Wärmenachfrage abdecken, während die Spitzenlast durch einen konventionell

befeuerten Heizkessel abgedeckt wird.

In Deutschland wird u.a. in Prenzlau, 100 km nördlich von Berlin, eine tiefe Erdwärmesonde

betrieben, deren Wärmeenergie ins Fernwärmenetz eingespeist wird. Sie ist die erste

ihrer Art in Deutschland. Dabei wurde eine stillgelegte Thermalwasserbohrung nachträglich

auf eine Tiefe von 2.786 m erweitert. Zu Beginn konnte die Anlage 450 kWth in das städtische

Fernwärmenetz einspeisen. Wurde anfangs von einer theoretischen Wärmeerzeugung

von 3.900 MWh/a ausgegangen, so pendelte sich der Wert in der Realität auf ungefähr 2.900

MWh/a ein. Abb. 2-18 zeigt den schematischen Aufbau der tiefen Erdwärmesonde in Prenzlau,

Tabelle 2-3 listet wesentliche Kenngrößen der Anlage auf.

Abb. 2-18: Tiefe Erdwärmesonde Prenzlau /Bundesverband Geothermie e.V. 2008/

19


20

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Tabelle 2-3: Übersicht über die tiefe Erdwärmesonde Prenzlau /Geothermie-Portal 2009/

Prenzlau

Tiefe der Bohrung 2.786 m

Temperatur des Gesteins > 108 °C

Temperatur des Wassers 60 °C

Förderrate 12 m³/h

Therm. Leistung < 500 kWth

Wärmeerzeugung 2.900 MWh/a

Inbetriebnahme November 1994

Weitere Projekte zu tiefen Erdwärmesonden werden im Folgenden kurz umrissen.

• Super-C in Aachen

Bei diesem Projekt handelt es sich um eine 2.544 m tiefe Erdwärmesonde, die den Wärmebedarf

des neuen Studien- und Servicezentrums der RWTH Aachen decken soll. Die nutzbare

geothermische Wärmeleistung soll 450 kWth betragen und eine Wärmemenge von 620

MWh/a erzeugt werden /Geothermie-Portal 2009/. (Die Bohrung ist zwischenzeitlich erfolgt

und wird aktuell mit der Erdwärmesonde ausgerüstet.)

• Arnsberg “NASS“

Der Wärmebedarf des Freizeitbades „NASS“ soll zu 75 % durch eine tiefe Erdwärmesonde

gedeckt werden. Hierzu wurde eine Bohrung auf ungefähr 3.000 m abgeteuft. Die Anlage soll

eine geothermische Leistung von 240 kWth erbringen und so 2.100 MWh/a Wärme liefern

/Geothermie-Portal 2009/. (Das Projekt steht zur Zeit still, da die Erdwärmesonde beim Einbau

zerstört worden ist.)

• Weggis

Diese Sondenanlage in der Schweiz im Kanton Luzern ist seit 1994 in Betrieb und dabei

wurden zahlreiche Studien durchgeführt, wodurch konkrete Messergebnisse vorliegen. Die

Tiefe der Bohrung beträgt ungefähr 2.300 m und es wurde eine koaxiale Sonde mit isoliertem

Steigrohr verbaut. Zu Beginn der Anlage Weggis wurde für den Zeitraum 1996 bis 1997 eine

Wärmeabfuhr von 240 MWh/a und eine Wärmeleistung von 70 kWth gefahren. Im Jahr 2000

wurde die Anzahl der Heizenergieabnehmer durch zusätzliche Mehrfamilienhäuser erhöht

und so die Leistungsentnahme nahezu verdoppelt. Das System ist für eine Wärmeleistung

von 230 kWth und einen Heizenergiebedarf von 480 MWh/a ausgelegt.

2.3.2 Oberflächennahe Erdwärmesonden

Erdwärmesonden mit einer durchschnittlichen Tiefe von 70 bis 150 m sind eine etablierte und

weithin eingesetzte Technik zur Nahwärmeversorgung. Es wurden jedoch auch schon weit

größere Tiefen realisiert. Die Erde hat ab einer Tiefe von etwa 10 m eine relative konstante

und von den Jahreszeiten unbeeinflusste Temperatur. Sie ist damit eine zuverlässige Wärmequelle.

Erdwärmesonden bestehen aus HDPE (Polyethylen) und werden in Deutschland


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

hauptsächlich als sogenannte Doppel-U-Sonde in das Bohrloch eingebaut. In der Regel hat

die Rohrschleife einen Durchmesser von 32 mm und einer Wandstärke von 2,9 mm. Im Sondenkreislauf

zirkuliert wie bei tiefen Erdwärmesonden ein Wärmeträgermedium, hier meist

bestehend aus einem Wasser-Glykol-Gemisch, das die Wärme aus dem Erdreich aufnimmt.

Eine Sole-U-Pumpe sorgt im Betriebszustand für eine ständige Zirkulation des Wärmeträgermediums.

Während es sich auf dem Weg in die tieferen Erdschichten befindet, nimmt es

Wärmeenergie aus dem umgebenden Erdreich auf. Die nach oben transportierte Energie wird

über eine Wärmepumpe veredelt und auf ein höheres Temperaturniveau transferiert. Das dabei

abgekühlte Wärmeträgermedium wird anschließend im Kreislaufsystem wieder in die

tieferen Erdschichten zur Erwärmung bzw. Regeneration gepumpt.

Nach Beendigung der Bohrarbeiten und dem Einbringen der Sonde wird inmitten des

Rohrbündels ein Injektionsrohr mit einem Durchmesser von 25 mm eingebracht. Durch dieses

Injektionsrohr wird eine Bentonit-Zement-Mischung hindurchgepresst. Die Verfüllung

erfolgt somit von unten nach oben im sogenannten Contractorverfahren und fließt dabei zwischen

den Sondenrohren hindurch in alle Ritzen und Spalten. Dies garantiert eine vollständige

Verbindung der Erdwärmesonde mit dem umgebenden Erdreich und stellt einen lückenlosen

Wärmetransport sicher.

Während sich ein Einfamilienhaus in der Konsequenz mit 1 - 2 Sonden beheizen lässt

(Abb. 2-19), finden bei Großbauten oder Siedlungen Multisondensysteme mit bis zu mehreren

hundert Sondenbohrungen Anwendung.

Fußbodenheizung

Warmwasser-

speicher

Wärmepumpe

Erdwärmesonde

Abb. 2-19: Erdwärmesonde zur Hausbeheizung (linke Abb.: /Kaltschmitt et al. 2003/)

21


22

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Die Länge einer Erdwärmesonde sowie die Anzahl abgeteufter Bohrungen sind vom Wärmebedarf

und von den geologischen Eigenschaften des Untergrundes abhängig. Werden mehrere

Sonden auf einem Grundstück installiert, so sind die gegenseitige Beeinflussung der Erdwärmesonden

sowie ein gegenseitiger Mindestabstand zu berücksichtigen. Die richtige Dimensionierung

eines Sondenfeldes wird durch eine geothermische Modellrechnung sichergestellt.

Langjährige und umfangreiche Erfahrungen bedeuten bei fachgerechter Ausführung

ein nur geringes Erschließungsrisiko.

Oberflächennahe Erdwärmesonden können in Abhängigkeit der Tiefe mehrere

Grundwasserschichten durchstoßen. Bei der Installation ist daher speziell darauf zu achten,

dass kein hydraulischer Kurzschluss entsteht, weshalb der Ringraum der Bohrlöcher nachhaltig

abzudichten ist, damit keine künstlichen Wegsamkeiten geschaffen werden /BMU 2007/.

Die folgende Beschreibung der Rechtsgrundlagen zum Einbringen von Erdwärmesonden

orientiert sich an /Umweltministerium Baden-Württemberg 2005/.

Die wesentlichen Rechtsgrundlagen für die Installation und den Betrieb von oberflächennahen

Erdwärmesondenanlagen in Baden-Württemberg bilden das Wasserhaushaltsgesetz

(WHG), das Wassergesetz für Baden-Württemberg (WG) und das Bundesberggesetz

(BBergG) in Verbindung mit dem Lagerstättengesetz in der jeweils geltenden Fassung.

Auch wenn durch den Einsatz von Erdwärmesonden weder Grundwasser entnommen

noch eingeleitet wird, ist jedes Vorhaben zur oberflächennahen Erdwärmenutzung gemäß

dem Wasserrecht der zuständigen Unteren Verwaltungsbehörde anzuzeigen und nach den

entsprechenden Paragraphen regelmäßig zu prüfen.

Bei der Prüfung sind folgende Sachverhalte zu berücksichtigen: Ein Mindestabstand

ist zu berücksichtigen, um eine gegenseitige Beeinflussung der Sonden zu vermeiden. Als

Wärmeträgermedium ist innerhalb von Wasserschutzgebieten ausschließlich Wasser einzusetzen.

Außerhalb von Wasserschutzgebieten kann ein Wasser-Glykol-Gemisch eingesetzt

werden. Aufgrund der Möglichkeit von schädlichen Veränderungen des Grundwassers aufgrund

des Bohrvorgangs, über das Bohrloch oder durch die Ringraumfüllung sind sowohl in

Trinkwasserschutzgebieten als auch Heilquellenschutzgebieten und im engeren Zustromgebiet

von Mineralwassernutzungen Bohrungen für Erdwärmesonden nicht zulässig.

Die zuständige Behörde beurteilt anhand verschiedener Kriterien, ob und ggf. unter

welchen Bedingungen eine oberflächennahe Erdwärmesonde installiert werden kann und

welche Verfahrensabläufe einzuhalten sind. So sind der Bau und der Betrieb von Erdwärmesonden

in Wasser- und Quellenschutzgebieten i.d.R. verboten und Ausnahmen sind nur in

Einzelfällen in der Wasserschutzzone IIIB möglich. Außerhalb von Wasser- und Quellenschutzgebieten

sind die Untergrundverhältnisse zu prüfen. Dazu werden vier verschiedene

Fallgruppen (A –D) unterschieden, wobei A die Fallgruppe mit der größten Eignung für die

Installation und den Betrieb von Erdwärmesondenanlagen darstellt. Für Sonden mit einer

Tiefe von mehr als 200 m folgt, mit Ausnahme von Fallgruppe A, eine Einzelprüfung. Neben


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

der Beachtung der Fallgruppen sind noch weitere unmittelbare Verhältnisse des Standorts zu

prüfen. Durch die Prüfungsbefunde kann es zu einer wasserrechtlichen Erlaubnispflicht, ggf.

zu einer Erlaubnis mit Auflagen oder zu einem Verbot des Projektes kommen.

Neben dem Wasserrecht ist bei jeder oberflächennahen Erdwärmesondenanlage über

100 m Tiefe das Bergrecht zu beachten, weshalb die Erdwärmesondenbohrung der zuständigen

Bergbehörde (Regierungspräsidium Freiburg, Abt. 9, LGRB) anzuzeigen ist. Die bergrechtlichen

Anzeigen und Genehmigungspflichten sind unabhängig von den wasserrechtlichen

Anzeigepflichten und dem damit ggf. verbundenen wasserrechtlichen Erlaubnisverfahren.

Bei grundstücksübergreifenden Erdwärmesondenanlagen, unabhängig von der Bohrlochtiefe,

sieht das Gesetz eine bergrechtliche Genehmigung durch die Bergbehörde vor.

In Deutschland werden heute jährlich 30.000 - 50.000 neue oberflächennahe Geothermieprojekte

realisiert. Dabei reicht die Bandbreite von einzelnen Wohnhäusern bis zu

großen Nahwärmekomplexen, die über Erdwärmesonden mit Wärme versorgt werden

/Bundesverband Geothermie e.V. 2009/.

2.4 Wärmepumpen und Kältemaschinen

Wärmepumpen heben durch Zufuhr von Antriebsenergie ein niedriges Temperaturniveau auf

ein höheres Temperaturniveau an. Im Gegensatz dazu senken Kältemaschinen durch die Zufuhr

von Antriebsenergie ein höheres Temperaturniveau auf ein niedrigeres Niveau ab. Die

Antriebsenergie kann jeweils in Form von mechanischer Energie oder in Form von Wärmeenergie

zugeführt werden. Im ersten Fall spricht man von einer Kompressionswärmepumpe

oder -kältemaschine, im zweiten von einer Absorptionswärmepumpe oder -kältemaschine.

2.4.1 Kompressionswärmepumpe

Bei einer Kompressionswärmepumpe (vgl. Abb. 2-20) wird ein Arbeitsmittel durch Wärmezufuhr

aus der Wärmequelle (bei Erdwärmesonden: erwärmtes Wasser am Sondenausgang)

verdampft, anschließend wird der Dampf über einen elektrisch angetriebenen Kompressor

verdichtet. Im Kondensator erfolgen die Verflüssigung des Arbeitsmittels und die Wärmeabgabe

an die Wärmenutzungsseite, bevor sich der Kreislauf schließt und das Arbeitsmittel

wieder in den Verdampfer geführt wird.

23


24

Wärme

(niedrige

Temperatur)

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

niedriger Temperaturbereich

von Wärmequelle

zu Wärmequelle

Antriebsenergie W

zirkulierendes Arbeits-

medium (Kältemittel)

Dampf

flüssig

Abb. 2-20: Funktionsweise einer Kompressionswärmepumpe /Kaltschmitt et al. 1997/

2.4.2 Absorptionswärmepumpe

2 3

niedrig hoch

Druck des Kältemittels

hoher Temperaturbereich

Verdichter

Verdampfer Kondensator

Expansionsventil

Dampf

flüssig

zu Wärmenutzung

von Wärmenutzung

Bei einer Absorptionswärmepumpe (vgl. Abb. 2-21) ist der elektrisch angetriebene bzw. mechanische

Verdichter durch einen thermischen Verdichter ersetzt. Im thermischen Verdichter

zirkuliert ein Zweistoffgemisch, bestehend aus einem Arbeits- und einem Lösungsmittel. Das

Arbeitsmittel besitzt dabei ein hohes Lösungsvermögen im Lösungsmittel. Als Kombinationen

werden beispielsweise Wasser/Lithiumbromid (Arbeitsmittel/Lösungsmittel) oder auch

Ammoniak/Wasser verwendet.

Wärme

(niedrige

Temperatur

Q 0

T 0

p 0

Absorber

Dampf

flüssig

1

T0< T

p0< p

abgegebene

Nutzwärme

Abb. 2-21: Funktionsweise einer Absorptions-Wärmepumpe /Hackensellner; Dünnwald 1996/

4

Thermischer

Verdichter

Q = Q 0 + W

T, p

Expansionsventil Austreiber

arme Lösung

reiche Lösung

Lösungsmittelpumpe

Verdampfer Kondensator

Expansionsventil

zugeführte

Heizwärme

Arbeitsmittel

Dampf

flüssig

Wärme

(hohe

Temperatur)

Lösemittelkreislauf

Wärme

(hohe

Temperatur)


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Analog zur Kompressionswärmepumpe wird im Verdampfer durch Wärmeenergiezufuhr aus

der Wärmequelle das Arbeitsmittel verdampft, bevor es im thermischen Verdichter vom Lösungsmittel

absorbiert wird. Eine Lösungsmittelpumpe erhöht das Druckniveau und leitet das

Gemisch in den Austreiber, in dem Arbeits- und Lösungsmittel voneinander getrennt werden.

Über das Expansionsventil gelangt die an Arbeitsmittel verarmte Lösung zurück in den Absorber.

Das Arbeitsmittel dagegen wird zum Verflüssiger geleitet, wo es kondensiert und die

dabei frei werdende Wärmeenergie an die Wärmenutzerseite abgibt.

Prinzipiell sind bei Wärmepumpen – unabhängig vom Typ - monovalenter und bivalenter

Betrieb möglich. Während bei einem monovalenten Betrieb der Wärmebedarf komplett

und zu 100 % durch die Wärmepumpenanlage abgedeckt wird, arbeitet im bivalenten Betrieb

die Wärmepumpe mit einem zweiten Wärmeerzeuger zusammen um den Wärmebedarf abzudecken.

Im bivalenten Betrieb unterscheidet man des Weiteren in den bivalent-alternativen

und den bivalent-parallelen Betrieb.

Beim bivalent-alternativen Betrieb arbeitet die Wärmepumpe bis zu einer festgelegten

Außentemperatur (z.B. 0 °C) und unterhalb dieser Temperatur schaltet sie sich ab und der

zweite Wärmeerzeuger übernimmt die Bereitstellung der Heizlast.

Beim bivalent-parallelen Betrieb dagegen arbeitet die Wärmepumpe durchgehend und

der zweite Wärmeerzeuger wird zugeschaltet, wenn die Wärmepumpe allein die Heizlast

nicht mehr abdecken kann.

2.4.3 Kompressionskältemaschine

Bei einer Kompressionskältemaschine (vgl. Abb. 2-22) nimmt ein Kältemittel Wärme bei

niedrigem Temperaturniveau auf und gibt sie durch Zufuhr von Kompressionsarbeit auf einem

höheren Temperaturniveau an die Umgebung ab.

Kälte

kalte Seite

geringer Druck

Kältemittel gasförmig

Kältemittel flüssig

warme Seite

hoher Druck

Abb. 2-22: Funktionsschema einer Kompressionskältemaschine /Streif 2009/

Abwärme

25


26

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Das gasförmige Kältemittel wird zunächst in einem Kompressor verdichtet und anschließend

einem Kondensator zugeführt, in welchem es sich unter Wärmeabgabe verflüssigt. Anschließend

wird das flüssige Kältemittel in einem Expansionsventil entspannt und dem Verdampfer

zugeführt. Im Verdampfer nimmt das Kältemittel Wärme auf niedrigem Temperaturniveau

auf, wodurch es vom flüssigen Aggregatszustand wieder in den dampfförmigen Aggregatszustand

übergeht und der Kreislauf erneut beginnt.

2.4.4 Absorptionskältemaschine

Bei einer Absorptionskältemaschine (vgl. Abb. 2-23) wird analog zur Absorptionswärmepumpe

der mechanische Verdichter einer Kompressionskältemaschine durch einen thermischen

Verdichter ersetzt. Im thermischen Verdichter zirkuliert ein Zweistoffgemisch, bestehend

aus einem Kälte- und einem Lösungsmittel. Das Kältemittel besitzt dabei ein hohes Lösungsvermögen

im Lösungsmittel. Als Kombinationen werden hauptsächlich Ammoniak/Wasser

(Kältemittel/Lösungsmittel) und Wasser/Lithiumbromid verwendet.

Abb. 2-23: Funktionsschema einer Absorptionskältemaschine /BHKW-Infozentrum 2009/

In einem ersten Schritt wird durch Zufuhr von Wärme auf niedrigem Temperaturniveau das

Kältemittel verdampft. Daraufhin wird das gasförmige Kältemittel dem thermischen Verdichter,

bestehend aus Absorber, Lösungsmittelpumpe, Austreiber und Lösungsmittelwärmetauscher,

zugeführt. Zunächst wird im Absorber das gasförmige Kältemittel mit Hilfe eines Lösungsmittels

absorbiert. Das Gemisch aus Kälte- und Lösungsmittel (schwache Lösung) wird

anschließend mittels der Lösungsmittelpumpe in den Austreiber überführt, in welchem das

Kältemittel durch Wärmezufuhr (z.B. Öl- oder Gasbrenner, Heißwasser, Dampf) wieder aus-


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

getrieben wird. Das aufkonzentrierte Lösungsmittel (starke Lösung) wird über einen Lösungsmittelwärmetauscher

wieder zum Absorber transportiert, wohingegen das gasförmige

Kältemittel in einem letzten Schritt einem Kondensator zugeführt wird. Im Kondensator wird

das Kältemittel, welches sich auf einem deutlich höheren Druck- und Temperaturniveau befindet,

mit Hilfe von Kühlwasser aus einem Kühlkreislauf wieder verflüssigt und anschließend

dem Verdampfer zugeführt.

2.4.5 Kenngrößen von Wärmepumpen bzw. Kältemaschinen

Die Effizienz einer Wärmepumpe kann über verschiedene Kenngrößen beschrieben werden,

primär durch Angabe der Leistungszahl, des COP (Coefficient of performance) – Wertes und

der Jahresarbeitszahl. Diese Größen sind für Kompressionswärmepumpen wie folgt definiert:

Leistungszahl

ε =

Wärmeleistung(

Verflüssiger)[

kW ]

elektrische

_ Leistung(

Verdichter)[

kW ]

Wärmeleistung(

Verflüssiger)[

kW ]

COP =

elektrische

_ Leistung(

Verdichter + Hilfsenergie)[

kW ]

Jahresertrag

_ Heizenergie[

kWh]

Jahresarbeitszahl (JAZ) =

elektrische

_ Energie(

Verdichter + Hilfsenergie)[

kWh]

Abb. 2-24 zeigt exemplarisch Wärmepumpen-Leistungszahlen in Abhängigkeit von der Vorlauf-

und Wärmequellentemperatur. Es ist deutlich zu erkennen, dass die Leistungszahl mit

steigender Vorlauftemperatur abnimmt, d.h. umgekehrt, dass eine geringe Temperaturdifferenz

zwischen Wärmequelle und Heizsystem zu einer hohen Leistungszahl führt.

Abb. 2-24: Wärmepumpen-Leistungszahlen /Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg 2005b/

Im Vergleich zur Leistungszahl ε ist der COP-Wert aussagekräftiger, weil bei der Berechnung

dieser Größe auch die Leistungsaufnahme von Heizungsumwälzpumpe und quellensei-

27


28

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

tiger Förderpumpe mit berücksichtigt wird /Wirtschaftsministerium Baden-Württemberg

2005a/. Bei Absorptionswärmepumpen wird zur Berechnung der beiden Werte die Wärmeleistung

jeweils in Bezug zur Antriebswärme gesetzt.

Der COP-Wert liefert jeweils nur eine Momentaufnahme für einen bestimmten Wärmepumpentyp

bei vorgegebenen Betriebsbedingungen. Eine energetische Bewertung der Gesamtanlage

lässt sich durch Angabe der Jahresarbeitszahl vornehmen, die ein Maß für die

Effizienz der gesamten Anlage über ein Jahr hinweg darstellt.

Die o.a. Definitionen gelten analog auch für Kältemaschinen, wobei hier jeweils die

Kälteleistung in Bezug zur Antriebsleistung (elektrisch, thermisch) gesetzt wird.

In Bezug auf Kältemaschinen zeigt Tabelle 2-4 die wichtigsten technischen Kenndaten

von Absorptionskältemaschinen mit den Stoffpaaren Ammoniak/Wasser (AKM - NH3)

und Wasser/Lithiumbromid (AKM – LiBr). Während mit Ammoniak als Kältemittel Kältetemperaturen

von bis zu -50 °C erreicht werden können, kann eine Absorptionskältemaschine

mit Wasser als Kältemittel Kältetemperaturen von minimal 5 °C erzeugen. Einzelne Module

können Kälteleistung von bis zu 5.500 kW aufweisen.

Tabelle 2-4: Technische Kenndaten von Absorptionskältemaschinen /CARMEN 2008/

Absorptionskältemaschine - NH3 Absorptionskältemaschine - LiBr

Kältemittel NH3 H2O

Lösungsmittel H2O LiBr

Temperaturniveau

Antriebsenergie

Spezifischer

Primärenergie-

verbrauch*

85 – 180 °C 85 – 180 °C

0,6 - 1,0 0,6 - 1,0

COP** 0,3 - 0,7 0,6 - 0,75 (einstufig)

1,0 - 1,3 (zweistufig)

Kältetemperatur -50 – 5 °C 5 – 15 °C

Kälteleistung 150 – 5.500 kW 15 – 5.000 kW

*) Kältemenge zur primärenergetisch bewerteten, eingesetzten thermischen Energie

**) Coefficient of performance

Heutige Absorptionskältemaschinen weisen einen COP-Wert von 0,3 - 0,7 für AKM - NH3

und 0,6 – 0,75 für einstufige AKM – LiBr auf. AKM – LiBr werden auch als zweistufige,

d.h. als mit zwei Austreibern arbeitende Kältemaschinen, ausgeführt. Der Vorteil dieser

zweistufigen Absorptionskältemaschinen ist der hohe COP-Wert von bis zu 1,3. Vorraussetzung

hierfür sind allerdings hohe verfügbare Austreibertemperaturen im Bereich von 140 –

160 °C. Abb. 2-25 zeigt die Abhängigkeit des COP-Wertes von der Temperatur des Heizmediums.

Im Rahmen der Berechnungen in den Kapiteln 4.1 - 4.4 wird ein COP-Wert von 0,7

unterstellt.


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Abb. 2-25: Abhängigkeit des COP-Wertes von der Temperatur des Heizmediums /AEE 2009/

2.5 Technisch-ökonomische Werte der verschiedenen Anlagenkonzepte

Zur Durchführung der Wirtschaftlichkeitsanalysen sind eine Reihe von Eingangsdaten technischer

Art als auch ökonomische Daten in Form von Kosten erforderlich, die im Folgenden

getrennt nach Anlagen zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung (hydrothermale Erdwärmenutzung

/ EGS-Verfahren, vgl. Kap. 2.5.1) und Anlagen zur primären Wärmeerzeugung

(tiefe Erdwärmesonden, vgl. Kap. 2.5.2; oberflächennahe Erdwärmesonden, vgl. Kap.

2.5.3) diskutiert werden. Darüber hinaus wird auch ein Anlagenkonzept zur gekoppelten Erzeugung

von Strom, Wärme und Kälte vorgestellt (vgl. Kap. 2.5.4).

2.5.1 Anlagen zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung

Zur Stromerzeugung mittels geothermischen Anlagenkonzepten werden im Rahmen dieser

Studie alternativ die hydrothermale Erdwärmenutzung und das EGS-Verfahren unterstellt.

Zu den wesentlichen Eingangsdaten (vgl. Tabelle 2-5) zählen hierbei insbesondere

die aus den geologischen Informationen zu den einzelnen Standorten abschätzbaren Größen

wie Fördertemperatur oder Volumenstrom des Thermalwassers, aus denen sich das theoretische

Potenzial der geologischen Ressource berechnen lässt. Auf Basis der in Soultz-sous-

Fôrets erhobenen Daten zum dortigen Kraftwerk werden die in nachfolgender Tabelle 2-5

aufgelisteten Daten verwendet.

Tabelle 2-5: Übersicht Eingangswerte für Anlagenkonzepte zur Stromerzeugung

Fördertemperatur Thermalwasser 160 °C

Injektionstemperatur Thermalwasser 60 °C

Volumenstrom Thermalwasser 35 m³/h

Gemäß der Beziehung:

P th

= c⋅

m&

⋅ΔT

29


30

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

mit: c spez. Wärmekapazität des Wärmeträgermediums

m& Volumenstrom

und ΔT Temperaturdifferenz zwischen Fördertemperatur und Rücklauftemperatur

lässt sich die theoretische Wärmeleistung für die hydrothermale Erdwärmenutzung oder auch

das EGS-Verfahren ermitteln.

In Abhängigkeit unterschiedlicher Volumenströme und verschiedener Temperaturdifferenzen

zwischen Förder- und Rücklauftemperatur sind in Abb. 2-26 die zugehörigen thermischen

Leistungen dargestellt. Für die in Tabelle 2-5 dargestellten Werte berechnet sich

eine thermische Leistung von rund 15 MWth.

Thermische Leistung [kW]

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

dT = 140 K

dT = 120 K

dT = 100 K

dT = 80 K

dT = 60 K

dT = 40 K

dT = 20 K

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Volumenstrom [l/s]

Abb. 2-26: Abhängigkeit der thermischen Leistung von Volumenstrom und Temperaturdifferenz

zwischen Förder- und Rücklauftemperatur

Über den Wirkungsgrad von ORC- bzw. Kalina-Prozess kann in einem weiteren Schritt die

maximale elektrische Leistung eines geothermischen Kraftwerks zur Stromerzeugung bestimmt

werden (vgl. Abb. 2-27).


Elektr. Wirkungsgrad [%]

14

12

10

8

6

4

2

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Wirkungsgrad ORC-Prozess

Wirkungsgrad Kalina-Prozess

0

90 100 110 120 130 140 150 160 170 180

Thermalwassertemperatur [°C]

Abb. 2-27: Wirkungsgradverlauf von ORC- bzw. Kalina-Prozess in Abhängigkeit der Thermalwassertemperatur,

Injektionstemperatur: 80 °C (nach /Kabus et al. 2003/)

Aufgrund der Vergütung für Strom, der aus Anlagen zur Nutzung der Geothermie erzeugt

wird (vgl. Kap. 2.5.5), ist es betriebswirtschaftlich rentabler, die Förder- und Injektionspumpe

mit aus dem Netz bezogenem Strom zu betreiben und den geothermisch erzeugten Strom

komplett ins Netz einzuspeisen. Aus diesem Grund wird bei der Auslegung der Anlagen im

Folgenden stets mit der Brutto-Leistung gerechnet: Die benötigte Hilfsenergie hängt stark

von den hydraulischen Randbedigungen ab. Im Folgenden soll in Anlehnung an /Fritsch

2008/ pauschal ein Anteil von 1/3 der potenziellen Bruttostromerzeugung unterstellt werden.

Neben den technischen Daten sind des Weiteren die Nachfragedaten nach Wärme,

Kälte und Strom der einzelnen Standorte von großer Bedeutung, um basierend auf diesen ein

Anlagenkonzept zu dimensionieren. In den Kapiteln 4.1 - 4.4 sind für die einzelnen Standorte

die jeweiligen Bedarfswerte, getrennt nach den Bereichen Wärme, Kälte und Strom aufgelistet

bzw. dargestellt. Ebenso finden sich dort die Jahresgang- und Jahresdauerlinien zur Dimensionierung

der Anlagen.

Zur Durchführung der Wirtschaftlichkeitsanalysen für die einzelnen Standorte sind

neben den geologischen und technischen Parametern vor allem Kostendaten für die verschiedenen

Anlagenkonzepte von großer Bedeutung. Diese lassen sich in Investitionskosten sowie

Betriebs- und Personalkosten untergliedern und sind in Tabelle 2-6 dargestellt.

Aufgrund der bislang sehr begrenzten Anzahl von Geothermieprojekten insbesondere

zur Stromerzeugung können eine Reihe von Kostenwerten, aber auch technischen Daten nur

grob abgeschätzt werden. Aus diesem Grund wird für jeden Standort zusätzlich eine Parametervariation

durchgeführt um den Einfluss der verschiedenen Eingangsparameter abzuschätzen

und damit eine Bandbreite für die zu erwartenden Wärmegestehungskosten angeben zu

können. Ein großer Anteil der Kosten entfällt beispielsweise auf das Abteufen der Bohrungen,

so dass vor allem diese Kostenkomponente im Rahmen der Parametervariation näher

31


32

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

analysiert wird. In technischer Hinsicht sind darüber hinaus vor allem die Temperatur des

geförderten Wassers als auch der Volumenstrom von großer Bedeutung, so dass auch diese

Eingangswerte einer Variation unterzogen werden.

Tabelle 2-6: Übersicht Eingangswerte für Investitionskosten sowie Betriebs- und Personalkosten

für die geothermische Stromerzeugung mittels EGS-Verfahren auf Basis der Kostendaten

des EGS-Projekts Soultz-sous-Fôrets (Quellen: /Fritsch 2008/, Interview

Soultz-sous-Fôrets)

Basic Engineering 500.000 €

Bohrungen (Dublette in 5 km Tiefe) 20.000.000 €

Stimulation 800.000 €

Pumpen (Förder- und Injektionspumpe) 800.000 €

Spez. Kosten ORC-Anlage inkl. Verbindung zum

Thermalwasserkreislauf

1.500 €/kW

Balance of Plant (Rohrleitungen, Gebäude, etc.) 1.200.000 €

Betriebskosten 3,5 % der Inv.kosten/a

Personalkosten Überwachung 250.000 €/a

Für die Bohrarbeiten im Raum Stuttgart ist aufgrund spezieller Anforderungen und Rahmenbedingungen,

auf die in den Kapiteln 3.2 und 3.3 näher eingegangen wird, mit höheren Bohrkosten

zu rechnen. Konkret werden diese in Kap. 3.4 abgeschätzt und beziffert und anschließend

den Wirtschaftlichkeitsberechnungen in den Kapiteln 4.1 - 4.4 zu Grunde gelegt.

2.5.2 Anlagen zur Wärmebereitstellung über tiefe Erdwärmesonden

Seit Beginn des Einsatzes von Erdwärmesonden wird die Frage nach der möglichen Sondenleistung

oder Entzugsleistung gestellt. Dabei wird angenommen, dass eine Erdwärmesonde

eine bestimmte Wärmeleistung zu erbringen in der Lage ist, wie es z.B. bei einem klassischen

Verbrennungssystem der Fall ist. Gemäß diesem Ansatz lässt sich die notwendige Erdwärmesondenlänge

mit geringem Aufwand bestimmen /Sanner 1992/:

Verdampferleistung

der Wärmepumpe ( W )

Notwendige Erdwärmesondenlänge

( m)

=

spezifische

Entzugsleistung

( W / m)

Die Verdampferleistung ergibt sich im einfachsten Fall aus dem Heizbedarf und der erwarteten

Wärmepumpen-Arbeitszahl. Falls eine Wärmepumpe eingesetzt werden soll, deren Leistung

deutlich über dem Heizbedarf liegt, ist unbedingt die tatsächliche Wärmepumpen-

Verdampferleistung heranzuziehen.

Schon bald wurde erkannt, dass ein wesentlicher Faktor für die Größe der Entzugsleistung

in der Ausbildung des Untergrunds liegt und je nach Standortbedingungen erhebliche

Unterschiede bestehen. Nach heutiger Kenntnis ist dabei wesentlich die Wärmeleitfähigkeit

entscheidend, bei bestimmten Untergrundbedingungen wie z.B. lockeren Sanden und

Kiesen auch der Grundwasserfluss, genauer die fließende Grundwassermenge pro Zeiteinheit


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

und Querschnitt, die durch die Darcy-Geschwindigkeit angegeben wird. Aus der Erfahrung

wurden dann spezifische Entzugsleistungen angegeben, die im Bereich von etwa 30 - 120

W/m liegen.

Zunächst wurde eine Reihe von Faktoren wenig beachtet, welche die sogenannte

mögliche Entzugsleistung maßgeblich beeinflussen, z.B.:

• Wärmetransportvermögen des Untergrundes (konduktiv und konvektiv)

• Dauer des Wärmeentzugs aus dem Untergrund (Jahresbetriebsstunden)

• Gegenseitige Beeinflussung von Erdwärmesonden in größeren Anlagen oder bei einer

Anzahl benachbarter Anlagen

• Langzeiteffekte

• Bohrlochdurchmesser, Bohrlochverfüllung, Lage der Rohre im Bohrloch

Vor allem die Betriebsdauer, die sich in der jährlich entzogenen Wärmemenge (in

kWh/(m*a)) äußert, ist zu beachten /Sanner 1992/. Hierbei spielt sowohl die Art der Anlage

(z.B. bivalent, Erdwärme in der Grundlast) als auch das Standortklima eine Rolle /Eugster

1991/. Modellgestützt lassen sich diese Faktoren mit berücksichtigen.

Die im Rahmen dieser Studie durchgeführten Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die

Verwendung tiefer Erdwärmesonden zur Wärmebereitstellung erfolgen modellgestützt auf

Basis des Finite-Differenzen-Modells SBM (Superposition Borehole Model) /Eskilon 1986/,

/Hellström 1997/, /Pahud et al. 2002/. Dieses Modell erlaubt die thermische Simulation von

Einzelsonden und Sondenfeldern unter instationären Verhältnissen. Des Weiteren erlaubt das

Modell sowohl die Ermittlung der Temperaturverteilung um die einzelnen Erdwärmesonden

zu unterschiedlichen Zeitpunkten als auch die Berechnung des zeitlichen Verlaufs der Temperaturen

im Wärmeträgermedium.

Für die Vorkonzeption der Koaxialen Tiefen Erdwärme Sonde (K-TEWS) wurden

konkret folgende Zielwerte und Randbedingungen angesetzt:

• Die tiefe Erdwärmesonde wird als Koaxiale Tiefe Erdwärme Sonde (K-TEWS) ausgeführt,

in der kaltes Wärmeträgerfluid im Ringraum nach unten zirkuliert und erwärmt in der

Steigleitung zur Wärmepumpe geführt wird.

• Es wird nicht von einer direkten Wärmenutzung, sondern von einer Wärmenutzung über

eine Wärmepumpenanlage ausgegangen (→ ausschließliche Nutzung der K-TEWS zu

Heizzwecken)

• Die Laufzeit der Wärmepumpe bzw. die Nutzung der K-TEWS soll 2.400 h/a nicht übersteigen

• Die mittlere Wärmeleitfähigkeit für die Simulation soll als konservativer Ansatz gewählt

werden zu 2,3 W/(m⋅K) (Abschätzung auf Basis VDI 4640, Blatt 1)

Die Leistungsfähigkeit der K-TEWS ist nachstehend in Tabelle 2-7 dargestellt. Als Ergebnis

wird die mögliche Verdampferleistung und die aus einer Laufzeit von 2.400 h/a resultierende

Wärmeenergie aus dem Untergrund angegeben.

33


34

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Tabelle 2-7: Mögliche Verdampferleistungen und Wärmeenergien aus dem Untergrund (2.400 h

Laufzeit der Wärmepumpe pro Jahr)

Tiefe Temperaturgradient

1.000 m

3,4 K pro 100,0 m

4,3 K pro 100,0 m

Minimale

Temperatur

Verdampferleistung

Wärmeenergie

Untergrund

10,0 °C 45,0 kW 108,0 MWh/a

5,0 °C 85,0 kW 204,0 MWh/a

10,0 °C 65,0 kW 156,0 MWh/a

5,0 °C 100,0 kW 240,0 MWh/a

Daten zur Leistungs- und Kostenabschätzung für variable Sondenlängen finden sich in

Abb. 2-28.

Leistung [kW] bzw. [W/m]

250

200

150

100

50

0

0 500 1000 1500

Tiefe [m]

2000 2500 3000

Abb. 2-28: Leistungs- und Kostenabschätzung für variable Sondenlängen

25000,00

20000,00

15000,00

10000,00

5000,00

Leistung [kW] spez. Leistung [W/m] Bohrkosten [€/m] Kosten [€/kW]

Abb. 2-28 lässt sich entnehmen, dass bei Verwendung tiefer Erdwärmesonden (Tiefe:

1.000 m) zur Wärmebereitstellung spezifische Investitionskosten von rund 14.000 €/kWth

resp. rund 14 Mio. € pro MWth anfallen bei 2.400 Betriebsstunden jährlich. Basierend auf

diesen Investitionskosten werden die Wärmegestehungskosten berechnet.

Mit einer installierten Wärmeleistung von 1 MWth können bei 2.400 Betriebsstunden

jährlich 2,4 GWhth erzeugt werden. Die Wärmenachfrage an den vier ausgewählten Standorten

(vgl. Kap. 4.1 - 4.4) beläuft sich auf bis zu 124 GWhth pro Jahr bei Heizlasten bis 50

MWth, so dass sich mit Hilfe von tiefen Erdwärmesonden nur ein geringer Anteil der Wärmenachfrage

abdecken lässt. Da weltweit bislang allerdings nur wenige tiefe Erdwärmesonden-

Systeme zum Einsatz gekommen sind und mit den Bohrungen zugleich erhebliche Kosten

0,00

Kosten [€/m] bzw. [€/kW]


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

einhergehen, erscheint es wenig sinnvoll Systeme zu dimensionieren, mit deren Hilfe größere

Anteile oder gar die komplette Wärmenachfrage geothermisch abgedeckt werden könnte.

Aus diesem Grund werden in Kap. 4.5 die Wärmegestehungskosten aus tiefen Erdwärmesonden

für den Fall einer installierten Leistung von 1 MWth pauschal berechnet und

abschließend den Wärmegestehungskosten aus EGS-Anlagen gegenübergestellt.

2.5.3 Anlagen zur Wärmebereitstellung über oberflächennahe Erdwärmesonden

Die Nutzung oberflächennaher Erdwärmesonden zum Heizen und Kühlen gewinnt zunehmend

an Bedeutung, so dass größere EWS-Anlagen weltweit verstärkt zum Einsatz kommen.

Als Beispiele in Europa können verschiedene Erdwärmesondensysteme vor allem in Norwegen

genannt werden (Akershus University Hospital in Lørenskog, Nydalen Næringspark,

Gardermoen Flughafen in Oslo) /Midttømme et al. 2009/, weltweit befindet sich die größte

Anlage mit 10 MWth in Kentucky, USA /Sanner 2008/. Die zwei größten EWS-Anlagen in

Deutschland sind in Golm und Stuttgart zu finden. Tabelle 2-8 listet die thermischen Leistungen

sowie die Anzahl von Sonden auf.

Tabelle 2-8 Übersicht über groß dimensionierte Projekte zur Nutzung oberflächennaher Erdwärmesonden

/Midttømme et al. 2009/, /Sanner et al. 2006/, /Kölbel 2009/, /Stene et al.

2008/

Standort Install. thermische

Leistung

Anzahl von Sonden /

Tiefe (m)

Akershus Univ. Hospital, Lørenskog 8 MWth, 7,7 MWK 350 EWS à 200 m

Nydalen Næringspark, Oslo 6 MWth, 9,5 MWK 180 EWS à 200 m

Gardermoen Flughafen, Oslo 8 MWth 18 EWS à 45 m

(Grundwasser)

Max-Planck-Institut, Golm 800 kWth 160 EWS à 100 m

EnBW City, Stuttgart 1 MWth 98 EWS à 130 m

Bei der Wärmebereitstellung mittels oberflächennahen Erdwärmesonden sind im Prinzip dieselben

Aspekte zu berücksichtigen wie bei der Erdwärmenutzung mit tiefen Erdwärmesonden

(vgl. Kap. 2.5.2). Insbesondere ist auf langfristig konstante Temperaturverhältnisse im Erdwärmesondenfeld

zu achten um den nachhaltigen Betrieb des Feldes zu gewährleisten.

Für die Dimensionierung der erforderlichen Anzahl und Länge der Erdwärmesonden

wurde das Programm „Earth Energy Designer“ (EED) eingesetzt. Damit lassen sich die zu

erwartenden Temperaturverläufe in Abhängigkeit der Zeit im Wärmeträgermedium berechnen.

Ebenso lassen sich durch die Anzahl der Erdwärmesonden die Anordnung und Tiefe so

wählen, dass Zielvorgaben bezüglich des Temperaturverlaufs erreicht bzw. Minimal- bzw.

Maximalwerte eingehalten werden. Der Jahresheizenergiebedarf wird mit sogenannten Lastprofilen

dargestellt, welche nicht unwesentlich in die Ergebnisse der Modellierung mit einfließen

(vgl. Abb. 2-29).

35


36

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Heizlastprofil [%]

16.00%

14.00%

12.00%

10.00%

8.00%

6.00%

4.00%

2.00%

0.00%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Monate

Abb. 2-29: Relatives Heizlastprofil zur monatspezifischen Verteilung des Jahresheizenergie

Als Wärmetauscher sollen Doppel-U-Sonden Verwendung finden. Konkrete Angaben zu den

betrachteten Materialeigenschaften der Sonden und der Hinterfüllung zeigt Tabelle 2-9.

Für die Berechnungen wurde ein Zeitraum von 15 Jahren angesetzt. Dieser Ansatz

wird für die zu untersuchenden Standorte aufgrund der geothermischen Verhältnisse sowie

aufgrund der langfristig zu erwartenden Erhöhung der Jahresdurchschnittstemperatur als ausreichend

erachtet.

Tabelle 2-9: Materialeigenschaften der Wärmesondenanlage

Sondentyp Doppel-U-Sonde

Sondenmaterial PE 100 – RC

Sondendurchmesser 32 x 2,9 mm

Sondenbefüllung Wasser-Glykol-Gemisch (Sole)

Hinterfüllmaterial thermisch verbessertes Material

Bohrdurchmesser 190,0 mm

Zur angenommenen Abdeckung von 1 MWth Heizlast durch die Erdwärmesondenanlage inkl.

Wärmepumpe wird unter Einhaltung der Temperaturvorgaben der VDI 4640 sowie einer angesetzten

Jahresarbeitszahl von 3,5 die im Folgenden zu berechnende Gesamtsondenlänge in

Abhängigkeit der Laufzeit der Wärmepumpe benötigt. Der zeitliche Verlauf der Minimalund

Maximalwerte der mittleren Mediumstemperatur ist in Abb. 2-30 dargestellt. Der Kurvenverlauf

zeigt eine Einhaltung der Temperaturvorgaben der VDI 4640, Blatt 2 sowohl für

den Grundlast- als auch für den Spitzenlastbetrieb. Die Temperaturvorgaben dienen als Randparameter

für die Bohrlängenermittlung.

Abb. 2-30 zeigt eine langfristige, VDI 4640 konforme Temperaturentwicklung, die

der Modellierung zugrunde liegt. Zur Ermittlung der gesamten Bohrmeterlänge ist bei der

weiteren Betrachtung Vorraussetzung, dass die Temperaturen bei Grund- als auch Spitzenlast

jeweils über 0 °C liegen. Der Verlauf der einzelnen Kurven deutet auf die Einstellung von


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

langfristig konstanten Temperaturverhältnissen im Erdwärmesondenfeld hin. Somit ist ein

nachhaltiger Betrieb des Sondenfeldes gewährleistet. Dabei wird auch die langfristig zu erwartende

Temperaturänderung im Umfeld des Erdwärmesondenfeldes unter Vorgabe einer zu

erreichenden Jahresarbeitszahl von 3,5 berücksichtigt, damit langfristig kein Effizienzverlust

zu befürchten ist und ein nachhaltiger geothermischer Betrieb aufrechterhalten werden kann.

Mittlere Mediumtemperatur [°C]

13

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

-5

Min. bei Grundlast Min. bei Spitzenlast

Max. bei Grundlast Max. bei Spitzenlast

Temperaturen bei Grundlast

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Betriebsjahre

Abb. 2-30: Zeitlicher Verlauf der Minimal- und Maximalwerte der mittleren Mediumstemperatur,

die allen Modellberechnungen zugrunde liegt

In Abb. 2-31 dargestellt sind die erforderlichen Bohrmeter zur Abdeckung von 1 MWth Heizlast

durch die Erdwärmesondenanlage inkl. Wärmepumpe in Abhängigkeit der Jahresheizarbeit.

Es wird ersichtlich, dass mit zunehmender Heizarbeit die Gesamtbohrmeter nahezu linear

ansteigen.

Gesamtbohrmeter [m]

40.000

35.000

30.000

25.000

20.000

15.000

1.000 kW Heizlast

Tiefenbegrenzung unter 50 m

Anordnung EWS von 20 x 25, 10 m Abstand

auf rd. 45.500 m² Fläche

1.800 2.000 2.200 2.400 2.600 2.800 3.000

Jahresheizarbeit [MWh/a]

Abb. 2-31: Erforderliche Bohrmeter zur Abdeckung einer Heizlast von 1 MWth in Abhängigkeit

der Jahresheizarbeit

37


38

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Bei einer Jahresheizarbeit von 2.000 MWh respektive 2.000 Betriebsstunden pro Jahr belaufen

sich die Gesamtbohrmeter auf rund 18.000 m. Bei einer Jahresheizarbeit von 3.000 MWh

respektive 3.000 Betriebsstunden sind dagegen rund 37.500 Bohrmeter erforderlich. Berücksichtigt

wurde bei den Berechnungen, dass die Bohrtiefe an den vier ausgewählten Standorten

aufgrund des Gipsspiegels auf 50 m begrenzt sein könnte (vgl. Kap. 3.2). Als Flächenbedarf

für die Abdeckung einer Heizlast von 1 MWth bei 2.400 Betriebsstunden pro Jahr ergeben

sich rund 45.000 m².

Die Heizlast an den vier ausgewählten Standorten liegt zwischen knapp 4 und 50

MWth (vgl. Kap. 4.1 - 4.4) bei einer Wärmenachfrage zwischen 12 und 124 GWhth, so dass

hieraus sofort deutlich wird, dass mittels oberflächennahen Erdwärmesonden nur Bruchteile

der Wärmenachfrage gedeckt werden können. Aus diesem Grund werden in Kap. 4.5 - wie

bereits schon für den Fall der Verwendung tiefer Erdwärmesonden – die Wärmegestehungskosten

pauschal und nicht standortbezogen berechnet. Als Basis dient der in Abb. 2-31 dargestellte

Fall einer installierten thermischen Leistung von 1 MWth.

Die Tatsache, dass deutschlandweit die größten Systeme bislang auf maximal 1 MWth

begrenzt sind (vgl. Tabelle 2-8) und die ermittelte Fläche des Erdwärmesondenfeldes von

rund 45.000 m² bei einer Tiefenbegrenzung von 50 m zeigt erneut, dass für Stuttgart und bei

den zu Grunde gelegten Standorten eine Dimensionierung größer als 1 MWth als in naher

Zukunft unrealistisch einzuschätzen wäre.

2.5.4 Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung (KWKK)

Bislang wurden Systeme vorgestellt, die entweder ausschließlich Wärme bereitstellen können

oder mittels Kraft-Wärme-Kopplung Strom und Wärme erzeugen können. Die im Folgenden

beschriebenen KWKK-Systeme können dagegen durch Kopplung beispielsweise mit einer

Absoprtionskältemaschine dazu genutzt werden, neben Strom und Wärme zusätzlich auch

noch Kälte bereitzustellen.

Abb. 2-32 veranschaulicht das Prinzip. Das Wärmeträgermedium (Wasser) kann zunächst

zur Wärmebereitstellung über einen Wärmetauscher an ein Nahwärmenetz verwendet

werden. Alternativ hierzu kann damit aber auch ein ORC- oder auch Kalina-Prozess zur

Stromerzeugung betrieben werden, wobei das abgekühlte Wasser anschließend noch zum

Betrieb einer Absorptionskältemaschine verwendet werden kann.

Beide Prozesse sind auch parallel möglich, indem ein Teil des heißen Thermalwassers

zum Wärmetauscher geleitet wird und der verbleibende Teil dem Stromerzeugungsprozess

zugeführt wird.

Insbesondere für Verbraucher, die Strom, Wärme und Kälte nachfragen, bietet sich

dieser Prozess an. Wenn im Sommer weniger Wärme nachgefragt wird, kann die geothermisch

zur Verfügung stehende Wärme zur Stromerzeugung und anschließenden Kältebereitstellung

genutzt werden. Im Winter dagegen wird primär Wärme bereitgestellt und lediglich

die Überschusswärme wird in diesem Fall zur Stromerzeugung verwendet.


2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Abb. 2-32: Prinzipschema eines KWKK-Prozesses

Die konkreten Wirtschaftlichkeitsberechnungen erfolgen in den Kapiteln 4.1 - 4.4 nach Auswertung

der jeweiligen geologischen Daten sowie der Nachfragedaten zu den einzelnen

Standorten. Zuvor wird in diesem Kapitel abschließend noch kurz auf die aktuellen Förderbedingungen

eingegangen, da diese den Investitions-, Betriebs- und Personalkosten gegenüberzustellen

sind bzw. bei den Berechnungen in Abzug zu bringen sind.

2.5.5 Förderbedingungen einer geothermischen Strom- oder Wärmeerzeugung

Gemäß der zum 01.01.2009 in Kraft getretenen Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes

/EEG 2008/ beträgt die Vergütung für geothermische Anlagen zur Stromerzeugung mit einer

Leistung bis 10 MWe 16,0 Cent/kWh und ab einer Leistung von 10 MWe 10,5 Cent/kWh.

ab 01.01.2016

Anlagen < 10 MW(el)

Anlagenteil > 10 MW(el)

vor 01.01.2016

Anlagen < 10 MW(el)

Anlagenteil > 10 MW(el)

Vergütung gemäß EEG [Ct/kWh]

0 5 10 15 20 25 30

Basisvergütung Bonus KWK Bonus petrothermale Technik (ESG)

Abb. 2-33: EEG-Vergütung von Anlagen zur geothermischen Stromerzeugung

39


40

2 Technische Beschreibung der zu untersuchenden Anlagenkonzepte

Für vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommene Anlagen erhöht sich die Vergütung ferner

um 4,0 Cent/kWh auf 20 Cent/kWh für Anlagen zur Stromerzeugung mit einer Leistung bis

10 MWe und auf 14,5 Cent/kWh für Anlagen mit einer Leistung ab 10 MWe.

Ferner erhöht sich die Grundvergütung für KWK-Anlagen um 3,0 Cent/kWh und die

Nutzung der EGS-Technik wird mit weiteren 4,0 Cent/kWh vergütet (vgl. Abb. 2-33). Für

EGS-Systeme < 10 MWe, die vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb gehen, beläuft sich die Vergütung

damit auf 24 Cent/kWh bei ausschließlicher Stromerzeugung und auf 27 Cent/kWh

für KWK-Systeme. Der Prozentsatz, um den die Vergütungen und Boni ab dem Jahr 2010

jährlich sinken, beträgt 1,0 %.

Darüber hinaus fördert das Marktanreizprogramm des Bundesministeriums für Umwelt,

Naturschutz und Reaktorsicherheit BMU Projekte zur Kraft-Wärme-Kopplung von tiefengeothermischen

Anlagen mit maximal 1,25 Mio. € pro Bohrung und der Übernahme eines

Anteils des Fündigkeitsrisikos /BMU 2008/. Diese Förderung bezieht sich allerdings lediglich

auf die Abdeckung von Mehraufwendungen aufgrund eines gegenüber der Planung erhöhten

technischen Aufwandes und wird daher bei den Wirtschaftlichkeitsberechnungen in

Kap. 4 nicht berücksichtigt.

Im Fall einer ausschließlichen Wärmebereitstellung über Erdwärmesondensysteme

kann eine KfW-Förderung genutzt werden /KfW 2009/. Je kWth errichteter Nennwärmeleistung

beläuft sich die Förderung auf 200 €. Zusätzlich erfolgt für Bohrtiefen ab 400 m bis

1.000 m eine Förderung in Höhe von 375 €/m, für Bohrtiefen zwischen 1.000 und 2.500 m

beläuft sich die Förderung auf 500 €/m und ab 2.500 m bis zur Endtiefe wird mit 750 €/m

gefördert. Pro Bohrung ist die Gesamtförderung auf 2,5 Mio. € begrenzt, für das Gesamtprojekt

beträgt das Förderlimit 5 Mio. €.


3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

In diesem Kapitel werden die geologischen und hydrogeologischen Untergrundverhältnisse

in Stuttgart behandelt (vgl. Kap. 3.1), wobei zusätzlich auf die Besonderheiten bei der Erschließung

der oberflächennahen geothermischen Potenziale mittels Erdwärmesonden (vgl.

Kap. 3.2) als auch auf Besonderheiten bzgl. der Erschließung der tiefengeothermischen Potenziale

(vgl. Kap. 3.3) eingegangen wird. Abschließend wird in Kap. 3.4 kurz die konkrete

Geologie an den vier zu untersuchenden Standorten aufgezeigt zusammen mit den daraus

resultierenden Anforderungen hinsichtlich dem Abteufen der Bohrungen.

3.1 Geologie und Hydrogeologie in Stuttgart

Die am Standort zu erwartende geologische Schichtenfolge umfasst jurassische und triassische

Gesteinsfolgen des mesozoischen, teilweise auch paläozischen Deckgebirges. Sie beginnt

mit den marinen Ablagerungen des schwarzen Jura. Südwestdeutschland war zu dieser

Zeit (vor 200 bis 145 Mio. Jahren) ein flaches Meeresbecken, in dem es zur Ablagerung von

Ton- und Mergelstein und Kalksteinbänken kam. Vollständig ist diese Gesteinsfolge im

Stuttgarter Raum fast nur auf der Filder-Hochfläche anzutreffen. Der Rhät-Sandstein bildet

den Grenzhorizont zu den Schichten der germanischen Trias, deren Gesteinsschichten den

Raum zwischen Schwarzwald und Schwäbischer Alb prägen. Diese gliedert sich in Keuper,

Muschelkalk und Buntsandstein.

Die Sedimente des Keupers bestehen zu einem großen Teil aus klastischen, oft bunt

gefärbten Gesteinen aus siltig-mergeliger Fazies, jedoch auch Sandsteine und Gipslagen sind

keine Seltenheit. Der Keuper wurde vor ca. 235 - 200 Millionen Jahren als jüngste Abfolge

der Germanischen Trias im Germanischen Becken abgelagert, welches als flaches Inlandmeer

vor dem sogenannten Vindelizischen Land im Süden lag. Nach der weiten und gleichmäßigen

Verbreitung der Keuperschichten sowie deren Fossilarmut wird als Ablagerungsmilieu stehendes

Wasser angenommen. Gips in Lagen und Linsen bezeugt Eindampfung salinaren

Meerwassers, Zuflüsse vom Festland brachten gröber klastisches Sediment in Gestalt von

Sandsteinen.

Die Ablagerung des Muschelkalks (243 bis 235 Mio. Jahre) erfolgte in einem ausgedehnten

Meeresbecken, das mit der norddeutschen Ebene und dem heutigen Oberschwaben

und den (erst später gehobenen) Schweizer Alpenregionen in Verbindung stand. Die Schichtenfolge

zeigt eine zunehmende Transgression (Meeresspiegelanstieg), die vom unteren Ton

und Dolomitstein führenden Muschelkalk ausgeht. Darauf folgen der evaporitsch geprägte

mittlere Muschelkalk, der meist durch Grundwasser ausgelaugte Gips und Salz-Vorkommen

enthält. Den Anstieg der Wassertiefe markieren die mächtigen Kalkbänke des oberen Muschelkalks.

Während des Buntsandsteins (251 bis 243 Mio. Jahre) kam es passend zum Namen zur

Ablagerung von Sandsteinen, die aus Skandinavien kommend fluviatil oder auch limnisch

41


42

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

abgelagert wurden. Nach einer Thermalwasserbohrung in Böblingen dürften am Standort

klastische und evaporitische Sedimente in nennenswerter Mächtigkeit anzutreffen sein. Die

Deckgebirgeschichten werden von harten kristallinen Gneisen und Graniten des Grundgebirges

unterlagert. Dieses untergliedert sich in Gesteinsbestand, welcher bereits vor der variszischen

Tektogenese (Devon – Karbon, 415 - 300 Mio. Jahre) vorhanden war (i.W. Gneise),

und jüngere Magmatite. Die genaue Verteilung dieser der Süddeutschen Sedimentfolge unterlagernden

Gebirgsdecke ist nur lückenhaft bekannt. Bohrtechnisch wie thermisch können Gesteine

des Grundgebirges jedoch als homogen und geothermisch vorteilhaft bewertet werden.

Bohrungen beim Mineralbad Bad Cannstatt oder am Vogelsang führen bis in den

Mittleren bzw. Unteren Muschelkalk, so dass hieraus die Kenntnisse des Stuttgarter Untergrunds

resultieren. Die Hofrat-Seyffer-Quelle gewährt den tiefsten Einblick in Stuttgarts Untergrund.

Hier ist man über den Bundsandstein und Rotliegendes bis ins kristalline Grundgebirge

vorgedrungen /Wolff; Hellenthal 2005/.

Die Grundwasserverhältnisse in Stuttgart können nach geologisch-morphologischen

Gesichtspunkten vereinfacht in sechs hydrogeologische Einheiten eingeteilt werden.

Tabelle 3-10 zeigt den jeweiligen Gesteinsaufbau der existierenden hydrogeologischen Einheiten,

den Typ und die Geometrie der dort vorhandenen Grundwasserleiter sowie den jeweiligen

Grundwasserhaushalt und besondere Charakteristiken.

Im Jahre 2002 wurde das Stuttgarter Heilquellenschutzgebiet ausgewiesen, um das

Stuttgarter Mineralwasserdargebot sowohl vor quantitativen (Grundwasserverluste) als auch

qualitativen Einwirkungen (Veränderung durch Einträge anthropogener Stoffe) zu schützen.

Das Heilquellenschutzgebiet wird in den Fassungsbereich, die Kernzone, die Innenzone und

die Außenzone eingeteilt. Der Schwerpunkt des Aufstiegsgebiets der Heil- und Mineralwässer

liegt im Cannstatter Becken, wobei die strengsten Schutzanforderungen im Fassungsbereich

gelten, der sich über einen Radius von 5 m um die Brunnenanlage erstreckt.

An den Schwerpunkt des Aufstiegsgebiets schließt sich die Kernzone an, die den eigentlichen

Aufstiegsbereich der Stuttgarter Heil- und Mineralwässer im Neckartal, der Nesenbachtalmündung

und im unteren Nesenbachtal umfasst. Die Innenzone zieht sich dagegen

über das zentrale Nesenbachtal und die östlichen Neckartalhänge beiderseits der Nesenbachtalmündung.

An die Innenzone schließt sich die Außenzone an, die identisch mit dem Einzugsgebiet

ist. Abhängig von der jeweiligen Zone resultieren unterschiedlich strenge Bedingungen

an den Bau und den Betrieb von Geothermieprojekten.


3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

Tabelle 3-10: Charakterisierung der hydrogeologischen Einheiten in Stuttgart /Wolff, Hellenthal

2005/

43


44

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

Abb. 3-1 zeigt für die Gemarkung Stuttgart die Verteilung der verschiedenen Zonenbereiche

inkl. der vier zu untersuchenden Standorte.

Abb. 3-1: Geothermische Nutzungsbereiche in Stuttgart (Bildquelle: /Wolff; Hellenthal 2005/)

Die Eignung des Untergrundes zur Erschließung der geothermischen Energie hängt sehr stark

von Geologie und Hydrogeologie ab. Konkret können für das Stadtgebiet Stuttgart aufgrund

der geologischen und hydrogeologischen Randbedingungen sowie der Zonengliederung des

Heilquellenschutzgebietes vereinfachend sechs Bereiche identifiziert werden, die in

Tabelle 3-11 kurz charakterisiert werden.

Tabelle 3-11: Charakterisierung der verschiedenen geothermischen Nutzungsbereiche in Stuttgart

(orientiert an /Wolff; Hellenthal 2005/)

Nördliche Nutzungsbereiche

Porsche

Uni Stuttgart

Neugereut

Kr. Cannstadt

- Gewinnung von Wärme aus dem Untergrund grundsätzlich

möglich, wegen Verkarstung des Oberen Muschelkalks allerdings

oft schwierig

- zur Gewährleistung eines wirtschaftlichen Wärmegewinns

müssen Erdwärmesonden bis in den Oberen Muschelkalk


3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

-

vordringen, jedoch auch hier schlechte Wärmeausbeute in der

ungesättigten Zone, zusätzlich verbunden mit technischen Risiken

aufgrund der starken Verkarstung

insgesamt eher ungünstige geologische Randbedingungen

Südliche Nutzungsbe- - diese Bereiche umfassen die Stubensandstein-Verebnungen

reiche

und die Filderflächen, wobei in diesem Gebiet an der Erdoberfläche

Schichten vom höheren Mittelkeuper (Stubensandstein)

bis zum Unterjura ausstreichen

- Unterjuragesteine gelten bohrtechnisch und hydrogeologisch

als unproblematisch

- Bereich der geschlossenen Unterjuraflächen wasserwirtschaftlich

günstig (in Keuperserie so gut wie kein Wasser

vorhanden)

- trockene Keuperabschnitte gelten als vergleichsweise standfest,

so dass die bohrtechnischen Risiken für Stuttgarter Verhältnisse

gering sind

- weitgehend wasserfreie Gebirge für die Wirtschaftlichkeit der

Wärmegewinnung aufgrund der geringen Wärmeleitfähigkeit

allerdings weniger vorteilhaft

Heilquellenschutzge- - Erdwärmenutzung grundsätzlich möglich

biet

- zonenspezifische Tiefenbegrenzungen und spezielle Auflagen

für die Beschaffenheit des Wärmeträgermediums

Kernzone - Nutzung der quartären Schichten zur Wärmegewinnung möglich,

jedoch nur bis zur Grenze der darunterliegenden Keuperschicht

Innenzone - Einbringen von geothermischen Erschließungsanlagen möglich

bis zur Grenzfläche Grundgipsschicht/Unterkeuper

Außenzone - analoge Vorgabe wie in Innenzone, sofern Anlagen nicht mit

grundwasserneutralen Stoffen betrieben

Die Temperaturen, welche im Untergrund zu erwarten sind, werden nur oberflächennah von

der Jahresdurchschnittstemperatur am Standort beeinflusst. Mit zunehmender Tiefe hängen

die zu erwartenden Temperaturen im Wesentlichen vom sogenannten geothermischen Tiefengradienten

ab, welcher den Temperaturanstieg zur Tiefe hin in Grad Celsius pro Meter

angibt. Dieser liegt im globalen Mittel bei etwa 3,3 °C pro 100 m Tiefe, unterliegt jedoch z.T.

erheblichen lokalen Schwankungen. So ist dieser Gradient beispielsweise in geologisch alten

kontinentalen Krusten (Kratone) deutlich geringer, während tektonisch aktive Gebiete wie

z.B. der Oberrheingraben hohe Temperaturanomalien aufweisen.

Zur Prüfung der Eignung des Stuttgarter Untergrundes für die geothermische Erschließung

wurde anhand der geothermischen Daten im Raum Stuttgart (z.T. nach /Prestel;

Scholz 2002/) nachfolgende Temperaturentwicklung abgeleitet (vgl. Abb. 3-2). Aufgrund der

45


46

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

vorhandenen Daten ist mit einem geothermischen Gradienten im Bereich von 4,3 °C / 100 m

in der sedimentären Abfolge bis etwa 800 m u GOK zu rechnen. Im Kristallinen Untergrund

kann aufgrund neuester Messwerte aus der Anlage in Bad Urach auf einen geothermischen

Gradient von 2,7 °C/100 m geschlossen werden.

Abb. 3-2: Zu erwartende Temperaturentwicklung im Untergrund von Stuttgart (u.a. /Prestel;

Schloz 2002/

Aus Abb. 3-2 wird ersichtlich, dass in einer bestimmten Tiefe die Temperatur nicht homogen

verteilt ist und dass sich regionale Gradienten in verschiedenen Tiefen ändern können.

In einer Tiefe von rund 5.000 m kann im Raum Stuttgart mit einer Temperatur von ca.

160 °C gerechnet werden, womit in den nachfolgenden Kapiteln 4.1 - 4.4 gerechnet wird.

3.2 Besonderheiten bei Erschließung der oberflächennahen Geothermie mittels

Erdwärmesonden

Oberflächennahe Erdwärmesonden wurden bereits in Kap. 2.3.2 im Detail beschrieben. Von

besonderer Bedeutung ist dort insbesondere die sorgfältige und dauerhafte Abdichtung des

Ringraums zwischen Bohrloch und Wärmetauscherrohr.

Aufgrund der oft sulfathaltigen und damit aggressiven Grundwässer in Stuttgart müssen

i.d.R. sulfatbeständige Abdichtungsmaterialien verwendet werden.


3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

In der Region Stuttgart erreichen Erdwärmesonden meist eine Tiefe zwischen 50 m und 150

m. Je nach Art und Tiefenreichweite der Geothermieanlage treten nach /Wolff; Hellentahl

2005/ unterschiedliche Risiken für Boden und Grundwasser auf:

� Beeinträchtigung des natürlichen Grundwasserabflusses

� Hydraulische Kurzschlüsse zwischen Grundwasserstockwerken mit

- Änderungen der Druckverhältnisse und der Grundwasserbeschaffenheit und

- dauerhaften Grundwasserverlusten

� Physikalische Veränderungen der Grundwasserbeschaffenheit (Temperaturanstieg,

Abkühlung),

� Chemische Veränderungen (Boden- und Grundwasserkontamination in Folge von

Verlusten von Trägerflüssigkeiten, Schadstoffverschleppungen von höheren in tiefere

Grundwasserstockwerke, Verschiebung von Lösungsgleichgewichten, Ausgasungen)

� Biologische Veränderungen (beschleunigte Verkeimung bei Temperaturzuwachs,

Minderung mikrobiologischer Abbauprozesse)

Diesen Risiken muss in Stuttgart durch technische Sicherheitsvorkehrungen, sowohl während

der Bauzeit, der Betriebszeit als auch nach Stilllegung der Anlage, entgegengewirkt werden.

Der Schwerpunkt liegt dabei auf der sorgfältigen Abdichtung des Bohrlochs nach Einbau der

Erdwärmesonden. Dies gilt für Anlagen, welche grundwasserfremde Wärmeträgermedien

verwenden, in einem noch größeren Maße. Welche Grundwasserstockwerke von der Erdwärmesonde

durchteuft werden und welche hydrogeologischen Verhältnisse in der erschlossenen

Bohrstrecke vorherrschen, muss bei jedem Projekt geklärt werden

Im Rahmen eines Projekttreffens mit Vertretern des Amts für Umweltschutz Stuttgart

(AfU) und des Landesamts für Geologie, Rohstoffe und Bergbau in Freiburg (LGRB) wurden

des Weiteren noch konkret folgende Aspekte zur Nutzung der oberflächennahen Geothermie

festgehalten (vgl. /Projektprotokoll vom 01.07.2009/).

- Bohrungen zur Nutzung der oberflächennahen Geothermie sind an sämtlichen Standorten

grundsätzlich genehmigungsfähig, jedoch ist die maximale Bohrtiefe durch den „Gipsspiegel“

begrenzt. Sobald Gips erbohrt wird, sind die Bohrungen zu stoppen, so die Aussage

des LGRB. Als Gipsspiegel ist das Erstauftreten von Gips im Bohrklein zu werten,

unabhängig von dessen Menge oder Anhydritgehalt.

- In der Kernzone des Heilquellenschutzgebiets sind Erdwärmesondenbohrungen auf die

Basis des Quartärs zu begrenzen und dort ist lediglich Wasser als Trägermedium zugelassen.

In der Außenzone stellen die Haßmersheimer Mergel im oberen Muschelkalk den

Grenzhorizont für EWS dar. Hier ist bei Einbindung in den Unterkeuper oder tiefer laut

Heilquellenschutzgebiets-Verordnung die Verwendung von Wasser obligatorisch.

- Beim Erschließen der oberflächennahen Erdwärme durch eine sehr große Anzahl von

Erdwärmesonden sind des Weiteren mögliche Altlasten an den Standorten zu berück-

47


48

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

sichtigen. Diese können nach Konkretisierung der Erdwärmesondenfelder über Kartenwerke

oder einfache GIS-Operationen später noch berücksichtigt werden.

3.3 Besonderheiten bei Erschließung der Tiefengeothermie

Bezüglich der Nutzung der Tiefengoethermie wurden im Rahmen des o.a. Projekttreffens u.a.

folgende Punkte festgehalten (vgl. /Projektprotokoll vom 01.07.2009/).

- Grundsätzlich ist keiner der vier Standorte auszuschließen. Aufgrund der abzuteufenden

Bohrungen im Stadtgebiet sind allerdings einige Besonderheiten zu beachten, welche sich

insbesondere auf die Kosten der Bohrungen auswirken. Dazu gehören:

• gutachterliche Eignungsprüfung und -beurteilung aller Standorte hinsichtlich möglicher

Störeinflüsse (u.a. Temperatur, Hydrochemie) auf die Heilquellen durch die Erschließung

tieferer Grundwasserstockwerke (Mittlerer/Unterer Muschelkalk, Buntsandstein,

Kristallin) in Abhängigkeit der jeweiligen geothermischen Technikvarianten

• Berücksichtigung des Lärmschutzes beim Bohren sowie hinsichtlich der Logistik

(� Lösungsansatz: Elektrobohren inkl. Lärmschutzwände)

• Absetzen der Rohrtour zwischen allen Grundwasserstockwerken zur Vermeidung

hydraulischer Kurzschlüsse

- Bei den Standorten Krankenhaus Bad Cannstatt und Fernwärmeversorgung Neugereut ist

zu beachten, dass sich in der Nähe die staatlich als Heilquelle anerkannte Hofrat-Seyffer-

Quelle (Hofener Staße, Nähe Reinhold-Maier-Brücke, genutzt im Mineralbad Cannstatt)

befindet. Diese erschließt hochmineralisiertes Grundwasser (Sole, Mineralisation ca. 25

g/l) aus dem Buntsandstein. Bei der Realisierung tiefer geothermischer Nutzung an den

genannten Standorten ist gutachterlich nachzuweisen, dass die geothermischen Nutzungen

außerhalb des engeren Zustrombereichs dieser sensiblen Nutzung liegen.

- Mit Erreichen des Buntsandsteins muss an allen 4 Standorten mit hochmineralisiertem

(aggressivem) Grundwasser gerechnet werden muss. Dies kann zu höheren Kosten hinsichtlich

des Ausbaus der Bohrung(en) führen.

- Im dicht bewohnten Stadtgebiet Stuttgart wird mit einem Zusatzaufwand hinsichtlich

Lärmschutz etc. zu rechnen sein.

- Weitere Kosten können nach Aussage des LGRB aus Gutachten zur bergrechtlichen Beurteilung

der von den Vorhaben verursachten möglichen Schäden durch Seismizität herrühren.

3.4 Geologie der vier Standorte im Vergleich

Die konkrete geologische Situation an den vier zu untersuchenden Standorten zeigt die nachfolgende

Abb. 3-3. Hieraus ergibt sich, dass für den Standort Universität Stuttgart in der

Summe fünf Rohrtouren abzusetzen sind, während für die übrigen Standorte vier Rohrtouren


3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

erforderlich sind. Exemplarisch zeigt Abb. 3-4 den Vergleich für die Standorte Universität

und Neugereut.

Abb. 3-3: Geologie an den vier zu untersuchenden Standorten

49


50

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

Abb. 3-4: Ausbau der Tiefenbohrungen an den Standorten Universität Stuttgart und Neugereut

(Standort Neugereut vergleichbar den Standorten Krankenhaus Bad Cannstatt und

Firma Porsche, Zuffenhausen)

Für den Standort Soultz-sous-Fôrets sind die Investitionskosten in Tabelle 2-6 aufgelistet

worden. Aufgrund allerdings der in den beiden vorangegangenen Kapiteln beschriebenen

Besonderheiten bei der Erschließung der Tiefen- als auch Oberflächengeothermie in Stuttgart

sind diese Kosten den Verhältnissen in Stuttgart anzupassen. Eine Bohrkostenabschätzung

für den Raum Stuttgart /Anger’s Söhne 2009/ beziffert die Bohrkosten für zwei Bohrungen à


3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart

5.000 m Tiefe inkl. drei abdichtenden Rohrtouren und einem Zuschlag für Unvorhergesehenes

von 10 - 15 % auf rund 26 - 27 Mio. €. Unter Berücksichtigung des erforderlichen Lärmund

Emissionsschutzes und evtl. anfallender Kosten für gutachterliche Eignungsprüfungen

und –beurteilungen sowie zusätzlicher abdichtender Rohrtouren (Standort „Universität Stuttgart,

Campus Vaihingen“ insgesamt fünf Rohrtouren, übrige Standorte jeweils vier Rohrtouren)

werden im Folgenden für den Standort „Universität Stuttgart, Campus Vaihingen“ Bohrkosten

von 30 Mio. € zu Grunde gelegt und für die übrigen drei Standorte werden jeweils

Bohrkosten von 28 Mio. € zu Grunde gelegt. Durch eine Parametervariation der Bohrkosten

von 50 – 150 % der Referenzannahmen werden Unsicherheiten in der Kostenabschätzung

berücksichtigt.

51


52

3 Geothermische Situation und Besonderheiten in Stuttgart


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Nach Untersuchung der geologischen Rahmenbedingungen im Raum Stuttgart werden in

diesem Kapitel für jeden Standort Wirtschaftlichkeitanalysen durchgeführt. In den Kapiteln

4.1 - 4.4 werden für die Standorte „Universität Stuttgart, Campus Vaihingen“, „Krankenhaus

Bad Cannstatt“, „Firma Porsche, Zuffenhausen“ und „Fernwärmeversorgung Neugereut“

jeweils die Nachfragedaten ausgewertet und zusammengefasst und darauf basierend EGS-

Anlagen zur Abdeckung der Nachfrage konzipiert. In Kap. 4.5 wird anschließend die Option

der Wärmebereitstellung über tiefe als auch oberflächennahe Erdwärmesonden durchgerechnet.

4.1 Standort Universität Stuttgart - Campus Vaihingen

In diesem Kapitel wird der Standort „Universität Stuttgart – Campus Vaihingen“ im Detail

untersucht. Zunächst wird in Kapitel 4.1.1 die Nachfrageseite nach Strom und Wärme untersucht,

bevor in Kapitel 4.1.2 die Wirtschaftlichkeitsanalyse auf Basis der nachfrageseitigen

Eingangsdaten durchgeführt wird.

4.1.1 Nachfragedaten

Abb. 4-1 zeigt den Bedarf an Strom, Wärme und Kälte des Bereichs „Campus Vaihingen“

der Universität Stuttgart für das Jahr 2008. Die Wärme- und Kältebereitstellung erfolgt derzeit

zu 100 % durch das Heizkraftwerk der Uni Stuttgart, die Stromnachfrage wird zu rund

50 % durch das HKW gedeckt. Die restlichen 50 % werden von der EnBW bezogen.

Strom / Wärme / Kälte [MWh]

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

Januar

Februar

März

April

Mai

Juni

Juli

August

Strom

Wärme

Kälte

September

Oktober

November

Dezember

Abb. 4-1: Nachfrage nach Strom, Wärme und Kälte der Universität Stuttgart, Campus Vaihingen

im Jahr 2008 /HKW Universität Stuttgart 2009/

Während die Stromnachfrage über das ganze Jahr hinweg weitgehend konstant ist und nur

geringen Schwankungen unterliegt, sind die Jahresgänge der Wärme- und Kältenachfrage

53


54

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

deutlich ausgeprägt. Im Sommer wird zum einen deutlich weniger Wärme, aber zugleich

mehr Kälte nachgefragt, wohingegen in den Wintermonaten die Wärmenachfrage sehr hoch

ausfällt bei gleichzeitig eher niedriger Kältenachfrage. In der Summe sind im Jahr 2008 rund

96,7 GWhel Strom, rund 124,1 GWhth Wärme und rund 39,0 GWhK Kälte nachgefragt worden.

Die maximalen bzw. minimalen elektrischen und thermischen Leistungswerte sind in

Tabelle 4-12 aufgelistet.

Tabelle 4-12: Minimale und maximale elektrische und thermische Leistungswerte des Bereichs

Campus Vaihingen /HKW Universität Stuttgart 2009/

Elektrische Leistung Wärmeleistung Kühlleistung

maximal 18 MWel

(38 MWel bei Großversuch)

50 MWth

12 MWK

minimal 7,7 MWel 2 MWth 2,5 MWK

Übereinstimmend mit Abb. 4-1 schwanken Minimal- und Maximalwert der Wärme- und

Kühlleistung deutlich stärker als die beiden Extremwerte der elektrischen Leistung.

Abb. 4-2 zeigt ferner die Strom- und Wärmedauerlinie des Standorts Universität

Stuttgart, Campus Vaihingen. Es ist gut zu erkennen, dass die maximale elektrische Leistung

von 38 MW nur für kurze Zeit während des Großversuchs nachgefragt wird und die Dauerlinie

nach rund 200 Stunden stark abfällt. Auch die maximale thermische Leistung von 50 MW

wird nur für sehr kurze Zeit benötigt.

Leistung [MW]

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Jahresstunden [h]

El. Leistung [MW]

Th. Leistung [MW]

Abb. 4-2: Jahresdauerlinie Strom- und Wärmenachfrage des Standorts Universität Stuttgart,

Campus Vaihingen (nach /HKW Universität Stuttgart 2009/)


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

4.1.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse

Für die Versorgung des Standortes Universität Stuttgart, Campus Vaihingen, kommen prinzipiell

drei Konzepte in Frage. Zum einen die Bereitstellung von Strom, Wärme und Kälte über

eine Dublette zur tiefengeothermischen Energiegewinnung, zum anderen Erdwärmesondenanlagen,

entweder oberflächennahe als auch tiefe Erwärmesonden, die allerdings beide lediglich

Wärme und ggf. Kälte bereitstellen können und aufgrund des niedrigen Temperaturniveaus

nicht für eine Stromerzeugung geeignet sind. Im Rahmen dieses Kapitels wird eine

EGS-Anlagenkonfigurationen konzipiert und auf dieser Basis eine Wirtschaftlichkeitsanalyse

durchgeführt. Hinsichtlich der Wärmebereitstellung über Erdwärmesonden wird auf Kap. 4.5

verwiesen.

Unter Berücksichtigung des Bedarfs sowohl an Strom, Wärme als auch Kälte bietet

sich für den Standort Universität Stuttgart, Campus Vaihingen eine wärmegeführte KWKK-

Lösung an mit verstärkter Nutzung der geothermisch zur Verfügung stehenden Wärme im

Sommer zur Strom- und Kältebereitstellung. Basierend auf den in Kapitel 4.1.1 zusammengefassten

Nachfragedaten kann die geothermische KWKK-Anlage wie in Tabelle 4-13 dargestellt

ausgelegt werden. Dabei wird unterstellt, dass die Anlage wärmegeführt gefahren wird

und mit der Überschusswärme insbesondere im Sommerhalbjahr Strom erzeugt und zusätzlich

über eine Absorptionskältemaschine Kälte bereitgestellt wird.

Tabelle 4-13: Auslegung der geothermischen KWKK-Anlage für die Universität Stuttgart, Campus

Vaihingen

Wärmenachfrage [GWh] 124,10

Fördertemperatur Wasser [°C] 160

Injektionstemperatur Wasser [°C] 60

Volumenstrom [m³/h] 126

Volumenstrom [l/s] 35

Wirkungsgrad ORC-Anlage 0,12

Technische Verfügbarkeit ORC-Anlage / Kältemaschine 0,95

Austrittstemperatur Wasser am Verdampfer ORC [°C] 90

Wirkungsgrad Geothermie Wärmetauscher 0,95

COP Absorptionskältemaschine 0,70

Thermische Leistung Geothermie [MW] 13,90

Thermische Leistung Spitzenlastkessel [MW] 36,10

Wärmeerzeugung Spitzenlastkessel [GWh] 40,19

Wärmeerzeugung Geothermie [GWh] 83,91

El. Leistung ORC-Anlage [MW] 1,23

Stromerzeugung ORC-Anlage [GWh] 3,18

Kälteleistung [MW] 3,07

Kälteerzeugung [GWh] 7,95

55


56

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Die thermische Leistung des Geothermiekraftwerks beläuft sich auf rund 14 MWth, so dass

der Spitzenlastkessel noch eine thermische Leistung von rund 36 MWth abdecken muss. Geothermisch

kann eine Wärmemenge von rund 84 GWhth bereitgestellt werden, entsprechend

rund 68 % der gesamten Wärmenachfrage. Die verbleibenden 32 % der Wärmenachfrage

werden mit Hilfe des Spitzenlastkessels abgedeckt.

Insbesondere im Sommer kann die überschüssige und nicht nachgefragte Wärme dazu

verwendet werden, über eine ORC-Anlage Strom zu erzeugen und die Abwärme auf einem

Temperaturniveau von ca. 90 °C kann überdies zum Betrieb einer Absorptionskältemaschine

verwendet werden. Die elektrische Leistung der ORC-Anlage beläuft sich auf etwa 1,2 MWel,

die Kälteleistung der Absorptionskältemaschine auf rund 3,1 MWK. Die Stromerzeugung von

rund 3,2 GWhel wird ins Netz eingespeist und gemäß EEG vergütet. Hinsichtlich der Kälte

können mittels der Absorptionskältemaschine auf Basis der geothermisch zur Verfügung gestellten

Wärme dagegen rund 20 % der Nachfrage abgedeckt werden.

Um die Gestehungskosten der Wärme- und Kälteerzeugung zu berechnen, gibt

Tabelle 4-14 zunächst einen Überblick über die ökonomischen Daten der konfigurierten Anlage

für den Standort Campus Vaihingen.

Tabelle 4-14: Ökonomische Daten der geothermischen KWKK-Anlage für die Universität Stuttgart,

Campus Vaihingen /AEE 2009/, /Fritsch 2008/, /Schäfer 2008/, /Kaltschmitt et al.

2006/, /EnBW 2009b/, Interview Soultz-sous-Fôrets

a) Anlage zur Nutzung der Tiefengeothermie

Basic Engineering 500.000 €

Bohrungen (Dublette in 5 km Tiefe) 30.000.000 €

Stimulation 800.000 €

Pumpen (Förder- und Injektionspumpe) 800.000 €

Spez. Kosten ORC-Anlage 1.500 €/kW

Gesamtkosten ORC-Anlage 1.843.380 €

Balance of Plant (BOP) 1.200.000 €

Sicherheitsreserve (5 % der Gesamtkosten) 1.757.169 €

Gesamtkosten Geothermie-KW 36.900.549 €

Zinssatz 6 %

Lebensdauer / Abschreibungsdauer 20 a

Kosten Bezug Hilfsenergie (Strom) 21,99 Ct/kWh

Grundpreis Strom 171 €/a

Annuität Geothermie-KW 3.217.158 €/a

Gesamte jährl. Betriebskosten (3,5 % der Inv.kosten) 1.291.519 €/a

Personalkosten Überwachung 250.000 €/a

Gesamtkosten Hilfsenergie (Strom) 769.241 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 5.527.918 €/a

b) Spitzenlastkessel (thermisch)

Spez. Inv.kosten Kessel 60 €/kW(th)

Gesamtkosten Anlage 2.166.090 €


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Annuität Anlage 188.850 €/a

Gesamte jährl. Betriebskosten (3,5 % der Inv.kosten) 75.813 €/a

Wärmeerzeugung (Spitzenlastkessel) 40.189 MWh(th)

Wärmeerzeugung (über Spitzenlastkessel) für Abs.-KM 44.317 MWh(th)

Gesamtwärmeerzeugung (Spitzenlastkessel) 84.507 MWh(th)

Bezugspreis Erdgas 4,83 Ct/kWh

Grundpreis Erdgas 1.245 €/a

Bezugskosten Erdgas pro Jahr 4.082.920 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 4.347.583 €/a

c) Kälteanlage

Spez. Inv.kosten Absorptionskältemaschine 100 €/kW(K)

Gesamtkosten Anlage 1.200.000 €

Annuität Anlage 104.621 €/a

Gesamte jährliche Betriebskosten (3,5 % der Inv.kosten) 42.000 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 146.621 €/a

Berechnung von Wärme-/Kältegestehungskosten

Jährliche Kosten der gesamten Anlage 10.022.123 €/a

Wärmebereitstellung 124.103 MWh(th)

Kältebereitstellung 38.968 MWh(K)

Gutschrift EEG-Vergütung -858.147 €/a

Kosten - Gutschrift 9.163.975 €/a

Wärme-/Kältegestehungskosten 5,62 Ct/kWh

Wärmegestehungskosten (ohne Kälteerzeugung) 5,54 Ct/kWh

Kosten / Einnahmen [Mio. €/a]

12

10

8

6

4

2

0

EEG-Vergütung

Brennstoffkosten (Erdgas)

Hilfsenergie (Strom)

O&M inkl. Personal

Kapitelkosten Anlage

Ausgaben Einnahmen

Abb. 4-3: Jährliche Ausgaben und Einnahmen (EGS-Anlagekonzept für den Standort Universität

Stuttgart, Campus Vaihingen)

57


58

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Die jährlichen Gesamtausgaben belaufen sich auf rund 10,0 Mio. € und stehen Einnahmen in

Form von EEG-Vergütungszahlungen in Höhe von knapp 0,9 Mio. € gegenüber, so dass sich

als Saldo Kosten von jährlich rund 9,2 Mio. € ergeben. Abb. 4-3 zeigt die Verteilung insbesondere

der Ausgabenseite im Detail auf.

Werden die resultierenden Kosten auf die komplette Wärme- und Käteerzeugung umgelegt,

so berechnen sich Wärme-/Kältegestehungskosten von rund 5,6 Ct/kWh bzw. Wärmegestehungskosten

(ohne Kälteerzeugung) von rund 5,5 Ct/kWh. Zur Berechnung der ausschließlichen

Wärmegestehungskosten wurden die Kosten für die Kältebereitstellung herausgerechnet

und die resultierenden Kosten auf die reine Wärmebereitstellung umgelegt.

Die Gestehungskosten hängen von einer Reihe von Eingangsparametern ab, die im

Folgenden in einer Bandbreite von 50 – 150 % des jeweils ursprünglichen Werts variiert werden.

Auf diese Art und Weise lassen sich die besonders sensitiven Parameter identifizieren

und es kann in der Folge eine Bandbreite für die zu erwartenden Wärme-

/Kältegestehungskosten angegeben werden.

Wärme-/Kältegestehungskosten

[Ct/kWh]

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

3,00

2,00

1,00

0,00

Volumenstrom Fördertemperatur

Strompreis Erdgaspreis

Bohrkosten

50% 75% 100% 125% 150%

Variation der Eingangsparameter

Abb. 4-4: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Campus Vaihingen)

Mit Ausnahme des Strompreises erweisen sich sämtliche Parameter als sensitiv hinsichtlich

der Wärme-/Kältegestehungskosten. Während jedoch die Temperatur des geförderten Wassers

in einer engen Bandbreite liegen wird und maximal rund 10 % vom angesetzten Wert

abweichen wird, lässt sich der zu erwartende Volumenstrom weit weniger exakt vorhersagen.

So führt denn beispielsweise ein Volumenstrom in Höhe von lediglich 17,5 l/s (50 % des

Ausgangswertes von 35 l/s) zu Gestehungskosten von rund 7,6 Ct/kWh. Umgekehrt würden

mit einem Volumenstrom von 52,5 l/s (150 % des Ausgangswertes von 35 l/s) Gestehungskosten

von lediglich rund 4,4 Ct/kWh einhergehen.

Die Bohrkosten wirken sich wie zu erwarten ebenfalls stark auf die Gestehungskosten

aus. Steigen diese zum Beispiel um 50 % gegenüber den angesetzten Kosten, so erhöhen sich

die Wärme-/Kältegestehungskosten auf rund 6,8 Ct/kWh. Ein Anstieg der Bohrkosten um


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

50 % kann beispielsweise daraus resultieren, dass eine dritte Bohrung niedergebracht werden

muss, wenn zwischen den beiden ersten Bohrungen kein geeigneter Wärmetauscher mittels

Stimulation aufgebaut werden kann.

Nicht zuletzt ist auch der Einfluss des Erdgaspreises zu berücksichtigen, was insbesondere

auf die Bereitstellung von Wärme zum Betrieb der Absorptionskältemaschine zurückzuführen

ist. Werden ausschließlich Wärmegestehungskosten berechnet, so sinkt der

Einfluss dieser Kostenkomponente, weil dann ausschließlich zur Abdeckung der Spitzenlast

Erdgas verheizt wird.

Die berechneten Wärme-/Kältegestehungskosten von 5,6 Ct/kWh stellen tendenzell

eine Untergrenze der zu erwartenden Kosten dar, wenn sämtliche Parameter wie erhoben und

abgeschätzt realisiert werden können. In einem sehr günstigen Fall (Fördertemperatur:

190 °C, Volumenfluss: 45 l/s) können die Gestehungskosten auch bis auf rund 4,1 Ct/kWh

sinken. Im ungünstigsten Fall können die Gestehungskosten bis auf rund 10,2 Ct/kWh ansteigen,

wenn sich beispielsweise die Bohrkosten um 50 % erhöhen, die Fördertemperatur lediglich

140 °C beträgt, der Volumenfluss sich auf 20 l/s reduziert und der Erdgaspreis um 50 %

höher angesetzt wird.

Als belastbare Bandbreite, in welcher sich die Wärme-/Kältegestehungskosten bewegen,

kann daher eine Spanne von rund 4,1 – 10,2 Ct/kWh angegeben werden. Für die ausschließlichen

Wärmegestehungskosten (ohne Kälteerzeugung) resultiert nach Durchführung

einer analogen Parametervariation eine Bandbreite von 3,8 – 10,8 Ct/kWh.

4.2 Standort Krankenhaus Bad Cannstatt

In diesem Kapitel wird der Standort „Krankenhaus Bad Cannstatt“ im Detail untersucht. Zunächst

wird in Kapitel 4.2.1 die Nachfrageseite nach Strom und Wärme untersucht. Kapitel

4.2.2 beinhaltet anschließend die Wirtschaftlichkeitsanalyse auf Basis der nachfrageseitigen

Eingangsdaten.

4.2.1 Nachfragedaten

In Abb. 4-5 ist die Nachfrage nach Wärme (Heizung und Dampf) und Strom dargestellt. Der

Strom wird über das Netz der öffentlichen Versorgung bezogen, die Wärme wird bereitgestellt

über insgesamt vier Zweistoffbrenner, die sowohl mit Erdgas als auch mit Heizöl befeuert

werden können, wobei im Jahr 2008 überwiegend mit Erdgas geheizt wurde. Zwei der

Zweistoffbrenner besitzen eine thermische Leistung von jeweils 3.580 kW und dienen der

Erzeugung von Heizwärme, die anderen beiden Zweistoffbrenner weisen jeweils eine thermische

Leistung von 1.200 kW auf und dienen der Dampferzeugung. Jeweils einer der beiden

Kessel ist als Redundanzsystem ausgelegt.

Die Stromnachfrage verläuft über das Jahr hinweg weitgehend ausgeglichen, wohingegen

bei der Wärmenachfrage ein deutlich ausgeprägter Jahresgang zu erkennen ist, der sich

allerdings ausschließlich auf die Heizwärme bezieht. Einem hohen Bedarf in den Wintermo-

59


60

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

naten steht eine geringe Nachfrage im Sommer gegenüber. Die Nachfrage nach Dampf folgt

diesem Jahresgang nur tendenziell. Die Schwankungen sind hier deutlich schwächer ausgeprägt.

Ein Jahresgang zum Kältebedarf konnte aufgrund fehlender Daten nicht ermittelt werden.

In den verschiedenen Klinikbereichen sind insgesamt Kälteerzeuger (Kompressionskältemaschinen)

mit einer Gesamtleistung von 468 kWK installiert.

Strom / Wärme [kWh]

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

Januar

Februar

März

April

Mai

Juni

Juli

Strom

Wärme (Heizung)

Wärme (Dampf)

August

September

Oktober

November

Dezember

Abb. 4-5: Nachfrage nach Strom, Wärme und Kälte des Krankenhauses Bad Cannstatt (Stromnachfrage

2008; Wärmenachfrage: gemittelte Werte 2002 – 2007) /pers. Mitteilung

Frau Langer 2009/

Insgesamt sind im Jahr 2008 rund 5,7 GWhel Strom und rund 12,3 GWhth Wärme nachgefragt

worden. Tabelle 4-15 listet die zugehörigen maximalen und minimalen elektrischen und

thermischen nachgefragten Leistungen auf.

Tabelle 4-15: Minimale und maximale elektrische und thermische Leistungswerte des Krankenhauses

Bad Cannstatt /pers. Mitteilung Frau Langer 2009/

Elektrische Leistung Wärmeleistung Kühlleistung

maximal 975 kWel 3.683 kWth 468 kWK

minimal 475 kWel n.v. n.v.

Abb. 4-6 zeigt die Dauerlinien der Strom- und Wärmenachfrage des Standortes Krankenhaus

Bad Cannstatt. Während für die Stromdauerlinie sämtliche erforderliche Werte auf Basis des

Jahres 2008 vorlagen, musste die Dauerlinie der Wärmenachfrage teilweise ergänzt werden,

da sich die Datengrundlage hierfür lediglich auf die Wintermonate 2008/2009 bezog. Die

Anpassung erfolgte unter Berücksichtigung der ermittelten Jahresnachfrage nach Wärme.


Leistung [kW]

4.000

3.600

3.200

2.800

2.400

2.000

1.600

1.200

800

400

0

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Jahresstunden [h]

El. Leistung [kW]

Th. Leistung [kW]

Abb. 4-6: Jahresdauerlinie Strom- und Wärmenachfrage des Standorts Krankenhaus Bad Cannstatt

(nach /pers. Mitteilung Frau Langer 2009/)

4.2.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse

Für die Versorgung des Standortes Krankenhaus Bad Cannstatt kommen analog zum ersten

Standort drei Konzepte in Frage. Zum einen die Bereitstellung von Strom und Wärme über

eine Dublette zur tiefengeothermischen Energiegewinnung, zum anderen Erdwärmesondenanlagen,

entweder oberflächennahe als auch tiefe Erwärmesonden, die allerdings beide lediglich

Wärme und ggf. Kälte bereitstellen können und aufgrund des niedrigen Temperaturniveaus

nicht für eine Stromerzeugung geeignet sind. Im Folgenden wird für ein tiefengeothermisches

KWK-Konzept eine Wirtschaftlichkeitsanalyse durchgeführt. Für die Wärmebereitstellung

über Erdwärmesonden wird auf Kap. 4.5 verwiesen.

Zur Versorgung des Krankenhauses Bad Cannstatt bietet sich eine KWK-Lösung an,

mittels der zunächst die Nachfrage nach Wärme abgedeckt werden kann, zusätzlich aber auch

Strom erzeugt werden kann. Eine Kälteerzeugung wurde aufgrund des nicht quantifizierten

Kältebedarfs nicht berücksichtigt.

Basierend auf den in Kapitel 4.2.1 erhobenen Rahmendaten kann die geothermische

KWK-Anlage wie in Tabelle 4-16 dargestellt ausgelegt werden. Dabei wird unterstellt, dass

die Anlage wärmegeführt gefahren wird.

Tabelle 4-16: Auslegung der geothermischen KWK-Anlage für das Krankenhaus Bad Cannstatt

Wärmenachfrage [GWh] 12,30

Fördertemperatur Wasser [°C] 160

Injektionstemperatur Wasser [°C] 60

Volumenstrom [m³/h] 126

Volumenstrom [l/s] 35

61


62

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Wirkungsgrad ORC 0,12

Technische Verfügbarkeit ORC-Anlage / Kältemaschine 0,95

Austrittstemperatur Wasser am Verdampfer ORC [°C] 90

Wirkungsgrad Plattenwärmetauscher 0,95

Thermische Leistung Geothermie [MW] 13,90

Thermische Leistung Spitzenlastkessel [MW] 0

Wärmeerzeugung Spitzenlastkessel [GWh] 0

Wärmeerzeugung Geothermie [GWh] 12,30

El. Leistung ORC-Anlage [MW] 1,23

Stromerzeugung ORC-Anlage [GWh] 9,19

Aufgrund der verglichen mit dem theoretischen Angebot geringen Wärmenachfrage des

Standortes „Krankenhaus Bad Cannstatt“ kann die geothermische Anlage neben den benötigten

12,3 GWhth Wärme zusätzlich rund 9,2 GWhel Strom erzeugen. Davon werden rund 3,4

GWhel für den Betrieb der Förder- und Umwälzpumpen benötigt, so dass effektiv eine Überschussstromproduktion

von rund 5,8 GWhel stattfindet. Bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung

wird allerdings unterstellt, dass der erzeugte Strom komplett ins Netz eingespeist wird

und der Pumpenstrom aus dem Netz bezogen wird. Hintergrund hierfür ist, dass sich die Einspeisevergütung

auf 27 Ct/kWh beläuft, während der aus dem Netz bezogene Strom lediglich

rund 22 Ct/kWh kostet. Stromkosten zum Betrieb der Pumpen von etwa 0,7 Mio. € stehen

damit Einnahmen aus der Einspeisevergütung von rund 2,5 Mio. € gegenüber.

Um die Gestehungskosten der Wärmeerzeugung zu berechnen, gibt Tabelle 4-18 zunächst

einen Überblick über die ökonomischen Daten der konfigurierten Anlage für den

Standort Krankenhaus Bad Cannstatt.

Tabelle 4-17: Ökonomische Daten der geothermischen KWK-Anlage für das Krankenhaus Bad

Cannstatt /AEE 2009/, /Fritsch 2008/, /Schäfer 2008/, /Kaltschmitt et al. 2006/,

/EnBW 2009b/, Interview Soultz-sous-Fôrets

a) Anlage zur Nutzung der Tiefengeothermie

Basic Engineering 500.000 €

Bohrungen (Dublette in 5 km Tiefe) 28.000.000 €

Stimulation 800.000 €

Pumpen (Förder- und Injektionspumpe) 800.000 €

Gesamtkosten ORC-Anlage 1.843.380 €

Balance of Plant (BOP) 1.200.000 €

Sicherheitsreserve (5 % der Gesamtkosten) 1.657.169 €

Gesamtkosten Geothermie-KW 34.800.549 €

Zinssatz 6 %

Lebensdauer / Abschreibungsdauer 20 a

Kosten Bezug Hilfsenergie (Strom) 21,99 Ct/kWh

Grundpreis Strom 171 €/a

Annuität Geothermie-KW 3.034.070 €/a

Gesamte jährl. Betriebskosten (3,5 % der Inv.kosten) 1.218.019 €/a


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Personalkosten Überwachung 250.000 €/a

Gesamtkosten Hilfsenergie (Strom) 746.094 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 5.248.184 €/a

Berechnung von Wärmegestehungskosten

Jährliche Kosten Geothermie-Anlage 5.248.184 €/a

Wärmebereitstellung 12.301 MWh(th)

Gutschrift EEG-Vergütung -2.482.328 €/a

Kosten - Gutschrift 2.765.856 €/a

Wärmegestehungskosten 22,49 Ct/kWh

Die jährlichen Gesamtausgaben belaufen sich auf rund 5,2 Mio. € und stehen Einnahmen in

Form von EEG-Vergütungszahlungen in Höhe von rund 2,5 Mio. € gegenüber, so dass sich

als Saldo Kosten von jährlich rund 2,7 Mio. € ergeben. Abb. 4-7 zeigt die Verteilung insbesondere

der Ausgabenseite im Detail auf.

Kosten / Einnahmen [Mio. €/a]

6

5

4

3

2

1

0

EEG-Vergütung

Brennstoffkosten (Erdgas)

Hilfesenergie (Strom)

O&M inkl. Personal

Kapitalkosten Anlage

Kosten Einnahmen

Abb. 4-7: Jährliche Ausgaben und Einnahmen (EGS-Anlagekonzept für den Standort Krankenhaus

Bad Cannstatt)

Werden die resultierenden Kosten auf die komplette Wärmeerzeugung umgelegt, so berechnen

sich Wärmegestehungskosten von rund 22,5 Ct/kWh.

Diese Wärmegestehungskosten hängen von einer Reihe von Eingangsparametern ab,

die im Folgenden in einer Bandbreite von 50 – 150 % des jeweils ursprünglichen Werts variiert

werden. Auf diese Art und Weise lassen sich die besonders sensitiven Parameter identifizieren

und es kann in der Folge eine Bandbreite für die zu erwartenden Wärmegestehungskosten

angegeben werden.

63


64

Wärmegestehungskosten [Ct/kWh]

40,00

35,00

30,00

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

0,00

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Volumenstrom Fördertemperatur

Strompreis Bohrkosten

50% 75% 100% 125% 150%

Variation der Eingangsparameter

Abb. 4-8: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Krankenhaus Bad Cannstatt)

Als besonders sensitiv erweisen sich die Parameter Fördertemperatur und Volumenstrom des

Thermalwassers auf die Wärmegestehungskosten, aber ebenso die Bohrkosten. Eine Abweichung

der Temperatur von 160 °C um mehr als 10 % nach unten oder oben kann als vergleichsweise

unwahrscheinlich angesehen werden. Ein Volumenstrom in Höhe von lediglich

17,5 l/s (50 % des Ausgangswertes von 35 l/s) führt dagegen beispielsweise zu Gestehungskosten

von rund 29,7 Ct/kWh. Umgekehrt würden mit einem Volumenstrom von 52,5 l/s

(150 % des Ausgangswertes von 35 l/s) Gestehungskosten von lediglich rund 15,2 Ct/kWh

einhergehen. Steigen die Bohrkosten um 50 %, d.h. wird eine dritte Bohrung erforderlich, so

würde dies zu Wärmegestehungskosten von rund 37 Ct/kWh führen.

Im günstigsten anzunehmenden Fall (Fördertemperatur: 190 °C, Volumenfluss: 45 l/s)

können die Gestehungskosten bis auf rund 10,6 Ct/kWh sinken. Im ungünstigsten Fall (Bohrkosten

um 50 % erhöht, Fördertemperatur lediglich 140 °C, Volumenfluss reduziert auf 20

l/s) können die Wärmegestehungskosten bis auf rund 45,4 Ct/kWh ansteigen. Als Bandbreite

für die Wärmegestehungskosten kann daher eine Spanne von etwa 10,6 – 45,4 Ct/kWh angegeben

werden.

Im Vergleich zum Standort „Universität Stuttgart, Campus Vaihingen“ reagieren die

Wärmegestehungskosten beim Standort Krankenhaus Bad Cannstatt deutlich sensitiver auf

eine Änderung der Eingangsparameter, weil die Kosten in diesem Fall auf eine deutlich geringere

Wärmeerzeugung umgelegt werden. Aus diesem Grund resultiert auch eine deutlich

größere Bandbreite für die Wärmegestehungskosten als im Fall des zuerst untersuchten

Standorts.

4.3 Standort Firma Porsche, Zuffenhausen

In diesem Kapitel wird der Standort „Firma Porsche in Zuffenhausen“ untersucht. Aufgrund

der vertraulichen Datenlage können die Nachfragedaten in Bezug auf diesen Standort nur in


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

aggregierter Form wiedergegeben werden (Kap. 4.3.1). Kap. 4.3.2 stellt im Anschluss die

Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsanalyse vor.

4.3.1 Nachfragedaten

Aufgrund der vertraulichen Datenlage können für diesen Standort nur aggregierte Werte angegeben

werden. So belief sich im Jahr 2008 die Stromnachfrage auf rund 65,6 GWhel und

die Wärmenachfrage im Jahr 2008 auf rund 93,7 GWhth.

4.3.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse

Für die Versorgung des Standortes Firma Porsche in Zuffenhausen kommen analog zu den

anderen Standorten drei Konzepte in Frage. Zum einen die Bereitstellung von Strom und

Wärme über eine Dublette zur tiefengeothermischen Energiegewinnung, zum anderen Erdwärmesondenanlagen,

die allerdings lediglich Wärme und ggf. Kälte bereitstellen können

und aufgrund des niedrigen Temperaturniveaus nicht für eine Stromerzeugung geeignet sind.

Im Folgenden wird für eine tiefengeothermische Dublette eine Anlagenkonfiguration konzipiert

und auf dieser Basis eine Wirtschaftlichkeitsanalyse durchgeführt. Für die Bereitstellung

von Wärme mittels Erdwärmesonden wird auf Kap. 4.5 verwiesen.

Zur Versorgung der Firma Porsche in Zuffenhausen bietet sich eine KWK-Lösung an,

mittels der zunächst die Nachfrage nach Wärme abgedeckt werden kann, zusätzlich aber auch

Strom erzeugt werden kann. Basierend auf Nachfragedaten kann die geothermische KWK-

Anlage wie in Tabelle 4-18 dargestellt ausgelegt werden. Dabei wird unterstellt, dass die

Anlage wärmegeführt gefahren wird.

Tabelle 4-18: Auslegung der geothermischen KWKK-Anlage für die Firma Porsche, Zuffenhausen

Wärmenachfrage [GWh] 93,71

Fördertemperatur Wasser [°C] 160

Injektionstemperatur Wasser [°C] 60

Volumenstrom [m³/h] 126

Volumenstrom [l/s] 35

Wirkungsgrad ORC 0,12

Technische Verfügbarkeit ORC-Anlage / Kältemaschine 0,95

Austrittstemperatur Wasser am Verdampfer ORC [°C] 90

Wirkungsgrad Plattenwärmetauscher 0,95

Thermische Leistung Geothermie [MW] 13,90

Wärmeerzeugung Geothermie [GWh] 65,25

Wärmeerzeugung Spitzenlastkessel [GWh] 28,46

El. Leistung ORC-Anlage [MW] 1,23

Stromerzeugung ORC-Anlage [GWh] 4,75

Die thermische Leistung des Geothermiekraftwerks beläuft sich auf rund 14 MWth, womit

eine Wärmemenge von rund 65 GWhth bereitgestellt werden kann, entsprechend rund 70 %

65


66

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

der gesamten Wärmenachfrage. Die verbleibende Wärmenachfrage wird mit Hilfe eines Spitzenlastkessels

abgedeckt.

Insbesondere im Sommer kann die überschüssige und nicht nachgefragte Wärme dazu

verwendet werden, über eine ORC-Anlage Strom zu erzeugen. Die elektrische Leistung der

ORC-Anlage beläuft sich auf etwa 1,2 MWel, woraus sich eine Stromerzeugung von rund 4,8

GWhel ergibt, die ins Netz eingespeist und gemäß EEG vergütet wird.

Um die Wärmegestehungskosten zu berechnen, gibt Tabelle 4-19 zunächst einen

Überblick über die ökonomischen Daten der konfigurierten Anlage für den Standort Firma

Porsche in Zuffenhausen.

Tabelle 4-19: Ökonomische Daten der geothermischen KWK-Anlage für die Firma Porsche in Zuffenhausen

/AEE 2009/, /Fritsch 2008/, /Schäfer 2008/, /Kaltschmitt et al. 2006/,

/EnBW 2009b/, Interview Soultz-sous-Fôrets

a) Anlage zur Nutzung der Tiefengeothermie

Basic Engineering 500.000 €

Bohrungen (Dublette in 5 km Tiefe) 28.000.000 €

Stimulation 800.000 €

Pumpen (Förder- und Injektionspumpe) 800.000 €

Gesamtkosten ORC-Anlage 1.843.380 €

Balance of Plant (BOP) 1.200.000 €

Sicherheitsreserve (5 % der Gesamtkosten) 1.657.169 €

Gesamtkosten Geothermie-KW 34.800.549 €

Zinssatz 6 %

Lebensdauer / Abschreibungsdauer 20 a

Kosten Bezug Hilfsenergie (Strom) 21,99 Ct/kWh

Grundpreis Strom 171 €/a

Annuität Geothermie-KW 3.034.070 €/a

Gesamte jährl. Betriebskosten (3,5 % der Inv.kosten) 1.218.019 €/a

Personalkosten Überwachung 250.000 €/a

Gesamtkosten Hilfsenergie (Strom) 763.254 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 5.265.344 €/a

b) Spitzenlastkessel (thermisch)

Gesamtkosten pro Jahr 1.515.698 €/a

Berechnung von Wärmegestehungskosten

Jährliche Kosten der gesamten Anlage 6.781.042 €/a

Wärmebereitstellung 93.710 MWh(th)

Gutschrift EEG-Vergütung -1.281.346 €/a

Kosten - Gutschrift 5.499.696 €/a

Wärmegestehungskosten 5,87 Ct/kWh


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Die jährlichen Gesamtausgaben belaufen sich auf rund 6,8 Mio. € und stehen Einnahmen in

Form von EEG-Vergütungszahlungen in Höhe von rund 1,3 Mio. € gegenüber, so dass sich

als Saldo Kosten von jährlich rund 5,5 Mio. € ergeben.

Werden die resultierenden Kosten auf die komplette Wärmeerzeugung umgelegt, so

berechnen sich Wärmegestehungskosten von rund 5,9 Ct/kWh.

Diese Gestehungskosten hängen von einer Reihe von Eingangsparametern ab, die im

Folgenden in einer Bandbreite von 50 – 150 % des jeweils ursprünglichen Werts variiert werden.

Auf diese Art und Weise lassen sich die besonders sensitiven Parameter identifizieren

und es kann in der Folge eine Bandbreite für die zu erwartenden Wärmegestehungskosten

angegeben werden.

Wärme-/Kältegestehungskosten

[Ct/kWh]

10,00

9,00

8,00

7,00

6,00

5,00

4,00

3,00

2,00

1,00

0,00

Volumenstrom Fördertemperatur

Strompreis Erdgaspreis

Bohrkosten

50% 75% 100% 125% 150%

Variation der Eingangsparameter

Abb. 4-9: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Firma Porsche in Zuffenhausen)

Als besonders sensitiv erweisen sich die Parameter Fördertemperatur und Volumenstrom des

Thermalwassers auf die Wärme-/Kältegestehungskosten. Während die Temperatur aller Voraussicht

nach um maximal rund 10 % vom angesetzten Wert 160 °C abweichen wird, kann

der Volumenstrom deutlich stärker variieren. Ein Volumenstrom in Höhe von lediglich

17,5 l/s (50 % des Ausgangswertes von 35 l/s) führt beispielsweise zu Gestehungskosten von

rund 8,2 Ct/kWh. Umgekehrt würden mit einem Volumenstrom von 52,5 l/s (150 % des Ausgangswertes

von 35 l/s) Gestehungskosten von lediglich rund 3,9 Ct/kWh einhergehen.

Die berechneten Wärmegestehungskosten von 5,9 Ct/kWh können als eine belastbare

Untergrenze der zu erwartenden Kosten interpretiert werden, wenn sämtliche Parameter wie

erhoben und abgeschätzt realisiert werden können. Im günstigsten anzunehmenden Fall (Fördertemperatur:

190 °C, Volumenfluss: 45 l/s) können die Gestehungskosten auch bis auf 3,7

Ct/kWh sinken. Im ungünstigsten Fall (Bohrkosten um 50 % erhöht, Fördertemperatur lediglich

160 °C, Volumenfluss reduziert auf 20 l/s, Erdgaspreis um 50 % erhöht) können die

Wärmegestehungskosten bis auf rund 11,8 Ct/kWh ansteigen.

67


68

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Als belastbare Bandbreite, in welcher sich die Wärmegestehungskosten bewegen, kann daher

eine Spanne von rund 3,7 – 11,8 Ct/kWh angegeben werden.

4.4 Fernwärmeversorgung Neugereut

In diesem Kapitel wird der Standort „Fernwärmeversorgung Neugereut“ untersucht. Zunächst

wird in Kapitel 4.4.1 die Nachfrageseite analysiert, bevor Kapitel 4.4.2 im Anschluss die Ergebnisse

der Wirtschaftlichkeitsanalyse vorstellt.

4.4.1 Nachfragedaten

Für den Standort „Fernwärmeversorgung Neugereut“ soll die Einspeisung der geothermisch

erzeugten Wärme ins Fernwärmenetz untersucht werden. Eine zusätzliche Stromerzeugung

bietet sich vor allem während der Sommermonate an, wenn nur ein geringer Teil der erzeugten

Wärme abgenommen wird. Auf diese Weise lassen sich über die EEG-Vergütung zusätzliche

Einnahmen generieren, wodurch sich die gesamten Systemkosten reduzieren lassen.

Abb. 4-10 veranschaulicht die Wärmenachfrage von Neugereut für das Jahr 2007. Es

zeigt sich ein ausgeprägter Jahresgang mit hoher Nachfrage in den Wintermonaten und geringem

Wärmebedarf im Sommer. In der Summe belief sich die Nachfrage auf rund 56,5

GWh.

Wärme [GWh]

10,0

8,0

6,0

4,0

2,0

0,0

Januar

Februar

März

Abb. 4-10: Wärmenachfrage Neugereut 2007 /EnBW 2009a/

April

Mai

Juni

Juli

August

September

Oktober

November

Dezember

Die maximale thermische Leistung, die 2007 nachgefragt wurde, belief sich auf 18,3 MW.

Abb. 4-11 zeigt die zugehörige Wärmebedarfs-Dauerlinie des Standorts Neugereut.


Leistung [MW]

20

15

10

5

0

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Jahresstunden [h]

Th. Leistung [MW]

Abb. 4-11: Jahresdauerlinie Wärmenachfrage des Standorts Neugereut /EnBW 2009a/

4.4.2 Wirtschaftlichkeitsanalyse

Für die Versorgung des Standorts „Fernwärmeversorgung Neugereut“ kommen erneut drei

Konzepte in Frage. Zum einen die Bereitstellung von Wärme, aber auch zusätzlich Strom,

über eine Dublette zur tiefengeothermischen Energiegewinnung, zum anderen Erdwärmesondenanlagen,

entweder oberflächennahe als auch tiefe Erdwärmesonden. Die Option einer

Wärmebereitstellung über Erdwärmesonden wird in Kap. 4.5 näher ausgeführt. Im Folgenden

wird auf Basis einer tiefengeothermischen EGS-Anlage zur gekoppelten Wärme- und Strombereitstellung

eine Wirtschaftlichkeitsanalyse durchgeführt.

Während die wärmegeführte Anlage in den Wintermonaten überwiegend die nachgefragte

Wärme bereitstellt, kann die überschüssige Wärme im Sommer dazu verwendet werden,

über einen ORC-Prozess Strom zu erzeugen.

Basierend auf den in Kapitel 4.4.1 erhobenen Nachfragedaten kann die geothermische

KWK-Anlage wie in Tabelle 4-20 dargestellt ausgelegt werden.

Tabelle 4-20: Auslegung der geothermischen KWK-Anlage für den Standort Neugereut

Wärmenachfrage [GWh] 56,55

Fördertemperatur Wasser [°C] 160

Injektionstemperatur Wasser [°C] 60

Volumenstrom [m³/h] 126

Volumenstrom [l/s] 35

Wirkungsgrad ORC 0,12

Technische Verfügbarkeit ORC-Anlage / Kältemaschine 0,95

Austrittstemperatur Wasser am Verdampfer ORC [°C] 90

Wirkungsgrad Plattenwärmetauscher 0,95

69


70

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Thermische Leistung Geothermie [MW] 13,90

Thermische Leistung Spitzenlastkessel [MW] 4,43

Wärmeerzeugung Spitzenlastkessel [GWh] 1,50

Wärmeerzeugung Geothermie [GWh] 55,05

El. Leistung ORC-Anlage [MW] 1,23

Stromerzeugung ORC-Anlage [GWh] 5,60

Die thermische Leistung der Geothermie-Anlage deckt den Wärmebedarf von Neugereut nahezu

vollständig. Lediglich rund 1,5 GWh müssen mit Hilfe von Spitzenlastkesseln bereitgestellt

werden. Stromseitig erzeugt die Anlage rund 5,6 GWh Strom, wobei rund 3,5 GWhel für

den Betrieb der Förder- und Umwälzpumpen benötigt werden, so dass effektiv eine Überschussstromproduktion

von rund 2,1 GWhel stattfindet. Bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung

wird allerdings unterstellt, dass der erzeugte Strom komplett ins Netz eingespeist wird

und der Pumpenstrom aus dem Netz bezogen wird. Hintergrund hierfür ist, dass sich die Einspeisevergütung

auf 27 Ct/kWh beläuft, während der aus dem Netz bezogene Strom lediglich

rund 22 Ct/kWh kostet.

Um die Gestehungskosten der Wärmeerzeugung zu berechnen, gibt Tabelle 4-21 zunächst

einen Überblick über die ökonomischen Daten der konfigurierten Anlage für den

Standort Neugereut.

Tabelle 4-21: Ökonomische Daten der geothermischen KWK-Anlage für den Standort Neugereut

/AEE 2009/, /Fritsch 2008/, /Schäfer 2008/, /Kaltschmitt et al. 2006/, /EnBW 2009b/,

Interview Soultz-sous-Fôrets

a) Anlage zur Nutzung der Tiefengeothermie

Basic Engineering 500.000 €

Bohrungen (Dublette in 5 km Tiefe) 28.000.000 €

Stimulation 800.000 €

Pumpen (Förder- und Injektionspumpe) 800.000 €

Gesamtkosten ORC-Anlage 1.843.380 €

Balance of Plant (BOP) 1.200.000 €

Sicherheitsreserve (5 % der Gesamtkosten) 1.657.169 €

Gesamtkosten Geothermie-KW 34.800.549 €

Zinssatz 1,06

Lebensdauer / Abschreibungsdauer 20 a

Kosten Bezug Hilfsenergie (Strom) 21,99 Ct/kWh

Grundpreis Strom 171 €/a

Annuität Geothermie-KW 3.034.070 €/a

Gesamte jährl. Betriebskosten (3,5 % der Inv.kosten) 1.218.019 €/a

Personalkosten Überwachung 250.000 €/a

Gesamtkosten Hilfsenergie (Strom) 759.980 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 5.262.070 €/a


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

b) Spitzenlastkessel (thermisch)

Spez. Inv.kosten Kessel 60 €/kW(th)

Gesamtkosten Anlage 265.890 €

Annuität Anlage 23.182 €/a

Gesamte jährl. Betriebskosten (3,5 % der Inv.kosten) 9.306 €/a

Wärmeerzeugung (Spitzenlastkessel) 1.500 MWh(th)

Bezugspreis Erdgas 4,83 Ct/kWh

Grundpreis Erdgas 1.245 €/a

Bezugskosten Erdgas pro Jahr 73.695 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 106.183 €/a

Berechnung von Wärmegestehungskosten

Jährliche Kosten der gesamten Anlage 5.368.253 €/a

Wärmebereitstellung 56.619 MWh(th)

Gutschrift EEG-Vergütung -1.512.776 €/a

Kosten - Gutschrift 3.855.477 €/a

Wärmegestehungskosten 6,81 Ct/kWh

Die jährlichen Gesamtausgaben belaufen sich auf rund 5,4 Mio. € und stehen Einnahmen in

Form von EEG-Vergütungszahlungen in Höhe von rund 1,5 Mio. € gegenüber, so dass sich

als Saldo Kosten von jährlich rund 3,9 Mio. € ergeben. Abb. 4-12 zeigt die Verteilung insbesondere

der Ausgabenseite im Detail auf.

Kosten / Einnahmen [Mio. €/a]

6

5

4

3

2

1

0

EEG-Vergütung

Brennstoffkosten (Erdgas)

Hilfesenergie (Strom)

O&M inkl. Personal

Kapitalkosten Anlage

Kosten Einnahmen

Abb. 4-12: Jährliche Ausgaben und Einnahmen (EGS-Anlagekonzept für den Standort Neugereut)

Werden die resultierenden Kosten auf die komplette Wärmeerzeugung umgelegt, so berechnen

sich Wärmegestehungskosten von rund 6,8 Ct/kWh.

71


72

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Diese Wärmegestehungskosten hängen von einer Reihe von Eingangsparametern ab, die im

Folgenden in einer Bandbreite von 50 – 150 % des jeweils ursprünglichen Werts variiert werden.

Auf diese Art und Weise lassen sich die besonders sensitiven Parameter identifizieren

und es kann in der Folge eine Bandbreite für die zu erwartenden Wärmegestehungskosten

angegeben werden.

Wärme-/Kältegestehungskosten

[Ct/kWh]

12,00

10,00

8,00

6,00

4,00

2,00

0,00

Volumenstrom Fördertemperatur

Strompreis Erdgaspreis

Bohrkosten

50% 75% 100% 125% 150%

Variation der Eingangsparameter

Abb. 4-13: Parametervariation (EGS-Anlagekonzept für den Standort Neugereut)

Als besonders sensitiv erweisen sich die Parameter Fördertemperatur und Volumenstrom des

Thermalwassers auf die Wärmegestehungskosten, aber ebenso die Bohrkosten. Eine Abweichung

der Fördertemperatur des Thermalwassers um mehr als 10 % nach oben oder unten

kann als unwahrscheinlich angenommen werden, während der Volumenstrom deutlich stärker

variieren kann. So führt beispielsweise ein Volumenstrom in Höhe von lediglich 17,5 l/s

(50 % des Ausgangswertes von 35 l/s) zu Gestehungskosten von rund 8,5 Ct/kWh. Umgekehrt

würden mit einem Volumenstrom von 52,5 l/s (150 % des Ausgangswertes von 35 l/s)

Gestehungskosten von lediglich 5,1 Ct/kWh einhergehen. Um 50 % erhöhte Bohrkosten, wie

sie anfallen, wenn eine dritte Bohrung erforderlich wird, würden zu Wärmegestehungskosten

von rund 10,0 Ct/kWh führen. Im ungünstigsten Fall (Bohrkosten um 50 % erhöht, Fördertemperatur

lediglich 140 °C, Volumenfluss reduziert auf 20 l/s, Erdgaspreis um 50 % erhöht)

können die Wärmegestehungskosten bis auf rund 11,8 Ct/kWh ansteigen. Im günstigsten anzunehmenden

Fall (Fördertemperatur: 190 °C, Volumenfluss: 45 l/s) können die Gestehungskosten

bis auf rund 4,3 Ct/kWh sinken.

Als Bandbreite für die Wärmegestehungskosten kann daher eine Spanne von rund 4,3

- 11,8 Ct/kWh angegeben werden.

4.5 Wärmebereitstellung über Erdwärmesonden

Exemplarisch werden im Folgenden die Wärmegestehungskosten für Erdwärmesondensysteme

mit einer installierten Leistung von 1 MWth berechnet. An den vier untersuchten


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Standorten liegt die Heizlast zwischen knapp 4 und 50 MWth (vgl. Kap. 4.1 - 4.4) bei einer

Wärmenachfrage zwischen 12 und 124 GWhth, so dass damit deutlich wird, dass mittels Erdwärmesondenanlagen

nur Bruchteile der Wärmenachfrage der einzelnen Standorte abgedeckt

werden können. Zwar existieren weltweit derzeit Erdwärmesondensysteme mit thermischen

Leistungen von bis zu 8 MWth (vgl. Tabelle 2-8), doch bilden diese noch die Ausnahme und

sind nicht für die installierten Anlagen in Deutschland repräsentativ. Zudem ist aufgrund der

Tiefenbegrenzung von rund 50 m für oberflächennahe Erdwärmesonden in Stuttgart (vgl.

Kap. 3.2) mit einem teils erheblichen Flächenbedarf für das Erdwärmesondenfeld zu rechnen,

so dass es daher wenig sinnvoll erscheint höhere Leistungen als 1 MWth zu wählen. Aus diesem

Grund werden im vorliegenden Kapitel die Wärmegestehungskosten pauschal und nicht

standortbezogen berechnet. Als Basis dienen sowohl für den Einsatz tiefer Erdwärmesonden

eine installierte thermische Leistung von 1 MWth (vgl. Kap. 2.5.2) als auch für den Einsatz

oberflächennaher Erdwärmesonden (vgl. Kap. 2.5.3). Als Jahresarbeitszahl wird für beide

Systeme ein Wert von 3,5 zu Grunde gelegt. Die Kostenabschätzung versteht sich als konservativ

mit dem Ziel belastbare Obergrenzen für die Wärmegestehungskosten zu ermitteln.

Tabelle 4-22 zeigt die technisch-ökonomischen Eingangsdaten zur Berechnung der

Wärmegestehungskosten für den Fall tiefer Erdwärmesonden.

Tabelle 4-22: Technische-ökonomische Daten zur Berechnung der Wärmegestehungskosten aus

tiefen Erdwärmesonden (Wärmeleistung: 1 MWth) /EnBW 2009b/

Technische Daten (Koaxialsonde)

Bohrtiefe 1.000 m

Bohrenddurchmesser 250 mm

Anzahl Sonden 10

Leistung Sonden 715 kW

El. Antriebsleistung Wärmepumpe 285 kW

Leistung Wärmepumpe 1.000 kW

Jahresarbeitszahl 3,5

Wärmebereitstellung der Anlage 2.400 MWh/a

Ökonomische Daten

Kosten pro Bohrung inkl. Erdwärmesonde 1.400.000 €

Kosten für 10 Bohrungen (1 MWth) mit 10 % Abschlag 12.600.000 €

Förderung Nennwärmeleistung -200,000 €

Förderung (375 €/m für Bohrtiefe zw. 400 m und 1.000 m) -2.250.000 €

Saldo 10.150.000 €

Kosten Wärmepumpe inkl. Umwälzpumpe 230.000 €

Gesamtkosten Bohrungen, Sonden, Wärmepumpe 10.380.000 €

Zinssatz 6 %

Abschreibungsdauer 20 a

Annuitätsfaktor 0.087

Annuität Geothermie-Anlage 904.976 €/a

73


74

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Betriebs- und Wartungskosten

Annahme Stromkosten Wärmepumpentarif (brutto) 0,13 €/kWh

Strom Grundpreis 93,34 €/a

Stromkosten Wärmepumpe inkl. Umwälzpumpe 88.310 €/a

Personalkosten 1.000 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 994.380 €/a

Berechnung von Wärmegestehungskosten

Jährliche Kosten TES 994.380 €/a

Wärmebereitstellung 2.400 MWh/a

Wärmegestehungskosten 41,43 Ct/kWh

Insgesamt stellen 10 tiefe Erdwärmesonden à 1.000 m Tiefe pro Jahr 2.400 MWh Wärme

bereit. Die Bohrkosten belaufen sich auf rund 1,4 Mio. € pro Bohrung und stellen den größten

Kostenfaktor neben den Stromkosten zum Betrieb der Wärmepumpe dar. Für die Abteufung

von 10 Bohrungen wurde ein Abschlag von 10 % unterstellt.

Die Wärmegestehungskosten belaufen sich für dieses System auf rund 41,4 Ct/kWh

und hängen primär von den Bohrkosten ab, des Weiteren auch von den Stromkosten zum

Betrieb der Wärmepumpe. Abb. 2-14 zeigt eine Parametervariation dieser beiden Eingangsgrößen.

Wärmegestehungskosten

[Ct/kWh]

70,00

60,00

50,00

40,00

30,00

20,00

Bohrkosten

Stromkosten

10,00

50% 75% 100% 125% 150%

Variation der Eingangsparameter

Abb. 4-14: Parametervariation Wärmegestehungskosten aus tiefen Erdwärmesonden

Es zeigt sich, dass in erster Linie die Bohrkosten die Wärmegestehungskosten eines Systems

aus tiefen Erdwärmesonden bestimmen. An Standorten mit geringeren Auflagen als in Stuttgart

(vgl. Kap. 3.3) kann mit Bohrkosten von rund 900 €/m statt 1.400 €/m gerechnet werden.

Daraus resultieren zum Vergleich Wärmegestehungskosten von lediglich rund 25,1 Ct/kWh.

Die Höhe der Stromkosten gemäß Wärmepumpentarif übt dagegen bei tiefen Erdwärmesonden

nur einen geringen und tendenziell vernachlässigbaren Einfluss auf die Wärmegestehungskosten

aus.


4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Eine deutliche Reduktion der Bohr- und damit Investitionskosten lässt sich durch die Verwendung

und Installation oberflächennaher Erdwärmesonden erzielen.

Tabelle 4-23 zeigt die technisch-ökonomischen Eingangsdaten für diesen Fall. Insgesamt

500 oberflächennahe Erdwärmesonden à 50 m Tiefe stellen pro Jahr 2.400 MWh Wärme

bereit. Die Bohrkosten für die insgesamt 25.340 Bohrmeter belaufen sich auf rund 72 €/m

respektive rund 1,6 Mio. € in der Summe unter Annahme eines Abschlags von 10 % für insgesamt

500 Sonden.

Tabelle 4-23: Technische-ökonomische Daten zur Berechnung der Wärmegestehungskosten aus

oberflächennahen Erdwärmesonden (Wärmeleistung: 1 MWth) /EnBW 2009b/,

/Campillo Bermudo 207/

Technische Daten

Bohrtiefe 50 m

Bohrdurchmesser 190 mm

Gesamtbohrmeter (gemäß Abb. 2-31) 25.340 m

Anzahl Sonden 500

Platzbedarf Sonden (bei 10 m Abstand) 45.500 m²

Leistung Sonden 715 kW

El. Antriebsleistung Wärmepumpe 285 kW

Leistung Wärmepumpe 1.000 kW

Jahresarbeitszahl 3,5

Wärmebereitstellung der Anlage 2.400 MWh/a

Ökonomische Daten

Bohrkosten inkl. Erdwärmesonden 72 €/m

Kosten für 500 Bohrungen (1 MWth) mit 10 % Abschlag 1.642.032 €

Kosten Wärmepumpe (inkl. Förder- und Umwälzpumpe) 230.000 €

Gesamtkosten Bohrungen, Sonden, Wärmepumpe 1.872.032 €

Zinssatz 6 %

Abschreibungsdauer 20 a

Annuitätsfaktor 0,087

Annuität Geothermie-Anlage 162.212 €/a

Betriebs- und Wartungskosten

Annahme Stromkosten Wärmepumpentarif (brutto) 0,13 €/kWh

Strom Grundpreis 93.34 €/a

Stromkosten Wärmepumpe inkl. Umwälzpumpe 88.310 €/a

Personalkosten 1.000 €/a

Gesamtkosten pro Jahr 252.616 €/a

Berechnung von Wärmegestehungskosten

Jährliche Kosten OES 252.616 €/a

Wärmebereitstellung 2.400 MWh/a

Wärmegestehungskosten 10,53 Ct/kWh

75


76

4 Wirtschaftlichkeitsberechnungen für die vier Standorte

Die Wärmegestehungskosten für dieses System berechnen sich zu rund 10,5 Ct/kWh und

werden sowohl von den Bohrkosten als auch den Stromkosten beeinflusst, wie aus Abb. 4-15

ersichtlich wird.

Wärmegestehungskosten

[Ct/kWh]

16,00

14,00

12,00

10,00

8,00

6,00

4,00

2,00

Bohrkosten

Stromkosten

0,00

50% 75% 100% 125% 150%

Variation der Eingangsparameter

Abb. 4-15: Parametervariation Wärmegestehungskosten aus oberflächennahen Erdwärmesonden

An Standorten außerhalb Stuttgarts mit geringeren Restriktionen (vgl. Kap. 3.2) kann zum

Vergleich mit Bohrkosten von rund 62 €/m statt 72 €/m gerechnet werden. In diesem Fall

resultieren Wärmegestehungskosten von rund 9,7 Ct/kWh.

Problematisch bei der Nutzung oberflächennaher Erdwärmesonden gestaltet sich vor

allem der große Flächenbedarf. Für das der Berechnung zu Grunde gelegte System aus 500

(20 x 25) Erdwärmesonden resultiert aus einem Abstand der Sonden zueinander von 10 m

ein Flächenbedarf von rund 45.000 m². Würde der Abstand der Sonden zueinander auf 7 m

reduziert, könnte der Flächenbedarf auf rund 22.000 m² halbiert werden, wobei hiermit jedoch

eine größere Beeinflussung der Sonden untereinander einherginge und sich die Temperaturentwicklung

im Boden hierdurch änderte. In der Konsequenz könnte dem Erdreich weniger

Wärme pro Jahr entzogen werden um die Sonden langfristig betreiben zu können.

Eine weitere Alternative zur Reduzierung des Flächenbedarfs besteht in der Aufhebung

der Restriktion auf 50 m Bohrtiefe. So benötigen beispielsweise die 98 Erdwärmesonden

auf dem Gebiet der EnBW City (vgl. Tabelle 2-8) eine Fläche von rund 5.000 m² bei

einer Bohrtiefe von jeweils 130 m und einem Sondenabstand untereinander von 7 m. Allerdings

spricht die in Kap. 3.2 diskutierte Gipsspiegel-Problematik gegen die Aufhebung der

Beschränkung auf Bohrtiefen von 50 m.

Abschließend kann festgehalten werden, dass die Wärmebereitstellung über tiefe

Erdwärmesonden mit rund 41,5 Ct/kWh zu erheblich höheren Wärmegestehungskosten führt

als die Wärmebereitstellung aus oberflächennahen Erdwärmesonden mit rund 10,5 Ct/kWh,

wofür insbesondere die deutlich höheren Bohrkosten verantwortlich sind, die bei Bohrungen

in 1.000 m Tiefe anfallen.


5 Zusammenfassung und Vergleich

5 Zusammenfassung und Vergleich

Ein Vergleich der Wärmegestehungskosten auf Basis von EGS-Anlagen zeigt, dass insbesondere

die Standorte mit hoher oder sehr hoher Wärmenachfrage die geringsten Wärmegestehungskosten

von rund 5,5 - 7 Ct/kWh aufweisen (vgl. Abb. 8-1). Am Standort „Krankenhaus

Bad Cannstatt“ ist dagegen mit Wärmegestehungskosten von rund 22,5 Ct/kWh zu rechnen,

was darauf zurückzuführen ist, dass dort ein Großteil der geothermisch zur Verfügung stehenden

Wärme nicht nachgefragt wird, sondern alternativ zur Stromerzeugung verwendet

wird. Die dadurch erzielten Mehreinnahmen an EEG-Vergütungen reichen jedoch nicht aus,

den geringen Wärmeabsatz zu kompensieren, so dass daraus die hohen Wärmegestehungskosten

resultieren. Zwar ist es in Bezug auf diesen Standort denkbar weitere Wärmeabnehmer

in der Umgebung mit der goethermischen Wärme zu versorgen, allerdings wären in diesem

Fall die ermittelten Wärmegestehungskosten der vier Standorte untereinander nicht mehr

vergleichbar.

Für den Fall, dass die Wärmenachfrage alternativ zu den konzipierten Geothermie-

Anlagen über konventionelle Heizkessel auf Basis von Erdgas abgedeckt wird, lässt sich eine

Bandbreite der Wärmegestehungskosten von rund 5,1 – 6,3 Ct/kWh berechnen, wenn neben

dem aktuellen Gaspreis zugleich eine mögliche Steigerung um 25 % berücksichtigt wird. Ein

Vergleich dieser Referenzbandbreite mit den Wärmegestehungskosten von 5,5 – 7 Ct/kWh an

Standorten mit hoher Wärmenachfrage zeigt, dass die EGS-Konzepte in der Lage sind, Wärme

zu attraktiven Gestehungskosten bereitzustellen. Dies unter der Voraussetzung, dass die

zu Grunde gelegten technisch-geologischen Eingangsparameter eingehalten werden können

und insbesondere zwei Bohrungen zur Stimulation des Thermalwasserkreislaufs genügen.

Wärmegestehungskosten [Ct/kWh]

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

0,00

5,5

Unicampus

Vaihingen

22,5

Krankenhaus

Bad Cannstatt

5,9

Porsche

Zuffenhausen

Referenz Erdgas

6,8

Fernwärme

Neugereut

Abb. 8-1: Wärmegestehungskosten (EGS) der verschiedenen Standorte im Vergleich

77


78

5 Zusammenfassung und Vergleich

Wie in den Kapiteln 4.1 - 4.4 anhand der durchgeführten Parametervariationen jeweils diskutiert,

unterliegen einige der angesetzten Eingangsparameter Unsicherheiten, seien dies die

erzielbare Förderrate des Thermalwassers oder auch die Bohrkosten, da beispielsweise im

Vorfeld nur bedingt eine Aussage möglich ist, ob zwei oder evtl. mehr Bohrungen erforderlich

sind um den Thermalwasserkreislauf erfolgreich zu stimulieren. Aus diesem Grund erscheint

es sinnvoll zusätzlich eine belastbare Bandbreite für die Wärmegestehungskosten

anzugeben, um die genannten Unsicherheiten in den Eingangsparametern zu berücksichtigen

(vgl. Abb. 8-2). Im Fall ungünstiger geologisch-technischer Parameter (geringe Volumenströme,

niedrige Fördertemperatur des Thermalwassers) oder hoher Investitions- bzw. Bohrkosten

können die Wärmegestehungskosten für die Standorte mit hoher Wärmenachfrage in

den Bereich von rund 10 - 12 Ct/kWh ansteigen, im Fall des Standorts „Krankenhaus Bad

Cannstatt“ können gar 45 Ct/kWh erreicht werden. Im Fall sehr günstiger Eingangsparameter

können im Gegenzug die Wärmegestehungskosten auch auf Werte von knapp unter 4 Ct/kWh

fallen.

Unicampus

Vaihingen

Krankenhaus Bad

Cannstatt

Porsche

Zuffenhausen

Fernwärme

Neugereut

Wärmegestehungskosten [Ct/kWh]

0 2 4 6 8 10 12 14

minimal

maximal

Abb. 8-2: Bandbreite der Wärmegestehungskosten (EGS) an den verschiedenen Standorten

Neben den Anlagenkonzepten auf Basis von Enhanced Geothermal Systems wurde im Rahmen

der Studie auch die Wärmebereitstellung über Erdwärmesonden – sowohl über tiefe als

auch über oberflächennahe – näher untersucht.

Während weltweit bislang Erdwärmesonden-Systeme mit einer maximalen thermischen

Leistung von 10 MWth zum Einsatz gekommen sind, beläuft sich deutschlandweit die

maximale thermische Leistung pro Anlage derzeit auf rund 1 MWth pro Anlage. Aus diesem

Grund wird eine höhere Dimensionierung für nicht sinnvoll erachtet wird, zumal wenn der

Flächenbedarf insbesondere für oberflächennahe Erdwärmesonden von rund 45.000 m² für

eine Leistung von 1 MWth berücksichtigt wird (vgl. Abb. 2-31). Daher wurde mit einem pau-

45


5 Zusammenfassung und Vergleich

schalen Ansatz gearbeitet, indem eine Anlage aus insgesamt 10 tiefen Erdwärmesonden mit

einer Leistung von 1 MWth konzipiert wurde sowie eine Anlage, bestehend aus 500 oberflächennahen

Erdwärmesonden, mit einer Gesamtleistung von ebenfalls 1 MWth. Abb. 8-3 zeigt

die Wärmegestehungskosten im Vergleich. Die Betriebsstunden belaufen sich jeweils auf

2.400 h/a, entsprechend einer Wärmebereitstellung von 2.400 MWh/a.

Da es – mit Ausnahme des Standorts Krankenhaus Bad Cannstatt – nicht möglich ist

größere Anteile des Wärmebedarfs geothermisch über Erdwärmesonden abzudecken, beziehen

sich die Wärmegestehungskosten jeweils nur auf die anteilige Bereitstellung der Wärme

aus Geothermie, nicht aber auf die gesamte Abdeckung der Nachfrage.

Zur Abdeckung der gesamten Wärmelast müssten hierbei jeweils bivalente Systeme

(vgl. Kap. 2.4.2) zum Einsatz kommen, wobei der Großteil der Wärme für die Standorte

„Universität Stuttgart, Campus Vaihingen“, „Firma Porsche, Zuffenhausen“ und „Fernwärmeversorgung

Neugereut“ konventionell bereitgestellt werden müsste. Lediglich für den

Standort Krankenhaus Bad Cannstatt könnte theoretisch ein höherer Anteil der Wärmenachfrage

mit Hilfe von Erdwärmesonden-Systemen bereitgestellt werden, wobei in Bezug auf

diesen Standort jedoch die Platzfrage zum Abteufen der Bohrungen kritisch werden könnte.

So erfordern die o.a. 500 oberflächennahen Erdwärmesonden einen Platzbedarf von rund

45.000 m² und könnten rund 2,4 GWhth bei einer Nachfrage von etwa 12 GWhth abdecken,

d.h. rund 20 % des Wärmebedarfs.

Wärmegestehungskosten [Ct/kWh]

50

40

30

20

10

0

41,4

Wärmegestehungskosten Stuttgart

Wärmegestehungskosten Deutschland

10,5

Tiefe EWS (1 MWth) Oberflächennahe EWS (1 MWth)

Abb. 8-3: Wärmegestehungskosten aus tiefen bzw. oberflächennahen Erdwärmesonden im Vergleich

Abb. 8-3 zeigt neben den Wärmegestehungskosten für den Standort Stuttgart zugleich die

Kosten für einen durchschnittlichen Standort in Deutschland auf. Aufgrund der in den Kapiteln

3.2 und 3.3 genannten besonderen Anforderungen im Raum Stuttgart an die Bohrungen

kann an anderen Standorten mit niedrigeren Wärmegestehungskosten gerechnet werden, insbesondere

bei Nutzung tiefer Erdwärmesondenanlagen. Veränderungen der Gestehungskos-

79


80

5 Zusammenfassung und Vergleich

ten ergeben sich ebenfalls, wenn neben der Wärmebereitstellung zusätzlich eine Kältebereitstellung

über die Erdwärmesondensysteme erfolgt. Aufgrund der pauschalen Betrachtung für

diese Systeme wurde der entsprechende Fall nicht näher betrachtet.

Ein abschließender Vergleich der Wärmegestehungskosten aus EGS-Anlagen und

Erdwärmesondenanlagen (vgl. Abb. 8-1, Abb. 8-3) zeigt, dass – eine hohe Wärmenachfrage

vorausgesetzt – EGS-Anlagen die geringsten Wärmegestehungskosten von rund 5,5 - 7

Ct/kWh aufweisen, gefolgt von oberflächennahen Erdwärmesondenanlagen mit rund 10,5

Ct/kWh und tiefen Erdwärmesondenanlagen mit rund 41,5 Ct/kWh. Während sich die Nutzung

tiefer Erdwärme (EGS-Anlagen, tiefe Erdwärmesonden) platztechnisch als weitgehend

unproblematisch gestaltet, muss bei Nutzung oberflächennaher Erdwärmesonden mit einem

teils erheblichen Platzbedarf gerechnet werden, wenn höhere Leistungen installiert werden

sollen; dies zudem bei einer Tiefenbeschränkung der Sonden auf 50 m. Lediglich bei Aufhebung

der Tiefenbeschränkung könnte mit einem deutlich reduzierten Flächenbedarf gerechnet

werden. So benötigen die 98 Erdwärmesonden à 130 m Tiefe am Standort EnBW City eine

Fläche von rund 5.000 m². Allerdings spricht die in Kap. 3.2 diskutierte Gipsspiegel-

Problematik gegen die Aufhebung der Beschränkung auf Bohrtiefen von 50 m, so dass alternativ

noch die Möglichkeit besteht den Abstand der Sonden zueinander von 10 m auf beispielsweise

7 m zu reduzieren. Mit diesem Ansatz könnte der Flächenbedarf von rund

45.000 m² auf rund 22.000 m² halbiert werden. Hierbei ist jedoch zu berücksichtigen, dass

aufgrund der stärkeren Beeinflussung der Sonden untereinander und des kleineren Bodenvolumens

zum Wärmeentzug die jährlichen Betriebsstunden zu reduzieren sind um die Anlage

langfristig betreiben zu können, so dass die Problematik der Flächeninanspruchnahme grundsätzlich

bestehen bleibt.

Wird die Installation einer Anlage zur Nutzung der Tiefengeothermie angestrebt, so

ist unter Berücksichtigung der Wärmegestehungskosten ein EGS-Konzept zu bevorzugen,

wobei diesbezüglich die Standorte „Universität Stuttgart, Campus Vaihingen“, „Firma Porsche,

Zuffenhausen“ und „Fernwärmeversorgung Neugereut“ deutlich zu favorisieren sind.

Für den Standort „Krankenhaus Bad Cannstatt“ würde sich dagegen eher die Abdeckung eines

geringen Teils der nachgefragten Wärme über ein Konzept aus oberflächennahen Erdwärmesonden

anbieten.


Literaturverzeichnis

Literaturverzeichnis

/AEE 2009/

Arbeitsgemeinschaft Erneuerbare Energien (AEE)

Internet: www.aee.at/publikationen/zeitung/2005-02/images/02_3.gif (Stand: 21.04.2009)

/Anger’s Söhne 2009/

H. Anger’s Söhne GmbH Hessisch Lichtenau: Kostenschätzung für Geothermieprojekt Stuttgart,

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