Evaluierung geowissenschaftlicher und wirtschaftlicher Bedingungen für die Nutzung hydrogeothermaler Ressourcen" ist der Titel einer breit angelegten Studie unter Federführung des GeoForschungsZentrums Potsdam (GFZ), deren Ergebnisse nun präsentiert wurden. Das Bundesministerium für Bildung und Forschung förderte das Projekt mit 3,7 Millionen Mark. "Diese über drei Jahre laufende Untersuchung in Kooperation mit Kollegen von der Universität Karlsruhe, der Bergakademie Freiberg, der TU Berlin und der Universität Stuttgart", erläutert Projektleiter Ernst Huenges vom GFZ, "wurde in interdisziplinärer Zusammenarbeit von Geowissenschaftlern, Ingenieuren und Wirtschaftswissenschaftlern durchgeführt – ein Novum bei Geothermie-Projekten."

Unermeßlich reiche Energiereserven liegen unter unseren Füßen, als Wärme gespeichert im Gestein. Bergleute merkten es zuerst: Je tiefer sie sich vorarbeiteten, desto wärmer wurde es. Nach einer Faustregel nimmt die Temperatur pro Kilometer um 30 Grad Celsius zu. Demnach herrschen in 1000 Meter Tiefe etwa 40, in 3000 Meter schon 100 Grad.

Die Wärme, die aus dem mehrere 1000 Grad heißen Erdinnern laufend nachgeliefert wird, steigt zur Erdoberfläche auf, kommt dort jedoch, weil Stein gut isoliert, gewöhnlich nur in dünnem Strom an. Wärmeflußmessungen ergaben einen globalen Mittelwert von etwa 63 Milliwatt pro Quadratmeter. Das ist weniger als 1/20000 dessen, was die Sonne unserem Planeten an Energie zuführt. Von wenigen Regionen abgesehen, in denen es an oder dicht unter der Oberfläche brodelt, muß man der Erdwärme weit entgegenkommen, um etwas von ihr zu haben.

Für die Stromerzeugung in Wärmekraftwerken wird mindestens 150 bis 170 Grad heißer Dampf gebraucht. Nirgendwo in Deutschland gibt es, wie etwa in der Toskana, auf Island oder Neuseeland, in leicht erreichbarer Tiefe so heiße Wässer, daß ihr Dampf die Turbinen eines Kraftwerks antreiben könnte. Doch derart hohe Temperaturen sind laut Huenges für eine Nutzung geothermischer Ressourcen auch gar nicht nötig. Denn 60 bis 70 Prozent der Energie würden bei uns als Niedrigtemperatur-Wärme benötigt, hauptsächlich zum Heizen. Für den Gebrauch in Heizzentralen aber genügen Wassertemperaturen unter 100 Grad.

Dennoch konzentrierte sich in der alten Bundesrepublik der ohnehin bescheidene Aufwand für Geothermie-Forschung – weitaus weniger als ein Prozent der Summen, mit denen die umweltschädliche Steinkohle Jahr für Jahr subventioniert wurde und noch immer wird – lediglich auf die heißesten Stellen im Untergrund. Die liegen im Oberrheingraben sowie unter Teilen der Schwäbischen Alb und bestehen aus festem, trockenem Gestein, das erst durchlässig gemacht werden muß, damit ein Wasserkreislauf die Wärme aus der Erde transportiert. Im Hot-Dry-Rock-Verfahren preßt man folglich durch ein Bohrloch unter hohem Druck kaltes Wasser ins Gestein, so daß es Risse aufsprengt und sich dadurch selbst Bahn schafft. Durch ein zweites Loch kommt es dann erhitzt wieder herauf.

Zunächst hat man das Hot-Dry-Rock-Verfahren im schwäbischen Bad Urach erprobt. Inzwischen wurden diese Arbeiten jedoch zugunsten eines deutsch-französischen Gemeinschaftsprojekts im elsässischen Soultz-sous-Forêts eingestellt. Dort lockt die stärkste Wärmeanomalie Mitteleuropas: In 1000 Meter Tiefe herrschen bereits 110 Grad. Nachdem das Gestein dort "hydraulisch gespalten" wurde, soll in naher Zukunft eine Pilotanlage aufgebaut werden.



Ostdeutsches Erbe




In der einstigen DDR fand die Geothermie weit größeres Interesse. Bei der Exploration auf Erdöl und Erdgas in Mecklenburg-Vorpommern waren Bohrtrupps immer wieder auf heiße Wässer gestoßen. 1984 nahm in Waren an der Müritz die erste deutsche geothermische Heizzentrale mit 62 Grad heißem Wasser aus 1500 Meter Tiefe den Betrieb auf. Anlagen in Prenzlau und Neubrandenburg folgten 1988 und 1990. Für etliche weitere Standorte gab es Pläne.

Die alten DDR-Anlagen hatten mit technischen Schwierigkeiten zu kämpfen. Doch so marode sie auch waren – sie lenkten den gesamtdeutschen Blick auf ein umfangreiches Datenmaterial aus zahlreichen Bohrungen, das ein großes ungenutztes Potential an geothermischer Energie verhieß.

Die Betriebe in Waren und Neubrandenburg wurden nach der Wende gründlich saniert. 1995 ging in Neustadt-Glewe südöstlich von Schwerin an einem der noch in der DDR vorgesehenen Standorte eine moderne geothermische Heizzentrale in Betrieb. Sie bezieht 98 Grad heißes Wasser aus 2300 Meter Tiefe durch eine "Doublette" aus einer Förder- und einer Reinjektionsbohrung in 1,5 Kilometer Abstand (Bild). Das Thermalwasser enthält 21,6 Prozent gelöste Mineralstoffe – vor allem Kochsalz (im Meerwasser sind es nur 3,5 Prozent). Deshalb muß es, nachdem es in der Zentrale einen Teil seiner Wärme über Wärmeaustauscher an einen Heizkreislauf abgegeben hat, durch die zweite Bohrung in das Ausgangsgestein zurückgepumpt werden.

In ihrer Untersuchung über die Chancen der Geothermie in Deutschland stützten sich Huenges und seine Mitarbeiter maßgeblich auf Befunde und Erfahrungen in Nordostdeutschland und speziell auf Betriebsdaten in Neustadt-Glewe.

Entscheidend bei den geologischen Voraussetzungen ist nicht allein die Temperatur der Tiefenwässer, die über 50 Grad liegen sollte, sondern auch eine Mindestfördermenge von 50 Kubikmeter Wasser pro Stunde über Jahrzehnte hinweg. Dies erfordert ein an Poren, Klüften oder auch Höhlen reiches Gestein in über 1000 Meter Tiefe. Das Porenvolumen eines solchen Heißwasserspeichers, etwa eines Sandsteins, sollte über 20 Prozent liegen und die Speicherschicht selbst mindestens 20 Meter mächtig sein. Ein entscheidender Faktor ist die Permeabilität, die von der Struktur des Porenraumes abhängt – das Wasser sollte den Speicher möglichst ungehindert durchströmen. Nach diesen Kriterien kommen in Deutschland außer dem Norddeutschen Becken vor allem der Oberrheingraben und das Alpenvorland für eine Erdwärmenutzung in Frage.

Im Oberrheingraben steigt die Temperatur mit der Tiefe am schnellsten: im Mittel um 60 Grad pro Kilometer. Doch häufig fehlt ein geeigneter Wasserspeicher. Die in unterschiedlichen Tiefen nachgewiesenen Sandsteine sind oft nur dann genügend permeabel, wenn Klüfte sie durchziehen. Das macht die Verhältnisse unübersichtlich und erhöht beim derzeit noch unzureichenden Forschungsstand das Risiko von Fehlschlägen. Ein ebenfalls vom GFZ koordiniertes Anschlußprojekt soll sich daher mit der "Nutzbarmachung klüftig-poröser Speichergesteine zur abnehmernahen geothermischen Energiebereitstellung" befassen.

Günstige Voraussetzungen bietet, trotz geringerer Temperatur-Gradienten, das in Fachkreisen als "Nordalpines Molassebecken" bezeichnete Alpenvorland. Hier taucht das Gestein der Schwäbischen und Fränkischen Alb, eine südwärts geneigte Platte aus Jurakalk, unter jüngere Sedimente ab und setzt sich in der Tiefe bis zum Alpennordrand fort. Der Kalk ist wie auf der Alb verkarstet und geklüftet und gilt als ausgezeichneter Wasserspeicher. Das Wasser enthält zudem meist wenig Mineralstoffe, so daß es nicht in die Erde zurückgepumpt werden muß, was eine zweite Bohrung erübrigt. In einer 1998 in Betrieb genommenen geothermischen Anlage in Erding bei München wird das 65 Grad heiße Wasser aus 2350 Meter Tiefe nach dem Wärmeentzug dem Trinkwasser beigemischt.



Eldorado für Erdwärme


Das größte Gebiet mit geothermischem Potential in Deutschland ist das Norddeutsche Becken. Die Temperaturen im Untergrund liegen vielerorts deutlich über dem Durchschnitt, wenn auch nicht so hoch wie im Oberrheingraben. Als Heißwasserspeicher geeignete Sandsteine aus verschiedenen Epochen des Erdmittelalters sind hier weit verbreitet. Bei guter Permeabilität und relativ konstanter Mächtigkeit bilden sie ideale Nutzhorizonte. So bezieht die Heizzentrale in Neustadt-Glewe ihre Wärme aus einer etwa 70 Meter mächtigen Sandsteinschicht des Rätkeupers mit einem Alter von knapp 200 Millionen Jahren.

Der hohe Salzgehalt des Wassers erwies sich als unproblematisch. Die heiße Sole wird in einem geschlossenen Kreislauf durch die Wärmetauscher der Heizzentrale geleitet und erhitzt dabei einen zweiten Kreislauf mit dem Heiznetzwasser. Korrosionsgefahr besteht in den mit Kunststoff beschichteten Spezialrohren nicht. Auch Befürchtungen, daß im Thermalwasser durch die Abkühlung um bis zu 30 Grad Mineralstoffe ausfallen und Komplikationen hervorrufen könnten, erwiesen sich als unbegründet. Allerdings besteht das Risiko, daß bei Sauerstoffzutritt zum rückgeführten Thermalwasser Eisen im Sandsteinspeicher ausgefällt wird, wodurch sich die Permeabilität verschlechtern könnte.

Ginge es allein um das technische Potential für geothermische Energiegewinnung im Norddeutschen Becken, so könnten nach Schätzungen von Martin Kayser und Martin Kaltschmitt vom Institut für Energiewirtschaft und rationelle Energieanwendungen der Universität Stuttgart 17000 Doubletten Wärme aus der Erde schöpfen. Unter ökonomischem Aspekt sieht die Rechnung jedoch anders aus. Während herkömmliche Energieträger wie Erdöl, Erdgas, Kohle und Strom zum Ort des Verbrauchs gebracht werden können, muß man die Niedrigtemperatur-Wärme aus der Erde dort einsetzen, wo sie gewonnen wird. Oder umgekehrt: Sie ist nur dort von Nutzen, wo es passende Abnehmer gibt.

Als Abnehmer kommen relativ dicht besiedelte Gebiete, aber auch Industrieanlagen in Frage. Besonders gut eignen sich Neubaugebiete, die von Anfang an durch eine geothermische Heizzentrale mit Fernwärme versorgt werden. "Ein ideales Objekt mit einem Großabnehmer", sagt Huenges, "wäre der geplante Berliner Großflughafen." In Neustadt-Glewe gab es, bevor die Geothermie für rund 1000 Wohneinheiten Einzug hielt, schon ein Fernwärmenetz, das mit Braunkohle beheizt wurde und ohnehin sanierungsbedürftig war.

Ein immer wieder diskutiertes Problem sind die relativ hohen Investitionen für geothermische Anlagen. Bohrungen sind teuer, und der Aufwand steigt mit zunehmender Teufe überproportional an. Fehlbohrungen lassen sich auch bei gründlichen Voruntersuchungen nicht ausschließen. Ist die Anlage jedoch erst einmal installiert, überwiegen die Vorteile. Die Betriebskosten sind gering. Brennstofftransporte und Vorratslager entfallen, denn die Erdwärme steht jederzeit abrufbar und krisensicher zur Verfügung. Die Anlagen brauchen an der Erdoberfläche wenig Platz und sind sehr umweltschonend: Im geothermischen Betrieb fallen weder Stickoxide noch Schwefeldioxid an – und vor allem auch kein Kohlendioxid, das wegen seiner Treibhauswirkung in der Atmosphäre als Gift für das Klima gilt.

Für den korrekten Vergleich mit einer herkömmlich beheizten Anlage sind jedoch auch jene Emissionen – über die gesamte Betriebsdauer verteilt – zu berücksichtigen, die beim Bohren und Bauen sowie bei der Produktion der verwendeten Materialien entstanden sind und die später bei Stillegung und Abriß anfallen. Hinzu kommen Emissionen, die von einer Zusatz-Gasheizung zu Spitzenlastzeiten, von Wartungsarbeiten und aus der Produktion des zum Betrieb benötigten Stroms stammen. Auch bei einer derart umfassenden Ökobilanz schneidet die Geothermie aber hervorragend ab. Die Kohlendioxid-Emissionen betragen ein Sechstel derjenigen einer Heizölanlage gleicher Leistung wie in Neustadt-Glewe (16,9 Megawatt) und knapp ein Viertel derjenigen eines entsprechenden Erdgasheizkraftwerks.

Ähnlich penibel wurden die Betriebskosten anhand der praktischen Erfahrungen mit den norddeutschen Anlagen für verschiedene Modelle berechnet. Je nach den geologischen Voraussetzungen, der Tiefe der Bohrung, der Temperatur des geförderten Wassers, der Art der Bebauung und damit eventuell der Notwendigkeit, die Heiznetztemperatur durch eine Wärmepumpe zu erhöhen, sowie der Art der eingesetzten Wärmepumpe ergaben sich Mehrkosten gegenüber einer konventionellen Heizanlage zwischen 9 und 100 Prozent. Die ins Bodenlose gefallenen Erdölpreise ermutigen nicht gerade zu Entscheidungen für saubere Energie.

Huenges verweist darauf, daß geothermische Anlagen bei Energiepreisen wie zur Zeit der Ölkrisen in den siebziger und achtziger Jahren selbst unter nicht besonders günstigen Voraussetzungen längst konkurrenzfähig wären. Die Zeit des gegenwärtigen extrem billigen Erdöls betrachtet er als kurzfristige Episode. "Neue Schätzungen der Kohlenwasserstoff-Ressourcen zeigen, daß das Ende dieser Ära nahe ist. Folglich ist es notwendig, rechtzeitig realisierbare Alternativen auszuarbeiten. Dazu gehört als zukunftsweisende Technologie die Geothermie.


Aus: Spektrum der Wissenschaft 6 / 1999, Seite 12
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