Geothermie. Globale Bedeutung

Inhaltsverzeichnis

I Abbildungsverzeichnis

II Tabellenverzeichnis

1 Einführung in die Thematik

2 Entstehung und globale Verteilung der Erdwärme

3 Weltweite Nutzung der Erdwärme am Beispiel ausgewählter Länder
3.1 Geothermie in den USA
3.1.1 Erdwärme-Projekte in den USA
3.1.2 Aspekte der Nachhaltigkeit
3.1.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen
3.1.4 Bedeutung für den amerikanischen Energiemarkt
3.2 Geothermie in Island
3.2.1 Erdwärme-Projekte in Island
3.2.2 Aspekte der Nachhaltigkeit
3.2.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen
3.2.4 Bedeutung für den isländischen Energiemarkt
3.3 Geothermie in Deutschland
3.3.1 Erdwärme-Projekte in Deutschland
3.3.2 Aspekte der Nachhaltigkeit
3.3.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen
3.3.4 Bedeutung der Geothermie für den deutschen Energiemarkt
3.4 Geothermie in Italien
3.4.1 Erdwärme-Projekte in Italien
3.4.2 Aspekte der Nachhaltigkeit
3.4.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen
3.4.4 Bedeutung der Geothermie für den italienischen Energiemarkt
3.5 Geothermie in Kenia
3.5.1 Erdwärme-Projekte in Kenia
3.5.2 Aspekte der Nachhaltigkeit
3.5.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen
3.5.4 Bedeutung der Geothermie für den kenianischen Energiemarkt
3.6 Geothermie auf den Philippinen
3.6.1 Erdwärme-Projekte der Philippinen
3.6.2 Aspekte der Nachhaltigkeit
3.6.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen
3.6.4 Bedeutung der Geothermie für den Energiemarkt der Philippinen

4 Globale Entwicklung, Trends und Prognosen

5 Fazit

III Literaturverzeichnis

IV Stichwortverzeichnis

V Anlagen

Anlage 1: Installierte geothermische Stromleistung weltweit 2015

Anlage 2: Direkte Nutzung geothermischer Energie weltweit 2015

I Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Bewegungen der Lithosphärenplatten

Abbildung 2: Tektonische Platten der Erde

Abbildung 3: installierte geothermische Stromleistung 2015

Abbildung 4: Direkte Nutzung geothermischer Energie 2015

Abbildung 5: Mittel-und Hochtemperaturgebiete in den USA

Abbildung 6: Binär-Kreislauf-Kraftwerk

Abbildung 7: Aktive Vulkangebiete auf Island

Abbildung 8: Temperaturverteilung im Untergrund von Deutschland in 3000 m Tiefe

Abbildung 9: Verlauf der kontinentalen Plattengrenzen & Vulkangebiete in Italien

Abbildung 10: Geothermische Lagerstätten im Kenia-Rift

Abbildung 11: Tektonische Gräben Philippinen

Abbildung 12: Entwicklung der installierten Stromleistung weltweit 1975-2015

Abbildung 13: Globaler Kapazitätszuwachs geothermischer Energie 2014

II Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Physikalische Eigenschaften im Erdinneren

Tabelle 2: Prognose & Entwicklung der Kapazität der Stromindustrie in den USA

Tabelle 3: Geothermale Nutzung Island 2014

Tabelle 4: Installierte Leistung nach Stromerzeugungsarten in Deutschland 2014

Tabelle 5: Installierte Leistung nach Stromerzeugungsarten in Italien 2014

Tabelle 6: Installierte Leistung nach Stromerzeugungsarten in Kenia 2013

Tabelle 7: Installierte Leistung nach Stromerzeugungsarten auf den Philippinen 2014

1 Einführung in die Thematik

Erdwärme ist die gespeicherte Wärmeenergie unterhalb der festen Erdoberfläche. (Brücher et al. 2009, S.226). 99 Prozent der Erde sind wärmer als 1000°C. Im Erdinneren herrschen Temperaturen bis zu 5000°C. Der gesamte Wärmeinhalt der Erde beträgt 1013 Exajoule (EJ) (Quaschning 2011, S.314). Damit könnte ab dem Jahr 2050 der globale Bedarf an Energie für 250.000 Jahre gedeckt werden. Bis dahin wird die Erdwärme voraussichtlich, trotzt des enormen Nutzungspotentials, nur etwa ein Prozent des weltweiten Primärenergiebedarfs decken (Pelte 2014, S.238f). Die Primärenergie unterscheidet sich von der Endenergie dahingehend, dass sie in Form von Erdöl, Erdgas, Kohle oder Uran zunächst aufbereitet werden muss, sodass sie dem Verbraucher als Heizöl, Benzin, Gas oder Strom angeboten werden kann (Geitmann 2010, S.24). Obwohl die Erdwärme wegen ihrer permanenten Verfügbarkeit grundlastfähig ist und sowohl direkt, als auch indirekt zur Stromproduktion genutzt werden kann, liegt sie im Hinblick auf den technologischen Entwicklungstand und dem globalen Ausbau hinter anderen erneuerbaren Energien zurück (Brücher et al. 2009, S.226). 2014 wurden weltweit 147 TWh Energie aus Erdwärme produziert. Das entspricht 0,5 EJ und damit einem Bruchteil der potentiell zur Verfügung stehenden Wärmeenergie der Erde. Im Folgenden wird die globale Bedeutung der Geothermie am Beispiel ausgewählter Länder betrachtet. Hierfür wird zunächst auf die weltweite Verteilung der Erdwärme eingegangen. Im Rahmen der Länderbeispiele sind jeweils verschiedene Projekte und Aspekte der Nachhaltigkeit zentraler Inhalt. Letztere beziehen sich sowohl auf ökologische und soziale, als auch auf ökonomische Gesichtspunkte. Weiterhin werden poltische und rechtliche Rahmenbedingungen aufgezeigt und abschließend die Bedeutung der Erdwärmenutzung für den Energiemarkt des jeweiligen Landes dargestellt. Letztlich sind die globale Entwicklung sowie Trends und Prognosen, den globalen Erdwärmemarkt betreffend, Inhalt der Ausführungen.

2 Entstehung und globale Verteilung der Erdwärme

Bei der Entstehung der Erde vor rund 4,55 Milliarden Jahren zog der aus kosmischem Staub bestehende Erdkörper sogenannte Planetesimale aus dem Weltall an. Die Größe dieser Partikel wuchs mit der Größe der Erde. Beim Aufprall auf den Erdkörper wurde die Bewegungsenergie der Partikel in Wärmeenergie umgewandelt. Vor etwa 3,2 Milliarden Jahren endete der Planetoidenbeschuss aus dem Weltall und mit ihm die extraterrestrische Wärmeenergiezufuhr (Reuther 2012, S.6). In den ersten 5 bis 10 Millionen Jahren trug vor allem der Zerfall des radioaktiven Isotops 26Al, mit einer Halbwertszeit von 720.000 Jahren, zur Wärmeentwicklung im Erdinneren bei. Heute ist der Zerfall radioaktiver Isotope von Elementen wie beispielsweise Uran, Thorium und Kalium für die Wärmeenergie im Erdkern verantwortlich (Walter 2003, S.5). Um den flüssigen, 5000°C heißen Erdkern herum entstand ein knapp 3000 Kilometer mächtiger Erdmantel mit Temperaturen bis zu 3000°C. Das an der Erdoberfläche auskühlende Magma führte zur Entstehung einer bis zu 30 Kilometer mächtigen Erdkruste (vgl. Tab. 1) (Zepp 2014, S.30). Die Kurstenschollen der Erde weisen eine isostatische Beweglichkeit auf, aufgrund derer es sowohl zu horizontalen, als auch zu vertikalen Bewegungen kommen kann. Horizontale Bewegungen werden durch Konvektions-strömungen in der Asthenosphäre erklärt. Entlang der mittelozeanischen Rücken entsteht durch aufsteigende Lava stetig neuer basaltischer Tiefseeboden (vgl. Abb.1). Diesen Sachverhalt beschreibt die Theorie des Sea-Floor Spreading. Da diese Neubildung nicht zu einer Vergrößerung der Erdoberfläche führt, muss die sich ausbreitende Lava an anderer Stelle, an sogenannten Subduktionszonen (vgl. Abb. 1), wieder in die Tiefe absinken. Diese Zonen sind Gebiete häufiger Erdbeben und vulkanischer Aktivität. Meist stehen sie in Zusammenhang mit Vulkaninseln, die als Inselbögen (vgl. Abb. 1) entlang von Tiefseegräben an der Erdoberfläche zu sehen sind.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Bewegungen der Lithosphärenplatten

Quelle: Press, Siever 2011, S.19

Bereiche der Lithosphäre (die Erdkruste und der obere Bereich des Erdmantels) mit einer einheitlichen Bewegungstendenz werden als Platten bezeichnet (Ahnert 2009, S.31). Die Lithosphäre ist zwischen wenigen Kilometern und bis zu 100 Kilometern mächtig. Sie besteht aus acht großen und mehreren kleinen Lithosphärenplatten (vgl. Abb. 2). Die Grenzen dieser kontinentalen Platten können in Transformstörungen, divergente und konvergente Plattengrenzen unterschieden werden (vgl. Abb.1). Letztere sind, wie die bereits erwähnten Subduktionszonen der ozeanischen Kruste, als aktive Kontinentalränder zu bezeichnen. Hier bewegen sich zwei Platten aufeinander zu, wodurch Gebirgssysteme wie das Himalaya Gebirge, an der Grenze der indischen und eurasischen Platte, oder die Alpen, an der Grenze der afrikanischen und eurasischen Platte entstehen. Im Gegensatz dazu stehen die divergenten Plattengrenzen der mittelozeanischen Rücken. Sie entfernen sich voneinander. Auf Island liegt eine solche Plattengrenze an der Erdoberfläche. Sogenannte Transformstörungen, wie an der Westküste der USA, sind Bereiche, in welchen sich Kontinentalplatten aneinander vorbei bewegen (vgl. Abb. 1) (Ahnert 2009, S.34).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Tektonische Platten der Erde

Quelle: National Park Service Plate Tectonic Map 2015

In den ersten 15 bis 20 Metern der Erdoberfläche ist der Wärmehaushalt durch Sonneneinstrahlung sowie Sicker- und Grundwasser beeinflusst. Darunter nimmt die Temperatur stetig zu (Kummer et al. 2003). Der weltweit durchschnittliche geothermische Temperaturgradient beträgt 30°C/km. Eine Übersicht über die Dichte und Temperatur in Abhängigkeit von der Tiefe findet sich in folgender Tabelle.

Tabelle 1: Physikalische Eigenschaften im Erdinneren

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Kaltschmitt, Streicher & Wiese 2013, S.124

Für die Stromgewinnung aus Erdwärme werden Bereiche thermischer Anomalien, beziehungsweise geothermische Lagerstätten mit überdurchschnittlichen Temperatur-gradienten genutzt (Bruhn, Huenges 2011, S.131). Mit erhöhtem technischem Aufwand kann Erdwärme auch in Gebieten mit einem mittleren geothermischen Tiefengradienten genutzt werden (Hilberg 2015, S.211). Diese geothermischen Lagerstätten befinden sich in den Bereichen großer tektonischer Störungen oder an den Rändern der Erdkrustenplatten. Beispiele hierfür sind die San-Andreas-Verwerfung in Kalifornien, der mittelozeanische Rücken in Island und tektonische Gräben, wie der ostafrikanische Grabenbruch (vgl. Abb.2). In diesen Gebieten gelangt Magma aus dem Erdinneren bis in Oberflächennähe, weshalb sie von vulkanischer Aktivität geprägt sind. Hier lassen sich sogenannte Hochenthalpie-Lagerstätten finden. Eine effiziente Erdwärmenutzung ist deshalb möglich, weil hohe Temperaturen bis 150°C in geringen Tiefen zwischen 600 und 2000 Metern auftreten. Besonders häufig sind diese auch im Bereich des sogenannten „ring of fire“ oder zirkum-pazifischen Vulkanbogens. Abbildung zwei veranschaulicht, dass dies neben den Westküsten Nord-, Süd- und Mittelamerikas (mit der Karibik und Hawaii), auch in Neuseeland, Indonesien, auf den Philippinen, in Japan und auf der Kamtschatka-Halbinsel der Fall ist. Im Bereich des Mittelmeers betrifft dies die Türkei, Griechenland und Italien. Niederenthalpie-Lagerstätten wie beispielsweise jene in Spanien, Portugal oder Mitteleuropa, mit Temperaturen zwischen 40 und 150°C, befinden sich im Gegensatz dazu im Inneren der Kontinentalplatten (vgl. Abb. 2) (Geissler 2013). Abhängig von Temperatur, Druck und Aggregatszustand des Thermalwassers sind verschiedene Verfahren möglich, diese Wärmereservoire zu erschließen. Bei Temperaturen über 180°C und einem Druck von ca. 4 bar, dient der heiße Wasserdampf dieser Lagerstätten einem direkten Antrieb von Turbinen im sogenannten „dry steam“ Verfahren. Liegt das Thermalwasser als „wet-steam“, also zum Teil flüssig vor, wird durch absenken des Drucks der flüssige Anteil gasförmig. Dieses Verfahren wird als „flash-steam“ (vgl. Kapitel 3.6.1) bezeichnet und ist weltweit am weitesten verbreitet (Bruhn, Huenges 2011, S.132). Für die Stromerzeugung bei niedrigeren Temperaturen werden binäre Systeme wie ORC- (vgl. Kapitel 3.1.1) oder Kalina-Anlagen (vgl. Kapitel 3.3.1) eingesetzt (Stober, Bucher 2014, S.33).

3 Weltweite Nutzung der Erdwärme am Beispiel ausgewählter Länder

Die weltweit installierte geothermische Stromleistung und die direkte Wärmenutzung stehen in engem Zusammenhang mit den natürlichen Standortbedingungen für die Erdwärmegewinnung. Diese findet, wie bereits erwähnt, in Gebieten der kontinentalen Plattengrenzen aber auch im Bereich der Kontinentalplatten statt. Im Rahmen dieser Arbeit soll die globale Bedeutung der Geothermie am Beispiel der Länder USA, Island, Deutschland, Italien, Kenia und der Philippinen behandelt werden. Abbildung 3 zeigt die zehn Länder mit dem höchsten Anteil geothermischer Stromleistung im Jahr 2015. Im Vergleich dazu ist die direkte Nutzung geothermischer Energie in Abbildung 4 dargestellt. Folgende Ausführungen beziehen sich jeweils auf die, in den Abbildungen 3 und 4 angegebenen Werte. Diese stammen vom Bundesverband für Geothermie aus dem Jahr 2015 und beziehen sich auf Daten des World Geothermal Congress, welcher in diesem Jahr in Melbourne stattfand.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: installierte geothermische Stromleistung 2015

Quelle: eigene Darstellung, Bundesverband Geothermie 2015

Im globalen Vergleich hat die USA, mit einer installierten Leistung von 3.450 MW, den höchsten Anteil an der geothermischen Stromerzeugung. Im geothermisch begünstigten Raum Südostasien (vgl. Kapitel 2) sind, vor allem auf den Philippinen, derzeit viele Projekte auf Basis Erneuerbarer Energien und in diesem Rahmen auch auf Basis geothermischer Energie in Planung. Sie stehen weltweit mit einer geothermischen Stromleistung von 1.870 MW an zweiter Stelle. Die Länder Italien, mit einer installierten Stromleistung von 916 MW und Island mit 665 MW liegen weltweit auf Platz 6 und 7. Kenia, aufgrund der Lage am ostafrikanischen Graben, geothermisch begünstigt, liegt derzeit, mit 594 MW elektrischer Leistung, auf Platz 8. Bei der geothermischen Stromerzeugung nimmt Deutschland im globalen Vergleich Platz 19 ein (vgl. Anlage 1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Direkte Nutzung geothermischer Energie 2015

Quelle: eigene Darstellung, Bundesverband Geothermie 2015

Die USA nehmen auch bei der direkten Erdwärmenutzung, mit 17.415 MW, eine globale Spitzenposition ein. Sie belegen nach China den zweiten Platz weltweit. Deutschland liegt derzeit, nach der Türkei, auf Platz 5 bei der direkten Erdwärmenutzung (vgl. Abb. 4). Island und Italien weisen beide eine lange Tradition im Bereich der Erdwärmenutzung auf. Mit 2.040 MW installierter, thermischer Leistung liegt Island im internationalen Vergleich auf Platz 8. Italien dagegen, mit 1014 MW, auf Platz 13 und die Philippinen mit 3 MW auf dem 63. Platz (vgl. Anlage 2). Allgemein liegt die der Anteil der direkten Nutzung der Erdwärme in den USA, Island, Deutschland und Italien höher, als in Kenia und den Philippinen.

3.1 Geothermie in den USA

Derzeit wird in den US-Bundesstaaten Alaska, Kalifornien, Hawaii, Idaho, Nevada, Oregon, Utah und Wyoming Strom aus geothermischer Energie produziert. Kalifornien verfügt mit 2.615 MW über die höchste installierte Kapazität (IWR 2012). Darüber hinaus sind Projekte in Arizona, Colorado, Louisiana, New Mexico, North Dakota, Texas und Washington geplant (Bundesverband Geothermie 2012). Folgende Abbildung zeigt die Verteilung der geothermalen Systeme innerhalb der benannten Bundesstaaten. Die schwarzen Punkte stellen jeweils ein Mittel- bis Hochenthalpie-Feld dar. Es ist zusehen, dass sie vermehrt im Gebiet der bereits erwähnten San-Andreas-Verwerfung in Kalifornien auftreten. So auch das Hochenthalpie-Feld „The Geysers“. Es besteht aus 22 einzelnen Geothermieanlagen, die eine Netto-Stromleistung von 750 MW in Form von heißem, trockenem Wasserdampf zu Verfügung stellen. Von hieraus wird die Stadt San Francisco nahezu vollständig mit geothermischer Energie versorgt (Bundesverband für Geothermie 2015). Der Dampf entstammt einem Sandsteinreservoir, welches seine hohen Temperaturen von einer tiefer liegenden Magmakammer bezieht (Stober, Bucher 2014, S.62). Die Fläche der 22 Anlagen im Nutzungsgebiet „The Geysers“ beläuft sich auf 78 Quadratmeter. Verglichen mit dem, seit 2009 betriebenen Solarkraftwerk Andasol 1 im südspanischen Andalusien, mit einer Fläche von 512.000 Quadratmeter bei einer Stromleistung von 50 MW, ist der Flächenverbrauch eines Geothermiekraftwerks im Verhältnis zur erzeugbaren Leistung gering (Geitmann 2010, S.93).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Mittel-und Hochtemperaturgebiete in den USA

Quelle: NREL - National Renewable Energy Laboratory 2009

Seit 2005 haben die Vereinigten Staaten im Rahmen verschiedener Geothermieprojekte 38 geothermische Kraftwerke mit einer Stromleistung von 700 MW errichtet. Der US-amerikanische Geothermieverband Geothermal Energy Association (GEA) veröffentlicht jährlich im so genannten „U.S. & Global Geothermal Power Production Report“ einen Marktbericht zum Thema Geothermie in den USA und weltweit. Ihm ist zu entnehmen, dass zu den bereits installierten 3.450 MW geothermischer Stromleistung zusätzliche 1250 MW im Rahmen neuer Geothermieprojekte erschlossen werden. 500 MW könnten bereits in den kommenden zwei bis drei Jahren in das Stromnetz eingespeist werden (GEA 2015, S.4).

3.1.1 Erdwärme-Projekte in den USA

Eines der führenden amerikanischen Unternehmen im Bereich erneuerbare Energien ist das U.S. Geothermal Inc. Es betreut unter anderen die Geothermieprojekte Neal Hot Springs (Oregon) und Raft River (Idaho) (U.S. Geothermal Inc. 2015). Das 22 MW Kraftwerk Neal Hot Springs ist das erste kommerzielle Organic Rankine Cycle (ORC) Geothermiekraftwerk in den USA (Höflinger 2014, S.1). Bei diesem Verfahren wird die Wärmeenergie des Thermalwassers an ein Arbeitsmedium mit einem geringeren Siedepunkt als Wasser übertragen. Im Kraftwerk Neal Hot Springs handelt es sich dabei um Fluorkohlenwasserstoff (R134a). Arbeitsmedien verdampfen bereits bei ca. 30°C und Umgebungsdruck, wodurch die Effizienz des Verfahrens gesteigert wird. Anwendung findet das Organic Rankine Cycle – Verfahren bei Reservoirtemperaturen unter 200°C, womit die Anlage Neal Hot Springs zu den Niedertemperaturkraftwerken zählt. Für die Stromerzeugung aus Niedertemperaturlagerstätten gibt es neben dem ORC-Verfahren sogenannte Kalina-Anlagen (vgl. Kapitel 3.3.1) (Quaschning 2013, S.273). Das Kraftwerk im Osten des Bundesstaates Oregon, liegt in einem Bereich mit oberflächlichen Thermalwasservorkommen, welche eine Temperatur von rund 100°C aufweisen. Sie gehören zu den geothermischen Vorkommen mit den niedrigsten Temperaturen, wodurch das Wasser hier flüssig und nicht dampfförmig vorhanden ist. Dies ist zudem darauf zurückzuführen, dass es oberflächlich oder in geringer Tiefe, nicht unter Druck oder hohem Druck stehen kann. Bereiche mit oberflächennahen Thermalwasser-vorkommen sind dann wirtschaftlich rentabel, wenn die Vorkommen weniger als zwei Kilometer tief und der Salzgehalt des Wassers geringer als 60 g/kg ist. Die Nutzung dieser Art der Geothermie ist ferner aus Frankreich (Pariser Becken), Italien (Poebene) und Ungarn (Pannonisches Becken) bekannt (Barbier 2002, S.13).

Mit der Erschließung von Niedertemperaturlagerstätten kann ein Großteil des globalen geothermischen Potentials für die Stromerzeugung genutzt werden. Allerdings gibt es bisher im Gegensatz zu Hochenthalpie-Lagerstätten keine langjährigen Erfahrungswerte über diese Art der Erdwärmenutzung (Bruhn, Huenges 2011, S.132f).

Das Kraftwerk Raft River in Idaho gehört ebenfalls zu den Niedertemperatursystemen. Bei dieser 13 MW Anlage handelt es sich um ein binäres Dampfturbinenkraftwerk. Hier wird das Thermalwasser in einen Wärmetauscher geleitet und ebenfalls ein Arbeitsmedium, in diesem Fall Isopotan, verwendet. Abbildung 6 stellt die Funktionsweise eines solchen Kraftwerks schematisch dar. Das Thermalwasser aus der Förderbohrung erhitzt das Arbeitsmedium im Wärmetauscher und gelangt abgekühlt über eine Injektionsbohrung wieder in den Untergrund. Das dampfförmige Arbeitsmedium, auch Wärmeträgerflüssigkeit genannt, treibt in einem geschlossenen Kreislauf eine Turbine mit nachgeschaltetem Generator an, wird anschließend zurück in den Wärmetauscher geleitet und wieder erhitzt (U.S. Geothermal Inc. 2015). Der Generator ist mit einem Stromnetz verbunden, der Kondensator mit einem Kühlturm. Letzterem werden für den Kühlprozess Luft und Wasser zugeführt (vgl. Abb. 6). Ein solcher Thermalwasserkreislauf verbindet die zeitliche und örtliche Energienachfrage übertage mit der vorhandenen geothermischen Energie untertage (Kaltschmitt et al. 2014, S.19).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Binär-Kreislauf-Kraftwerk

Quelle: Stober, Bucher 2014, S.61

3.1.2 Aspekte der Nachhaltigkeit

Um einen ganzheitlichen Überblick über die Nachhaltigkeit eines Geothermiekraftwerks zu erlagen, ist der kumulierte fossile Energieaufwand über die gesamte Nutzungsdauer der Anlage zu berücksichtigen. Mit 70,8 Prozent am fossilen Energiebedarf eines Erdwärmekraftwerks nimmt die Bohrungsniederbringung den größten Anteil ein. 12,5 Prozent entfallen auf den Bau des Thermalwasserkreislaufs, 6,1 Prozent auf den Bau eines Fernwärmenetzes, während 10,5 Prozent des fossilen Energiebedarfs für den Betrieb der Anlage, einschließlich Kühlwasseraufbereitung und Ersatzteilbeschaffung benötigt werden. Der Rückbau nimmt mit 0,1 Prozent den geringsten Anteil ein. Diese Prozentanteile sind in erster Linie abhängig von der Tiefe der Bohrung und somit von den Standortgegebenheiten, beziehungsweise von der Art der Lagerstätte. Darüber hinaus ist eine Abhängigkeit dieser Anteile von Typ und Verfahren, sowie von der Größe des Kraftwerks gegeben. Im Rahmen einer Nettostrombetrachtung liegt der kumulierte fossile Energieaufwand bei einer kombinierten Wärme- und Strombereitstellung zwischen 973 und – 7.756 GJ/GWh (Kaltschmitt et al. 2014, S.73).

Bei dem Betrieb geothermischer Anlagen kann es zur Freisetzung von Gasen wie CH4, NH3, H2S oder CO2 kommen. Zum Teil werden auch radioaktive Mineralien bei der Wasserzirkulation im Untergrund aus den Gesteinen gelöst. Bei geschlossenen Thermalwasserkreisläufen ist während des Normalbetriebs nicht mit derartigen Stoffeinträgen in die Biosphäre zu rechnen (Kaltschmitt et al. 2014, S.77). Die Emissionen konventioneller Kraftwerke sind im Vergleich zu fossilen Energieträgern gering. Ein Teil des Dampfes entweicht nach der Nutzung, wodurch sich eine komplette Vermeidung von Abgasen bisher noch nicht umsetzen lässt. Künftig ist eine solche, vor allem im Hinblick auf die gesellschaftliche Akzeptanz wichtig, da sich diese mit abnehmendem Einfluss auf die Umwelt stetig erhöht. Neben den ökologischen Aspekten ist die Vermeidung von Emissionen auch aus ökonomischer Perspektive wichtig, da eine vollständige Re-Injektion den Reservoirdruck erhöht (Bruhn, Huenges 2011, S.137f). Im Falle des Großprojekts „The Geysers“ kam es im Zuge der Ausweitung des Nutzungsgebietes zu einem sozialen Konflikt im Bezug auf das rund 25 km entfernte Naherholungsgebiet um den Lake Clear. Der Grund waren die Schwefelwasserstoff-Emissionen der Erdwärmeanlagen. Filtersysteme, welche noch heute Bestand haben, konnten das Problem beheben (Pasqualetti 2011, S.204).

3.1.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

Zwei der bedeutsamsten Gesetze im Bezug auf die geothermische Stromerzeugung in den USA sind der Energy Independence and Security Act aus dem Jahr 2007 und der Geothermal Energy Research Development and Demonstration Act von 1976. Die US-Bundesregierung gibt ferner keine zentral verordnete Energieplanung vor. Auf Landesebene sind die Renewable Portfolio Standards (RPS) die bedeuteten Gesetze. Sie beinhalten unter anderem die bundesstaatlichen Mindestquoten für Strom aus Erneuerbaren Energien. Mitte 2007 nahmen 23 Staaten diese Regelungen an (Rabe 2007, S.10). Die jeweiligen politischen, ökonomischen und geologischen Gegebenheiten bestimmen die regionalen energiepoltischen Ziele. Sie sind abhängig von den Bundesstaaten und daher sehr unterschiedlich. Die Regulierungs- und Förderpolitik der US-Bundesregierung, der Bundesstaaten und der Kommunen erlaubt ihnen jedoch die Entwicklung des Energiesektors und damit auch die Rahmenbedingungen für den Geothermiesektor maßgeblich zu steuern (Höflinger 2014, S.1).

Im Jahr 2015 bildeten die Vereinten Nationen die Global Geothermal Alliance, welche von 23 Staaten unterzeichnet wurde. Da das Hauptrisiko für eine globale geothermische Expansion Anlagerisiken, vor allem bei den Erkundungsbohrungen sind, setzt sich dieser Zusammenschluss zum Ziel, diese Kostenrisiken zu reduzieren. Er bietet Unterstützung bei zentralen Herausforderungen und bildet eine Plattform für Partnerschaften zwischen Regierungen und internationalen Finanzinstitutionen (GEA 2015, S.1).

3.1.4 Bedeutung für den amerikanischen Energiemarkt

Im vergangenen Jahr geriet das Wachstum des amerikanischen Geothermiemarktes ins Stocken. Dies ist darauf zurückzuführen, dass es einige Unsicherheiten bezüglich der Produktions- und Investitionssteuern in Kalifornien gab. Mehrere Projekte konnten nicht fortgesetzt werden, da die Investoren auf die Entscheidungen über die Steuerdebatte aus Washington D.C. warteten. Aufgrund dessen kam es zu einer erheblichen Menge an Konsolidierungen und Restrukturierungen am US-amerikanischen Geothermiemarkt. Mehrere kleine Geothermieprojekte gingen in Folge dessen in größeren Energie-versorgungsunternehmen auf, sodass sich diese stärker am Markt positionieren konnten. Andere Unternehmen verkauften ihre Vermögensanteile an Überseeprojekte, in Länder mit boomenden Märkten im Bereich der Geothermie (GEA 2015, S.12f). Dennoch geht die US-Energiebehörde Energy Information Administration (EIA) in ihrer langfristigen Prognose von einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von 4,5 Prozent bis zum Jahr 2040 aus (vgl. Tab. 2).

Tabelle 2: Prognose & Entwicklung der Kapazität der Stromindustrie in den USA

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Energy Information Administration (EIA) 2013, Höflinger 2014, S.2

Der Tabelle ist zu entnehmen, dass die Geothermie in den USA im vergangenen Jahr einen Anteil von 0,3 Prozent an der Kapazität der gesamten Stromindustrie hatte. Demnach ist sie für den amerikansichen Energiemakrt bisher von geringer Bedeutung. Lokal betrachtet trifft dies, wie das Beispiel von San Francisco zeigt, nicht zu. Der Anteil der Geothermie wird sich nach aktuellen Prognosen und bei unveränderten energiepolitischen Vorgaben bis zum Jahr 2040 mehr als verdoppeln. Die gesamte Kapazität der geothermischen Energie in den USA beläuft sich demnach im Jahr 2040 auf 8,8 GW (Höflinger 2014, S.1).

3.2 Geothermie in Island

Die geologisch junge Vulkaninsel Island im Nordatlantik liegt am mittelozeanischen Rücken, im Bereich der divergenten Plattengrenzen der nordamerikanischen und eurasischen Kontinentalplatten (vgl. Abb. 2). Sie ist mit einem Potential von 20.000 Gigawattstunden eine der geothermisch begünstigtsten Regionen weltweit. In Island begann die Nutzung von Thermalwasser zu Heizzwecken in der 1920er Jahren im Gebiet um Reykjavik. Bereits in der Mitte des 18. Jahrhunderts wurden erste öffentliche Gebäude und Stadtteile mit Thermalwasser beheizt. Heute ist Island, bezogen auf die Nutzung von Erdwärme, weltweit führend (Boos, Priermeier 2008, S.97).

Eine Besonderheit ist die Gehweg- und Straßenbeheizung in der Hauptstadt Reykjavik, welche zusammen mit der Warmwasserversorgung der Stadt, über den sogenannten Perlan betrieben wird. Perlan, zu Deutsch Perle, ist ein Warmwasserspeicher. Dieser liegt 61 Meter über dem Meeresspiegel, unterhalb eines Glaskuppelbaus und besteht aus sechs Heizwassertanks mit einem Fassungsvermögen von insgesamt 24.000 Kubikmeter. Das entspricht einem Volumen von etwa 10 Olympia Schwimmbecken. Sie beherbergen 85°C heißes Wasser das aus 70 Bohrungen entstammt und aufgrund der erhöhten Lage ohne Pumpsysteme befördert werden kann (Stober, Bucher 2014, S.63).

3.2.1 Erdwärme-Projekte in Island

Die 145.000 Einwohner der Stadt Reykjavik werden von dem, rund 30 Kilometer östlich gelegenen Kraftwerk Nesjavellir am Vulkan Hengill mit Strom und Wärme versorgt. Die Anlage gehört neben Svartsengi, Reykjanes, Hellisheiði und Krafla zu den fünf bedeutendsten Kraftwerken Islands. Derzeit produziert Nesjavellir 150 MW thermische Energie, ist aber für rund 400 MW ausgelegt und könnte potentiell 80 MW elektrische Energie produzieren (Bundesverband Geothermie 2015). Das Hoch-Temperatur-Feld um den Vulkan Hengill im Südwesten der Insel (vgl. Abb. 7) ist eines der geothermisch aktivsten und kraftvollsten. Im Grenzbereich Hengill treffen die zwei aktiven Riftzonen Reykjanes Peninsula (RP) und die Western Volcanic Zone (WVZ) auf eine seismisch aktive Transformzone, die South Iclandic Seismic Zone (SISZ) (vgl. Abb. 7). Die Temperaturen in diesem 112 Quadratmeter großen Vulkangebiet liegen zwischen 200 und 320°C. Neben Nesjavellir hat der isländische Energiekonzern Reykjavik Energy weitere Geothermiekraftwerke im Südwesten des Vulkans Hengill errichtet. Die Anlagen in Hellisheiði produzieren 303 MW elektrische und 400 MW thermische Energie (Harðarson 2014, S.3).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Aktive Vulkangebiete auf Island

Quelle: Harðarson 2014, S.2

RR = Reykjanes Ridge, RP = Reykjanes Peninsula, WVZ =Western Volcanic Zone, MVZ = Mid-Iceland Volcanic Zone, NVZ = Nothern Volcanic Zone, EVZ = Eastern Volcanic Zone, VI = Vestmanna Islands, SISZ = South Iceland Seismic Zone, TFZ = Tjörnes Fracture Zone, Rote Punkte = Hochtemperatur Gebiete, Oranger Punkt = Hengill Vulkan-System In den isländischen Vulkangebieten ist Wasser oft in einem Zustand über dem kritischen Punkt anzutreffen. Bei Temperaturen über 374°C und einem Druck über 220 bar befindet es sich in einem fluiden Zustand. Eine Unterscheidung in flüssig und gasförmig ist dann nicht mehr möglich (Brunner 2014, S.3). Da Island für dieses Temperatur- und Druckspektrum prädestiniert ist, wird hier im Rahmen des Iceland Deep Drilling Projekts (IDDP) an der Nutzbarmachung von sogenanntem superkritischem Wasser geforscht. Seit 2000 wird versucht, das Reservoir Krafla im Norden der Insel, das bereits zur Stromerzeugung genutzt wird, bis in den darunter liegenden Vulkan zu erbohren. Obwohl das Magma erst in einer Tiefe von 4 bis 5 Kilometern erreicht werden sollte, stießen die Betreiber 2008 bereits in einer Tiefe von 2100 Meter auf die Magmakammer, bei einer Temperatur von mehr als 900°C. Daraufhin wurden die Arbeiten eingestellt und seit 2010 kontinuierliche „flow tests“ durchgeführt. Die Temperatur des geförderten Fluids erreichte 2011 420°C bei einem Druck von 40 bar. Bisher ist nicht klar, ob die Nutzung dieses Fluids in einem Kreislauf kontrollierbar wäre. In Neuseeland und Japan gibt es derzeit ähnliche Projekte (Bruhn, Huenges 2011, S.136).

Bei der geothermischen Anlage Svartsengi, 25 Kilometer vom Flughafen Keflavík entfernt, fördern sieben Bohrungen heißes Wasser mit Temperaturen bis zu 240°C. Zwei dieser Bohrungen kann heißer, trockener Dampf entnommen werden. Die restlichen fünf liefern hochmineralisierte Thermalsole. Diese wird erhitzt und für die Stromproduktion verwendet. Das mineralisierte Kondensat wird zur Blauen Lagune (vgl. Kapitel 3.2.2) weitergeleitet. Die Sudurnes-Heißwasserwerke wurden 1974 gemeinsam mit dem Staat und den Kommunen der Umgebung gegründet. Das heute inzwischen 340 Kilometer lange Fernwärmenetz versorgt die 16.000 Einwohner der Umgebung, sowie den amerikanischen Stützpunkt am Flughafen (Bundesverband Geothermie 2015) mit 150 MW Wärme und 75 MW Strom (Balcke-Dürr 2013, S.20).

Die Finanzkrise in Island 2008 war für den Aufschub und Stopp einiger großer Geothermieprojekte verantwortlich. Eines der fortschrittlichsten Projekte im Jahr 2014 befindet sich in Þeistareykir, unweit von Krafla, im Norden der Insel. Der nationale isländische Energieversorger Landsvirkjun plant hier ein Kraftwerk mit einer Kapazität von zunächst 45 MW elektrischer Energie. Die Anlage soll später bis zu 200 MW produzieren können. Sieben Bohrlöcher sind bereits vorhanden. Um die geplanten 200 MW erreichen zu können fehlen weitere 33.

3.2.2 Aspekte der Nachhaltigkeit

Die geothermische Anlage Svartsengi versorgt die Blaue Lagune mit mineralisiertem Wasser und trägt somit intensiv zur touristischen Entwicklung der Region um Reykjavik bei. Das Wasser des Thermalbades besteht zu 65 Prozent aus Salz- und zu 35 Prozent aus Süßwasser und enthält mit den größten Mengenanteilen die Minerale Natrium (7.643 mg/kg), Kalium (1.117 mg/kg) und Kalzium (1.274 mg/kg). Besonders wirkungsvoll ist das knapp 40°C warme Wasser gegen die Psoriasiskrankheit. Das dort befindliche Spa, das Thermalfreibad und eine Hautklinik, ziehen jährlich mehr als 100.000 Besucher an, was nicht zuletzt an der Flughafennähe liegt (Sigurgeirsson, Ólafson 2006, S.2). Die gut ausgebaute Infrastruktur erlaubt auch Tagesgästen, bei einem Stopover-Aufenthalt, einen Besuch. Geysire, Thermalbäder und Hochtemperatur-Felder bestimmen die touristische Entwicklung Islands. Das Beispiel der Blauen Lagune zeigt anschaulich das erdwärmebegünstigte Regionen nicht nur im Rahmen der Energiegewinnung von Bedeutung sind.

Die Gehstehungskosten sind abhängig vom Standtort eines Kraftwerks, im Falle einer Geothermieanlage sind sie maßgeblich an die Reservoirtemperaturen gebunden. In Abhängigkeit von den Temperaturen des Thermalwassers schwanken sie zwischen 19,8 und 27,0 Cent je Kilowattstunde. Da Island über zahlreiche Hochenthalpie-Lagerstätten verfügt, sind diese Kosten hier gering, wobei sie im Allgemeinen als hoch einzustufen wären (Bosch 2012, S.187).

3.2.3 Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

In Island hat, neben der politischen Richtung der Regierung, das gesetzliche Regelwerk im Rahmen von Genehmigungen, Umweltanalysen und dem Bauwesen einen großen Einfluss auf die Erdwärmebranche. Darüber hinaus gibt es eine Agenda über den Schutz und die Nutzung von Naturgebieten mit den Schwerpunkten Wasserkraft und Erdwärme. Allgemein bestehen die Hauptziele der isländischen Energiepolitik darin, den Energiebedarf des Landes langfristig zu sichern, die Energieressourcen unter Aspekten der Nachhaltigkeit zu nutzen, das Energieangebot einer vielfältigen Arbeitswelt anzupassen und den volkswirtschaftlichen Nutzen des Energiehaushaltes zu optimieren. Die isländische Energiebehörde hat die Befugnis, Genehmigungen, gemäß des Energiegesetzes (65/2003), des Gesetzes über Erforschung und Nutzung von Ressourcen im Erdinnern (57/1998) und des Gesetzes über das Eigentum des Staates im Bezug auf Ressourcen des Meeresbodens (73/1990), zu erteilen. Der isländische Elektrizitätsmarkt wird über das Elektrizitätsgesetz (65/2003) geregelt. Dies sieht eine selbstständige Vertreiberfirma vor, aktuell Landsnet, welche zum größten Teil im Besitz des Staates und der Gemeinden bleibt. Stromlieferanten sind als rechtliche Personen unabhängig von der Industrie. Mit ministerialer Genehmigung besitzen sie das Alleinrecht und die Verpflichtung des Vertriebs für ein bestimmtes Gebiet. Generell fällt die Erfassung und Nutzung von Erdwärme in Island des Weiteren auch unter das Naturschutz-, das Planungs- und Baugesetz.

3.2.4 Bedeutung für den isländischen Energiemarkt

Geothermie wird in Island nicht nur für die Strom- und Wärmeversorgung der Haushalte verwendet. Sowohl beim Beheizen von Swimming Pools und Gewächshäuser, als auch in der Fischzucht, beim Schmelzen von Schnee und nicht zuletzt in der Industrie kann die direkte Erdwärmenutzung umgesetzt werden.

Tabelle 3: Geothermale Nutzung Island 2014

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Ragnarsson 2014, S.2

Die rapide Entwicklung der Stromerzeugung in den letzten 15 Jahren ist durch die Ansiedlung energieintensiver Industrie, vor allem im Bereich der Aluminiumproduktion (2009: 74% an der gesamten Energienutzung), bedingt (Pálsson, Sigurðsson, Hjálmtýsdóttir 2012, S.9). Tabelle 3 zeigt die Werte der direkten Energienutzung in den verschiedenen Sektoren, sowie die gesamte geothermische Energienutzung und Stromproduktion (Ragnarsson 2014, S.2). Die Tabelle veranschaulicht die große Bedeutung der direkten Wärmenutzung für die Raumbeheizung in Island. Weit mehr als die Hälfte (76 %) der gesamten geothermischen Direktnutzung entfallen auf diese. Die Insel deckt mit Wasserkraft und Geothermie 99,9 Prozent des Strombedarfs (Boos, Priermeier 2008, S.97). Die fünf wichtigsten Kraftwerke produzieren 25 Prozent des Strombedarfs und versorgen 90 Prozent der isländischen Haushalte mit Wärme. Der prozentuale Anteil der Geothermie an der Primärenergieversorgung Islands liegt bei 68 Prozent.

Der Abbildung 3 ist zu entnehmen, dass Island über eine installierte Stromleistung von 665 MW verfügt. Damit stehen die Isländer weltweit auf Platz 7. Direkt werden 2.040 MW geothermische Energie genutzt (vgl. Abb. 4). Die Nutzung der thermischen Energie blickt in Island auf eine lange Geschichte zurück und ist daher sehr gut ausgebaut. Bezogen auf die Gewinnung elektrischer Energie werden in Island derzeit nur 1,5 Prozent der erschließbaren Vorkommen genutzt. Dies liegt daran, dass die Isländer über ein Überangebot an Energie verfügen. Daher gibt es Bestrebungen, den Strom nach Europa zu exportieren. Mit einem Tiefseekabel wären beispielsweise 600 Kilometer bis nach Schottland zu überwinden (Bundesverband Geothermie 2015).

Island ist weltweit das beste Beispiel für die Mehrfachnutzung der Erdwärme. Die Möglichkeit der direkten Nutzung und die Erzeugung elektrischer Energie sind der größte Unterschied und ein bedeutender Vorteil, gegenüber anderen regenerativen Energien. Ein weiterer Vorteil der geothermischen Stromerzeugung ist die Grundlastfähigkeit, wodurch intermittierende Erneuerbare Energiequellen ergänzt werden können (Rybach 2012, S.10). Nicht zuletzt aufgrund des Fachwissens und der Erfahrungswerte der isländischen Erdwärmeindustrie ergibt sich für Island, im Bereich der Erdwärmenutzung, ein Wettbewerbsvorteil gegenüber anderen Ländern (Pálsson, Sigurðsson, Hjálmtýsdóttir 2012, S.9)

3.3 Geothermie in Deutschland

Im Gegensatz zu Island liegt Deutschland nicht im Bereich kontinentaler Plattengrenzen. Die Erdwärme ist, wie in Kapitel 2 erwähnt, auch innerhalb von Kontinentalplatten nutzbar. Die geothermisch begünstigten Regionen Deutschlands sind Tiefebenen, wie der Oberrheingraben und die Norddeutsche Senke oder sedimentäre Beckenstrukturen wie das süddeutsche Molassebecken (Stober, Bucher 2014, S.33).

Allgemein kann zwischen oberflächennaher und tiefer Geothermie unterschieden werden. Die VDI Richtlinie 4640, Richtlinie des Vereins Deutscher Ingenieure für die thermische Nutzung des Untergrunds, legt die Grenze zwischen oberflächennaher und tiefer Geothermie bei 400 Meter beziehungsweise 20°C fest (Bruhn, Huenges 2011, S.130). Die wirtschaftlichste Form Erdwärme zu gewinnen, ist die Nutzung der oberflächennahen Geothermie. Hierfür sind Bohrungen bis 400 Meter und Temperaturen bis 25°C ausreichend, um Gebäude, technische Anlagen oder Infrastruktureinrichtungen zu beheizen oder zu kühlen. In Deutschland sind momentan 318.000 oberflächennahe Geothermieanlagen in Betrieb. Im Bereich der tiefen Geothermie gibt es hydrothermale und petrothermale Systeme. Letztere nutzen heißes Tiefengestein. Hydrothermale Systeme dagegen nutzen Thermalwasser zur Energiegewinnung. Sie kommen in Bereichen magmatischer Intusionen vor, die aufgrund ihrer Oberflächennähe die Konvektion des Grundwassers bedingen. Diese Art der geothermischen Vorkommen ist für die kommerzielle Stromerzeugung von Bedeutung (Barbier 2002, S.12). In der Bundesrepublik ist eine Vielzahl Hydrothermaler Reservoire erschlossen. Die in Deutschland befindlichen geothermischen Lagerstätten zählen zu den Niederenthalpie-Feldern (vgl. Kapitel 2) (Stober, Bucher 2014, S.62). Gute Voraussetzungen für die Nutzung dieser geothermischen Ressource finden sich, wie eingangs erwähnt, im Bereich des Oberrheingrabens, des Molassebeckens und in der Norddeutschen Senke (vgl. Abb. 8 rechts) (Bundesverband Geothermie 2015). Der Oberrheingraben zeichnet sich durch einen geothermischen Gradienten von ca. 80°C je Kilometer aus (Hilberg 2015, S.203). Abbildung 8 (links) stellt die Temperaturen in Deutschland in 3000 Metern Tiefe dar. Es ist zu sehen, dass im Bereich des Oberrheingrabens, in 3000 Metern Tiefe bereits Temperaturen über 150°C herrschen. Im Raum des Molassebeckens liegen die Temperaturen in dieser Tiefe zwischen 80 und 140°C, innerhalb der Norddeutschen Senke zwischen 100 und 130°C (Quaschning 2013, S.265f.).

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