Ohne Lithium geht kaum noch etwas. Das leichte Metall ist unverzichtbar für die gängigen wiederaufladbaren Akkus von Elektroautos, Notebooks und Smartphones. Deutsche Hersteller importieren ihren kompletten Bedarf an dem Element aus Australien oder Südamerika. Dabei wäre das gar nicht nötig, denn auch in Europa gibt es Lagerstätten, die viel Lithium enthalten. Und hier zu Lande ließe es sich sogar klimaschonend und umweltfreundlich gewinnen.

In Chile und Argentinien kommt Lithium aus Salzlösungen und wird in riesigen Verdunstungsbecken gewonnen, was Nutzungskonflikte auslöst. Der australische Stoff wiederum geht nach China, um dort zu Lithiumkarbonat und Lithiumhydroxid verarbeitet zu werden, wobei insbesondere das Rösten der gemahlenen Gesteine ein kohlendioxid(CO₂)-intensiver Prozess ist.

Hingegen steckt das Lithium in Mitteleuropa in Thermalwasser, also heißen Lösungen in einigen Kilometern Tiefe. Diese enthalten hohe Konzentrationen an Lithiumionen. So zum Beispiel im brandenburgischen Groß Schönebeck, wo im Jahr 2001 eine Geothermie-Forschungsplattform des Deutschen GeoForschungsZentrum Potsdam (GFZ) aufgebaut wurde. In etwa vier Kilometer Tiefe besitzt das 150 Grad Celsius warme Thermalwasser eine Lithiumkonzentration von 200 bis 230 Milligramm pro Liter.

Entscheidend ist die hohe Temperatur des Wassers. Deshalb lohnt sich die Förderung doppelt – das Lithium wird zu einem Nebenprodukt der Geothermie. Bereits in den 1980er Jahren veröffentlichten Fachleute Ideen zu seiner Extraktion aus den tiefen Gewässern. »Doch das hat lange keinen interessiert, auf Grund mangelnder Nachfrage und niedriger Preise – jede Förderung wäre damals ineffizient gewesen«, sagt Rohstoffgeologe Michael Schmidt von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR).

Doch nun hat sich einiges geändert: Der Lithium-Weltmarktpreis ist mit dem steigenden Bedarf dramatisch gestiegen, und es gibt effiziente Geothermieanlagen, die, um Wärme und Strom zu generieren, aus größeren Tiefen sowieso heißes Wasser an die Oberfläche pumpen. Eine klimafreundliche und ökologisch saubere Gewinnung hier zu Lande wäre also eine attraktive Alternative zur aktuell vollständigen Import-Abhängigkeit. Entsprechend wecken lithiumreiche geothermale Tiefenwasservorkommen in Europa Begehrlichkeiten.

Das ganze Periodensystem kann in Thermalwasser stecken – also auch Lithium

Das Lithium im Wasser sei vermutlich aus Tonmineralen der geologischen Formation »Rotliegend« herausgelöst worden, erklärt die GFZ-Wissenschaftlerin Simona Regenspurg. Der Begriff stammt aus dem Bergbau: »Unterhalb des bergbaulich interessanten Kupferschiefers liegen die namensgebenden rötlichen Gesteinsformen, die sich durch das gesamte Norddeutsche Becken ziehen.« Das umfasst das Gebiet nördlich des Mittelgebirges bis zu den Niederlanden, Dänemark und Polen.

Das Rotliegend besteht aus Sandstein, der überwiegend aus Fluss- und Seeablagerungen entstand, die sich in den ehemals sehr trockenen Gebieten von vor mehr als 200 Millionen Jahren ansammelten. »In den Gewässern, die sich in diesen Gegenden befinden, sind alle möglichen Elemente gelöst«, erklärt Regenspurg. Der Großteil der Salze im Thermalwasser, etwa 98 Prozent, sind die Chloride von Natrium und Kalzium, die restlichen 2 Prozent machen im Rotliegend Kalium, Magnesium, Sulfat oder Strontium aus. »Wenn man mal anfängt zu messen, findet man immer mehr«, sagt die Forscherin. Allerdings würde auf viele kritische Rohstoffe standardmäßig gar nicht geprüft. »Im Wasser kann aber das ganze Periodensystem enthalten sein – zumindest in Spuren«, sagt Regenspurg weiter.

»Jede geologischen Region hat verschiedene Konzentrationen von Stoffen und Gasen und somit unterschiedliche Vorteile und Herausforderungen«
Simona Regenspurg, Geothermieforscherin

Üblicherweise geschieht der Wärmetausch an der Oberfläche im geschlossenen Kreislauf mit Hilfe von Rohrsystemen. Wie durch einen Händedruck wird dem warmen heraufgepumpten Tiefenwasser mittels Wärmekollektoren nur seine thermische Energie entzogen, bevor es abgekühlt durch ein anderes Bohrloch in naher Entfernung wieder in die warme Tiefe zum Aufwärmen vollständig zurückgeleitet wird.

Inwieweit eine lukrative Förderung denkbar wäre, ist auch Forschungsgegenstand am GFZ. Regenspurg untersucht unter anderem, inwieweit sich Thermalwasser gleichzeitig zur Rohstoffgewinnung nutzen lässt. Zu beachten sei, dass jedes Thermalwasser anders ist, sagt sie: »Jede geologischen Region hat verschiedene Konzentrationen von Stoffen und Gasen und somit unterschiedliche Vorteile und Herausforderungen, so ergeben sich auch individuelle regionale Probleme, die nur dort auftreten.«

Wie steht es um Lithiumförderraten? Die Qualität? Die Kosten?

Doch könnte man dem Thermalwasser nicht das begehrte Lithium auf wirtschaftlich-ökologische Weise abzwacken, bevor es wieder in die Tiefen des Geothermiekreislaufs gelangt, wenn es schon mal an der Oberfläche ist?

Genau damit beschäftigen sich jetzt vermehrt Forschende aus Wissenschaft und Industrie weltweit. Noch gibt es nirgends Großanlagen. Der DERA-Experte beobachtet aber die aufstrebenden Bewegungen in Deutschland, USA, Frankreich und England auf diesem neuen Terrain und ordnet die Chancen ein: »Die primären Wunschziele bleiben Salare – Salzseen vorrangig in Südamerika – und Festgesteinsvorkommen – beispielsweise in Australien, Afrika, Europa, denn diese Quellen werden wohl immer vorrangig unseren Hauptbedarf decken müssen.«

Bezüglich der Lithiumgewinnung aus der Geothermie gebe es schließlich noch viele offene Fragen, etwa: Wie steht es um konstante Förderraten? Die Qualität? Die Produktionskosten? »Aber, wenn es funktionieren sollte, sich als wirtschaftlich durchführbar herausstellt, hat die Lithiumgewinnung aus der Geothermie das Potenzial, ein drittes Standbein in Europa zu werden und einen Teil unseres Bedarfs zu decken.« Und das auf umwelt- und klimafreundliche Weise, da Kohlendioxidausstoß, Flächen- sowie Wasserverbrauch einer Geothermieanlage minimal sind.

»Nach einiger Förderzeit in den Salaren traten Verdünnungseffekte auf. Solche Effekte gilt es zu beobachten«
Michael Schmidt, Rohstoffgeologe

Schmidt stellt jedoch auch den Forschungsbedarf mit zentralen wissenschaftlichen Fragen heraus, die an jedem Standort individuell zu beantworten seien: Woher kommt das Lithium jeweils, was sind die Lösungsraten und wie schnell kann sich ein Lithiumentzug regenerieren? Denn im Untergrund befinde sich erstmal alles in einer Art Gleichgewicht, erklärt der BGR-Geologe.

Wenn dem heißen Tiefenwasser das Lithium entzogen und das lithiumärmere Wasser wieder in die Tiefe befördert wird, könnte es sich dort erneut mit Lithium anreichern. Doch es könnte auch das Reservoir zunehmend verdünnen. Das sei beispielsweise in Südamerika geschehen, erklärt Schmidt. »Nach einiger Förderzeit in den Salaren traten Verdünnungseffekte auf. Solche Effekte gilt es zu beobachten.«

Anlagern, Ablösen und Raffinieren

Ob die Lithiumextraktion aus Geothermieanlagen hier zu Lande funktionieren kann, erprobt Thomas Kölbel von der Energie Baden-Württemberg (EnBW) in Bruchsal am Oberrheingraben. Dort entsteht die erste Pilotanlage nach mehreren Jahren Laborforschung, die bereits 2012 zusammen mit dem Karlsruher Institut für Technologie begonnen hatte – das Team war das erste in Deutschland mit seinem Ansatz. Die alten Gewässer liegen zwei bis drei Kilometer tief unter Bruchsal und beinhalten 150 bis 200 Milligramm Lithiumionen pro Liter, genug um Lithium im Adsorptionsverfahren zu extrahieren.

Das Prinzip des Verfahrens lässt sich in drei Schritten zusammenfassen: Anlagern, Ablösen und Raffinieren. Im ersten Schritt wird das Thermalwasser in einen Behälter mit einem Adsorptionsmaterial gefüllt, das die freien Lithiumionen einfängt. Nach der Anlagerung wird das Thermalwasser abgepumpt dem Geothermiekreislauf wieder zugeführt. Im zweiten Schritt wird der Behälter mit einem sauren Lösungsmittel wie etwa Essigsäure befüllt, das die Lithiumionen aus dem Adsorptionsmaterial herauswäscht. Die mit Lithium angereicherte Lösung wird sodann abgepumpt und im dritten Schritt zum Beispiel per Elektrolyse zu einem Salz wie Lithiumchlorid veredelt.

Das Adsorptionsmaterial ist ein schwarzes Pulver aus Manganoxid (H_1.6Mn_1.6O₄). »So erhält man zunächst ein Manganoxidmineral, Spinell genannt, auf dessen Oberfläche Wasserstoffionen (H⁺) in ultrakleinen Gitterplätzen zwischen den Manganoxidmolekülen gegen Lithiumionen (Li⁺) aus dem Thermalwasser getauscht werden«, erklärt Kölbel. »Die Lithiumionen haben die drittkleinste Ordnungszahl im Periodensystem. Außer Helium, das im Thermalwasser praktisch nicht vorkommt, sind nur Wasserstoffionen (H⁺) noch kleiner und passen ebenfalls in die extra gefertigten Zwischenräume, aber alle anderen Ionen wären zu groß!« So werde verhindert, dass sich Fremdionen wie Natrium anlagern, die im Thermalwasser verbleiben sollen.

»Nach wie vielen Durchgängen das Manganoxid-Spinell in die Knie geht, es seine Funktion also nicht mehr effizient ausführen kann, wird die Pilotanlage zeigen«
Thomas Kölbel, Geothermieforscher

Die angelagerten Lithiumionen werden im Anschluss mit einer Säure aus dem Pulver herausgewaschen, während sich Wasserstoffionen erneut an die frei gewordenen Gitterplätze setzen. Nach dem Abpumpen der mit Lithium angereicherten Lösung verbleibt ein Adsorptionsmaterial im Behälter, das immer wieder neue Lithiumionen aus dem Thermalwasser einzufangen vermag.

Der Ionenfänger aus Manganoxid kehrt nach dem zweiten Prozessschritt, dem Ablösen mit der Säure, immer wieder in seinen Ursprungszustand zurück. Er recycelt sich somit selbst. »Nach wie vielen Durchgängen das Manganoxid-Spinell in die Knie geht, es seine Funktion also nicht mehr effizient ausführen kann, wird die Pilotanlage zeigen«, sagt Kölbel, im Labor habe er bislang noch keine Materialermüdung festgestellt. Doch selbst wenn das Pulver irgendwann ausgetauscht werden müsste, gäbe es dank einer anderen Lieferkette kein Entsorgungsproblem: Für Kathodenhersteller ist das schwarze Pulver aus Lithium-Manganoxid ein Wertstoff. »Zero waste« sei schließlich einer der Gründe gewesen, warum sich das Forschungsteam für ein Adsorptionsverfahren statt einem Membranverfahren oder ähnlichem entschieden hatte.

Die geothermische Stromproduktion bleibt intakt

Und weil es flott geht: »Die Kinetik ist rasend. Um 90 Prozent der Gitterplätze zu belegen, braucht es nur Minuten. Das Runterlösen geht sogar in weniger als einer Minute.« Im Labor schafften sie an die 100 Prozent, doch im Realversuch in Bruchsal gehen sie aktuell von einer Effizienz von etwa 70 Prozent aus. Die Schnelligkeit des Prozesses sei aber aus einem anderen Grund notwendig: »Wir dürfen dem Thermalwasser keine lange Zeit zum Abkühlen geben«, erläutert Kölbel. »Wenn es auf weniger als 55 Grad Celsius abkühlt, könnten Silikate ausfallen, die später unter anderem die Ableitungsrohre verstopfen.«

Zunächst wird in Bruchsal dem rund 130 Grad warmen Geothermalwasser die Wärmeenergie entzogen, bis es auf 60 Grad abgekühlt ist. Dann erst soll es in die Lithium-Extraktionsanlage geleitet werden – das Temperaturzeitfenster ist also klein. Nach wenigen Minuten wird das Wasser weiter in den Untergrund geleitet, bevor es in den kritischen Ausfällungstemperaturbereich kommt. Kölbel resümiert: »Im Labor hat alles gnadenlos gut funktioniert, ob es das auch in der Praxis tut, muss die Pilotanlage aber erst beweisen.«

Die geothermische Strom- und Wärmeproduktion werde durch die Lithiumgewinnung nicht gestört. Auch eine Lithiumausdünnung ist laut Kölbel in Bruchsal nicht zu befürchten, da sein Team bereits im Jahr 2012 Untersuchungen mit einem Markierungsstoff vorgenommen hatte. Anderthalb Jahre nachdem sie den Stoff, auch Tracer genannt, in das zurückgeleitete Thermalwasser gegeben hatten, stellten sie fest, dass insgesamt nur ein minimaler Anteil wieder in der Produktionsbohrung aufgetaucht war, der Rest musste sich also diffus im Untergrund verteilt haben. »Man kann sich ein zerklüftetes System aus Rissen in den Gesteinen vorstellen, in denen das Wasser herumfließt und sich im far field verteilt«, sagt Kölbel.

Ob sich das Wasser dabei wieder mit Lithium anreichern könnte, ist eine andere Frage für die Wissenschaft. Dafür müsste man wissen, woher das Lithium im Tiefenwasser des Oberrheingrabens überhaupt kommt.

Während die geologischen Formationen im Norddeutschen Becken eher wie ein Schichtkuchen im Untergrund angeordnet sind und somit insbesondere das Rotliegend als adäquater Kandidat für die Nutzung von Geothermie und als Lithiumquelle in Frage kommt, verhält sich die Geologie im Oberrheingraben komplizierter.

»Im Oberrheingraben, also links und rechts vom oberen Rhein von Basel im Süden startend für 200 Kilometer gen Norden, haben wir eine Grabenstruktur mit kristallinen Graniten im Untergrund und zerklüftetem Sedimentgestein darüber«, erklärt GFZ-Geologin Regenspurg. Die drei Kandidaten, um den Ursprung des Lithiums zu begründen, sind also der kristalline Untergrund, das darüber liegende Rotliegendsediment oder der Buntsandstein darüber – zumindest bis Mannheim, ergänzt Kölbel, denn nördlich dessen gibt es keinen Buntsandstein mehr.

Obgleich die komplexe Geologie des Oberrheingrabens noch Fragen aufwirft, sieht Kölbel die Herausforderungen der Lithiumgewinnung vor allem in der Verfahrenstechnik. Für ihn und seine Projektpartner stellen sich in dem vom Wirtschaftsministerium geförderten Projekt »Unlimited« praktische Fragen: Wie lässt sich das Laborverfahren im Gelände technisch umsetzen? Welcher CO₂-Fußabdruck und welche Umweltverträglichkeit ergibt sich? Und wie wirtschaftlich ist die Methode – kann sie gegen den Marktpreis bestehen?

Produktionskosten liegen möglicherweise unter dem aktuellen LCE-Weltmarktpreis

Wer Lithiumfördermengen und -preise vergleichen möchte, muss beachten, dass Lithium im Weltmarkt hauptsächlich als Karbonat (LiCO₃) oder als Hydroxid (LiOH) gehandelt wird und die jeweiligen Gewichte unterschiedlich ausfallen. So entspricht beispielsweise eine Tonne Lithiumkarbonat nur etwa 0,2 Tonnen reinem Lithium. Daher spricht man von Lithiumkarbonat-Äquivalenten (LCE). Kölbel schätzt, dass die Anlage bei den 30 Liter Thermalwasser, die jede Sekunde in Bruchsal gefördert werden, und einer Lithiumausbeute von 70 Prozent insgesamt 900 Tonnen Lithiumkarbonat (LCE) pro Jahr gewonnen werden könnte. Das würde für die Akkus von 20 000 Elektroautos reichen.

Noch optimistischer rechnen die Wissenschaftler des National Research Lab (NREL) des US-amerikanischen Ministeriums für Energie. Im Technischen Report 2021 schätzten sie, dass sich die Produktionskosten für Lithium aus geothermalen Werken und Solen auf etwa 4000 US-Dollar pro Tonne LCE belaufen würden, umgerechnet rund 3500 Euro. Das liegt unter dem aktuellen Weltmarktpreis. Obgleich aus dem NREL-Bericht nicht hervorgeht, ob der Bau einer Geothermieanlage bereits in dieser Kalkulation berücksichtigt wurde oder auf den Preis aufgeschlagen werden muss, wecken diese Prognosen Hoffnungen. Auch für den Bau neuer Geothermieanlagen, die Anlagenbetreiber wie Vulcan Energie Ressourcen planen. Die Firma schreibt auf ihrer Website, am Oberrheingraben bereits in den kommenden Jahren sehr große Mengen Lithium fördern zu wollen. Doch noch sind das nur Ankündigungen, deren Erfolgsaussichten abzuwarten bleiben.

Der Bau und die Inbetriebnahme einer Geothermieanlage kosten Zeit, ebenso die Evaluation der Extraktionsverfahren. Demonstrationsanlagen müssen sich erst bewähren. Neue Funde und Ideen bringen auch Glücksritter hervor, was aber wirklich funktioniert, wird sich erst zeigen.

Auch für Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler gibt es noch viel zu erforschen. Simona Regenspurg hofft daher, dass die Forschungsanlage in Groß Schönebeck weiter betrieben werden kann. »Es gibt noch nicht viel Geothermie in Norddeutschland, obwohl der Standort geologisch als Referenz durchaus geeignet ist, auch was beispielsweise die Elementextraktionen betrifft.«

»Würden wir nochmal bohren, würden wir entsprechende Materialien als Verrohrung verwenden, die nicht mit dem gelösten Kupfer reagieren«
Simona Regenspurg

Die Geothermieexpertin erlebte einige Überraschungen in den letzten Jahren, etwa als ein Bohrloch in Groß Schönebeck versiegte und die Forscher den Grund suchten. Nach vielen Hypothesen und neuer Methodenentwicklungen, um diese Hypothesen zu prüfen, fanden sie die wahrscheinlichste Ursache: Chemische Reaktionen zwischen der Bohrlochverrohrung und dem spezifischen Thermalwasserchemismus aus Groß Schönebeck in vier Kilometer Tiefe führten zur Ausfällung reiner Kupfernuggets, die den Zufluss des Thermalwassers in die Bohrung verstopften. Da kein nachweisbares Kupfer oben ankam, konnte lange keiner solche Redoxreaktionen in der Tiefe ahnen. »Würden wir nochmal bohren, würden wir entsprechende Materialien als Verrohrung verwenden, die nicht mit dem gelösten Kupfer reagieren«, sagt Regenspurg.

Die wissenschaftliche Vorarbeit, die in Groß Schönebeck geleistet wurde, sensibilisiert nicht nur andere Projekte und Standorte für unvorhersehbare Herausforderungen. Auch die eigenen Erfahrungswerte sind ein Vorsprung, wie die GFZ-Wissenschaftlerin anmerkt: »Mit den Erkenntnissen, die wir gewonnen haben, könnten wir gleich weitermachen – wir fangen ja nicht mehr bei Null an.« Das Potenzial von Elementenextraktion, inklusive des dort sehr reichhaltigen Lithiums, ließe sich mit der öffentlichen Forschungsanlage unabhängig von Wirtschaftsinteressen erforschen.

Noch gibt es weltweit keine Geothermieanlage, die Lithium für den Markt produziert. Für alle aus der geothermischen Extraktionsforschung heißt es daher: Dranbleiben, um den bereits errungenen Fortschritt und Vorsprung nicht zu verlieren.