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Geothermie

 

Quelle: Achmed A. W. Khammas (Buch der Synergie)

GEOTHERMISCHE ENERGIE

Nach einer kurzen geschichtlichen Übersicht beschreibe ich das Potential dieser Energieform und präsentiere anschließend eine entsprechende Länderübersicht in mehreren Teilen. Am Ende werden die Grenzen der Nutzung dieser Energie aufgeführt – ein Inhaltsverzeichnis erübrigt sich daher.

Geothermische Energie ist die in Form von Wärme gespeicherte Energie unterhalb der festen Oberfläche der Erde. Pro Liter Erdinnenraum sind im Mittel 2,6 kWh Energie gespeichert. Oder anders ausgedrückt: 99 % der Planetenmasse sind wärmer als 1.000°C. Der Wärmeinhalt der Erde würde den heutigen Weltenergiebedarf für 30 Millionen Jahre decken. Bemerken tun wir sie besonders in Ausnahmefällen … bei Geysiren, Lavaströmen und Vulkanausbrüchen.

Diese Energie wird seit Jahrtausenden gezielt verwendet, wie durch mündliche Überlieferung und Geschichtsschreibung bekannt ist.

Schon die ‚frühen’ Menschen haben geothermisches Wasser, das in natürlichen Becken und heißen Quellen auftrat, vermutlich zum Kochen und Baden benutzt – und um sich warm zu halten. Es gibt archäologische Beweise dafür, daß amerikanische Indianer die Orte an diesen geothermischen Quellen seit mehr als 10.000 Jahre benutzten. Und auch die geschriebene Geschichte zeigt, daß geothermische Ressourcen von Römern, Japanern, Türken, Isländern, Zentraleuropäern und den Maoris in Neuseeland zum Baden, Kochen und als Heizung verwendet wurden.

Beispiele für solch frühe Nutzungen sind das geothermische Wasser der heißen Quellen von Huaquingchi in China, wo vor ca. 2.000 Jahren ein Bade- und Behandlungszentrum in der Qin-Dynastie gebaut wurde, wie auch die heißen Quellen von Ziaotangshan bei Peking, die etwa 800 Jahre lang von der kaiserlichen Familie und hohen Würdenträgern der Ming- und Qing-Dynastien zur Erholung benutzt wurden.

Erste industrielle Anwendungen gab es bei der Extraktion von Chemikalien aus den natürlichen geothermischen Manifestationen (Dampf, Quellen und Ablagerungen) in der Region Larderello in Italien. Ernsthaft betrieben wurde diese Gewinnung nach der Entdeckung von Borsäure in den heißen Wässern im Jahr 1777. In Chaudes-Aigues im Zentrum von Frankreich wurde das heute noch existierende erste geothermische Fernwärmenetz bereits im 14. Jahrhundert begonnen!

Geothermie wurde in der Vergangenheit in vielen Ländern benutzt, aber die meisten Anwendungen wurden nicht dokumentiert oder überliefert. Eine kürzlich erschienene Veröffentlichung beschreibt viele der frühen Nutzungen vor der industriellen Revolution (Stories from a Heated Earth – Our Geothermal Heritage, edited by R. Cataldi, S. Hodgson and J. Lund, 1999). Diese Veröffentlichung umfasst historische Informationen aus über 25 Ländern, geliefert von Archäologen, Historikern, Geographen, Anthropologen, Naturwissenschaftlern und Ingenieuren.

1913 veröffentlicht der amerikanische Reiseschriftsteller Colin Ross eine Erzählung mit dem Titel Als der Welt Kohle und Eisen ausging, in der sich die Großmächte um die letzten Kohlereserven streiten – bis ein deutscher Ingenieur ein tiefes Loch gräbt und die Menschheit lehrt, die Hitze des Erdinnern zu nutzen – die Geothermalenergie.

Lava-Austritt

Lava

Über die überall vorhandene Erdwärme ist bekannt, daß sie zu 70 % durch den Zerfall radioaktiver Elemente wie Uran, Thorium und Kalium entsteht, durch den Druck und durch die Reibung in den tieferen Schichten. Die überwiegenden Isotope, die für die radiogene Erwärmung verantwortlich sind, sind das Kalium-Isotop K 40, die Uran-Isotope U 235, U 238 und das Thorium-Isotop Th 232. Von den restlichen 30 % wird vermutet, daß sie noch aus ‚Restwärme’ aus der Entstehungszeit des Planeten bestehen. Bis zu einer Tiefe von 20 – 30 km steigt die Temperatur alle 1.000 m um etwa 30°C an. In 8.000 m Tiefe beträgt die Temperatur durchschnittlich 240°C. Noch viel tiefer liegt das Magma mit Temperaturen von rund 5.000°C.

Theoretisch ließe sich mittels des heißen Kerns des Erdinnern der gesamte Weltenergiebedarf leicht decken. Der Wärmeinhalt des Planeten wird auf etwa 3,9 x 10 hoch 23 W geschätzt. Im krassen Widerspruch dazu steht, daß die Gesamtjahresleistung aller geothermischen Kraftwerke 1980 nur knapp 2.000 MW betragen haben soll – obwohl das zu jenem Zeitpunkt schon wirtschaftlich nutzbare Potential auf 60 GW geschätzt wurde.

Dieser Unterschied resultiert daraus, daß die wirtschaftliche Nutzung dieser Wärme, d.h. eine Stromproduktion mittels Wasserdampfdruck, bislang auf nur einige wenige Gebiete beschränkt ist. Besonders bevorzugt sind hierbei – neben den etwa 500 tätigen Vulkane – auch Gegenden mit ehemals vulkanischer Tätigkeit, denn erloschene Vulkane können ihre Wärme über Millionen von Jahre halten. Hier besteht die Möglichkeit, in diese Gesteinsschichten Wasser hineinzupumpen, welches dann – als Dampf wieder austretend – Turbinen antreiben kann.

Für die Beheizung von Wohnflächen reichen dagegen schon Bohrungen in heißwasserführende Schichten relativ geringer Tiefe. Hierbei hat sich 100°C – 200°C heißes Wasser gut bewährt, sogar über längere Zeiträume hinweg. Insbesondere dieser ‚nassen Geothermalenergie’ wird neuerdings mehr Beachtung gezollt, da die Heizkosten hierbei niedriger sind als bei Öl oder Kohle, außerdem ist die Nutzung wesentlich krisenfester.

Zusätzlich läßt sich dem Erdreich auch schon aus Tiefen zwischen 15 m und 200 m mittels Erdwärmesonden, Grundwasser-Wärmepumpen und Erdwärmekollektoren Wärme entziehen. Die Raumluftkonditionierung durch Erdwärmetauscher wird in Deutschland seit Ende der 1980er Jahre in mehreren Pilotprojekten untersucht.

Künstliche Hohlräume im Untergrund können ebenfalls als thermisch nutzbare Grundwassersammler oder -reservoirs dienen. Dabei handelt es sich vor allem um Bergwerke (stillgelegt oder noch in Betrieb) sowie Tunnel, bei denen die Hohlräume nicht primär für eine thermische Nutzung geschaffen wurden. Bei tiefen Gruben und Tunneln wird der Bereich der oberflächennahen Geothermie teilweise bereits verlassen. Überlegungen existieren z.B. zur thermischen Nutzung eines Kohlebergwerks im östlichen Ruhrgebiet, das deutlich tiefer als 1 km ist.

Bereiche mit wesentlich höheren Temperaturen gibt es wiederum auf dem Meeresgrund – wo im Umkreis heißer vulkanischer Thermalquellen in 2.000 m bis 3.000 m Tiefe Oasen einer reichen Tierwelt gefunden wurden. Die dort stattfindende Chemosynthese – die Umwandlung von Schwefelwasserstoff – wurde schon 1987 als mögliche zukünftige Energiequelle für die Herstellung biotechnischer Produkte ins Auge gefaßt.

Die Anwendung geothermischer Energie für die Stromerzeugung begann in Italien mit Versuchen des Fürsten Ginori Conti in den Jahren 1904 und 1905. Das erste Kraftwerk (250 kW elektrische Leistung) wurde in Larderello im Jahr 1913 in Betrieb genommen.

Der Entwicklung in Italien folgte 1958 eine Anlage in Wairakei, Neuseeland, ein Versuchsanlage in Pathe, Mexiko, im Jahr 1959, und 1960 das Projekt The Geysers in den USA. Ein erstes internationales Treffen, auf dem über geothermische Anwendungen berichtet wurde, war die UN Conference on New Sources of Energy in Rom 1961.

Die folgende Übersicht soll einen Eindruck davon geben, wie der aktuelle internationale Stand der Planungen, Versuche und Umsetzungen ist.

Im Jahr 1983 gibt es zwölf Länder mit geothermischen Kraftwerken – und 32 Länder, in denen Planungen zur Nutzung dieser Energiequelle im Gange sind. In den genannten Kraftwerken werden 1983 etwa 1.200 MW Strom erzeugt, dazu kommen 5.500 MW in Form von Heizwärme und Warmwasser – hauptsächlich in Island, Neuseeland und Ungarn. 1987 werden schon 2.000 MW Strom erzeugt.

Eine Statistik von 1986 nennt folgende Projekte:

Land
in Betrieb
(MW)
im Bau / in Planung
(MW)
USA
933
1.420
Philippinen
446
888
Italien
421
2.000
Neuseeland
302
100
Japan
156
50
Mexiko
150
495


1997
nennt der EU-Wissenschaftsrat eine weltweit installierte elektrische Leistung von 7.802 MW sowie eine thermische Leistung von 9.701 MW.

Im Jahre 2000 werden in bereits 21 Ländern insgesamt 8.000 MW elektrischer Strom aus geothermischer Energie produziert. Mehr als 25 % der Kraftwerksleistung befinden sich in den USA – die Philippinen liegen mit 1,9 GW installierter Leistung an zweiter Stelle. Es folgen mit Abstand Italien, Mexiko, Indonesien, Japan und Neuseeland. In Deutschland werden zu diesem Zeitpunkt rund 400 MW erzeugt, hauptsächlich in Form umweltfreundlicher Wärme.

Geothermalenergie-Anlage

Moderne Geothermieanlage

Unter den verschiedenen Techniken gilt 2004 der sogenannte Kalina-Prozeß als der effizienteste. Hier wird im Wärmeaustauscher ein niedrig siedendes Gemisch aus Ammoniak und Wasser eingesetzt.

Ein vorerst noch ‚visionärer Ansatz’ ist der an jede Topologie anpaßbare Lineargenerator, bei dem sich der Wärmetauscher am unteren Ende der Bohrung befindet und einen Kolben innerhalb des Bohrloches bewegt.

Aber es geht ja auch anders herum: Die Geothermische Vereinigung e. V. weist im August 2003 darauf hin, daß durch direkte Kühlung mit Erdwärmesonden in den heißen Sommermonaten erhebliche Energie-Mengen und -Kosten eingespart werden können. Mit einer Bodentemperatur von 10°C – 12°C stellt der Erdboden schon wenige Zentimeter unter der Oberfläche einen riesigen, kostenlosen Kühlschrank dar. Statt eigens niederzubringende Erdsonden lassen sich in vielen Fällen auch Beton-Einbauten im Erdreich – wie Gründungspfähle etc. – kostengünstig entsprechend ausrüsten. Ideal sind zudem Kombianlagen, die im Sommer Kühle und im Winter Wärme erzeugen, denn hier lassen sich gegenüber konventionellen, strombetriebenen Heiz-/Kühl-Systemen meist mehr als 50 % der Betriebskosten einsparen.

Zum Vergleich mit der obigen Tabelle folgt hier eine weitere internationale Übersicht der Geothermie-Nutzung sowohl zur Stromproduktion (MWel) als auch zur Wärmeproduktion (MWth). Es handelt sich um die Zahlen von 2005:

Land
installierte Leistung
(MWel
)
Installierte Leistung
(MWth)
USA
2 564
7 817
Schweden
3 840
China
3 687
Philippinen
1 930
Türkei
1 177
Mexiko
953
Dänemark
821
Indonesien
797
Unarn
694
Italien
791
607
Schweiz
582
Japan
535
Deutschland
505
Kanada
461
Norwegen
450
Neuseeland
435
Island
202
1 791
Costa Rica
163
El Salvador
151
Kenia
129
Weitere Länder
283
5 393
Gesamt:
8 933
27 825

Im Mai 2009 weist ein Bericht des Emerging Energy Research Institute Geothermieprojekte im Umfang von 9 GW aus – was etwa 80 % der im Laufe der vergangenen drei Dekaden installierten Leistung entspricht, die von aktuell 10,5 GW auf über 31 GW im Jahr 2020 steigen soll.

In 24 Ländern existieren bereits 215 kommerzielle Umsetzungen, wobei die USA mit 3 GW installierter Leistung (elektrisch) an der Spitze steht. Hier bestehen bereits bestätigte Planungen für weitere Anlagen im Umfang von mehr als 4,4 GW im Laufe der folgenden fünf Jahre.

Im Juli 2009 veröffentlicht Prof. Melissa Schilling von der NYU Stern University eine Studie, welche die Geothermie als effizienteste aller erneuerbaren Energie ausweist. Mit einer Investitionssumme von 3,3 Mrd. $ für weitere Forschungen solle es außerdem möglich sein, die Stromgestehungskosten unter die von fossilen Brennstoffen zu senken.

Auch eine Studie von Deutsche Bank Research kommt Ende 2009 zu einem ähnlichen Ergebnis. Bis 2030 könnte ein neues Investitionsvolumen in Bauvorhaben und Technik von bis zu 75 Mrd. € anfallen.

Sehr interessant – und ausgesprochen synergetisch – ist eine Meldung, die im Dezember 2009 die Runde macht. Das kalifornisches Unternehmen Simbol Mining findet eine Methode, wie aus dem heißen Abwasser geothermischer Kraftwerke Lithium extrahiert werden kann. Dieses ist insbesondere bei der Batterieherstellung zunehmend gefragt, wo sich der weltweite Verbrauch bis 2020 mindestens verdreifachen wird. Die größten technisch relativ leicht ausbeutbaren Lithiumvorkommen befinden sich in den Salzseen in Bolivien und Chile sowie im Salton Sea in den USA, wo ein geothermisches Demonstrationswerk bald mit der Gewinnung von einer Tonne Lithium im Monat beginnen wird.

Vorhergehende Versuche Lithium aus Thermalwasser abzuscheiden, scheiterten an den hohen Silikatwerten. Die Technik von Simbol Mining, die am Lawrence Livermore National Laboratory entwickelt wurde, erlaubt es die Silikate nun so abzuscheiden, daß sie aus dem Wasser gefiltert werden können. Dabei wird die Wärme des Wassers auch zur Beschleunigung des gesamten Verfahrens genutzt.

Ausgewählte Länder (I)

Ägypten

In Helwan wird seit dem 7. Jahrhundert eine Schwefelquelle (31,6°C) zur Heilung von Hautkrankheiten genutzt. Weitere Quellen gibt es in der Oase Dakhla in der westlichen Wüste (Ain al-Gabal, 40°C), der Oase Farafra (Ain al-Balad, 28°C), der Oase Baharya (Ain al-Bishmou, 31,6°C und Ain al-Ris, 28,3°C) sowie im Hammam Mousa auf dem Sinai (Ain Hammam Faroun, 70°C).

Ägypten stellt 1983 einen Betrag von 2,29 Mio. $ für die Kartographierung möglicher Thermalquellen im Sinai, bei Suez und Fayyoum bereit. Konkrete Umsetzungen sind noch nicht bekannt, diverse Studien sind im Internet einsehbar.

Geothermische Untersuchungen werden außerdem im Bereich des Gebel El-Maghara durchgeführt, und zwar am Wadi al-Safa, Wadi al-Murra, Wadi al-Rakb und Wadi al-Massajid.

Neue Daten zeigen, daß sich im Golf von Suez und in Küstengebieten des Roten Meeres in einer Tiefe von 4 km und Reservoirs mit Temperaturen um 150°C erwartet werden können.

Argentinien

Nachdem in den 1990er Jahren ein erstes kleines Kraftwerksvorhaben scheiterte, schließen die in Broomfield, Colorado, beheimatete Fellows Energy Ltd., ein Unternehmen aus dem Öl- und Gassektor, sowie die argentinische Grupo Minero Aconcagua SA (GMA), die im Gold-, Silber- und Kupferbergbau aktiv ist, einen Optionsvertrag für zwei geothermische Kraftwerke mit der Geothermia Andina SA.

Für die beiden Projekte Valle Del Cura und Tuzgle-Tocomar in den Anden werden Ende 2008 Machbarkeitsstudien erstellt. Man geht davon aus, daß sich an den beiden Vorhaben zusammen ca. 300 MW elektrischer Leistung installieren lassen. Fellows arbeitet außerdem an einer Studie für ein drittes argentinisches Projekt, einem 30 MW Kraftwerk, das als erste Einheit einer späteren 100 MW Anlage vorgesehen ist.

Weit vorangeschritten sind auch Verhandlungen mit einem weiteren Partner, der Grupo Minero Aconcagua SA, mit der zusammen der Bau gemeinsamer geothermischer Kraftwerke und Windparks in Zentral- und Süd-Argentinien geplant ist.

Australien

Bislang existiert in Australien erst eine einzige Geothermie-Anlage in Birdsville, Queensland, rund 1.600 km westlich von Brisbane … mit einer Leistung von 120 kW (von denen allerdings auch noch 40 kW an ‚Verlusten’ abzuziehen sind). Die Anlage hat eine interessante Geschichte: Um eine ständige Versorgung mit Wasser für Birdsville zu liefern wird 1961 eine Bohrung eingebracht, die in 1.200 m Tiefe auf  99°C  heißes Wasser stößt. Die Stromerzeugung ist ein unerwarteter Bonus. Ursprünglich, d.h. ab 1965, wird nur der Wasserdruck benutzt, um mittels einer 8 kW Wasserturbine Elektrizität zu erzeugen, doch 1976 wird die Turbine durch Dieselmotoren und Generatoren ersetzt.

Die Geothermie-Anlage nach dem Organic Rankine Cycle Engine (ORCE) Verfahren wird 1992 Jahren errichten und bis 1994 betrieben, dann jedoch Jahren aufgrund von Änderungen der Umweltauflagen wieder geschlossen.

Ende 2001 Jahren wird die Anlage durch die Firmen Ergon Energy und Enreco Pty Ltd. sowie den Queensland Sustainable Energy Innovation Fund (QSEIF) modernisiert, indem statt Freon Isopentane eingesetzt wird, und bis 2004 erneut in Betrieb genommen. Nach weiteren Umbauten ist die Anlage seit dem Dezember 2005 in Dauerbetrieb.

Als erstes Unternehmen beginnt 2005 Geodynamics mit Geothermie-Arbeiten in Australien. Man möchte das Hot-Rocks-Energiegewinnungsverfahren anwenden, doch im zweiten Bohrloch bricht der Bohrkopf ab, aufwendige Rettungsaktionen bleiben erfolglos und das Loch muß aufgegeben werden.

Bohrung von Geodynamics

Geodynamics-Bohrgelände

Ende 2006 sind es bereits 15 Gesellschaften, die geothermische Exploration betreiben und sich insgesamt über 100 Lizenzgebiete gesichert haben. Inzwischen ist die Aussicht auf emissionsfreie Energie aus heißen Steinen so interessant geworden (Stichwort Emissionszertifikate), daß sich auch die großen Energiekonzerne an Unternehmen wie Geodynamics oder Green Rock Energy beteiligen. Bei Geodynamics steigt die Ölgesellschaft Woodside Petroleum mit ihrer langjährigen Erfahrung mit Bohrlöchern ein.

Besonders interessant sind die tiefen Granitschichten im Cooper Basin, einer fast menschenleeren Gegend in der Landesmitte, die auch an der Oberfläche zu den heißesten Zonen der Welt gehört. Dort entströmt einem Bohrloch bereits fast 300°C heißer Dampf, der aus 5.000 m Tiefe kommt.

Mitte 2007 verkündet die Australische Arbeitspartei (ALP), daß sie im Fall ihres Wahlsieges 50 Mio. Aus-$ zur Finanzierung von Erdwärme-Probebohrungen bereitstellen wird.

Im Oktober 2007 meldet die Presse, daß Geodynamics, nun mit einem speziell für sie angefertigten Bohrturm, damit begonnen hat ein drittes Loch zu bohren – als Anfang einer kommerziellen Pilotanlage, die ab 2009 rund 13 MW produzieren wird. Rentiert sich die Investition von 30 Mio. €, soll modular weitergebaut werden. Für eine 300 MW Anlage müssen dann rund 40 Bohrlöcher abgesenkt und eine Hochspannungsleitung aus der Wüste zum nationalen Netz installiert werden, was etwa 485 Mio. € kosten wird.

Seit 2007 verfügt der australischen Projektentwickler Greenearth Energy Ltd. über ein 8.440 km2 große Konzessionsgebiet im Bundesstaat Victoria, das u. a. unmittelbar an die australische Metropole Melbourne anschließt. Aufgrund 2008 erfolgter geologischer Untersuchungen des Otway Basin zwischen den Städten Geelong und Torquay, südwestlich von Melbourne, wird geschätzt, daß das hier vorhandene geothermische Potential ausreicht, den Bedarf Victorias mehr als 150 mal zu decken.

Der in Queensland beheimateten Projektentwickler Hot Rock Ltd. meldet Ende 2008, daß man in einem angrenzenden Konzessionsgebiet umgerechnet 9 Mio. € Euro in Explorationsarbeiten für das dort vorgesehene Kraftwerk Koroit investieren wird.

Im Juni 2008 werden die Untersuchungsergebnisse eines Explorationsteams der Regierung von Queensland bekannt, welches in dem 300 km langen und bis zu 50 km breiten Millungera Becken ein großes geothermisches Potential ausmacht, das genug Energie für die gesamte Nordwest-Region des Staates liefern könnte. Zu den Bietern für die entsprechenden Explorationsgenehmigungen gehören die Westaustralische Firma Torrens, Green Earth aus Victoria, die Südaustralische Petratherm und Geodynamik aus Brisbane.

Die Australian Geothermal Energy Association veröffentlicht im August 2008 eine Schätzung, der zufolge nur 1% des geothermischen Potential Australiens ausreicht, das gesamte Land über 26.000 Tausend Jahre lang zu versorgen. Vorsichtigere Schätzungen, die auf Daten von über 3.500 Bohrungen basieren, sprechen immerhin von 7.500 Jahren Versorgungssicherheit auf heutigem Niveau des australischen Energieverbrauchs. Über 80 % dieser Ressourcen befinden sich in dem großen artesischen Eromanga-Becken.

Bis 2020 sollten unter den derzeitigen politischen Bedingungen 2.200 MW Leistung realisierbar sein. Die australische Regierung kündigt zeitgleich an, daß in die Entwicklung dieses Potentials 50 Mio. Australische $ investiert werden sollen. Der Betrag soll als Zuschüsse an die geothermische Industrie fließen, um im Rahmen des Geothermal Drilling Program die Kosten der Tiefenbohrungen zu bestreiten.

Ebenfalls im August 2008 bilden Australien, die USA und Island die International Partnership for Geothermal Technology (IPGT), deren Ziel die Förderung und Unterstützung entwickelter geothermischer Systeme ist.

Einen Monat später wird bekannt, daß die indische Mumbai Tata Power für 36 Mio. $ eine 10-prozentige Beteiligung an der australischen Geothermie Firma Geodynamik erwerben wird. Das Geschäft stärkt den Plan der Geodynamik, gemeinsam mit dem Joint Venture Partner Origin Energy im nächsten Jahr ein 50 MW Kraftwerk zu errichten.

Geodynamik bohrt zu diesem Zeitpunkt die dritte tiefe Geothermie-Bohrung in der Nähe von Innamincka im Cooper-Becken im Norden Südaustraliens. Fließtests zwischen den ersten beiden Bohrungen beweisen das geothermische Konzept des Unternehmens.

Im April 2009 gibt die australische Regierung bekannt, daß sie für zwei Geothermie-Projekte einen Betrag von 14 Mio. Australische $ bereitstellt: MNGI, ein Geschäftsbereich von Petratherm, erhält 7 Mio. A $ für ein verbessertes Geothermie-Projekt in Paralana, Südaustralien, das von anfänglich 7,5 MW im Laufe der Zeit auf 30 MW ausgebaut werden soll, während Panax Geothermal eine gleich hohen Betrag für ein herkömmliches Geothermie-Projekt in der Limestone Küstenregion Südaustraliens erhält, das mit einer Kapazität von 1.500 MW genug Energie für mehr als 1 Million Haushalte liefern soll.

Unkontrollierter Dampfaustritt bei Geodynamics

Unkontrollierter Dampfaustritt
(Geodynamics)

Einen herben Rückschlag erleidet im selben Monat Geodynamik, das sich bereits in der letzten Phase der Inbetriebnahme eines 1 MW Demonstration-Kraftwerks in Innamincka befindet, als ein Bruch auftritt und der Dampf aus dem 4 km tiefen Bohrloch entweicht.

Im Juli 2009 beginnt die Petratherm mit der Bohrung des Paralana 2 Tiefbrunnens, der eine Tiefe von rund 4 km erreichen soll. Hierzu nutzt das Unternehmen eine maßgeschneiderte Bohranlage für 40 Mio. A $ von Weatherford International in Dubai. Gemeinsam mit einer zweiten Bohrung soll ein unterirdischer Wärmetauscher geschaffen werden, der eine Zirkulation von über 200°C heißem Wasser erlaubt.

Das Paralana-Projekt beschert der Petratherm und ihren Partnern Beach Petroleum und TRUenergy Geothermal im November 2009 eine Förderung in Höhe von fast 63 Mio. AUS $ aus Mitteln des Renewable Energy Demonstration Program (REDP). Langfristig möchte Petratherm ein mindestens 260 MW leistendes Geothermie-Kraftwerk errichten.

Bundesrepublik Deutschland

Heiße Tiefenwässer gibt es vor allem in drei Regionen Deutschlands: im Rheingraben, im Norddeutschen Becken und im süddeutschen Molassebecken.  Folgende Gebiete haben sich als besonders aussichtsreich herausgestellt: Eifel, Westerwald, Vogelsberg, Rhön, Hegau und das Uracher Vulkangebiet. Der Süddeutsche Sporttaucher und Höhlenforscher Jochen Hasenmeyer schätzt, daß das gesamte Voralpengebiet über eine Fläche von 25.000 bis 30.000 Quadratkilometer mit Warm- und Heißwasser-Höhlennetzen durchzogen ist, das er als das „größte direkt nutzbare Thermalwasservorkommen der Erde“ bezeichnet.

Im Raum München werden in 2.000 – 3.000 m Tiefe Wassertemperaturen bis zu 85°C gemessen, denn die südbayerischen Malm-Schichten – die oberste Jura Formation – weisen eine ergiebige Wasserführung auf. Im Alpengebiet erwartet man in 7.000 m Tiefe eine Temperatur von etwa 300°C und in den Erdölfeldern bei Landau wird ein innerirdischer Wärmestrom gemessen, der auf Temperaturen von ca. 150°C bei einer Tiefe von 2.000 m schließen läßt – dies ist doppelt soviel wie durchschnittlich in anderen Regionen.

Die Universität Bochum bereitet daher einen Versuch in der Eifel vor, bei dem eine 4.000 m tief liegende Magma-Kammer unter dem Laach-See angebohrt werden soll. Es werden Temperaturen bis 1.000°C erwartet. Das Niedersächsische Landesamt für Bodenforschung wendet dagegen moderne geophysische und geochemische Methoden an, um auch ohne Tiefbohrungen wirtschaftlich nutzbare Wärme zu finden. Um den für dieses Vorhaben wichtigen ‚Curie-Punkt’ im Tiefengestein errechnen zu können (dieser liegt im Normalfall bei etwa 560°C), reicht bei den modernen Methoden schon eine Bohrung von nur 30 m – 50 m Tiefe aus.

Die erste Pilotanlage für das sogenannte ‚hot-dry-Rock-Verfahren’ (HDR) entsteht ab 1977 in Bad Urach, südlich von Stuttgart, auf der Schwäbischen Alp in Württemberg. Dieses nationale Projekt läuft bis 1996. Bei diesem Verfahren dient das trockene, heiße Tiefengestein als ‚Tiefsieder’. Kaltes Wasser wird hinunter- und erhitztes Wasser wieder hinaufgepumpt. Ziel ist die Beheizung von 1.500 Wohneinheiten. Die Arbeitsgruppe Geothermik, die das 13 Mio. DM Projekt durchführt, wird zu 75 % vom BMFT gefördert, den Rest teilen sich die Stadt Bad Urach und die EG. Ausgewählt wird der Ort deshalb, weil an dieser lokalen Anomalie die Wärme pro 100 m Tiefe um 5°C steigt, statt – wie sonst im Durchschnitt – nur um 3°C. Ein zweites nationales Projekt läuft zwischen 1977 und 1986 in Falkenberg.

Wie schwer Kostenabschätzungen in der Geologie jedoch tatsächlich sind, zeigt sich einige Jahre später in wiederum Bad Urach, als dort nach einem in etwa 4.600 m Tiefe vermuteten natürlichen Kluftsystem gebohrt wird. Die Bohrung gerät im Mai 2004 bei 2.800 Meter ins Stocken, weil die 6,5 Mio. € des zu 97 % vom Bundesumweltministerium finanzierten Projektes wegen vorzeitiger geologischer Probleme aufgebraucht sind. Nun wird der Bohrturm abgebaut – bis die fehlenden knapp 4 Mio. € zusammenkommen. Ein gutes Drittel davon will wiederum der Bund beisteuern, aber auch der Energieversorger EnBW – vertraglich nur für den oberirdischen Teil verantwortlich (wie clever!) – ist  weiterhin an dem Projekt interessiert.

Die Problematik des ‚hot-dry-Rock­Verfahrens’ besteht darin, daß es erst dann wirtschaftlich wird, wenn ein Hohlraum mit ausreichend großer Fläche gefunden wird, in welchen das zu erhitzende Wasser hineingepumpt werden kann. Die Schwierigkeit der exakten Platzierung der beiden benötigten Zu- und Abpumpbohrungen läßt sich mit einer gemeinsamen Doppellochbohrung umgehen. Die Bedingung hierfür ist das Vorhandensein einer Tiefenstruktur aus wasserdurchlässigem kristallinen Gestein (Granit und Gneis), unter dem sich das Magma befindet.

An der genannten Örtlichkeit zeigt sich jedoch, daß die dort erwarteten 110°C – 130°C in 2.300 m – 2.500 m Tiefe bei weitem überschritten werden:

Bohrtiefe
Temperatur
1.700 m
75°C
1.810 m
96°C
2.682 m
250°C (*)
3.334 m
140°C

       
(*) Die hohe Temperatur in dieser Tiefe soll sich laut Prof. Hans-Ulrich Schmincke durch einen Wärmetransport mittels Konvektion und Wasserströmungen erklären lassen. Die Versuche in Urach ergeben allerdings, daß derartige Projekte zu kostenaufwendig sind, denn der wirkliche Wärmegewinn stellt sich als nur sehr gering heraus.

Die erste kommerzielle Erdwärme-Bohrung der Bundesrepublik wird dann Ende 1979 im Oberrheintal niedergebracht. Die Deutsche Schachtbau- und Tiefbohrgesellschaft (Lingen) beginnt dort eine 3.325 m tiefe Bohrung, mittels derer später mehrere tausend Wohneinheiten der Kreisstadt Bühl bei Baden-Baden beheizt werden sollen. Die vom BMFT mit 7 Mio. DM geförderte Bohrung wird fündig und erbringt eine Wassertemperatur von 110°C, der Durchmesser der Bohrung bei der erreichten Endtiefe beträgt 17,5 cm. Für die notwendigen Installationen wie Heizverteiler und Wärmeaustauscher sind 80 Mio. DM veranschlagt, die zu 80 % vom Bund getragen werden sollen. Und obwohl der Freiburger Geologie-Professor Kurt Sauer schätzt, daß sich aus geothermischen Bohrungen höchstens 3 % des gesamten bundesdeutschen Energieverbrauchs decken ließe, entwickelt die Firma Linde AG ein Verfahren das es erlaubt, schon mit nur 150°C heißem Wasser ein Kraftwerk zu betreiben, dessen Arbeitsmedium Propangas ist.

Für 4,5 Mio. DM, die zu 90 % von Bund und Ländern getragen werden, wird in der Nähe von Bruchsal eine 1.877 m tiefe Bohrung eingebracht, die auf 114°C heißes Wasser stößt, das zukünftig das Hallenbad und ein benachbartes Sportzentrum beheizen soll. Die 20 l/s Heißwasser sollen nach dem Kaskadenmodell zuerst Strom produzieren (etwa 3,36 MW), dann (bei etwa 74°C) Raumwärme erbringen und danach noch Gewächshäuser und Fischfarmen erwärmen. Über eine zweite Injektionsbohrung wird das abgekühlte Wasser dann wieder in den Boden zurückgepumpt.

Bei Saulgau auf der Schwäbischen Alp gibt es einen weiteren Versuch, bei dem aber nur 42°C warmes Wasser gefördert werden kann. 1980 entsteht im ostbayerischen Falkenberg ein HDR-Zirkulationssystem in 250 m Tiefe. Und 1989 will die Stadt Landshut einen unterirdischen Fluß, dessen Temperatur 52°C beträgt, für ein Projekt zur Gewinnung von Erdwärme nutzen.

Die ehemaligen Geothermieprojekte der DDR (s.u.) werden nach 1991 weitgehend ‚abgewickelt’, obwohl sogar der japanische Handelskonzern Marubeni Interesse an dem Ausbau der Thermal- und Heilbäder an der Ostseeküste zeigt. Erst 1994 wird in Prenzlau wieder gearbeitet, und ab November des Jahres wird aus 3.000 m Tiefe 108°C heißes Wasser gefördert, das zur Beheizung von 1.260 Haushalten dient. 1995 bekommt das Projekt den Innovationspreis der EU. Weitere Projekte in Brandenburg laufen in Rheinsberg und Templin.

Ebenfalls ab 1994 beginnt man im Erdinger Moos bei München eine 65°C warme Thermalquelle anzuzapfen, die 1983 bei Ölbohrungen der Firma Texano in 2.350 m Tiefe entdeckt wurde. Beim Dauerpumpen stellt sich die Bohrung mit 55 l/s als sehr ergiebig heraus, außerdem ist das Wasser von hoher Qualität. Das Konzept des Markt Schwabener Ingenieurbüros terrawat beinhaltet eine Mehrfachnutzung und wird für eine installierte Leistung von 18 MW für die beiden Bereiche Fernwärme und Thermalwasseraufbereitung ausgelegt. Das ausgekühlte Wasser wird nach Entgasung, Filterung und Anreicherung mit Sauerstoff in das städtische Trinkwassernetz eingespeist, und ein Teil des Thermalwassers wird einem Freizeitbad- und Hotelkomplex zur Verfügung gestellt. Im Rahmen der Investitionssumme von 30 Mio. DM werden durch einen Wärmetauscher (1,7 MB) und durch eine eigens für das Projekt entwickelte Absorptionswärmepumpe (6,8 MW) über ein 10 km langes Leitungssystem das Kreiskrankenhaus, sechs Schulen und Kindergärten sowie drei Neubaugebiete mit ca. 2.000 Wohnungen beheizt. Für besonders kalte Tage gibt es zur Sicherheit zwei erdgasbefeuerte Heißwasserkessel, die außerdem die Wärmepumpe antreiben. Die von der EU und Bayern geförderte Erdinger Anlage geht offiziell am 25.03.1998 in Betrieb und gilt zu diesem Zeitpunkt als Deutschland größte Geothermieanlage, die auch europaweit einmalig ist. Als Folgeprojekt ist ein Thermalbad geplant.

Der Leiter des Referats Geothermik im Niedersächsischen Landesamt für Bodenforschung Christoph Clauser schätzt 1997, daß die Geothermalenergie etwa 49 % des Wärmebedarfs der Bundesrepublik decken könnte.

1994 gibt es deutschlandweit 20 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 33 MW, 1998 sind es bereits 22 Anlagen mit insgesamt 39 MW – hinzu kommen noch rund 20.000 kleinere, dezentrale Anlagen mit weiteren 285 MW Gesamtleistung. 13 weitere größere Anlagen mit einer Gesamtleistung von über 90 MW sind geplant. Das Bundeswirtschaftsministerium kommt in einer Studie zu dem Schluß, daß bundesweit über 50 GW Wärmeenergie durch zentrale Erdwärmekraftwerke gewonnen werden könnten, sowie weitere 30 GW durch dezentrale Anlagen.

Grafik des Aquifers

Reichstag-Aquifer

Bei der umfassenden Renovierung und dem technischen Ausbau des Berliner Reichstags Mitte der 1990er werden auch neue Energiekonzepte miteinbezogen – neben der Solarenergie (eine PV-Anlage von 3.600 qm, die allerdings nur 1 % – 2 % des Gebäudestromverbrauchs deckt) kommt so auch die Erdwärme zum Zuge. Es wird nämlich festgestellt, daß sich in rund 300 m Tiefe ein ‚Aquifer’, eine 29 m mächtige Sandsteinschicht mit 19°C warmem Wasser befindet.

Geplant und umgesetzt wird daraufhin neben einem Pflanzenöl-betriebenen Blockheizkraftwerk ein unterirdischer Wärme- und Kältespeicher: Im Abstand von 300 m werden zwei Löcher in den salzwassergefüllten Wärmespeicher eingebracht, eine ‚warme’ und eine ‚kalte’ Seite. Beide werden durch ein lecküberwachtes Leitungssystem aus glasfaserverstärkten Kunststoffrohren miteinander verbunden. Zwischen den Temperaturpolen wird das Wasser im Wechsel der Jahreszeiten hin- und hergepumpt, und die Überschusswärme des Sommers wird mit einer Wassertemperatur von 60°C in die Wärmeblase geleitet, die sich dabei auf einige hundert Meter ausdehnt. In den kalten Monaten wird die Pumprichtung umgedreht, und mit einem Rückholwirkungsgrad von etwa 65 % versorgt die eingespeicherte Wärme dann den Niedrigtemperaturbereich der Heizsysteme des Reichstags, der Dorotheenblöcke, des Luisen- und des Alsenblocks.

Die hierfür eingesetzte Tauchpumpe stammt aus der Erdölwirtschaft und hat eine Länge von 10 m bei einem Duchmesser von 15 cm. Sie wiegt 800 kg. In Betrieb geht das ganze System 1999.

Schon 1998 wird bekannt, daß auch bei den Plänen für den Großflughafen Berlin-Schönefeld die Geothermie eine Rolle spielen soll.

Ende 1998 stimmt der EU-Forschungsministerrat geschlossen dagegen, auch die Geothermie in das 5. Forschungsrahmenprogramm der EU aufzunehmen. Bis 2004 bestehen dadurch nur noch eingeschränkte Fördermöglichkeiten. Auch das Projekt in Bühl, Frankreich (s.d.) wird auf Eis gelegt.

Im November 1999 beschließt der Bundestag wiederum, die Geothermie-Forschung bundesweit mit 20 Mio. DM zu fördern. Das GeoForschungsZentrum (GFZ) in Potsdam erhält seitdem rund 3 Mio. DM pro Jahr.

Im Frühjahr 2000 tritt das Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) in Kraft, dadurch wird auch die Arbeit des Forschungszentrum in Potsdam weiter unterstützt. Von diesem sind freundlicherweise die meisten Fotos auf dieser Seite zur Verfügung gestellt worden.

Im Rahmen des Forschungsprojektes ‚In-situ Geothermielabor – GFZ-Forschungsbohrung im Verflechtungsgürtel Brandenburg-Berlin’ prüfen die Wissenschaftler des Zentrums ab dem offiziellen Projektstart Anfang Dezember 2000 die Eignung einer ehemaligen, 4.200 m tiefen Erdgaserkundungsbohrung aus DDR-Zeiten in Groß-Schönebeck, etwa 45 km nördlich von Berlin, auf ihre geothermische Nutzungsmöglichkeit. In der Tiefe herrschen Temperaturen von mehr als 140°C. Sollten auch die entsprechend hohen Heißwasserfließraten erreicht werden (man hofft auf 100 Kubikmeter pro Stunde), dann plant das Zentrum dort gemeinsam mit einem Industriepartner eine Pilotanlage zur Erzeugung von elektrischer Energie zu errichten.

Projektpartner sind die Geothermie Neubrandenburg GmbH sowie die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe/BGR, Hannover. Später steigt auch die REpower Systems AG mit ein.

In einem Großexperiment injiziert eine Arbeitsgruppe im Februar 2003 17.000 Kubikmeter Wasser in das Bohrloch bei Groß Schönebeck. Damit soll der Nachweis erbracht werden, ob geothermische Stromerzeugung unter den hier vorherrschenden geologischen Bedingungen möglich ist. Durch den hydraulischen Druck des verpreßten Wassers wird das Gestein in der Tiefe zerbrochen. Damit wird untertage die Wegsamkeit verbessert, so daß mehr Wasser in den Klüften zirkulieren kann.

Bohrturm in Groß-Schönebeck in der Nacht

Groß-Schönebeck

Auf einem FMI-Bild (Fullbore Formation MicroImager), das aus Messungen des elektrischen Widerstandes an den Wänden des Bohrlochs gewonnen wird, ist zu sehen, daß etwa 5 mm breite und 150 m lange Risse erzeugt worden sind.

Um die hydraulischen Eigenschaften des stimulierten Reservoirs zu testen und verläßliche Aussagen zu erhalten, wird von Dezember 2004 bis Frühjahrsbeginn 2005 ein weiteres Langzeit-Injektionsexperiment durchgeführt, und Mitte 2006 stellt das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) einen Teil der Mittel in Höhe von 10,1 Mio. € bereit, um eine zweite Bohrung von rund 4.300 m Tiefe niederzubringen. Am 03.01.2007 wird bei 4.400,44 m die Endteufe erreicht.

2008 geht dann eine HDR-Anlage in Betrieb, in der große Mengen Oberflächenwasser aus Seen oder Flüssen auf das heiße, undurchlässige Gestein in der Tiefe gepreßt, dort erhitzt und mit 150°C – 200°C wieder zur Erdoberfläche zurückgepumpt werden.

Bereits 1995 wird in Neustadt-Glewe, nahe Schwerin, eine überarbeitete Anlagenkonzeption verwirklicht. Das Kraftwerk liefert seitdem mit dem 89°C bis 95°C heißem Wasser aus 2.250 m Tiefe ca. 11 MW thermische Energie. Im November 2003 geht nach einer knapp fünfmonatigen Umbauzeit das erste Erdwärmekraftwerk Deutschlands in Betrieb, das mit seinen 210 kW künftig 500 Haushalte mit umweltfreundlichem Strom durch Kraft-Wärme-Kopplung versorgt. Das neue Kraftwerk bezieht seine Energie aus 98°C heißem Wasser, welches aus 2.200 m Tiefe heraufgepumpt wird. In einem Wärmetauscher wird die Energie an einen organischen Stoff (z.B. n-Pentan, Isobutan) abgegeben, der schon bei rund 30°C siedet.

Der entstehende ‚Dampf’ erzeugt dann mittels einer 300 PS starken ORC-Turbine (Organic Rankine Cycle) jährlich etwa 1.400 MWh Strom – genug für 500 Wohnungen. Bauherr und Betreiber ist die Erdwärme Kraft GbR, Berlin. An ihr beteiligt sind die zu Vattenfall Europe gehörende BEWAG (Berlin) mit 51 %, sowie die Schweriner WEMAG und die Landauer LanGeo GmbH, eine Tochter der EnergieSüdwest AG (Landau/Pfalz), mit jeweils 24,5 %. Die drei Gesellschafter investieren in das Projekt zusammen über 800.000 €. Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit fördert das Bauvorhaben mit fast 50 % der Investitionssumme.

Der erreichbare elektrische Wirkungsgrad einer ORC-Anlage beträgt bei einem Temperaturniveau von 100°C etwa 6,5 % und bei 200°C etwa 13 % – 14 %. Auf dem Markt befinden sich bereits ORC-Turbinen im Leistungsbereich von 100 – 250 kW.

Ab 2000 wird auch am Einsatz von Raumluftkonditionierung mittels Erdwärmetauschen gearbeitet. Diese Technik ist allerdings nicht neu, schon ein deutsches Patent aus dem Jahre 1877 beschreibt zum Beispiel ein ‚Verfahren zur Kühlung und Vorerwärmung der Luft mit Hilfe der Erdwärme’. Zu den bekanntesten neuzeitlichen Pilotprojekten gehört das Verwaltungsgebäude Wagner in Cölbe, das Verwaltungsgebäude DB Netz in Hamm und das DLR-Sonnenofen-Gebäude in Köln.

Die Gemeinde Unterhaching (20.000 Einwohner) startet 2002/2003 das bundesweit erste hydrothermale geothermische Strom- und Wärmeerzeugungsprojekt im sogenannten ‚Süddeutschen Molassebecken’. Es ist geplant, zwei Bohrungen in eine Tiefe von jeweils ca. 3.400 m niederzubringen und bis zu 150 l/s an Thermalwasser mit einer Temperatur zwischen 100°C und 120°C zu gewinnen. Mit dem heißen Tiefenwasser sollen bis zu 3,1 MW elektrischer und 16 MW thermischer Leistung erzeugt werden.

Bohrturm in Unterhaching

Unterhaching

Das Kraftwerk in Unterhaching, das 2007 ans Netz gehen soll, wird dann eines der modernsten Geothermie-Kraftwerke in Europa, und das erste in Deutschland sein, das von Anfang an auch für die Stromerzeugung geplant worden ist (die Anlage in Neustadt-Glewe war anfangs nur als Wärmekraftwerk konzipiert). Auftraggeber ist die eigens dafür gegründete und sich in Gemeindebesitz befindliche Geothermie Unterhaching GmbH & Co. KG, den Auftrag zum Bau der Kraftwerksanlagen erhält die Siemens Industrial Solutions and Services (I&S). Für den Bereich unter der Erde – wie beispielsweise Bohrungen und Analysen – ist die Geothermie Neubrandenburg GmbH (GTN) verantwortlich, die seit Anfang der 1980er Jahre Erfahrungen im Bereich der Geothermie gesammelt hat.

Der erzeugte Strom von 3,4 MW – ausreichend für etwa 2.000 Haushalte – soll entsprechend dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in das örtliche Stromnetz eingespeist und mit bis zu 15 Cent pro Kilowattstunde vergütet werden. Mit der zusätzlich gewonnenen Wärme sollen kommunale und private Liegenschaften günstig und umweltfreundlichen versorgt werden.

Die Gesamtkosten des Projektes werden auf rund 36 Mio. € geschätzt. Die Förderung durch Zuschüsse und Sonderdarlehen vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit beläuft sich auf 4,8 Millionen €.

Unter der konzeptionellen Führung der Wirtschaftsprüfungs-, Steuer- und Rechtsberatungskanzlei Rödl & Partner wird Ende November 2003 im Rahmen des Projektes in Unterhaching der Abschluß der europaweit ersten privatwirtschaftlichen ‚Fündigkeitsversicherung’ für eine geothermische Tiefbohrung unterzeichnet. Das sogenannte ‚Fündigkeitsrisiko’ stellt das größte Investitionshindernis bei der geothermischen Energieerzeugung dar. Je nach Bohrtiefe und Dimension kostet eine geothermische Tiefbohrung zwischen 3 und 5 Mio. €. Bis die Bohrung niedergebracht und abgeschlossen ist kann nämlich niemand exakt vorhersagen, ob und wie viel Thermalwasser gewonnen werden kann.

Zu diesem Zeitpunkt existieren deutschlandweit bereits 24 größere hydrothermale Heizwerke im Leistungsbereich zwischen 100 kW und 20 MW. Mit dem geothermischen Strompotential in Deutschland ließe sich selbst bei der heutigen Technik allerdings das 600-fache des deutschen Jahresstromverbrauchs erschließen!

Im Februar 2004 fällt in Unterhaching der Startschuß für das Projekt, und im September 2004  stoßen die Bohrer in 3.446 m Tiefe auf 120°C warmes Wasser mit einer Schüttung von 150 Litern pro Sekunde, womit sogar die optimistischsten Erwartungen übertroffen werden. Für eine wirtschaftliche Nutzung waren eine Mindesttemperatur von 100°C bei einer Fördermenge von 100 Litern pro Sekunde angesetzt.

Statt dem ORC-Verfahren soll in Unterhaching – in Deutschland erstmalig – das so genannte Kalina-Verfahren angewendet werden, bei dem als Arbeitsmittel ein Gemisch aus Ammoniak und Wasser eingesetzt wird, für das sich Siemens für Europa die Lizenz gesichert hat. Die Patente dafür hält die kalifornische Firma Exergy. Der Kalina-Kreislauf, der in den 1970er Jahren von dem russischen Ingenieur Alexander Kalina entwickelt worden ist, hat gegenüber einem ORC-Kreislauf eine bis zu 40 % höheren Energieausbeute, da das Ammoniak-Gemisch schon bei Temperaturen um 90°C siedet. Bisher arbeiten weltweit aber erst vier Kraftwerke mit einem solchen Kreislauf, der sich auch für andere Niedertemperaturbereiche anwenden ließe, und deshalb bei Siemens auf zunehmendes Interesse stößt. Über den Fortgang des Projekts berichte ich weiter in chronologischer Folge (s.u.).

Im zweiten Halbjahr 2004 wird mitten in der Innenstadt von Aachen eine 2.544 m tiefe Geothermiebohrung ‚RWTH-1’ durchgeführt. In dieser Stadt tritt an mehr als 30 Stellen bis zu 70°C heißes und schwefelhaltiges Wasser an die Erdoberfläche.

Ziel des von der EU und dem Land NRW mit insgesamt 5,14 Mio. € geförderte Demonstrationsvorhabens ist die Erschließung von Erdwärme für das ‚SuperC’, das sogenannte Studienfunktionale Service-Center für die über 30.000 Studenten der RWTH. Die Bauarbeiten für das Hightech-Gebäude dauern bis zum Frühjahr 2007.

Die reibungslos ablaufende und geräuscharme Bohrung, die in Aachen praktiziert wird, ist ein wichtiger Schritt um zukünftig auch Großgebäude im innerstädtischen Bereich umweltfreundlich beheizen und kühlen zu können.

In Zusammenarbeit mit den Projektpartnern aix-otherm (Aachen) und Kusimex (Köln) wird die Bohrung anschließend zu einer tiefen Erdwärmesonde ausgebaut: Kaltes Wasser wird über ein doppelwandiges Rohr in die Tiefe gepumpt und erwärmt sich dabei langsam am heißen Gestein. Über ein isoliertes Förderrohr in der Mitte des Bohrlochs wird dann das auf fast 80°C erhitzte Wasser wieder nach oben transportiert und fließt direkt in das Heizsystem des ,Super C’-Komplexes. Für Temperaturmessungen wird – weltweit erstmalig – ein Glasfaserkabel in den Zementmantel integriert. Mit den rund 450 kW Leistung sollen rund 80 % des gesamten Wärme- und auch Kältebedarfs des Service-Centers gedeckt werden: Während der Heizperiode durchläuft das heiße Tiefenwasser im so genannten Kaskadensystem Konvektoren sowie Decken- und Fußbodenheizungen, während im Sommer eine Adsorptionskältemaschine die Gebäudekühlung sicherstellt.

Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schätzt zu diesem Zeitpunkt, daß geothermale Kraftwerke weltweit lediglich etwas mehr als 7.000 MW Strom liefern und geothermale Heizanlagen kaum mehr als 8.000 MW Wärmeleistung in Heiznetze einspeisen. Nach Angaben der Internationalen Energie Agentur entstammen somit nur rund 2 % der Energieerzeugung der OECD-Staaten aus der Erdwärme. In Deutschland sind zu diesem Zeitpunkt rund 30 derartige Anlagen mit einer Leistung von insgesamt etwa 50 MW in Betrieb.

Bis einschließlich 2004 fördert die Bundesregierung Forschungen zur Geothermie mit 15 Mio. € (Wegen des hohen Risikos bei den Bohrungen finanziert der Bund mit 5 Mio. € auch Deutschlands größte Tiefenbohrung im bayerischen Unterhaching, s.o.).

Das Institut für Energetik und Umwelt in Leipzig schätzt 2004 das Strompotential der Geothermie in Deutschland auf etwa 290 TW/a (bei gleichzeitiger Bereitstellung von Niedertemperaturwärme in erheblicher Größenordnung).

Erdwärmekorb

Wärmekorb

Im Dezember 2005 wird der neue Bahnhof Barbis in dem 4.000-Einwohner-Ortsteil von Bad Lauterberg eingeweiht. Dort muß bei Eis und Schnee künftig nicht mehr geräumt oder gestreut werden, da die Bahnsteige mit Solar- und Erdwärme geheizt werden. Zur Nutzung der Erdwärme wurden neun Sonden unterhalb der zwei Bahnsteige installiert, die jeweils knapp 100 m lang sind. Beim Heizen fallen somit keine Kosten für die benötigte Energie an. Der kleine Ort Barbis wurde für das Pilotprojekt ausgewählt, weil dort für 1,2 Mio. € ein völlig neuer Bahnhof gebaut wurde. Er liegt an der Strecke zwischen Göttingen und Nordhausen.

Im Juni 2006 werden in Stuttgart die ersten Wärmekörbe verlegt, die von Daniel Abbou entwickelt worden sind. Die spiralig gewundenen Rohre werden nur 2,5 m tief in den Boden eingelassen und nehmen unterhalb der Frostgrenze die Wärme der Erde auf. Jeder Korb benötigt eine Fläche von 10 m2 und kann mittels einer Wärmepumpe ca. 1 kW Wärme produzieren. Um eine Wohnfläche von 150 m2 zu beheizen reichen 10 Wärmekörbe aus.

Ein ähnliches System bilden die Helix-Sonden der Firma Rehau in Erlangen, die aus 40 m langen Rohren mit 25 mm Durchmesser bestehen, welche spiralförmig auf eine Istallationslänge von 3 m und einem Durchmesser von ca. 40 cm gewickelt und in einem Verlegeabstand von rund 3 m und einer Tiefe von 4 m – 5 m versenkt werden. Pro Spiralsonde können Wärmeentzugsleistungen bis 700 W erzielt werden.

Ein empfehlenswerter Spezialist, der auch meinen ‚Dolmetschkunden‘ Günter Grass mit Erdwärme versorgt hat, ist die Firma Stoltenberg Energie GmbH in Schönberg.

Die private Nutzung der Erdwärme beginnt nach dem Jahrtausendwechsel zuzunehmen. Während noch Mitte der 1990er Jahre im jährlichen Durchschnitt unter 1.000 Systeme für den oberflächennahe Bereich installiert werden, sind es 2004 erstmals 10.000 neue Systeme, und 2005 schon knapp 12.000. Für 2006 werden sogar über 15.000 Anlagen erwartet. Es wird geschätzt, daß deutschlandweit derzeit ein Investitionsvolumen für die geothermische Energieerzeugung von etwa 3,4 Mia. € besteht.

Geologen der Ruhr-Universität erstellen als Kooperationspartner des FONDEF-Projekts (Fomento al Desarrollo Cientifico y Tecnológico) 2006 eine Karte der geeigneten Orte für ein Geothermie-Kraftwerk in Zentral- und Südchile und nutzen ihre Erkenntnisse für das Projekt PROMETHEUS, das die Wärme des Wassers aus der Tiefe für die RUB nutzbar machen soll. Die Erwärme soll für etwa 30 Jahre lang Energie für die RUB und ihre Umgebung liefern.

Im Oktober 2006 wird das zweite Loch für das 2001 gestartete Unterhachinger Geothermie-Projekt in die Tiefe getrieben. Bei der ersten Bohrung, rund vier Kilometer entfernt, wurde das riesige unterirdische Reservoir angezapft. Nun kann bald der Wasserkreislauf in Gang gesetzt werden: durch das eine Loch heiß nach oben, durch das andere Loch abgekühlt wieder nach unten. Es stellt sich aber auch heraus, daß alleine die Bohrungen in Unterhaching schon 35 Mio. € gekostet haben. Ein Großteil dieses Geldes stammt allerdings aus öffentlichen Fördertöpfen. Die Gemeinde selbst kostet der Traum von der energetischen Unabhängigkeit rund 50 Millionen €, was jedoch ein mehrere Kilometer langes Rohrleitungssystem samt einem Kraftwerk mit einschließt. Man rechnet damit, daß sich die Investitionen in 15 bis 16 Jahren amortisieren.

Aufgrund des Erfolges in Erding denkt man dort bereits über ein zweites Kraftwerk nach. Auch in anderen Regionen mit Thermalwasservorkommen, wie etwa in Bayern oder im Oberrheintal, sollen in den kommenden Jahren neue Fernwärmenetze und Kraftwerke entstehen, wlche die Erdwärme für ihre Bürger nutzen.

Ebenfalls 2006 plant die Essener Enro AG den Bau eines geothermischen Kraftwerks in Brandenburg. Mit einer veranschlagten Leistung von 25 MW wäre es die größte Anlage dieser Art in Deutschland. Mit einer Investition von 250 Mio. € soll in 5.000 m Tiefe die Wärme von Vulkangestein erschlossen werden. Die Probebohrungen lassen 190°C heißes Thermalwasser erwarten, das dann eine ORC-Turbine antreiben soll.

Ende 2006 werden nach Abschluß der landesweiten geologischen Erfassung 17 bayerische Erdwärme-Nutzungskarten vorgestellt, die kostenfrei vom Umweltministerium erhältlich sind. Bereits heute hält Bayern mit rund zwei Drittel der in Deutschland erschlossenen Erdwärmeleistung die Spitzenposition.

Ab dem Mai 2007 gelangt Wärme über das neue Fernwärmenetz in die Wohnungen von Unterhaching und bis Mitte des Jahres verlegt die Gemeinde über 21 km neue Fernwärmeleitungen. Am 4. Oktober 2007 beginnt das Geothermiekraftwerk offiziell Energie in das Fernwärmenetz zu liefern. Neben dem bis zu 126°C heißem Thermalwasser aus 3.577 m Tiefe stehen im Heizwerk auch noch zwei große 23,5 MW Kessel zur Verfügung. Das Thermalwasser wird anschließend nicht genutzt, sondern in einem geschlossenen Kreislauf wieder in das Aquifer verpreßt, um den hydraulischen ‚Motor’ im Wasserhorizont aufrecht zu erhalten.

Als nächstes soll die Stromerzeugungsanlage in Betrieb genommen werden. Das Projekt hat bis dato ca. 73 Mio. € gekostet und gilt als eines der wichtigsten Pilotvorhaben in Europa. Gewinne zu machen erwartet man ab 2017, der ‘Return of Investment’ soll nach ca. 23 Jahren erreicht sein.

2007 sind in Deutschland mehr als ein Dutzend Geothermie-Projekte in Planung oder Bau: Siemens baut ein zweites Kraftwerk im badischen Bruchsal, und Unterhachings Nachbargemeinden Pullach, Taufkirchen und Oberhaching planen ebenfalls Probebohrungen nach Thermalwasser. Falls die Fördermengen für ein Kraftwerk nicht ausreichen kann immer noch ein Thermalbad betrieben werden. In der Schweiz, wo man in den neunziger Jahren intensiv nach Thermalwasser bohrte, entstand so ein halbes Dutzend neuer Thermalbäder.

Die Münchner Erdstrom AG präsentierte am Vorabend des Symposiums ‚Klimaschutz durch Erdwärme – Geothermie 2007’ in Wien ihr gut 300 Mio. € umfassendes Projekt zum Bau von acht geothermischen Kraftwerken mit jeweils 5 MW bis 10 MW elektrischer Leistung im bayerischen Molassebecken. Hier kann aus gut 3.000 m Tiefe 130°C heißes Wasser an die Oberfläche geholt werden. Wirtschaftlich ist das Projekt wegen der auf 20 Jahre garantierten Einspeisetarife nach dem deutschen Energieförderungsgesetz. Die neuen Anlagen sollen 2010/2011 in Betrieb gehen.

Bohrturm in Landau

Bohrturm Landau

Im Herbst 2007 meldet die Presse ein Geothermie-Desaster im südbadischen Staufen im Breisgau am Fuße des Schwarzwalds. Dort tun sich nach 140 m tiefen Bohrungen einer österreichischen Firma, mit deren Erdwärme man das historische Rathaus beheizen wollte, überall in der Stadt sich tiefe Risse auf. Nach nur einem Jahr sind schon mehr als hundert Häuser betroffen, wobei die Risse mitunter so tief sind, daß man schon hineingreifen kann. Wissenschaftler von der TU Darmstadt stellen die Theorie auf, daß man die Gips-Keuper-Schicht bis zu dem darunterliegenden Grundwasserleiter durchstoßen habe, in dem Wasser unter hohem Druck steht. Keuper ist ein Anhydrit, ein Kalziumsulfat, aus dem sich ausdehnender Gips entsteht, sobald es mit Wasser in Kontakt kommt.

Als die Grundwasserschicht unter dem Keuper angebohrt wird, schoß das Wasser wie bei einem Geysir durch die Bohrung hoch und kam mit dem Anhydrit in Kontakt, wodurch sich die chemische Reaktion in Gang setzte, bei der das Gestein im Untergrund bis zu 60 % an Volumen zunehmen kann. Das Problem ist, daß dies noch Jahre so weitergehen kann, je nachdem wie schnell sich das Wasser in der Keuper-Schicht bewegt. Außerdem könnte sich die Gipsschicht im Wasser teilweise wieder auflösen, wodurch unter der Stadt Hohlräume entstehen würden. Mehrere Bewohner und Gewerbetreibende verklagen daraufhin die Stadt, doch auch Geotechniker der Stuttgarter Materialprüfungsanstalt können die Schuldfrage nicht klären, denn neben den Bohrungen könnten auch natürliche Ursachen schuld sein, da Staufen ein tektonisch aktives Gebiet ist. Die weitere Entwicklung wird chronologisch dokumentiert (s.u.)

Im November 2007 wird in Landau in der Pfalz ein weiteres kommerzielles ORC-Geothermiekraftwerk eingeweiht, obwohl man dort erst Mitte 2003 – und damit später als in Unterhaching – mit den Vorbereitungen begonnen hatte. Hier gab es jedoch bei den notwendigen Genehmigungsverfahren durch das Land Rheinland- Pfalz eine sehr unternehmerfreundliche Bearbeitung (im Vergleich zu Bayern).

Das auf einem ehemaligen Militärgelände gelegene Kraftwerk, wo nun aus einer Tiefe von über 3 km 160°C heißes Wasser sprudelt, leistet allerdings nur 3 MW. Gebaut wird es von der geo x GmbH, einem Gemeinschaftsunternehmen der Energieversorger Pfalzwerke in Ludwigshafen und der EnergieSüdwest in Landau. Die Bauteile für das Kraftwerk liefert eine israelische Firma. Die Kosten einschließlich der Fördermittel werden auf etwa 20 Mio. € beziffert, und das Projekt wird durch das Bundesumweltministerium mit rund 2,6 Mio. € unterstützt. Auch hier gibt es Probleme, als sich der Bohrer in 3.200 m Tiefe verkantet.

Geothermiekraftwerk Landau  in der Nacht

Geothermiekraftwerk Landau

Die Wärmeenergie des Wassers wird über einen Wärmetauscher auf den Kohlenwasserstoff Pentan übertragen, der bereits ab 28°C gasförmig wird. Die vom Dampfdruck angetriebene Turbine produziert daraufhin Strom, der ins regionale Netz eingespeist wird, während das auf 90°C abgekühlte Wasser zu einem zweiten Wärmetauscher geleitet wird, damit es für Fernwärme genutzt werden kann. Im Januar/Februar 2008 soll die Anlage in Dauerbetrieb gehen.

Inzwischen gibt es im Internet auch eine kostenlose und interaktive Karte mit Geothermie-Standorten in Deutschland.

Mitte April 2008 wird für die erste Heizsaison des geothermischen Heizkraftwerk in Unterhaching eine positive Bilanz gezogen, auch die Nachfrage nach Anschlüssen an das Fernwärmenetz steigt kontinuierlich an. Das komplett neu gebaute Fernwärmenetz für den 22.000 Einwohner zählenden Ort hat bislang eine Länge von über 25 km.

Die im Winter 2007/2008 ins Fernwärmenetz eingespeiste Geothermie-Fernwärme beträgt rund 25.000 MWh, was rechnerisch rund 2,5 Mio. Liter Heizöl entspricht. Eine thermische Anschlußleistung von ca. 28 MWth ist bereits vertraglich gesichert. Langfristiges Ziel ist die Installation von 70 MWth Anschlußleistung.

Ende April 2008 findet in Freiburg die bereits 4. Internationale Geothermiekonferenz statt, auf der sich über 200 Teilnehmer aus rund einem Dutzend Länder treffen, um über Herausforderungen, Potentiale und Perspektiven der tiefen Geothermie zu diskutieren. Zu diesem Zeitpunkt sind rund um den Globus bereits rund 8 GWel geothermische Leistung installiert.

Ebenfalls im April 2008 erteilt die Landesbergdirektion Baden-Württemberg der Green Energy AG  aus Hannover die Erlaubnis, im Feld Metzingen nach Erdwärme zu suchen um ein Erdwärmekraftwerk zu errichten. Der Untergrund des 86 km2 großen Aufsuchungsfeld Metzingen im schwäbischen Vulkangebiet bietet optimale Voraussetzungen hierfür. Geplant sind 1 – 3 ORC-Kraftwerksmodule á 4 – 5 MWel bei  8.000 Betriebsstunden im Jahr, wobei die Bohrungen in eine Tiefe von ca. 4.500 m – 5.000 m vorangetrieben werden sollen, wo man eine Temperatur von 160°C – 170°C erwartet.

Das Geo Forschungs Zentrum Potsdam (GFZ) nimmt bei einer Geothermiebohrung in Dürrnhaar (Bayern) im Mai 2008 sein neues Bohrsystem InnovaRig offiziell in Betrieb, das schneller und kostengünstiger als die bisherigen Bohrturmtechniken arbeitet. Das System ist für Bohrprojekte bis zu 5.000 m Tiefe konzipiert, wobei pro Tag bei den meisten Gesteinsformationen bis zu 100 m Bohrfortschritt möglich sind. Für wissenschaftliche Analysen können im laufenden Betrieb zudem Bohrkerne gewonnen werden, während die herkömmlichen Anlagen das Gestein zermahlen, außerdem ist die Anlage weitgehend gekapselt und Schallschutztechnisch optimiert, wodurch sie auch für siedlungsnahe Bohrungen zur Nahwärmversorgung geeignet ist. Am Bohrstandort Dürrnhaar werden zu Demonstrationszwecken zwei über 4.400 m tiefe Bohrungen für die Geothermienutzung durchgeführt.

Um in Dürrnhaar das erste rein privat finanzierte Geothermie-Kraftwerk Deutschlands zu errichten gründet HOCHTIEF gemeinsam mit den Partnern Renerco AG und SachsenFonds die Süddeutsche Geothermie-Projekte GmbH & Co. KG (SGG). Das Unternehmen soll eine 5 MW Anlage mit einem Investitionsvolumen von zirka 35 Mio. € planen, finanzieren, bauen und betreiben. Außerdem wird der Bau und Betrieb weiterer Kraftwerke mit einer Leistung von je 4 MW – 5 MW im Süddeutschen Molassebecken geplant.

Mitte Juni 2008 – ein Jahr später als geplant – startet die Geothermieanlage Unterhaching ihre Stromproduktion mittels der bereits erwähnten Kalina-Technik. Nach Island handelt es sich dabei um zweite Anlage dieser Art in Europa. Das Kraftwerk soll künftig bis zu 3,4 MW elektrischer Leistung liefern, was ausreicht um rund 10.000 Haushalte mit Strom zu versorgen.

Projektstudien der Johannes Gutenberg-Universität Mainz, wo im Dezember 2007 eine Professur für Geothermie eingerichtet worden ist, beschäftigen sich Mitte 2008 an drei Standorten in Rheinland-Pfalz, wo es mehr als 1000 stillgelegte Bergwerke gibt, mit der Nutzung von warmem Stollenwasser zu Heizzwecken. Grubenwasser entsteht in den Bergwerken, wenn die Pumpen abgestellt sind und das Grundwasser in der Grube ansteigt. Je tiefer die Bergwerke sind, desto wärmer ist das Wasser, so daß in einer Tiefe von 1.000 m eine Wassertemperatur von etwa 40°C vorgefunden wird.

Die Projektstudie in Bad Ems ergibt, daß dort über 200 Einfamilienhäuser versorgt werden können. In Herdorf, einem Städtchen im Norden des Bundeslandes und nahe der Grenze zu Nordrhein-Westfalen, könnten etwa 100 Häuser mit Stollenwasser beheizt werden.

Seit 2003 betreibt das Geozentrum Hannover eine 4.100 m tiefe Bohrung in der Südheide, um innovative Konzepte zur Erdwärmenutzung zu erproben. 2008 plant man, künftig auch das Geozentrum selbst mit Erdwärme aus knapp 4.000 m Tiefe zu beheizen. Grundlage dafür ist das Geothermie-Projekt GeneSys der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR). Das 15 Mio. € Projekt wird durch Mittel des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) finanziert. Die Bohrarbeiten dafür beginnen im September 2008.

Zum weltweit ersten Mal wird in Hannover das sogenannte ‚Einbohrloch-Konzept’ im Betrieb erprobt, das bereits bei der 4.100 m tiefen Forschungsbohrung der BGR ‚Horstberg Z1’ in der Südheide erfolgreich getestet worden ist. Die Baumaßnahmen bis zur fertigen Wärmezentrale sind auf drei Jahre angelegt, ab dem Jahr 2012 oder 2013 soll die Anlage dann mit rund 2 MW thermischer Leistung in Betrieb gehen.

Bohrturm in Hannover

Bohrturm in Hannover

Die Uni Bochum entwickelt gemeinsam mit dem Remscheider Unternehmen Vaillant eine kostengünstige Methode zur Einbringung von Erdsonden. Statt zu bohren wird das Loch mittels einem Wasserhochdruck von bis zu 1.000 bar niedergebracht, der das Bodengestein zerschneidet, auflöst und es mit dem Wasser zusammen in die Porenräume unter der Erde hineinpreßt. Damit entfällt das ansonsten recht aufwendige Entsorgen des Erdreichs.

Auch die Betreibergesellschaft des Frankfurter Flughafens Fraport will in das Geothermie Geschäft einsteigen und plant im Dezember 2008 ein Kraftwerk zu bauen, um den Flughafen mit Erdwärme zu versorgen. Hierzu stellt Fraport beim Regierungspräsidium in Darmstadt einen ‚Antrag zum Aufsuchen von Erdwärme’ auf einem Feld, das das Flughafenareal und einen Umkreis von 20 km umfaßt. Die Skepsis gegenüber den den Fraport-Plänen ist jedoch groß, weil befürchtet wird, es könne sich bloß um eine ‚greenwashing’-Kampagne handeln. Immerhin sollen für den Ausbau des Flughafens weitere 282 ha Wald gerodet werden.

Oberflächennahe geothermische Systeme breiten sich im deutschen Heizungsmarkt immer mehr aus. Im Jahr 2008 verzeichnet die Branche einen Anstieg der Verkaufszahlen um 28,5%, was 34.450 installierten Neuanlagen und einem Umsatz von rund 850 Mio. € entspricht. Die Gesamtzahl der mit Grundwasserbrunnen, Erdwärmekollektoren, Erdwärmesonden und ähnlichen Systemen versorgten Gebäude erhöht sich damit auf rund 150.000.

Nach einem 4-jährigen Auswahlverfahren richtet das Land Nordrhein-Westfalen über das Ministerium für Wirtschaft, Mittelstand und Energie (MWME) im Januar 2009 und mit einer Projektsumme von 11 Mio. € ein Großforschungszentrum für die Geothermie an der Hochschule Bochum (früher Fachhochschule Bochum) ein. Die Schwerpunkte der Entwicklung werden auf den Feldern der innovativen Bohrtechnik, der Reservoirtechnik und der geophysikalischen Meßtechnik zur Erschließung der Erdwärme in bis zu 5.000 m Tiefe liegen. Außerdem wird man sich im Bereich der oberflächennahen bis mitteltiefen Geothermie mit der Einbindung von Wärmepumpentechnologien in große kommunale Infrastrukturen beschäftigen.

Zentrales Ausstattungselement ist eine spezielle Coiled-Tubing Bohranlage für Tiefbohrungen bis in 5.000 m, deren Technologie aus der Erdgas- und Erdölförderung in den USA stammt und sich dadurch auszeichnet, daß der Bohrstrang durchgängig auf einer Rolle aufgerollt ist und nicht mehr stangenweise aneinander geschraubt werden muß. Das Bohrverfahren ist damit wesentlich flexibler und schneller als konventionelle Bohrtechniken.

Ebenfalls im Januar 2009 geht die Firma RWE Innogy ein Joint Venture mit der Bohrfirma Daldrup & Söhne AG im Westfälischen Ascheberg ein, um eine Reihe von Geothermie-Kraftwerken in Deutschland und anderen Standorten in Europa zu entwickeln, zu planen und zu bauen. Als erstes sollen die bereits genehmigten Bohrstandorte der RWE Innogy in Wildpoldsried und Unterthingau im Oberallgäu auf ihre Eignung überprüft werden.

Im Februar 2009 startet das Verbundprojekt GeoEnergie (GeoEn), das gemeinschaftlich vom Deutschen GeoForschungsZentrum (GFZ), der Universität Potsdam und der Brandenburgischen Technischen Universität Cottbus (BTU) entwickelt worden ist. Als Brandenburger Pilotprojekt wird es vom Bundesministerium für Bildung und Forschung mit einer Gesamtsumme von 7,1 Mio. € für 27 Monate gefördert. Ziel der Zusammenarbeit ist es, die in der Forschung existierenden Technologieprodukte aus den Bereichen Klimaschutz, Energieeffizienz und Ressourcennutzung gezielt auch international zu vermarkten.

An einem weiteren Verbundvorhaben, das ebenfalls im Februar 2009 initiiert wird, beteiligen sich die Christian-Albrechts-Universität zu Kiel, die Fachhochschule Kiel sowie vier in Schleswig-Holstein ansässige Unternehmen (CITTI Handelsgesellschaft mbh & Co. KG, AX5 Architekten bda, GICON Großmann Ingenieur Consult GmbH und Sensatec GmbH). Vom Ministerium für Wissenschaft, Wirtschaft und Verkehr des Landes Schleswig-Holstein werden Fördermittel für drei Jahre bereitgestellt, um mit den erwarteten Ergebnissen mittelständischen Unternehmen den Einstieg ins Geothermie-Geschäft zu erleichtern und ihre wirtschaftliche und wissenschaftliche Wettbewerbsfähigkeit zu stärken. Dabei übernimmt das Ministerium die Hälfte des Finanzvolumens von 3,2 Mio. €.

Mit Befremden reagiert der GtV-BV (Geothermische Vereinigung – Bundesverband Geothermie e. V.) auf Pressemitteilungen, in denen von einem Geothermie-Bohrstopp in Baden-Württemberg die Rede ist. Ausgelöst werden diese durch die fortgeschriebene Fassung des ‚Auftrags für eine hydrogeologische Beurteilung von Erdwärmesonden’ vom Februar 2009 durch das Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau. Dabei werden die Vorkommnisse in der Stadt Staufen zum Anlaß genommen, Erdwärmesondenbohrungen in Gebieten mit Anhydrit- und Gipsvorkommen zu untersagen. Ein direkter Zusammenhang zwischen den Erdbewegungen in der Stadt und vorangegangenen Bohraktivitäten konnte bislang nicht nachgewiesen werden. Derweil hebt sich der Boden weiter um mehrere Zentimeter pro Monat, mehr als 230 Häuser in der Altstadt sind inzwischen beschädigt.

Einen generellen Bohrstopp, wie in einigen Pressetexten suggeriert wird, bedeutet das Vorgehen des Landesamtes aber nicht. Der GtV-Bundesverband befürchtet allerdings, daß in der Praxis zukünftig zahlreiche Genehmigungen versagt werden könnten, und daß durch die verkürzte Darstellung der Geothermie insgesamt ein schwerer Imageschaden entsteht.

Daß dem zumindest auf Bundesebene nicht so ist, belegt ein Ende Februar 2009 gestartetes Kreditprogramm des Bundesumweltministeriums, der KfW Bankengruppe und der Münchener Rück für den Ausbau der Geothermie in Deutschland. Die Partner stellen gemeinsam 60 Mio. € zur Finanzierung von geothermalen Tiefbohrungen zur Verfügung, insbesondere um das Fündigkeitsrisiko der Projekte zu mindern.

Zu diesem Zeitpunkt werden in Deutschland bereits mehr als 100 MW Wärme aus der Geothermie bereitgestellt.

Anfang 2009 kollidieren die Interessen zwischen dem Entwurf für ein Gesetz zur Regelung von Abscheidung, Transport und dauerhafter Speicherung von Kohlendioxid (CCS-Gesetz) und den Aussichten der Geothermie in Deutschland. Der Bundesverband Geothermie sieht in dem Entwurf nämlich eine inakzeptable Privilegierung der Kohlendioxidablagerung zu ungunsten der Erneuerbaren Energien. Verbandspräsident Hartmut Gaßner befürchtet, daß mit dem CCS-Gesetz uneingeschränkt Untersuchungsgebiete reserviert werden können, auf denen dann jegliche Entwicklung von Geothermie über Jahre oder Jahrzehnte ausgeschlossen wird. Dies selbst dann, wenn eine tatsächliche Kohlendioxidablagerung niemals wirtschaftlich möglich sein wird. Betroffen hiervon ist nicht nur die Geothermie, auch die Entwicklung von Druckluftspeicherkraftwerken, denen künftig ein wichtiger Beitrag zur Verstetigung der Stromeinspeisung insbesondere aus der Windenergie beigemessen wird.

Im Mai 2009 startet in Celle der Forschungsverbund Geothermie und Hochleistungsbohrtechnik (gebo), dessen Ziel die Erforschung neuer Konzepte zur wirtschaftlichen Gewinnung geothermischer Energie aus tiefen geologischen Schichten ist, um das im niedersächsischen Untergrund vorhandene geothermische Potential künftig für die Wärme- und Stromversorgung zu nutzen. Neben der Entwicklung neuer Bohrverfahren, Werkstoffe und elektronischer Bauteile, die an die extremen Bedingungen geothermischer Tiefbohrungen angepaßt sind, soll auch der gesamte Bohrprozeß optimiert werden, um eine deutliche Reduktion der Herstellungskosten von Tiefbohrungen zu erreichen.

Beteiligt sind das Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG), Hannover, das Institut für Erdöl- und Erdgastechnik der TU Clausthal, das Institut für Dynamik und Schwingungen der TU Braunschweig, das Institut für Transport und Automatisierungstechnik der Leibniz Universität Hannover, das Geowissenschaftliche Zentrum der Universität Göttingen sowie die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe in Hannover. Mit der Firma Baker Hughes, ein international führendes Unternehmen für Bohrtechnologien, ist auch ein kommerzieller Partner mit an Bord.

Das Niedersächsische Ministerium für Wissenschaft und Kultur wird in den kommenden fünf Jahren bis zu 9,5 Mio. € für das Vorhaben zur Verfügung stellen. Baker Hughes ergänzt diese Förderung um bis zu 2,3 Mio. €.

Anfang Juni 2009 wird in Anwesenheit von Bundesumweltminister Sigmar Gabriel das Geothermie-Kraftwerk in Unterhaching offiziell eingeweiht. Nach dem Mitte Mai vom Bundeskabinett verabschiedeten Geothermie-Bericht sollen bis zum Jahr 2020 etwa 280 MW Leistung zur geothermischen Stromerzeugung installiert sein, das Vierzigfache der gegenwärtig installierten Leistung. Im Bereich der Wärmeerzeugung wird erwartet, daß 2020 insgesamt 8,2 Milliarden kWh Wärme aus Anlagen der tiefen Geothermie erzeugt werden können. Nach dieser Zeit wird mit einer Beschleunigung des Wachstums und einer installierten elektrischen Leistung von 850 MW bis 2030 gerechnet.

Von Hessen im Norden über Rheinland-Pfalz, durch Baden-Württemberg bis hinunter zur Schweizer Grenze nach Basel verläuft eine der für die Nutzung tiefer Erdwärmeressourcen interessantesten Regionen Mitteleuropas. Nach der Inbetriebnahme des geothermischen Kraftwerks in Landau (s.o.), steht in diesem Jahr die offizielle Eröffnung einer Anlage in Bruchsal an. Dritter Kraftwerksstandort am Oberrhein könnte die kleine Gemeinde Insheim in der Nähe von Landau werden. Mitte 2009 sind bereits zwei Bohrungen erfolgreich niedergebracht, derzeit laufen Testarbeiten. Ein weiteres Projekt befindet sich im pfälzischen Rülzheim in Vorbereitung, und auch die Städte und Gemeinden Unterhaching, Neuried, Pullach, Erding und Aschheim sind am planen.

Großangelegte seismische Erkundungen werden außerdem in den Bereichen Worms und Bingen unternommen, selbst die Bewohner von Heidelberg lassen die Verhältnisse unter ihrer Stadt untersuchen. Die verbesserten Einspeisebedingungen für geothermischen Strom durch die Neufassung des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) initiieren viele neue Aktivitäten. Dabei entstehen die Projekte vor allem durch Eigenmittel und durch Beteiligung privater Investoren – eine interessante Entwicklung im Zuge der Finanz- und Wirtschaftskrise.

Im September 2009 fordert der GtV – Bundesverband Geothermie eine offene Diskussion über Tiefe Geothermie und Mikrobeben, nachdem die Einwohner von Landau im August und September mehrere dieser kleinen Beben mit einer Stärke von 2,7 auf der Richterskala erleben mußten. Ein Zusammenhang mit dem seit Ende 2007 laufenden Betrieb des lokalen Geothermie-Kraftwerks der Firma Geox liegt nahe, doch die gleichen Phänomene kommen auch in der der Erdgas- und Erdölförderung und dem Tunnelbau immer wieder vor. Man begrüßt daher die Einrichtung einer Expertengruppe durch das rheinland-pfälzische Umweltministerium.

Landau liegt am Rande des Oberrheingrabens, ein geologisch sehr bewegtes Gebiet in dem viele Beben auftreten, die natürlichen Ursprungs sind; seit Juni 2000 waren dies allein 57, die von ihrer Stärke mit den jüngsten Ereignissen in Landau zu vergleichen sind.

Inzwischen treten auch die Pläne der Flughafen-Betreibergesellschaft Fraport AG in die nächste Phase. Ende Oktober 2009 unterzeichnet sie ein Memorandum of Understanding für ein Joint Venture mit der D&S Geo Innogy GmbH, einem Gemeinschaftsunternehmen der RWE Innogy GmbH und der Daldrup & Söhne AG. Ziel ist die Erkundung und Entwicklung des Tiefengeothermie-Feldes Walldorf. Auf der rund 100 km2 großen Fläche sollen in den kommenden Monaten seismische Untersuchungen Aufschluß über das geothermische Potential geben. Bei erfolgreicher Erkundung wollen die Partner ein Hybrid-Kraftwerk mit 2.400 m tiefen Bohrungen bauen, welches erstmals kombiniert Erdwärme und Biogas zur Erzeugung von Strom und Wärme einsetzt.

Anfang November 2009 wird bei einer Erdwärmebohrung am hessischen Finanzministerium in Wiesbaden versehentlich eine 130 m tief gelegene und unter Druck stehende Wasserblase angebohrt, wodurch zeitweise haushohe Fontänen aus dem Boden schießen und pro Minute rund 6.000 Liter Wasser hervorsprudelten. Die Feuerwehr ist stundenlang im Dauereinsatz und füllt im Laufe der Nacht 56 m3 Beton in das Hauptbohrloch. Die Geothermie-Tiefenbohrungen waren etwa 30 m vom Ministerium entfernt vorgenommen worden um zu prüfen, ob der für 2010 geplante Anbau mit Büros und einer Kinderkrippe mit Erdwärme versorgt werden könne.

Ebenfalls im November 2009 tauchen in der Presse erste Meldungen über die Pläne des Privatinvestors BE Geothermal GmbH, am Starnberger See nordwestlich von Bernried das bislang größte Geothermiekraftwerk Mitteleuropas zu bauen. Hierfür sollen 4 Bohrungen bis zu einer Tiefe von 5.000 eingebracht werden, um eine Förderrate von 900 m3 pro Stunde zu erreichen. Bürgerinitiativen protestieren gegen das Vorhaben, da der geplante Kraftwerksstandort mitten in einem bislang unerschlossenen Waldgebiet im bzw. am Landschaftsschutzgebiet Hardtlandschaft und Eberfinger Drumlinfelder liegt.

Auf Brücken über Wasserläufen, die ständig von feuchter, kalter Luft umgeben sind, vereist der Asphalt deutlich schneller als auf anderen Straßenabschnitten. Ende 2009 wird über daher die erste Brücke mit einem an der Universität der Bundeswehr München im Auftrag der Bundesanstalt für Straßenwesen entwickelten Verfahren zur Erwärmung der Fahrbahn gebaut, das diese Glättebildung verhindert. Die derzeit im Bau befindliche Brücke überquert den Elbe-Lübeck Kanal im Kreis Herzogtum Lauenburg und soll voraussichtlich Mitte 2010 in Betrieb gehen.

Durch die in die Asphaltdecke der Brücke integriertes feines Rohrsystem wird in einem geschlossenen Kreislauf warmes Wasser gepumpt, wobei durch die gute Leitfähigkeit des Asphalts eine Vereisung der Brückenoberfläche schon bei Wassertemperaturen von ca. 10°C – 12°C verhindert wird. Bei drohender Glättebildung wird Grundwasser aus 80 m Tiefe durch die Kunststoffrohre gepumpt und die Brückenfahrbahn zuverlässig über dem Gefrierpunkt gehalten. Aus diesem Grund erwähne ich dieses System auch an dieser Stelle. Die Energiequelle für den Winterbetrieb bildet die in den Sommermonaten im Untergrund gespeicherte Wärme. Ähnliche Systeme behandle ich daher im Kapitel Sonnenenergie unter dem Stichwort Asphaltkollektoren.

Bohrung der AFK-Geothermie

Bohrung der AFK-Geothermie

Im Dezember 2009 werden drei benachbarten Gemeinden im Landkreis München Aschheim, Feldkirchen und Kirchheim zu den ‚Energie-Kommunen’ des Monats Dezember gekürt, da sie bereits 2008 den Mut zur Innovation bewiesen und mit der AFK-Geothermie GmbH das erste interkommunale Erdwärmeprojekt in Deutschland gründeten. Im Rahmen des Gemeinschaftsprojektes soll künftig 85°C heißes Thermalwasser aus Tiefen von 2.700 m unter dem Alpen­vorland die umweltfreundliche Wärmeversorgung von rund 80 % der insgesamt 26.000 Einwohner gewährleisten. Zu diesem Zeitpunkt sind bereits 333 Gebäude an das Heizwerk mit 6,9 MW Leistung angeschlossen, das Ende November 2009 seinen Betrieb aufnimmt. Im Endausbau sollen sogar rund 6.000 Gebäude versorgt werden. Die Förderbank KfW gewährte der AFK-Geothermie GmbH ein Darlehen über 19,2 Mio. € sowie einen Tilgungszuschuß von 6 Mio. €.

In Hannover zum Beispiel treibt die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe eine Bohrung in die Tiefe. Sie soll das Behördengebäude ab dem Jahr 2013 mit Wärme versorgen.

Ein ganz besonders anspruchsvolles Programm in Deutschland ist unter dem Namen KTB bekannt – das wir uns nun etwas näher anschauen werden.

Das KTB-Programm

Eines der für die Geothermie interessantesten Langzeit-Projekte ist das öffentlich finanzierte Kontinentale Tiefbohr-Programm (KTB) in Bayern, das bis 1996 (ursprünglich) eine Rekordtiefe von 14 km erreichen sollte. Bis dahin galten die Russen als Rekordhalter: In Zapolarny auf der Halbinsel Kola waren sie 1985, zehn Jahre nach Projektbeginn, bis auf 12.262 m in die Tiefe vorgedrungen. Alleine die letzten eineinhalb Kilometer dauerten über drei Jahre. Dabei mußten die Geologen immer wieder erhebliche Korrekturen hinsichtlich der Erdschichtenmodelle und der geothermischen Tiefenstufe durchführen. Auch die Temperatur von 200°C in 11 km Tiefe war wesentlich höher als bei einem Festlandschild ursprünglich erwartet wurde.

Der Kostenvoranschlag für die auf 10 Jahre angelegte Forschungsarbeit im Rahmen des KTB-Programms lautete 450 Mio. DM. Tatsächlich kostete das Projekt bis zu seinem Abschluß 528 Mio. DM, die komplett vom BMFT getragen wurden.

Die Wahl der Örtlichkeit lag darin begründet, daß sich diese bei einer Rekonstruktion des gemeinsamen Kontinents Pangäa (vor ca. 200 Mio. Jahren) so ziemlich genau im Zentrum befindet, d.h. an der Nahtstelle der Kontinentalplatten von Afrika, Asien und Amerika. 1984 beginnt die Arbeit.

Die 1987 nach 949 Tagen in 4.000 m abgeschlossene Vorbohrung bei Windischeschenbach zwischen Weiden und Marktredwitz in der Oberpfalz ergibt bei der gefundenen Salzsole aus Calcium-Natrium-Chlorid zuletzt eine Temperatur von 118°C bis 120°C, also deutlich höher als ursprünglich prognostiziert. Die Analysen zeigen, daß an der Zusammensetzung der Sole Meerwasser beteiligt ist. Man geht davon aus, daß es sich dabei um Wasser aus dem Jura- oder Kreidemeer handelt, die es hier vor 200 bis 100 Millionen Jahren gegeben hatte. Aus den Bohrkernen – insgesamt 3.600 laufende Meter – weurden 25.000 Gesteins- und Flüssigkeitsproben entnommen, von denen 6.000 an mehr als 50 Universitäten und andere Forschungsinstitute verteilt werden.

Im Frühjahr 1990 treffen sich dann über 300 am Programm beteiligte Wissenschaftler, um die teilweise überraschenden Ergebnisse vorzustellen. In den Proben fanden sich nämlich auch Mikrofossilien, mit denen wegen der hohen Temperaturen und enormen Drücke niemand gerechnet hatte. Dadurch gelingt es, die Vorstellungen vom Entstehungsalter der betreffenden Gesteine zu präzisieren; mit etwa 400 Millionen Jahren sind sie erheblich jünger als erwartet. Vor erheblicher Bedeutung erweist sich auch das ab einer Tiefe von 3.200 m zunehmende Auftreten von hochkonzentrierten Salzlösungen und Gasen wie Methan und Helium.

Die an der Bohrung beteiligten Firmen, die sich zur ‚UTB Ultratiefbohrgesellschaft mbH’ zusammengeschlossen haben, entwickeln für die Hauptbohrung eine völlig neu konzipierte überschwere Bohranlage mit vielen technischen Neuerungen, wie einem Roboter zur schnellen Handhabung des Bohrgestänges, sowie ein sich selbständig korrigierendes Senkrechtbohrsystem. Der Bohrturm hat eine Höhe von 83 m. Am 8. September 1990 ist der Startschuß für die Hauptbohrung. Bis Ende 1994 soll nun eine Tiefe von 10 km erreicht werden. Den Rekord der Russen brechen zu wollen hatte man fallen gelassen.

Im Mai 1991 frißt sich der etwa 10 cm dicke Bohrkopf in fast 2.000 m zum ersten mal fest. Er wird daraufhin stecken gelassen und mit einer Zementbrücke versiegelt, dann bohrt man daneben weiter. Technisch ist das kein Problem, denn der Bohrer sucht sich sowieso stets den Weg des geringsten Widerstandes und schlängelt sich samt dem flexiblen Bohrgestänge fast spiralförmig durch den Untergrund. Gleichzeitig wird das Loch mit einer wasserglasartigen Flüssigkeit gespült, die zwei Funktionen hat: zum einen drückt sie mit ihrem Eigengewicht auf die Wände und verhindert deren Einstürzen während das Gestänge zum Wechseln der Krone herausgezogen wird, zum anderen schwemmt sie das zermahlene Gestein heraus.

Bei knapp 3.000 m Tiefe werden dann unerwartet hohe Temperaturen festgestellt, die das weitere Vorankommen fraglich erscheinen lassen. Nach den bis dahin erzielten Ergebnissen müssten Erdwärme-Kraftwerke allerdings weitaus preiswerter sein, als bislang angenommen.

Im Oktober 1991 dringt die KTB Bohrung mit demr Überschreiten einer Tiefe von 4.500 m in geowissenschaftliches Neuland vor. Und rund 14 Monate nach dem Start wird die ‚Schnapszahl’ 5.555,5 m erreicht. Zu dieser Zeit berechnet man, daß das Projekt pro Tag mehr als 100.000 DM kostet.

Zur gleichen Zeit gelingt es Giessener Wissenschaftlern auf dem Bohrschiff ‚Joides Resolution’, im östlichen Pazifik den bislang tiefsten Blick in die Erdkruste unter dem Ozen zu werfen. In rund 3.000 m Wassertiefe können dabei durch ein 2.000 m tiefes Bohrloch insgesamt drei Schichten des Meeresbodens durchstoßen werden, deren Gesamtdicke auf 6.000 m geschätzt wird. Während die obere Schicht von kissenförmigen Basaltmassen gebildet wird, besteht die darunterliegende Schicht aus steil stehenden Basaltmauern. An der Grenze zwischen der zweiten und der dritten Schicht wird ein sehr starker Rückgang des Zinkgehalts beobachtet, der – so vermutet man – ausgewaschen wurde und zum Meeresboden gelangte, wo er dann aus heißen Quellen wieder austreten ist.

Im Herbst 1992 erreicht die KTB-Bohrung eine Tiefe von 6.000 m, wobei die Abweichung dank dem automatischen Senkrechtbohrsystem lediglich 12 m beträgt. Die nächste Herausforderung bei der Bohrtechnik liegt dann in der Entwicklung von Geräten, die auch bei Temperaturbedingungen um 300°C einsatzfähig bleiben. In 6.3000 m Tiefe liegt die Temperatur bereits bei 180°C und nimmt pro Kilometer um 28,5°C zu. Am 31. Juli dieses Jahres hatte sich ein weiter Bohrkopf festgefressen, mußte abgesprengt und ebenfalls mit Zement versiegelt werden. Dann wurde an ihm vorbei weitergebohrt – und am 2. Dezember 1992 wird mit einer Tiefe von 6.775 m die bislang tiefste Bohrung in den alten Bundesländern, eine Erdgasbohrung bei Bremen, überrundet.

Der KTB-Bohrturm

KTB-Bohrturm

Am 14. Februar 1993 stürzt in inzwischen 7.000 m Tiefe ein 200-Tonnen-Bohrgestänge ab. Im Laufe mehrerer Wochen kann es zwar wieder geborgen werden, es ist aber zu 20 % wie ein Korkenzieher verbogen. Außerdem entstehen im unteren Bereich der Bohrung Ausbrüche auf einer Länge von 60 m, die zubetoniert werden müssen. Ende März wird dann ab einer Tiefe von 7.144 m und im Abstand von 5 m an der Einsturzstelle vorbeigebohrt. Inzwischen hat sich die Bohrstelle zu einem vielbesuchten Touristenziel entwickelt. Seit Anfang 1987 haben bereits eine halbe Million Menschen das Projekt besucht, an dem inzwischen mehr als 350 Wissenschaftler aus zwölf Nationen mitarbeiteten.

Im Oktober 1993 wird in 8.057 m Tiefe eine Temperatur von 215°C gemessen. Das bis dato herausragendste Ergebnis resultiert aus den Messungen der mechanischen Gesteinsspannungen bis in 6.000 m Tiefe, die unerwartet hohe Werte zeigen. Diese Spannungen sind verantwortlich für lokale Erdbeben. Die Wissenschaftler müssen die bislang angenommene Verteilung dieser Spannungskräfte zur Tiefe hin revidieren. Eine weitere Überraschung sind mit Graphit belegte Gesteinsbrüche, die offenbar wie Schmiermittel Erdbeben verhindern.

Ende Januar 1994 wird mit 8.600 m Tiefe der bisherige europäische Rekordhalter überrundet, eine 8.553 m tiefe Erdgasbohrung im Wiener Becken. Bis dahin mußten sechs mal mehrere Hundert Meter Bohrgestänge abgesprengt werden.

Im September 1994 erreicht der Bohrkopf knapp 280°C heißes, plastisches und fast schon fließendes Gestein, womit die Grenze des technisch Machbaren erreicht ist. Nach 1.300 Tagen Bohrzeit wird die KTB-Bohrung in 9.101 m Tiefe beendet, da sich die Forscher bei der Temperaturprognose deutlich verschätzt hatten.

Das Bohrloch wird seitdem als „hochinteressantes Tiefst-Laboratorium“ genutzt, über die laufenden Ergebnisse und Erkenntnisse finden sich im Internet umfassende Informationen.

China

Die Nutzung der Geothermie zu Heizzwecken beginnt in China um 1970. In der sozialistischen Planwirtschaft erfolgt die geothermische Exploration durch nationale Stellen, produktive Brunnen wurden kostenlos an die Endverbraucher übertragen.

Seit Mitte der 1980er Jahre, im Rahmen der Privatisierung und Liberalisierung der Wirtschaft, werden nationale Investitionen in die Exploration verringert, und im Zeitraum von 2000 bis 2005 entstehen gar keine neuen Anlagen mehr.

Zwischen 1981 und 1994 sind in Taiwan eine 3 MW Anlage in Qingshui (150°C – 220°C) und eine 300 kW Anlage in Tu Chang in Betrieb (170°C), die dann jedoch außer Dienst gestellt werden.

Schon in den frühen 1990er Jahren beginnt man in der Stadt Xianyang die Nutzung der Geothermie zu erforschen, wodurch inzwischen 23 Erdwärmebrunnen für physikalische Therapie, Bad, Heizung und Schwimmen genutzt werden. Inzwischen will man zur Geothemiestadt Chinas werden.

Die einzigen Strom produzierenden Felder liegen bislang in Tibet. Das wichtigste Feld ist Yangbajain mit einer Gesamtkapazität von 24 MW. Hier entspringt das 140°C – 160°C heiße Wasser aus 18 Brunnen mit einer durchschnittlichen Tiefe von 200 m. Die jährliche Energieerzeugung beträgt ca. 100 GWh, etwa 30 % des Bedarfs der tibetischen Hauptstadt Lhasa. Unter dem flachen Yangbajain-Feld wird allerdings noch ein tieferes Reservoir entdeckt, von in 1.500 m – 1.800 m Tiefe Wassertemperaturen von 250°C – 330°C gemessen werden. 2004 wird zu Versuchszwecken ein 2.500 m tiefer Brunnen gebohrt.

Weitere Anlagen sind in Langju, West-Tibet (1 MW, 80°C – 180°C), und in Nagqu (1 MW, 60°C – 170°C) installiert. Zwei kleine 300 kW Anlagen stehen in Guangdong und Hunan.

Enercret Energiepfahl

Enercret Energiepfahl

Bereits 2003 werden Überlegungen angestellt, neben dem Erdöl aus Chinas zweitgrößtes Ölfeld Shengli in Provinz Shandong, das mit seinen 40.000 km2 fast der Fläche der Niederlande entspricht, auch das zusammen mit dem Öl geförderte heiße Wasser zu nutzen. Gemeinsam wird beides an die Oberfläche gepumpt und dort voneinander getrennt. Das Öl geht in die Weiterverarbeitung, während das Wasser immer noch eine Temperatur von 65°C hat. Mittels einer Konsultation der deutschen Geothermie-Spezialisten der EWS Erdwärme-Systemtechnik in Delbrück soll eruiert werden, ob die Möglichkeiten für ein Fernwärmenetz bestehen.

Eine Machbarkeitsstudie belegt, daß das energetisch, ökologisch und wirtschaftlich günstigste System aus einer Kombination von Thermalwasser, Spezialwärmetauscher, Wärmepumpen und einem Blockheizkraftwerk besteht. Über ein derartiges System können mehr als 55 % der benötigten Heizleistung von jährlich 30.720 MWh für rund 160.000 m2 Nutzflächen bereitgestellt werden.

Im September 2005 wird in Beijing das 20-jährige Bestehen des China Geothermal Energy Committee gefeiert. Noch immer wird die Geothermie in China am stärksten für die Wärmeversorgung eingesetzt.

Das Isländische Geothermie-Unternehmen Enex kündigt im November 2009 an, daß die Shaanxi Green Energy (SGE), ein Joint Venture zwischen Enex und Sinopec Star, mit der Gemeinde Xiong County, Provinz Hebei, einen Vertrag über die Implementierung einer neuen geothermischen Fernwärmeversorgung unterzeichnet hat. Das Fernwärmenetz wird für die Beheizung von 250.000 m2 der Gemeinde in diesem Jahr, und bis zu 3 Millionen Quadratmeter bis 2012 sorgen. Die Region besitzt geothermische Felder mit relativ niedrigen Wassertemperaturen zwischen 55°C und 86°C.

In Jiading, einem Teil Schanghais, baut das deutsche Unternehmen Mann + Hummel, ein Filterhersteller in Ludwigsburg, Ende 2009 ein neues Werk, das ebenfalls auf Geothermie setzt, damit in dem Bau ganzjährig angenehme Temperaturen herrschen. Die mittels 290 Polyethylenrohren im Boden angezapfte Geothermie dient dabei sowohl zum Heizen als auch zum Kühlen.

Zeitgleich realisiert die Österreichische Enercret GmbH aus Röthis mit ihrem Tochterunternehmen in Wuhan die bislang weltweit größte geothermische Nutzung im Bauwesen. Der 95 m hohe Wuxi Guolian Financial Tower mit seinen 117.000 m2 Nettogeschoßfläche Büros und einem Shoppingcenter wird mit umweltfreundlicher Erdwärme gekühlt beziehungsweise geheizt. Hierfür werden sogenannte Energiepfähle verwendet – aus konstruktiven Gründen das ohnehin erforderliche Fundament des Gebäudes. In die Betonpfähle werden Kunststoffrohre für den Flüssigkeitstransport integriert, womit der Energieaustausch über den direkten Bodenkontakt der Rohre erfolgt. Der so gewonnene Temperaturausgleich heizt beziehungsweise kühlt das Gebäude.

Als Erdwärmetauscher kommen 513 Energiepfähle mit je 35 m, 88 Erdsonden mit je 100 m und 15.000 m2 der Bodenplatte zum Einsatz. Diese dienen als Wärmequelle für die Wärmepumpe mit einer Leistung von zirka 4.000 kW. Die Gesamtleistung für die Kühlung des Towers beträgt 8.738 kW. Davon wird die Hälfte über umweltschonende Energie aus Erdwärme abgedeckt. Für die Heizleistung sind 3.917 kW erforderlich. Das Auftragsvolumen beträgt 2 Mio. €.

Dänemark

Hier wird in der Nähe von Aarhus wirtschaftlich nutzbare Erdwärme zur Versorgung der Stadt gesucht.

Ende September 2008 wird in der Stadt Heerlen das weltweit erste geothermische Kraftwerk in Betrieb genommen, dessen Wasser in den Stollen eines seit den 1970er Jahren aufgegebenen Kohlebergwerks erwärmt wird. Das Wasser wird aus einer Tiefe von 800 m heraufgepumpt, seine Temperatur beträgt 35°C. Nachdem es 350 Wohnungen beheizt wird es in die Mine zurückgepumpt.

Die Technische Universität Delft ist an einem Projekt beteiligt, bei dem ein Aquifer in 2,5 km Tiefe unterhalb von Delft angebohrt werden soll, wo Wassertemperaturen von 80°C – 85°C beträgt.

Deutsche Demokratische Republik (bis 1990)

Die erste Tiefenbohrung der Welt wird 1867 in Sperenberg vorgenommen. Man findet heraus, daß in 1.000 m Tiefe Temperaturen von 30°C bis 40°C, und in 2.000 m sogar schon 60°C bis 70°C vorkommen.

Seit 1980 wird die Erschließung der Erwärme in verschiedenen Projekten vorangetrieben. Bei Bohrungen zur Erdöl- und Erdgasprospektion im Norden der DDR werden in 8.000 m Tiefe 280°C gemessen, was zeitweilig sogar einen Weltrekord darstellt.

Ab 1984 wird in Waren-Papenberg (am Müritzsee) 60°C – 90°C heißes Thermalwasser aus 1.500 m Tiefe gefördert, das für die Beheizung und den Warmwasserbedarf von 860 Wohnungen, 11 Einfamilienhäusern, einer Schule und einem Kindergarten der Stadt genutzt wird. Da das Wasser einen sehr hohen Salzgehalt von 250 – 350 g pro Liter hat (Ostsee: 9 – 10 g/l), wird es über eine Verpreß-Sonde wieder in den Boden gepumpt. Die Energieleistung der Anlage beträgt 3,5 MW, gekostet hat sie 10 Mio. Ost-Mark.

1990 gibt es drei Projekte unter der Regie des VEB Geothermie Neubrandenburg. Nach Waren gingen 1987/1988 Geothermie-Anlagen in Neubrandenburg (5,5 MW) und in Prenzlau (3,6 MW) in Betrieb – und weitere sechs Projekte befinden sich kurz vor der Wiedervereinigung in der Vorbereitungsphase, das größte davon bei Schwerin, wo 1989 mit dem Bau einer 50 MW Anlage begonnen wird, die aufgrund der unsicheren Finanzierung dann jedoch ‚auf Eis gelegt’ wird.

Ebenso ergeht es den Projekten in Schwerin und Stralsund, nachdem am 01.01.1991 der Vertrag ausläuft, mit dem bis dahin die Niederbringung neuer Bohrungen von staatlicher Seite finanziert wurde. Zu jenem Zeitpunkt hatte man mit einer wirtschaftlich erzielbaren Heizenergie von 600 MW – 1.000 MW für den Norden der DDR gerechnet. Anfang 1991 werden zum Erhalt und zur Erweiterung des geothermischen know-hows der ‚Neuen Bundesländer’ vom BMFT kurzfristig 3 Mio. DM bewilligt.

Da die Geothermie-Anlage in Prenzlau erhebliche Schwächen aufweist, wird sie 1989 stillgelegt. Um eine der vorhandenen Sonden weiter nutzen zu können, wird später allerdings bis auf 3.000 m weitergebohrt.

Die Entwicklung nach der Wiedervereinigung wird im Absatz Bundesrepublik Deutschland dokumentiert (s.d.).

Frankreich

Archäologische Stätten aus der Römerzeit beweisen, daß heißes Wasser aus Thermalquellen nicht nur für Badezwecke verwendet, sondern auch mittels Leitungen in Becken und Gebäude für Bodenheizungen transportiert wurde. Geothermische Heizungen existieren also schon seit mehr als 2000 Jahren!

In Chaudes-Aigues, einem Dorf im Süden des französischen Zentralmassivs, wird 1332 das weltweit erste städtische Wärmenetz installiert. Das 82°C heiße Thermalwasser wird mit hölzernen Wasserleitungsrohren in die Häuser geleitet.

Das erste moderne geothermische Fernwärmeheizwerk Frankreichs wird 1969 bei Paris in Melun l’Almont errichtet. Hier kommt erstmals eine ,Dublette’ zum Einsatz (Injektion und Produktion nebeneinander in einer Bohrung), während sich der Ertrag mittels einer späteren, zweiten Bohrung erheblich steigern ließ.

In den 1970ern wird in Frankreich von staatlicher Seite und in Zusammenarbeit mit dem Ölkonzern Elf Aquitaine eine geothermische Ressourcenstudie durchgeführt. In den 1980ern wird die Geothermie stark forciert, was zu einer Reihe von geothermisch gespeisten Fernwärmeanlagen führt, deren Maximum mit 74 Anlagen um 1986 erreicht wird, die heißes Wasser und Wärme für 200.000 Wohneinheiten bereitstellen. Auf Grund technischer Probleme, vor allem die Korrosion durch die aggressiven Doggerwässer im Pariser Becken, und durch die Verringerungen der (relativen) Wirtschaftlichkeit sinkt die Zahl dieser Anlage auf zur Zeit 39. Das Korrosionsproblem wird durch die WBBT-Technik (kontinuierlicher Zufluß von Korrosionsschutz in die Produktionsleitung) unter Kontrolle gebracht.

In Guadeloupe existiert seit 1984 ein Geothermiekraftwerk mit 4,7 MWe, das einen 250°C heißen Aquifer in 350 m Tiefe nutzt. Die Produktion macht einen Anteil von 2 % des Gesamtbedarfs der Vulkaninsel aus. Geplant ist eine Ausweitung der Leistung auf 20 MWe durch das Anbohren eines weiteren Aquifers in 1.100 m Tiefe.

In den Orten Melun und Creil, in der Umgebung von Paris, deckt etwa 70°C heißes Tiefenwasser den Heizungs- und Warmwasserbedarf von 5.000 Wohneinheiten (Stand 1979). 1982 werden in fünf Departements insgesamt 20.000 Wohnungen beheizt, und bis 1985/1986 sollten es bereits 500.000 Wohnungen sein.

Mitte 1980 beendet die staatlich kontrollierte Mineral­ölgesellschaft Elf-Aquitaine eine Bohrung in Soultz bei Cronenburg, nördlich von Straßburg, beim Erreichen einer Tiefe von 3.220 m. Das 140°C heiße Wasser soll 5.000 Wohneinheiten beheizen. Ebenso wird die Geowärme in der Gegend von Bordeaux genutzt.

1983 berichtet die Presse von dem ,Danaides’-Projekt zur Nutzung geothermischer Energie. Es handelt sich um ein Kraftwerk mit geschlossenem Kreislauf. Ein Fluid, Freon, wird durch die Wirkung der Wärmequelle Erdwärme verdampft. Der Dampf steigt in einem Rohr an und wird durch die Abkühlung beim Kontakt mit der Atmosphäre wieder kondensiert. Die Flüssigkeit läuft dann im Kreislauf zurück und treibt eine Turbine an, die über einen Generator Strom erzeugt. Natürlich muß der Generator hierfür in ziemlich großer Tiefe eingebaut werden, von etwa 500 m bis zu mehreren Kilometern unterhalb der Erdoberfläche.

Geothermieanlage Soultz

Geothermieanlage Soultz

1991 wird damit gerechnet, bis zum Jahr 2000 rund 800.000 Wohnungen an die Erdwärme aus den geologisch günstigen Schichten des Pariser Beckens angeschlossen sein werden.

Im Rahmen eines Gemeinschaftsprojektes der EU wird im nördlichen Elsaß, in Soultz-sous-Forêts bei Haguenau, das HDR-Verfahren umgesetzt. Von den Startkosten übernimmt die EG 4,5 Mio. DM und das BMFT 3 Mio. DM.

Zwischen Juli und September 1997 wird in 2.800 m – 3.500 m Tiefe und im Bereich einer Temperatur von 168°C ein künstliches Kreislaufsystem geschaffen, in das pro Stunde 90 m3 Wasser mit 20 bar eingebracht und aus einem zweiten Bohrloch mit einer Temperatur von 142°C wieder gefördert wird, was  einer Leistung von 11 MW entspricht. Der Wärmetauscher in der Tiefe hat eine Fläche von 3 km2. Mittels einer erst vor wenigen Jahren entwickelten Tauchpumpe, die bis zu 150°C heißes Wasser fördern kann, gelingt es sogar, das Kreislaufsystem ohne Flüssigkeitsverluste zu betreiben, und man stellt mittels Tracermarkierungen fest, daß das Wasser drei bis vier Tage benötigt, um die 450 m lange Strecke zwischen Verpressung und Förderbohrung zurückzulegen.

Die Anlage selbst verbraucht zu ihrem Betrieb etwa 5 % der erzeugten Energie. Aus der thermischen Leistung von 10 MW lassen sich derzeit aber erst 4 MW Elektrizität gewinnen. 1999 wird die Bohrung auf 5.084 m Tiefe fortgesetzt, wo man 200°C heißes Gestein erwartet. Damit ließe sich eine Wasseraustrittstemperatur von 180°C erreichen, die zur Stromerzeugung besser geeignet ist. Bis 2002 ist die Inbetriebnahme einer 5 MW Turbine geplant.

Im badischen Bühl, nur 50 km entfernt, soll das erste kommerziellen HDR-Kraftwerk der Welt entstehen. Es soll sich die hohen Temperaturen in 4.500 m Tiefe zunutze machen und 10 MW elektrische sowie 90 MW thermische Leistung erreichen. 1999 wird das Projekt aufgrund der auf dem europäischen Markt stark gesunkenen Strompreise jedoch auf Eis gelegt.

Geothermiestrom wird 2006 in Frankreich mit 12 Eurocents pro Kilowattstunde vergütet, in den französischen Überseegebieten mit 10 Cent je kWh. In diesen Überseedepartements gibt es geothermische Hochenthalpie-Ressourcen (> 150°C) in Guadeloupe, Martinique und La Réunion.

Reich an potenziellen Mittel- bis Hochenthalpie-Ressourcen ist auch der französische Oberrheingraben mit geothermischen Gradienten von durchschnittlich 80°C/km.

Niedrigenthalpie-Ressourcen (> 50°C) in aus geotechnischer Sicht einfachen Verhältnissen gibt es im Aquitain-Becken und im Pariser Becken, wo in ca. 2.000 m ein 56°C – 85°C heißer Dogger-Aquifer liegt, der zwar ein gutes geothermisches Potential aufweist, durch den Salz- und Gasgehalt jedoch auch hoch korrosiv wirkt. Unter komplizierteren Verhältnissen befinden sich Erdwärmepotentiale auch im Elsass und in der Auvergne (Limagne).

Im April 2008 macht die Meldung die Runde, daß die Betreiber des Pariser Flughafens Orly zwei Bohrungen im Umkreis des Flughafens in eine Tiefe von jeweils 1.700 m einbringen, um geothermisch erwärmtes Wasser zu finden. Das durch natürlichen Druck nach oben strebende Wasser wird an der Oberfläche mit seiner Temperatur von 74°C in das Heizsystem des Flughafens eingespeist werden. Nach seiner Abkühlung auf 45°C  soll es dann wieder in die Erde zurückgepumpt werden.

Das Projekt, das nach einer technischen und finanziellen Machbarkeitsstudie durchgeführt wird, soll rund 11 Mio. € kosten. Angeschlossen an das System werden ab 2011 das Flughafen-Terminal Orly-West, Teile von Orly-Süd, das Hilton Hotel des Flughafens sowie zwei Geschäftsbezirke. In dem System werden pro Stunde 250 m3 Wasser zirkulieren, es soll 35 % der im Flughafen benötigten Wärme bereitstellen. Baubeginn ist 2009, in Betrieb gehen soll die Anlage dann 2010.

Benachbarten Ortschaften von Orly wie L’Hay-les-Roses, südlich von Paris, nutzen bereits die Erdwärme.

Geothermische Energie trägt 10 % zu der Nahwärmeversorgung und 0,4 % zu der Energieversorgung Frankreichs bei (Stand 2009).

Griechenland

Aufgrund seiner geologischen Gegebenheiten besitzt Griechenland ein vielversprechendes geothermisches Potential. Obwohl die geothermischen Vorkommen gut bekannt sind, beschränkt sich ihre Nutzung bislang zumeist auf die Beheizung von Gewächshäusern. Ende 2007 beträgt die installierte thermische Leistung zur Direktnutzung ca. 75 MWth, von denen etwa die Hälfte in die Nutzung für Thermalbäder und die Heizung von offenen oder geschlossenen Schwimmbädern fließt – in seltenen Fällen auch in Kombination mit Raumheizung. Neue geothermische Nutzungsarten beinhalten Fischzucht, Spirulina-Zucht sowie Gemüse- und Fruchttrocknung.

Trotz der großen Hochenthalpie-Ressourcen in den aktiven Vulkan-Regionen der Ägäis wird in Griechenland noch keine elektrische Energie aus der Geothermie gewonnen.

Hochtemperaturvorkommen, die sich zur Energiezeugung mit Wärme- oder Kältekopplung eignen, finden sich auf den ägäischen Inseln Milos, Santorini und Nisyros in einer Tiefe von 1 – 2 km, während zu den weiteren Standorten, an denen diese in einer Tiefe von 2 – 3 km vorgefunden werden können, Lesvos, Chios und Samothraki sowie die Senken in Zentralostmazedonien und Thrake zählen. Niedertemperaturvorkommen finden sich im Flachland von Mazedonien und Thrake, in deren Umkreis 56 heiße Quellen entdeckt worden sind. Zu diesen Gebieten gehören u.a. Loutra-Samothrakis, Lesvos, Chios, Alexandroupolis, Serres, Thermopyles und Chalkidiki.

Im Nordwesten der Insel Lesvos bort die Public Power Corporation (PPC) nach hochenthalpischen Lagerstätten.

Großbritannien

Sir Charles Parsons (1845 – 1931), Erfinder der Parsons-Dampfturbine, dachte schon zu seiner Zeit daran, bis zu 7 km tiefe, mit Stahl ausgekleidete Schächte anzulegen, um an eine Temperatur von 200°C zu kommen. Zwischen jeweils zwei benachbarten Schächten sollten unterirdische Hohlräume das von der einen Seite zugeführte Waser zu Dampf erhitzen, der daraufhin durch den anderen Schacht entweichen und genutzt werden könnte.

Im Zuge der Ölkrise von 1973 wird das Potential der geothermischen Energie im Vereinigten Königreich vom Department of Energy auf kommerzielle Nutzung hin untersucht. Das Interesse an der Entwicklung sinkt jedoch rasch mit dem Fall des Erdölpreises. Unter der Leitung des damaligen Stadtrats Alan Whitehead beschließt Southampton jedoch, als Teil eines Plans mit dem Ziel einer ‚selbstversorgenden Stadt’ an der Geothermie festzuhalten.

Nach der Ablehnung einer Finanzierung durch das Department of Energy wird das geothermisch betriebene Fernwärmenetz von Southampton schließlich in Verbindung mit dem sich in französischem Besitz befindlichen Unternehmen Utilicom Ltd. sowie der Southampton Geothermal Heating Company entwickelt und umgesetzt. Die Bauarbeiten beginnen im Jahr 1987, um Wasser aus dem Grundwasserleiter des Wessex-Beckens aus einer Tiefe von 1.800 m und mit einer Temperatur von 76°C hinaufzupumpen. Das System beheizt eine Reihe von Gebäuden im Zentrum der Stadt, einschließlich dem Southampton Civic Centre und dem WestQuay Einkaufszentrum. Insgesamt liefert die Geothermie hier über 16 GWh Wärme pro Jahr.

Seit 1977 gibt es außerdem Versuche mit dem HDR-Verfahren in Camborne (Cornwall). 1980 wird in die Felsformation von Rosemonowes eine Parallel-Bohrung bis 2.200 m Tiefe eingebracht, die 80°C heißes Wasser findet. Das aus Granit bestehende Gestein weist eine hohe natürliche Radioaktivität auf. Die Kosten des Projektes betragen 20 Mio. Englische Pfund . Bei den Arbeiten zeigt sich jedoch, daß etwa 70 % des hinuntergepumpten Wassers einfach verschwindet. Nach Einbringung von Bindemitteln können diese Verluste auf 20 % reduziert werden. Das mit nur 50°C wieder hinaufgepumpte Wasser ist allerdings zu kalt, um wirtschaftlich genutzt zu werden.

Ein weiterer Bereich mit großem Potential für die geothermische Energie befindet in der Nordsee, und zwar auf dem Festlandsockel, wo die Erdkruste relativ dünn ist (weniger als 10 km). Da der Ertrag der Offshore-Plattformen zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen jährlich um 5 % fällt und bald unwirtschaftlich sein wird, könnte die anschließende Nutzung dieser Plattformen für die geothermische Stromerzeugung eine sinnvolle Alternative darstellen. Die Total Energy Conservation and Management Co. Ltd. führt 1986 erste Pionierarbeiten auf diesem Sektor durch.

Als weiteres Ziel wird eine 6 km tiefe Doppelbohrung genannt, mit der in den 1990ern etwa 6 MW Strom erzeugt werden sollen. Die geschätzten Baukosten betragen hierfür 50 Mio. Englische Pfund, die geplante Nutzungsdauer wird mit etwa 100 Jahren angegeben – danach würde es einige Tausend Jahre dauern, bis sich der Untergrund wieder ausreichend erwärmt.

Auf Anweisung der britischen Königin wird im Jahr 2002 unter dem Buckingham Palast eine 122 m tiefe Bohrung eingebracht. Das umweltfreundliche Klima-System für eine neue Kunst-Galerie, die anläßlich ihres goldenen Jubiläums erbaut wird, soll nämlich mit Erdwärme versorgt werden. Die Ergebnisse sind so beeindruckend, daß die Königin 2005 auch für einen anderen Teil des Palastes ein neues Heizsystem bestellt, das seine Wärme aus dem 1,6 ha großen See des Palastgartens bezieht.

2004 wird bekanntgegeben, daß auf dem Gelände einer Zementfabrik in Eastgate, nahe von Stanhope in der Grafschaft Durham, ein hot rocks project verwirklicht werden soll, welches das erste britische Modelldorf mit Erdwärme heizen wird.

Projekt Eden

Projekt Eden

Auf der zu Großbritannien gehörenden westindischen Insel Nevis wird ebenfalls erfolgreich nach Geothermischer Hitze gebohrt. Im Oktober 2008 bestätigt die West Indies Power (WIP), daß mindestens zwei der bislang niedergebrachten Bohrungen fündig geworden sind. Man rechnet mit einer Gesamtkapazität von mehreren Hundert MW.

Die Blogs melden im Juni 2009, daß das bekannte, britische Ökoprojekt ‚Eden’ gemeinsam mit der Firma EGS Energy Pläne für das erste stromproduzierende Geothermie-Kraftwerk in Großbritannien vorgestellt hat. Mit den entsprechenden Probebohrungen soll in Kürze begonnen werden. Geplant ist ein 3 MW Kraftwerk, das rund 5.000 Haushalte mit Strom versorgen und etwa 15 Mio. Englische Pfund (£) kosten soll. Der Standort wird in Nähe der großen Gewächshäuser des Eden-Projekts, nahe der Stadt St. Austell, sein. Experten gehen davon aus, daß es in dem Granit unter Cornwall genug Energie gibt, um bis zu 10 % des britischen Strombedarfs zu decken.

Im November 2009 meldet die Presse, daß das britische Ministerium für Energie und Klimawandel DECC kurzfristig einen Betrag von 6,7 Mio. € für die Exploration von Geothermieprojekten bereitgestellt.

Hawaii

 

Von den 40 Vulkanen auf Hawaii sollen 13 direkt anzapfbar sein. Ein 2.000 m tiefes Bohrloch am Kilauea-Vulkan erbringt 200°C heißen Wasserdampf, der später eine 3 MW Turbine betreiben soll.

Geothermieanlage in Puna

Geothermieanlage in Puna

1993 wird im Osten der Insel die Geothermie-Anlage Puna Geothermal Venture mit einer Leistung von 30 MW eröffnet, sie befindet sich rund 21 Meilen südlich von Hilo auf der Hauptinsel Hawaiis.

2005 stößt die betreibende US-Firma Ormat Technologies Inc. aus Reno, Nevada, bei weiteren Bohrungen auf dem Puna-Feld in 2.500 m Tiefe auf Magma mit einer Temperatur von 1.050°C.

Die Leistung der Puna-Anlage, die z.Zt. 20% des Strombedarfs von Hawaii deckt, soll bis Ende 2009 auf 38 MW ausgebaut werden. In der Region Kapoho-Pohoiki rechnet man sogar mit einer nutzbaren Gesamtkapazität von 200 MW.

(Siehe auch USA)

Holland

Die erste Geothermieanlage in Holland soll bereits 1980 in Betrieb gegangen sein.

Im Juli 2007 verkündet die niederländische Stadt Den Haag einen Plan zur Nutzung geothermischer Heizenergie für 4.000 Haushalte und mehrere Industriegebäude. Im Südwesten der Stadt war in einer Tiefe von 2.200 m Wasser von 75°C entdeckt worden. Die Kosten des bislang größten Projekts in den Niederlanden werden auf 46 Mio. € geschätzt, die ersten Häuser sollen im Winter 2008/2009 angeschlossen werden.

Seit Ende 2008 nutzt die Stadt Heerlen ein altes, seit über 30 Jahren verlassenes Bergwerk als Geothermie-Quelle für ein groß angelegtes Fernwärmesystem. 350 Häuser und Geschäfte der Stadt werden nun mit Warmwasser und Heizung im Winter bzw. mit kühlem Wasser im Sommer versorgt.

Hierfür sind im Umfeld der Stadt 5 zusätzliche Bohrungen von jeweils 700 m abgeteuft worden, die jeweils 80 m3 Wasser pro Stunde bereitstellen können. Die relativ niedrige Wassertemperatur von 32°C, die bis zum Erreichen der Oberfläche auf 28°C absinkt, wird mittels Wärmepumpen auf das im Winter benötigte Temperaturniveau angehoben.

Indien

Es gibt etwa 400 heiße Quellen in Indien. Aus einigen sprudeln pro Stunde bis zu 190 m3 Wasser mit Temperaturen um 90°C hervor. Fast kochendes Wasser liefern beispielsweise fünf Quellen in dem Ort Tattapani in Chattisgarh. Experten schätzen, daß das geothermische Potential Indiens etwa 10.000 MW beträgt.

Gegenüber 2000 wird die geothermische Thermalwassernutzung von 80 MW(th) auf 203 MW(th) im Jahr 2005 ausgebaut.

Im Januar 2009 meldet die Presse, der der Großkonzern Tata Power Company Ltd. nun auch in die Geothermie einsteigen will. Gemeinsam mit der Regierung des westlichen indischen Bundesstaates Gujarat wird eine Absichtserklärung unterzeichnet, in der sich das Energieunternehmen verpflicht, die Machbarkeit eines Geothermie-Kraftwerks mit einer Leistung von 5 MW zu prüfen. Parallel hierzu soll in Gujarat auch ein Photovoltaik-Kraftwerk mit ebenfalls 5 MW entwickelt werden.

Indonesien

Die ersten Versuche führen holländische Ingenieure hier bereits 1926 durch. Pro Bohrloch im Gebiet der Guntur-Vulkangruppe errechnet man eine Leistung von 900 kW.

Der Indonesische Archipel gilt als eines der weltgrößten Geothermiereservoirs mit einem Potential von 21 GW, also weit mehr als nur ausreichend für die 220 Mio. Einwohner (Stand 2006).

Schon früh führt die US-Firma Chevron erste Untersuchungen durch. Auf dem Geothermischen Weltkongresses 2005 in Antalya gibt das indonesische Energieministerium bekannt, daß das Land zukünftig verstärkt auf Erdwärme setzen will. Es werden zahlreiche Vorhaben in Angriff genommen und im September 2006 wird beschlossen, daß in Sarulla, Nord-Sumatra für rund 470 Mio. € das weltweit größte Geothermie-Kraftwerk mit einer Leistung von rund 340 MW entstehen soll.

Errichtet wird die Anlage von einem Konsortium aus der PT Medco Energi Internasional, dem wichtigsten privaten Unternehmen auf Indonesiens Erdöl- und Erdgasmarkt, der Itochu Gruppe, eines der bedeutendsten japanischen Handelshäuser, sowie der israelisch-amerikanischen Ormat, inzwischen Weltmarktführer beim Bau geothermischer Kraftwerke. Das Projekt wird in drei Phasen von je 110 MW – 120 MW umgesetzt, wobei die erste Kraftwerkseinheit nach 30 Monaten, und die letzte nach 48 Monaten den Betrieb aufnimmt und ihren Strom in das Netz von Nord-Sumatra und Aceh einspeist. Die Betreiber rechnen mit Stromerlösen von 86 Mio. € im Jahr.

2006 werden aus der Geothermie insgesamt bereits 800 MW Strom erzeugt, bis 2009 sollen weitere 1.200 MW hinzukommen.

Die Medco-Tochter PT Apexindo Pramata Duta führt zudem in West-Java Bohrarbeiten an einem weiteren neuen privaten Kraftwerk durch, in Wayang Windu, Pengalengan. Und der staatliche Erdöl- und Erdgaskonzern Pertamina kündigt Ende Juli 2006 die Aufnahme von Bohrarbeiten an insgesamt 9 Standorten, darunter in Kamojang in West Java, Ulubelu auf Sumatra und Lahendong in Nord Sulawesi an.

Das Bedugul Projekt in Nähe der Vulkane auf der Hindu-Enklave Bali soll bis zu 175 MW Leistung erzielen, was etwa der Hälfte des Bedarfs der Ferieninsel entspricht. Das Projekt liegt derzeit allerdings auf Eis, weil die Anwohner fürchten, es könnte einem heiligen Gebiet schaden und negative Auswirkungen auf die Wasserversorgung aus den nahe gelegenen Seen haben.

Mitte 2008 werden in Indonesien 1.931 MW aus der Erdwärme gewonnen, bis 2013 sollen es 3.131 MW werden, womit dann auch der Spitzenreiter USA auf den 2. Platz verwiesen würde. Der Bau einer 110 MW Anlage in West Java, Indonesiens am stärksten bewohnte Insel, wird von dem Energieunternehmen Indonesia Power (51 %) in Kooperation mit der US-Firma Raser Technologies Inc. (49 %) durchgeführt.

Im Mai 2009 wird bekannt, daß die Kosten des 2006 beschlossenen Sarulla-Projekts rund 800 Mio. $ betragen werden.

Island

Die Tradition, heiße Quellen zu nutzen, reicht in Island bis ins 12. Jahrhundert zurück.

In der Hauptstadt Reykjavik wird die Erdwärme schon seit langem zu Heizzwecken genutzt. Bereits 1928 wird dort mit systematischen Bohrungen nach natürlichem Heißwasser begonnen, und ab 1930 beginnt man mit dem Ausbau der Fernwärmeversorgung der Stadt. Man schätzt, daß die Wärmereserven erst in mehreren zehntausend Jahren aufgebraucht sein werden.

Geothermieanlage in Krafla

Geothermieanlage in Krafla

Die erste reguläre Geothermieanlage wird Anfang der 1970er in Krafla eröffnet. Nachdem das erste Bohrloch niedergebracht ist, wird die Gegend jahrelang von vulkanischen Eruptionen erschüttert.

1990 verbrauchen die Isländer pro Kopf etwa 17.500 kWh Geothermalenergie. 1991 gehört zum ordentlichen Eigenheim auch eine Heizung unter der Einfahrt und dem Fußweg – man müßte ja sonst Schnee schippen. Zu dieser Zeit gibt es in Island ein 15 MW Kraftwerk und insgesamt rund 100.000 m2 geobeheizte Gewächshäuser (1996: 175.000 m2).

Die Lava des 1973 erfolgten Vulkanausbruches auf der Insel Heimaey soll in der Hafenstadt Westmannaeyjar für mindestens zehn bis zwanzig Jahre zu Heizzwecken genutzt werden (Stand 1980). Bohrungen bis zu einer Tiefe von 2.000 m erbringen bis zu 140°C heißes Wasser.

1984 werden auf Island bereits 50 % aller Wohnungen geothermal beheizt. Als langfristiges Ziel werden sogar 75 % bis 89 % angepeilt. 1986 entsteht am Hengil-Vulkan das Kraftwerk Nesjavellir, das 150 MW Wärme erzeugt, aber von Anfang an schon für 400 MW ausgelegt ist. In Zukunft könnten außerdem noch 80 MW Strom produziert werden.

1992 verhandelt man mit Holland darüber, zwischen 2005 und 2020 gemeinsam mehrere geothermische Kraftwerke im 1.000 MW Bereich zu errichten, deren Elektrizität mit Hilfe unterseeischer Stromkabel in die Niederlande transportiert werden soll.

1996 beliefert der kommunale Fernwärmeversorger Hitaveita Reykjavíkur 99,7 % der Bevölkerung der Hauptstadt (155.000 Bewohnwer) und ihren sechs Nachbargemeinden mit ca. 75°C heißem Wasser für Heizkörper und Bäder. 56 Bohrungen, 640 MW installierte Wärmeleistung und 1.211 km Fernwärmeleitung bilden ein weltweit einmaliges System. Dazu gehören auch 250.000 m2 Bürgersteige und Parkplätze, unter denen Rohrleitungen mit 35°C warmem Wasser verlaufen und im Winter für Schnee- und Eisfreiheit sorgen. Insgesamt sind in Island zu diesem Zeitpunkt 1.450 MW geothermischer Wärmeleistung und 50 MW elektrischer Leistung installiert – was allerdings nur rund 1,5 % der erschließbaren Vorkommen entspricht. Der Grund hierfür liegt im Überangebot an Energie: Der isländische Strombedarf wird nämlich zu 95 % aus Wasserkraftwerken gedeckt.

1999 wird die Icelandic Hydrogen an Fuel Cell Company gegründet, an der DaimlerChrysler, der Ölmulti Shell und der norwegische Mischkonzern Norsk Hydro beteiligt sind. Mittels dem durch hydro- und geothermale Energiequellen erzeugten Wasserstoff soll Island das erste Land der Welt werden, das komplett auf einer Wasserstoffwirtschaft aufbaut.

Im Jahr 2004 startet das Iceland Deep Drilling Project (IDDP), das sich 5 km tief unter die Erdoberfläche graben will, um dort an die Energie des Magmas zu gelangen. Die Bohrarbeiten selbst beginnen Anfang 2005: Erst geht es 2,5 km tief, im Jahr darauf dann hinunter auf 4 km, und der endgültige Tiefpunkt soll 2007 erreicht werden. In dieser Tiefe wollen die Geologen auf 400°C bis 600°C heißes Wasser stoßen, das sich durch die direkt darunter liegende Magmaschicht in eine überkritisch-fluide Flüssigkeit verwandelt mit einem Druck von 221 Bar hat. Das bedeutet, daß sie über die Eigenschaften sowohl von Flüssigkeit als auch von Gas verfügt und voller gelöster Mineralien sowie Metallen ist. Diese höchst interessante Materieform verspricht eine extrem hohe Energieausbeute und könnte gleichzeitig eine echte ‚Goldmine’ sein falls es gelingt, seltene Stoffe aus ihr herauszufiltern. Aufgrund der technischen Schwierigkeiten verzögert sich das Erreichen der Endtiefe jedoch bis 2009.

Zu diesem Zeitpunkt heizen bereits 90 % der Einwohner Islands ihre Häuser und Wohnungen mit geothermischer Energie, während die elektrische Energiebereitstellung auf über 500 MW angewachsen ist.

Die Gesamtleistung der kommunalen Fernwärmesysteme in Island beträgt 2007 rund 1.400 MW. Etwa 30 regionale Fernwärmenetze werden von den Kommunen betrieben, an die mehr als 85 % der Haushalte angeschlossen sind. Daneben gibt es rund 25 kleinere, privat betriebene Netze, die jeweils mehr als 50 Haushalte versorgen. Große Anlagen und Kraftwerke sind das Svartsengi Kraftwerk im Südwesten Islands, das seit 30 Jahren Strom liefert und 15.000 Einwohner sowie den internationalen Flughafen Keflavik über ein Fernwärmesystem mit Wärme versorgt – sowie das Kraftwerk Hellisheiði mit einer elektrischen Leistung von derzeit 90 MW.

Mitte 2008 wird der Plan der Reykjavik Energy Invest bekannt, weitere fünf Geothermal-Kraftwerke mit jeweils 45 MW bauen zu wollen. Damit würde die dann insgesamt 15 isländischen Anlagen gemeinsam 565 MW Erdwärme-Strom produzieren.

Im Rahmen der International Partnership for Energy Development in Island Nations (EDIN) wird im April 2009 u.a. auch eine Kooperation zwischen Island und der Dominikanischen Republik bekanntgegeben.

Israel


2001
weist das Land eine installierte Leistung von 82,4 MW aus, 2008 sind es schon über 130 MW. Die Wärme wird primär in Bädern, Gewächshäusern und Aquakulturen genutzt. Der Großteil des Wassers für die Thermen stammt aus stillgelegten, tiefen Ölquellen.

Tiefbrunnen werden in der Senke des Toten Meeres und entlang der südlichen Küstenebene gebohrt. Auch unter der Negev-Wüste werden verfügbare Wärmequellen vermutet.

2009 ist das israelisch-amerikanische Unternehmen Ormat Technologies (ORO), der derzeitige internationale Marktführer, auch in die vorgeschlagene Konstruktion einer gigantischen geothermischen Energieanlage in Indonesien involviert.

Ein Jahr zuvor hatte das Unternehmen von einer nicht genannten Handelsbank eine dreijährige Kreditlinie in einer Höhe von 100 Mio. $ erhalten, außerdem hatte Ormat im Dezember 2008 in Alaska für 3,3 Mio. $ den Zuschlag für die Bohrrechte am Mount Spurr Vulkan, rund 120 km westlich von Anchorage, gewonnen.

Italien

Im späten 18. Jahrhundert analysieren Chemiker erstmals die heißen Flüssigkeiten aus dem Erdinnern und stellen darin das Vorhandensein vieler verschiedener Chemikalien fest. Eine damals entstandene Chemieanlage zur Gewinnung von Borsäure wird konsequenterweise auch mit Geothermalenergie betrieben.

Erwärmeheizung in Larderello 1904

Erdwärmeheizung in Larderello

Die erste Bohrung erfolgt 1904 in Larderello, in der Toskana südlich von Florenz, die gewonnene Energie wird für eine Erdwärmeheizung genutzt. Die Nutzung heißer Quellen kann hier bis 270 v.Chr. belegt werden. 1905 wird dann eine erste 25 kW Anlage in Betrieb genommen – solange bis die Dampfmaschine ihren Geist aufgibt, da sie aufgrund der gelösten Salze innen völlig zerfressen ist.

1916 werden bereits 12 MW Strom erzeugt – inzwischen jedoch über korrosionsbeständige Wärmetauscher. Der erzeugte Strom geht über Fernleitungen in die Städte Volterra, Siena, Livorno, Cecina und Florenz, wo er u.a. auch die Straßenbahn versorgt.

Im März 1931 wird ein besonders leistungsstarker ,Sifffioni’ erbohrt. In etwa 360 m Tiefe durchstößt die Bohrsonde die Decke eines unterirdischen Kessels, worauf aus dem Bohrloch ein mit Wasser, Schlamm und Steinen beladener Dampfstrahl von 300 m Höhe hervorschießt, dessen ohrenbetäubendes Heulen noch in 50 km Entfernung zu hören ist!

Um 1936 liegt die Gesamtleistung der Werke im Larderollo-Feld bei 66 MW – Im Jahr 1940 werden italienweit schon 126,8 MW aus geothermischen Quellen gewonnen.

In Larderello und am Monte Amiata (Toscana) werden 1973 fast 390 MW produziert, 1975 sind es bereits 417 MW, und Mitte der 1980er sogar schon 455 MW. In Italien fahren inzwischen fast alle Staatsbahnen mit ‚Geo-Strom’.

Die Lage dort bildet insofern eine extreme Ausnahme, da der dem Erdinnern entströmende Dampf oftmals trocken und sauber ist, was sonst nicht oft der Fall ist. Der Dampf schießt mit 35 Atmosphären Druck und einer Austrittsgeschwindigkeit von 120 – 470 m/s aufwärts, und dies mit Temperaturen zwischen 140°C und 240°C.

Larderello heute

Larderello (heute)

Aus Italien wird übrigens auch von einer mehr als 100 km langen Warmwasserleitung berichtet, die seit 1969 ununterbrochen in Betrieb ist, und die dank ihrer guten Isolation einen thermischen Wirkungsgrad von 98,5 % aufweist.

2006 liegt der Anteil der Erneuerbaren Energien bei der Primärenergiegewinnung in Italien bei 7 %, wobei der Anteil der Geothermie bei 0,6 % liegt. Installiert sind zu diesem Zeitpunkt 810 MWe und 650 MWth.

2007 gibt es in Italien 32 stromproduzierende Anlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 810 MWe, davon im Larderello Feld alleine ca. 550 MWe.

2008 betreibt Enel 31 geothermische Anlagen in der Toskana, die rund 700 MW Strom erzeugen, darunter auch das erste Geothermie-Kraftwerk in Larderello.

Das Unternehmen ist auch in den USA aktiv, außerdem entwickelt es geothermische Kraftwerke in Südamerika. In Zusammenarbeit mit der chilenischen Empresa Nacional del Petróleo erfolgt die Exploration von Standorten, an denen mehr als 100 MW produziert werden können, während in El Salvador die erste Anlage des Unternehmens errichtet wurde, mit einer Kapazität von 44 MW.

Japan

Im Jahre 1975 produzieren alle Erdwärme-Kraftwerke Japans – in erster Linie Matsukawa, Otako und Onuma – zusammen 120 MW, bald darauf kommt eine 50 MW Anlage in Takinoue dazu. Bis 1978 sind 111 nutzbare Erdwärmefelder gefunden. Das Ziel für 1990 lautete 1.900 MW installierter Leistung.

Geothermalkraftwerk Hatchobaru

Geothermalkraftwerk
Hatchobaru

Es besteht eine Zusammenarbeit mit den Philippinen, wo bereits 500 MW Strom erwirtschaftet werden. Außerdem forciert das Land den Export schlüsselfertiger Geothermieanlagen von 10, 20, 50 und sogar 100 MW.

Das HDR-Verfahren wird seit 1974 in Ogachi und in Hijiori, nördlich von Tokio erprobt. Am letztgenannten Standort werden in 2.200 m Tiefe 270°C gemessen, die thermische Leistung beträgt 7 MW. Japan beteiligt sich auch an Arbeiten in Mexiko und in den USA.

Seinen ersten Auftrag aus Japan verzeichnet der israelisch-amerikanische Turbinen- und Anlagenbauer Ormat im Jahr 2003. Für den geothermischen Kraftwerkskomplex in Hatchobaru soll das Unternehmen eine ORC-Turbine mit einer Leistung von 2 MW liefern. In Hatchobaru exisitieren bereits zwei Anlagen mit einer installierten Kapazität von insgesamt 110 MW, die den Strom mit Heißwasser aus Reservoiren in Tiefen von 1.000 m – 1.800 m produzieren.

Der Auftraggeber, die Kyushu Electric Power Co., Inc., möchte mit dem neuen Aggregat Wasser und Dampf aus einer Bohrung nutzen, die wegen ihres niederen Drucks bislang nicht in den normalen Kraftwerksbetrieb integriert werden konnte. Die ORC-Maschine wäre damit die erste ihrer Art in Japan.

Anfang 2009 geben die Mitsubishi Materials Corp., die Kyushu Electric Power Co. und weitere japanische Firmen bekannt, daß sie zukünftig gemeinsam Geothermalprojekte verwirklichen wollen. Mitsubishi Materials und J-Power-Plan (Electric Power Development) werden beispielsweise gemeinsam 433,9 Mio. $ investieren, um bis 2020 in Yuzawa, in der Präfektur Akita des nördlichen Japan, eine Geothermie-Kraftwerk mit 60 MW Leistung zu errichten. Mitsubishi verfügt derzeit über zwei geothermische Kraftwerke, J-Power betreibt eines in der Präfektur Miyagi, und zwar seit 1975. Durch das Hinzufügen eines weiteren Bohrlochs möchte das Unternehmen 2009 und für eine Investitionssumme von 400 Mio. Yen den Elektrizitäts-Ausstoß dieses Werks um 20 % auf 15 MW erhöhen.

Insgesamt hat Japan zu diesem Zeitpunkt 18 geothermische Kraftwerke in Betrieb, die mit ihrer Gesamtleistung von etwa 530 MW allerdings nur ca. 0,2 % zur Gesamtstromerzeugung des Landes beitragen.

Im September 2009 veröffentlichte Studien des National Institute of Advanced Industrial Science and Technology (AIST) offenbaren neues Potential für die Geothermie in Japan. Das Institut hatte eine Software entwickelt, welche die Geothermie-Ressourcen in verschiedenen Schichten messen kann. Danach verfügt Japan insgesamt über ein Potential von 23,47 Mio. kW, wovon jedoch nur 18 %, oder sogar nur 4,25 % nutzbar sind… da sich ein Großteil der Ressourcen nämlich unter Nationalparks und in Sperrzonen befindet. Außerdem wird mit starkem Widerstand seitens der Abermillionen von Heißbadern gerechnet.

Das AIST und das Unternehmen Geothermal Energy Research & Development (GERD) führen außerdem ein gemeinsames Forschungsprojekt durch, bei dem es um die Energieerzeugung aus Wasser geht, das kühler als 150°C ist, wie man es in den häufig vorkommenden heißen Quellen des Landes vorfindet. Die beiden Organisationen entwickeln daher ein 50 kW System, welches z. B. die Betreiber von heißen Naturbädern nutzen können, welche ihr Wasser bisher aufwendig von 70°C – 120°C auf 50°C herunterkühlen müssen, um es nutzbar zu machen. Die neue Anlage zapft die heißen Quellen unterirdisch an und erzeugt mit einer Kraft-Wärme-Kopplung elektrische Energie und Heißwasser, bzw. Wasser zur Verwendung in Wärmetauschern. Durch eine weitere neue Methode wird auch die Ablagerung von Kalzium-Karbonat effektiv verhindert. Der erste Feldtest startet im Winter 2009.

Das Wirtschaftsministerium (METI) erwartet zu diesem Zeitpunkt, daß die Kapazitäten der Geothermie-Energieerzeugung bis 2020 auf 1,2 GW und bis 2030 auf 1,9 GW anwachsen.

Kanada

Dan Fraser von der University of Manitoba denkt, daß es möglich ist mit einem Verfahren namens  ‚supercritical water partial oxidation’ aus organischem Material direkt Wasserstoff zu gewinnen, denn bei Temperaturen oberhalb 400°C werden sogenannte ‚supercritical water’-Prozesse möglich (siehe zum Thema superkritische Flüssigkeit auch unter Island und USA). 

Die Gruppe betreibt ein Bohr-Projekt nach Geothermalenergie auf den Aleuten und arbeitet an verschiedenen Verfahren, um in der superkritischen Flüssigkeit gelöste Stoffe herauszusieben. Eine für Metalle erfolgreiche Methode ist bereits als Patent angemeldet, denn wenn man superkritisch bohrt, dann kann im Grunde das gesamte Periodensystem an die Oberfläche hinaufkommen. Länder ohne diese Rohstoffe könnten neben dem Energiegewinn plötzlich über Ressourcen von Gold, Silber, Kupfer und Zinn verfügen.  

Im Juli 2009 geht das Anfang 2008 gegründete Geothermie-Unternehmen Magma Energy aus Vancouver, British Columbia, an die Börse. Aktiv ist diese Firma schon im Westen der USA, in Island und Lateinamerika. Eine erste Anlage in Soda Lake, Nevada, die sich zu 10 % im Besitz von Magma Energy befindet, ist bereits in Betrieb. Die auf insgesamt 23 MW ausgelegte Anlage produziert Anfang 2010 rund 9 MW .

Im September 2009 gibt die Stadt Sudbury grünes Licht für eine Wohnanlage, in der die thermische Energie sowohl aus dem umgebenden Boden als auch aus Abwasser gewonnen wird, das durch die Rohrleitung führt. Angewendet werden dabei ‚Source Energy Pipes’ der Renewable Resource Recovery Corporation (RRRC).

Die verstärkten, vorgefertigten Abwasser-Betonröhren besitzen zusätzlich eingebrachte Kanäle, in denen ein Gemisch aus 30 % Ethanol in Wasser umläuft, das die Erdwärme zu den Verbrauchern transportiert. Im Sommer kann das System auch für die Klimatisierung genutzt werden, indem es die Abwässer und den umgebenden Boden als Kühler verwendet. Das führt zu potentiellen Energieeinsparungen über das ganze Jahr von 10 % bis 20 %.

Source Energy Pipes

Source Energy Pipes

Die Vorteile dieses geothermischen Systems sind, daß es ohne tiefe Bohrungen oder andere umfangreichen Installationen auskommt. Da die Kanalisationsrohre ohnehin verlegt werden, entstehen auch keine zusätzlichen Kosten bei der Installation selbst. Die Erfindung geht auf den Geothermie-Berater Robert Mancini, den Dozenten des Cambrian College John Hood und den Ausbilder für Erneuerbare Energien Les Lisk zurück, die sich auf einer Energiekonferenz vor drei Jahren kennengelernt und das System dann gemeinsam entwickelt haben.

Das Institute of Technology der University of Ontario (UOIT) investiert laut einer Meldung vom November 2009 etwa 4 Mio. $ in ein Projekt namens Borehole Thermal Energy Storage System (BTESS), mit dem die Erdwärme den Bedarf der acht universitätseigenen Gebäude und des Campus decken soll. Das zu nutzende geothermische Feld der Größe eines Fußballplatzes befindet sich direkt unterhalb des Campus der Universität. Das Gesamtsystem besteht aus 375 Bohrlöchern von 200 m Tiefe, von denen jedes ca. 10.000 $ kostet, und liefert etwa 8 MW Leistung. Es ist damit in der Lage etwa 1.000 Wohnungen zu beheizen oder zu kühlen und gilt zu diesem Zeitpunkt als zweitgrößte derartige Anlage Nordamerikas.

Kenia

 

Im Rift Valley in Kenia existiert seit 1981 die Geothermieanlage Olkaria I mit einer Leistung von 45 MW. Sie steht nahe der Stadt Naivasha, nordwestlich von Nairobi, und arbeitet mit einer Verfügbarkeit von 97 %. Es handelt sich um die erste Anlage des afrikanischen Kontinents überhaupt.

Geothermieanlage Olkaria 1

Geothermieanlage Olkaria I

Weitere 34 MW werden erst im Laufe des Jahres 2003 in Betrieb genommen, zusätzliche 12 MW werden durch einen unabhängigen Energieproduzenten bereitgestellt, der seine Kapazitäten in der Olkaria-Vulkanregion ebenfalls ausbauen möchte.

Die Nutzung geothermischer Energie in Kenia wird ab 2003 auch durch das deutsche GEOTHERM-Programm unterstützt, in dem die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) bei technischen Verbesserungen und der Exploration neuer möglicher Standorte hilft. Die Erweiterung des Kraftwerkskomplexes wird mit 17 Mio. €. durch die KfW-Entwicklungsbank gefördert.

2006 deckt Olkaria rund 14 % des landesweiten Strombedarfs. Aus 2.000 m Tiefe strömt durch Rohrleitungen 300°C heißer Wasserdampf nach oben und treibt die Turbinen an. Die über 100 Erdwärmebrunnen erzielen bereits eine Gesamtleistung von 121 MW, doch schon mit der heute bereits verfügbaren Technologie ließen sich hier bis zu 2 GW Leistung aus dem Untergrund gewinnen.

Im August 2008 meldet die Presse den Plan von Präsident Mwai Kibaki, die Stromproduktion des Landes (derzeit etwa 1.080 MW) innerhalb von 10 Jahren um zusätzliche 2.000 MW zu steigern, von denen 1.700 MW aus Geothermie-Kraftwerken kommen soll. Da die Investitionen hierfür mit 3 Mio. $ pro MW Strom rund 30 % teurer sind als für Kohlekraftwerke, wird der Plan durch zinsgünstige Darlehen der Weltbank und der deutschen Regierung unterstützt.

Insgesamt erfolgt Kenias Stromproduktion Mitte 2008 zu 60 % durch Staudämme, zu 30 % durch fossile Brennstoffe und zu 10 % durch die Geothermie – wobei allerdings 80 % der Bevölkerung noch gar keinen Stromanschluß besitzen…

Die bereits mehrfach erwähnte Fachfirma Ormat Technologies Inc. gibt im Januar 2009 bekannt, daß ihre Tochtergesellschaft Orpower 4 Inc. die Kreditverträge für eine Projektfinanzierung der 48 MW Geothermieanlage Olkaria III in Höhe von rund 105 Mio. $ unterzeichnet habe. Olkaria II war im Dezember 2008 mit 35 MW in Betrieb gegangen.

Auch in anderen Ländern, die entlang des Ostafrikanischen Grabenbruchs zwischen Mosambique und Djibouti liegen, wird bereits an Geothermie-Projekten gearbeitet, so z.B. in Äthiopien, Eritrea, Tansania und Uganda.

Mexiko

Im Norden des Landes befindet sich in Cerro Prieto eine Geothermie-Anlage, die ab 1984 rund 180 MW produziert. Jeweils 1985 und 1986 sollen weitere 220 MW Anlagen in Betrieb gehen.

2006 werden in Mexiko insgesamt rund 975 MW Strom aus Geothermie erzeugt.

Im Juni 2009 meldet das Engineering-Unternehmen Alstom, daß man mit der mexikanischen Comisión Federal de Electricidad (CFE) einen Vertrage in Höhe von 63 Mio. $ zur schlüsselfertigen Lieferung eines geothermischen 25 MW Kraftwerks geschlossen habe. Die Los Humeros II Anlage soll im Oktober 2011 in Betrieb gehen und Strom für die Stadt Puebla im Osten Mexikos liefern.

Das Projekt bedeutet die Rückkehr von Alstom auf den Geothermie-Markt, nachdem das Unternehmen zuletzt im Jahr 2000 vier Einheiten von jeweils 25 MW in Los Azufres, Mexiko, errichtet hatte.

Neuseeland

Bereits 1908 wird in New Plymouth eine Thermalwasser-Quelle angebohrt. Die Bonithon 1 Quelle versorgt die Mineral-Becken in Taranaki. Als erste Stromanlage geht mit 157 MW Wairakei im Jahr 1958 in Betrieb, eine zweite Anlage in folgt erst 1966 in Kawerau mit 10 MW (2004 aufgegeben).

Geothermeanlage Wairakei

Geothermieanlage Wairakei

In Wairakei und in Kawerau werden 1980 zusammen 202 MW Geothermiestrom erzeugt, das Gesamtpotential des Landes wird auf 3.600 MW geschätzt.

Weitere Anlagen gehen in Ohaaki (1989, 40 MW), am Poihipi Road (1996, 55 MW), in Rotokawa (1997, 35 MW) und Mokai (1999, 55 MW) in Betrieb. Zum Teil werden diese Anlagen in späteren Jahren weiter ausgebaut.

Der israelisch-amerikanische Turbinenhersteller Ormat gibt im Oktober 2003 die Unterzeichnung eines Vertrages über Entwurf, Lieferung und Bau des ersten ORC-Kraftwerks im Bereich des Wairakei Geothermal Field in Neuseeland bekannt. Auftraggeber der rund 16,5 MW großen Anlage ist der Energieversorger Contract Energy, der größte Eigner von Geothermiekraftwerken im Land, der Hauptlieferant für Erdgas und mit 30 % Lieferanteil auch der größte Stromversorger des Inselstaats im Südpazifik. Mehr als 620.000 neuseeländische Haushalte zählen zu seinen Kunden.

Das neue Kraftwerk besteht aus zwei luftgekühlten Ormat Energy Konvertern mit einem Stundendurchsatz von rund 2.800 Tonnen 127°C heißem Abwasser, das bei der ‚konventionellen’ Stromerzeugung mit Dampf aus dem geothermischen Feld anfällt. Die Anlage soll bis Mai 2005 fertiggestellt sein. Sie wird dann etwa 120 GWh Strom pro Jahr liefern können, ohne daß neue Bohrungen abgeteuft werden müssten.

Mit der Anlage in Wairakei kann Ormat sein achtes Kraftwerk in Neuseeland platzieren. Weltweit sind damit bereits über 700 MW geothermischer Kraftwerksleistung aus Ormat-Anlagen am Netz.

Im Zuge einer Untersuchung von 360 bereits aufgegebenen Öl- und Gas-Bohrungen stellt Dr. Agnes Reyes Mitte 2006 fest, daß mindestens bei der Hälfte ein Temperaturbereich erreicht wird der eine geothermische Nutzung zuläßt. In den bis zu 5 km tiefen Bohrungen werden 180°C gemessen. Das Potential schätzt sie auf 160 MW. Anhand weiterer Bohrungen könnten zusätzliche 800 MW erschlossen werden.

2007 liegt die installierte Gesamtleistung der Erwärmekraftwerke bei 414 MW.

Im Mai 2007 gibt Ormat Technologies Inc. bekannt, daß zwei ihrer Tochtergesellschaften Verträge im Wert von etwa  20 Mio. $ mit der Ngawha Generation Ltd., einer Tochtergesellschaft der Top Energy Ltd., geschlossen haben, bei denen es um den Bau eines neuen geothermischen Kraftwerks in Ngawha geht. Nach Fertigstellung der Anlage Anfang 2009 wird die insgesamt installierte Leistung der Ormat-Kraftwerke in Neuseeland über 200 MW betragen.

Im Januar 2008 berichtet mein Schweizer Freund Louis Palmer auf seiner Weltumrundung mit dem Solar-Taxi auch von einem Besuch in Neuseeland:

Schon von weitem sehe ich die Dampffahnen des Erdwärme-Kraftwerks von Wairakei nördlich vom Lake Taupo. Spontan habe ich die Idee, hier meine Batterien mit umweltfreundlichem Strom zu betanken. ‚Willkommen im zweitältesten geothermischen Kraftwerk der Welt!’, steht auf einem Schild.

Solar-Taxi in Neuseeland

Solar-Taxi in Neuseeland

Ich klingelte am Gate und erkläre, daß ich mit einem Solarauto unterwegs bin und gerne das Kraftwerk ansehen möchte. Außerdem brauche ich ein Foto vom Solarauto vor einem Kraftwerk, das aus erneuerbarer Erdwärme Strom herstellt

In Begleitung und mit einem weißen Helm auf dem Kopf werde ich im Solartaxi in die sogenannten thermischen Felder geführt: Überall strömt Dampf aus der Erde, und kilometerlange Leitungen transportieren diesen zu mächtigen Turbinen.

Die Anlage produziert schon seit über 50 Jahren Strom mit einer Leistung von gut 160 MW, das ist etwa ein Sechstel der Leistung eines Atomkraftwerks. 90 Leute sind hier beschäftigt und von hier aus wird 5 % des Strombedarfs von Neuseeland gedeckt. Momentan werden dafür täglich 22.000 Tonnen Dampf aus 60 Quellen verwendet. Das Wasser wird wieder in die Erde zurückverpreßt, da es Arsen und andere Giftsstoffe enthält. Die Technik bewährt sich, und in zwei Jahren soll ein weiteres, moderneres Kraftwerk unweit von hier gebaut werden.

Man darf gespannt sein, wie die Entwicklung in den nächsten Jahren weitergeht...

Österreich

Die gezielte Erschließung von Thermalwässern beginnt in den 1970er Jahren mit den ersten Bohrungen für Thermalbadprojekte im Steirischen Becken. Zwischen 1977 und 2004 werden 62 Tiefbohrungen durchgeführt, bei ungefähr drei Viertel der Bohrungen steht die Nutzung für Thermalbäder im Vordergrund. Als Konsequenz entstehen 12 neue Thermenstandorte.

1974 macht man sich auch Gedanken über die technische Nutzung der Geothermalenergie, nachdem bei einer Erdölbohrung plötzlich aus einer Tiefe von 2.900 m Dampf mit einem Druck von 150 Atmosphären herausgeschossen kommt.

Bein einer weiteren Bohrung nach Erdöl stößt man 1978 in Bad Waltersdorf auf eine heiße Quelle. Trotz der relativ geringen Leistung der Thermalquelle, aus 1.400 m Tiefe sprudeln pro Sekunde nur 17 Liter Wassers mit einer Temperatur von 61°C hervor, entschließt sich die Gemeinde 1981 dazu, die örtliche Schule, einen Kindergarten und ein Freibad mit der Wärme aus der Tiefe zu beheizen. Das Projekt ist erfolgreich.

In den 1980ern bestätigen Infrarot-Aufnahmen der NASA das Vorhandensein einer gigantischen Dampfblase mit ca. 300°C in rund 8.000 m Tiefe zwischen Radkersburg und Tullin, St. Pölten und Bratislawa. Andere Quellen sprechen davon, daß es in dieser Tiefe unter Radkersburg sogar eine Lavasee mit 2.000°C bis 3.000°C gibt. Mehr als ein geothermisch beheiztes Schwimmbad wird dort bislang aber noch nicht gebaut.

Die Hauptaktivität für die Erschließung geothermaler Energie für die technische Nutzung findet im oberösterreichischen Molassebecken statt, wo zwischen 1980 und 2001 sechs geothermische Anlagen entstehen.

Seit 1990 besteht in Altheim (Oberösterreich) ein Nahwärmesystem, das rund 650 Haushalte versorgt. 1998 wird dort auch mit den Bohrarbeiten zur Vorbereitung einer geothermischen Stromproduktion begonnen.

Landesweit sind 12 Anlagen mit einer thermischen Leistung von ca. 41,5 MW in Betrieb. Lediglich zwei dieser Anlagen werden zur gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme eingesetzt, in Altheim und in Blumau (1998). Das vom verstorbenen österreichischen Künstler Friedensreich Hundertwasser entworfene Hotel Rogner in Bad Blumau verfügt über eine rund 2.600 m tiefe Thermalwasserbohrung zur Versorgung der Anlage mit 107 °C heißem Wasser zur Wärmeversorgung und für Badezwecke. 2001 wird hier auch eine kleine 180 kW Kraftwerkseinheit in Betrieb genommen.

In den am Inn gelegenen Grenzstädten Braunau (Österreich) und Simbach (Deutschland) wird bereits 1999 Europas erste grenzüberschreitende geothermische Wärmeversorgung realisiert. Das Fernwärmenetz der beiden nur durch den Inn getrennten Nachbarstädte verfügt über eine Anschlußleistung von 40 MW, wobei die geothermische Wärme aus 2 km Tiefe neben öffentlichen Einrichtungen auch eine Vielzahl von Wohn- und Gewerbeobjekten versorgt.

Im Sommer 2004 wird das ‚enercret’-System der Vorarlberger Firma Nägele Energie- und Haustechnik, bei dem bestehende Gebäudeteile als Wärmetauscher verwendet werden, auch beim Ausbau der U-Bahn in Wien eingesetzt. Die Wiener Linien betreiben künftig vier Stationen der neuen U2 mit Erdwärme, wobei rund drei Viertel der zum Heizen und Kühlen benötigten Energie dem Erdreich entzogen werden.

Bohrturm des Braunau-Simbach Projektes

Bohrturm
Braunau-Simbach

Die Mehrfachnutzung der erdberührenden Beton-Bauteile erfolgt, indem die statisch ohnehin notwendigen Pfähle, Schlitzwände und Bodenplatten mit Absorberleitungen belegt werden, die entweder in die Armierung oder in die Sauberkeitsschicht eingebracht werden. So werden diese großflächigen Betonbauteile zu Erdwärmetauschern, ohne daß dabei zusätzliche Eingriffe in die Natur notwendig werden. Nägele hat mit dieser Technologie europaweit bereits mehr als 250 öffentliche und private Objekte realisiert, darunter das Kunsthaus Bregenz, die STRABAG Konzernzentrale in Wien und den Skyper-Büroturm in Frankfurt.

In Wien erhält ein Pilotprojekt zur Tunnelthermie im Oktober 2004 einen Anerkennungspreis im Rahmen des Wettbewerbs ‚Energieprofi 2004’. Das Konzept basiert auf der Erkenntnis, daß die großen, mit der Erde in Berührung stehenden Tunnelwände eine ideale Möglichkeit für die Erdwärmegewinnung bilden. Die Bauteile des Tunnels, die man ja ohnehin herstellen muß, werden als Absorberbauteile herangezogen und mit Rohrleitungen ausgerüstet, während die Bohrpfähle der Tunnelwand genützt werden, um mittels Absorberleitungen, in denen eine Wärmeträgerflüssigkeit zirkuliert, dem Erdreich die Wärme zu entziehen. Die Wärme aus dem Lainzer-Tunnel wird mittels einer Wärmepumpe auf eine Nutztemperaturhöhe von ca. 45°C gebracht und zur Beheizung der Sportmittelschule Hadersdorf genutzt.

Die gesamte installierte Leistung der Tiefen-Geothermie in Österreich im Jahr 2005 beträgt 62 MW.

Im September 2007 steht auch die wirtschaftliche Nachnutzung ausgedienter Bohrlöcher zur Diskussion, in dem ausgeförderte Lagerstätten zur Gewinnung von Erdwärme ausgebaut werden sollen. Der führende Öl- und Gaskonzern Mitteleuropas OMV will bis 2009 eine halbe Million Euro investieren, um ehemalige Förderanlagen zu geothermischen Pilotsonden umzubauen.

Mitte 2009 werden im Rahmen eines EU-geförderten Forschungsprojektes die Anlagen zur Fernwärmeerzeugung des grenzüberschreitenden Geothermie-Projektes Braunau/Simbach erweitert, um die gespeicherte Wärmeenergie in Zeiten mit geringerem Wärmebedarf in elektrische Energie umzuwandeln. Aus dem nur 80°C heißen Wasser können nun rund 1 Mio. kWh elektrische Energie erzeugt werden. Dies reicht aus, um mehr als 300 Haushalte zu versorgen. Die in nur fünf Monaten errichtete Anlage wird von der Turboden Srl (Italien), der Geoteam GmbH (Graz) und der E.on Bayern errichtet. Die Gesamtplanung erfolgte durch die Energie AG Oberösterreich Wärme GmbH. Die Kosten für dieses Projekt belaufen sich auf rund 1,5 Mio. €.

Philippinen

Die für die Stromproduktion leicht erschließbaren geothermischen Ressourcen des Inselreichs werden auf über 15.000 MW geschätzt. Immerhin gelten die Philippinen als Teil des sogenannten pazifischen Feuerrings.

Bereits 1979 wird das erste Erdwärmekraftwerk in Betrieb genommen. Eingeleitet wird diese Entwicklung durch das staatliche Erdölunternehmen Philippine National Oil Company (PNOC) bzw. seinen geothermischen Ableger, die Energy Development Corporation (EDC).

Die Regierung der Philippinen gibt im März 2004 bekannt, daß in landesweit zehn Regionen öffentliche Gebote für die Erschließung geothermischer Felder und den Bau von Kraftwerken abgegeben werden können. Es handelt sich um die Felder von Monito-Babayon und Rangas-Tanawon (Provinz Sorsogon), Biliran (Provinz Ost-Visayas), Amacan (Nord-Davao), Dauin (Westliches Negros), Natib (Bataan), Mabini (Batangas), Montelago (Östliches Mondoro) und Mt. Kabalian (Leyte). Aus den von der nationalen Energiebehörde veröffentlichten Daten geht hervor, daß die zehn Regionen über eine erschließungsfähige Kapazität von 300 MW bis 470 MW verfügen.

2005 beziehen die Philippinen fast 90 % ihrer Stromerzeugung aus alternativen Energiequellen wie Erdwärme, Wasserkraft und Erdgas. Geothermal werden bereits über 1.900 MW erzeugt, womit das Land an zweiter Stelle nach den USA rangiert. So steht in Albay die 330 MW Tiwi-Anlage, die Kraftwerke Palinpinon I + II erzeugen zusammen 192 MW, das Mak-Ban-Werk in Laguna 425,7 MW und die Geothermieanlage in Leyte sogar 708,5 MW.

Der Philippine Energy Plan (PEP) 2005 sieht einen Ausbau der Kapazität bis 2013 um 1.200 MW auf insgesamt mehr als 3.000 MW vor. Im 2006 Update des PEP wird dieses Ziel etwas reduziert; nun sind bis 2014 Vorhaben mit einer Gesamtkapazität von rund 800 MW ins Auge gefaßt. Die PNOC-EDC soll dabei Projekte mit einem Umfang von mehr als 300 MW ausführen.

Die PNOC-EDC erwirbt im Laufe der Jahre beträchtliches Know-how bei der Erschließung von heißen Lagerstätten im Untergrund und ist mittlerweile ein im pazifischen Raum gesuchter Partner. Der Börsengang der Erdwärmesparte wird Ende 2006 an Manilas Börse zu einem fulminanten Ereignis. Das privatisierte Unternehmen befindet sich nun über die Red Vulcan Holdings Corp. im Besitz des zum Firmenimperium der Lopez-Familie gehörigen Stromproduzenten First Gen Corp.

Mit dem Produktionsbeginn des Northern Negros Geothermal Production Field 2007 erhöht sich die installierte Kapazität der geothermischen Stromerzeugung um 49 MW elektrisch (MWe) auf etwa 2.027 MWe. Es ist das fünfte Feld, das von der PNOC-EDC erschlossen wird. Das Unternehmen ist nun erstmals sowohl Betreiber des Feldes als auch Eigentümer und Betreiber des Kraftwerkes.

Geothermiekraftwerk Palinpinon

Geothermiekraftwerk Palinpinon

Im Jahr 2007 erfolgt auch der Ausbau des Projektes Palinpinon II in der Nähe der Stadt Valencia, wo weitere 20 MW erzeugt werden.

Im April 2008 soll nun auch der bisher nur wenig genutzte direkte Einsatz der Geothermie kräftiger ausgebaut werden. In Frage dafür kommen Anwendungen wie beispielsweise das Trocknen von Früchten und Getreide. Des Weiteren planen das Department of Tourism (DOT) und das Department of Health (DOH) die Erschließung des touristischen und medizinischen Potentials der Geothermie in Form von Spa Resorts im Rahmen des medizinischen Tourismus.

Daß die Entwicklungen in der kleinen Provinz Biliran im Osten von Visayas die Philippinen zum weltgrößten Nutznießer der geothermischen Energie machen und große wirtschaftliche Fortschritte erwarten lassen, wird im Juli 2008 thematisiert. Die Biliran Geothermal Inc. (BGI) plant, nach ersten Oberflächenuntersuchungen im Werte von 1 Mio. $ und Bohrungen im Umfang von 15 Mio. $  anschließend eine der Kern wie eine Lage im Wert zwischen 150 Mio. $ und 450 Mio. $ und einer Kapazität von 20 MW bis 40 MW zu errichten. Die BGI ist ein Joint-venture der philippinischen Firmen Filtech Energy Drilling Corp. und Envent Holding Philippines Inc., die in erster Linie den isländischen Firmen Reykjavik Energy Invest und Geysir Green Energy gehört.

Portugal

Auf dem Festland gibt es insgesamt 27 Quellen mit Temperaturen zwischen 25°C und 75°C, hauptsächlich in der Balneologie genutzt werden. Außerdem sind drei kleine Systeme für die direkte Versorgung von Hotelanlagen in Betrieb. Im der Gegend um Lissabon werden im oberflächennahe Kreideschichten Temperaturen bis zu 50°C erreicht, die zumindest für kleine Mehrzweck-Geothermiekraftwerke geeignet sind. Technische Schwierigkeiten führen jedoch zur Schließung der zwei hier bestehenden Anlagen.

Geothermieanlage Sao Miguel

Geothermieanlage Sao Miguel

Ein neues Vorhaben zur direkten Nutzung von geothermischer Wärme aus der Lissaboner Sedimentsenke läuft am Luftwaffen-Hospital in Lissabon. Das Projekt wird von der portugiesischen Luftwaffe vorangetrieben, welche auch Eigentümer der Anlage ist. Bislang sind eine Machbarkeitsstudie sowie Bohrarbeiten ausgeführt und die grundlegende Gestaltung der Geothermie-Anlage bestimmt worden.

Auf den vulkanischen Inselgruppen der Azoren wird die Hochtemperatur-Geothermie seit 1980 zur Stromerzeugung genutzt, so zum Beispiel auf Sao Miguel, wo die Kraftwerke auf dem Pico Vermelho und dem Ribeira Grande (4 Einzelanlagen) mit einer Leistung von 3 MW bzw. 13 MW über 25 % des Elektrizitätsbedarfs der Insel decken.

2006 wird ein neues Tiefengeothermiekraftwerk mit einer Leistung von 10 MW an das Netz angeschlossen, um das Kraftwerk in Pico Vermelho zu ersetzen.

Inzwischen ist bei Explorationsbohrungen in der Mitte der Insel Terceira ein neues geothermisches Feld mit Wassertemperaturen von bis zu 234°C entdeckt worden, hier wird nun ein 12 MW Kraftwerk geplant, das 50 % des Energiebedarfs der Insel decken soll.

Im August 2007 vergibt der OMV Future Energy Fund eine Forschungsauftrag der feststellen soll, ob die rund 11.000 Bohrlöcher der rumänischen Petrom, die zu 51 % der OMV gehört, für eine geothermischer Nachnutzung geeignet sind.

Rumänien

Rumänien besitzt etwa ein Drittel der geothermischen Wasserreserven Europas, bereits über 400 Mineralquellen werden aufgefangen und genutzt.

In Ordea (Siebenbürgen) wird ein Kraftwerk entwickelt, das bereits mit 80°C – 90°C warmem Wasser auskommt, wobei die Ausbeute indirekt über einen Kohlenstoffreaktor gewonnen wird (Wechsel des Kohlendioxids vom flüssigen zum gasförmigen Zustand). Die Restwärme dient als Fernwärme für Wohnungen und Treibhäuser.

Russische Föderation (ab 1992)

(Zur Vorgeschichte siehe UdSSR)

Ein 1996 ausgewiesener Geothermie-Standort, der ausländische Partner anziehen soll, ist die Gegend von Kusminka in Stavropolskii Krai. Dieses Feld bietet Wassertemperaturen von 130°C.

Potentielle Nutzungsgebiete sind außerdem Geothermiefelder in Nizhne-Koshelev, Bolshe-Bannoe und Kireuna, weitere Ressourcen erwartet man im Nordkaukasus, in Westsibirien und am Baikalsee.

Darüber hinaus gibt es das Semyachik-Feld neben dem Kronotski Naturschutzgebiet, einschließlich des berühmten Geysir-Tals. Eine begrenzte Nutzung durch den Bau eines kleinen 5 MW Kraftwerks könnte hier den Ausbau touristischer Dienstleistungen in dem Naturpark unterstützen.

Im November 1997 meldet die Presse, daß die russische Regierung in Person der russischen Firma Geoterm von der europäischen Entwicklungsbank ein Darlehen in Höhe von 99,9 Mio. $ erhalten wird, um auf Kamchatka ein weiteres 40 MW Geothermiekraftwerk zu errichten. Außerdem sollen die bestehenden Anlagen modernisiert werden. Geoterm ist eine Aktiengesellschaft im Besitz der RAO EES Rossiya, der Regionalverwaltung Kamtschatka und dem privaten Ingenieurunternehmen Nauka.

Der Betrieb des Kraftwerks Mutnovsky scheint im Jahr 2002 von der amerikanischen Firma AECOM aus Kentucky übernommen worden zu sein.

Im Dezember 2004 beträgt die installierte geothermischer Stromproduktion des Landes 79 MW, die von den auf Kamtchatka installierten Kraftwerken Pauzhetsky (11 MW) und Mutnovsky (12 MW und 50 MW) sowie einem Kraftwerk aus zwei Anlagenteilen auf der Insel Kurili (2,6 MW und 3,4 MW, andere Quellen: 1,8 MW und 2,5 MW) stammen.

Die thermische Direktnutzung erreicht Ende 2005 eine Höhe von 307 MW.

Schweden

In Schweden wird Geothermie in erster Linie zum Heizen von Gebäuden mittels Wärmepumpen verwendet. Trotz der nicht gerade idealen geologischen Bedingungen gelingt es die Geothermie in weitem Umfang zu etablieren.

Villa UH1

Villa UH1

1985 sind beispielsweise in der Universitätsstadt Lund schon 75 % aller Häuser an ein Geo-Fernwärmenetz angeschlossen.

Inzwischen halten die Wärmepumpen 90 % des Marktanteils bei Heizsystemen in Schweden. Seit 2000 ist aufgrund erhöhter Bautätigkeit, der Weiterentwicklung der Wärmepumpen sowie durch hohe Öl und Gaspreise, hohe Steuern und Energiesparmaßnahmen ein gigantischer Boom zu verzeichnen. Als Wärmequelle werden ca. 90 % Erdwärmesonden und ca. 10 % Erdkollektoren eingesetzt. Eine Erdwärmesondenbohrung von 100 m Tiefe kostet inklusive Hausanschluß ca. 3.500 €.

Im Juni 2009 kursieren in der Presse Fotos der Villa UH1 in der Nähe von Stockholm, deren Design ein wenig an die deutschen Bunker im Zweiten Weltkrieg erinnert. Das Gebäude ist gut isoliert halb in einen Hügel hineingebaut und wird mittels einer Wärmepumpe beheizt. Der Entwurf stammt von dem schwedischen Büro RB Arkitektur.

Schweiz

1994/1995 errichtet die PAGO AG in Grabs (SG), ein auf Etiketten und Etikettiermaschinen spezialisiertes Unternehmen, einen neuen Geschäftsneubau, bei dem Energiepfähle eingesetzt werden, die einen Energieaustausch mit dem Untergrund ermöglichen. Im Winter kann Wärme für Heizzwecke entzogen werden, im Sommer erfolgt der Kältebezug für die Gebäudekühlung. Mit 570 Energiepfählen von je 14 m Länge wird seither die Primärenergie für den Betrieb einer Wärmepumpe und einer Kältemaschine gewonnen.

Schon 1997 wird jeder vierte Neubau in der Schweiz mit Erdwärme beheizt.

Ein Geothermie-Heizkraftwerk, das nach dem Hot-Fractured-Rock-Verfahren Strom und Wärme liefert, soll in Basel gebaut werden. Im Juni 1999 erfolgt die erste 2.000 m tiefe Bohrung, sie muß wegen geologischer und technischer Probleme jedoch bereits in rund 1.500 m Tiefe abgebrochen werden. Eine zweite Sondierbohrung bis in 2.700 m Tiefe folgt im März 2001.

Im Februar 2004 wird zur Ausführung des Erdwärmeprojektes ‚Deep Heat Mining’ die Geopower Basel AG gegründet – durch die IWB, die Elektra Baselland (EBL), den Gasverbund Mittelland AG und die Geothermal Explorers Ltd. – und im März 2005 werden die Bohrarbeiten für zwei 5.000 m Bohrungen mit der Option auf eine dritte Bohrung an die Firma KCA Deutag vergeben.

Im Mai 2006 startet die erste Tiefbohrung im Basler Stadtteil Kleinhüningen, für die 105 Tage eingeplant sind. Tatsächlich wird die Endtiefe von 5.009 m erst nach 156 Bohrtagen erreicht – dafür jedoch unfallfrei und erfolgreich, denn die anvisierten 200°C Wassertemperatur werden erreicht.

Nachdem am 2. Dezember 2006 das Einpressen von Wasser mit hohem Druck beginnt, damit die in der Tiefe vorhandenen feinen Risse geöffnet und ein unterirdisches Wärmereservoir geschaffen werden kann, wird am 8. Dezember um 17:48 ein Erdstoß mit einer Stärke von 3,4 auf der Richter-Skala registriert, der in der Region deutlich verspürt wird und in der Bevölkerung zu starker Beunruhigung führt. Immerhin war die Stadt bereits 1356 von einem verheerenden Erbeben zerstört worden.

Das Einpressen von Wasser wird umgehend gestoppt und der Druck im Bohrloch abgebaut, so daß das Wasser wieder abfließen kann. Rund ein Drittel des eingepreßten Wassers wird wieder an die Oberfläche geholt.

007 werden trotzdem insgesamt sieben Erdstöße mit einer Stärke von über 2,5 registriert, davon vier mit einer Stärke von über 3. Das Projekt wird daraufhin auf unbestimmte Zeit ausgesetzt.
Der Kanton Basel-Stadt bricht das 60 Mio. $ teure Geothermie-Projekt 2006 endgültig ab, da eine Risikoanalyse für 1,2 Mio. Franken ergibt, daß ansonsten mit weiteren Gebäudeschäden in zweistelliger Millionenhöhe zu rechnen ist.

Filmplakat von 1965

Filmplakat (1965)

Die Geschichte erinnert ein wenig an den US-Desaster-Film ‚Crack in the World’ von 1965, wo ebenfalls Geothermiebohrungen für globale Probleme verantwortlich sind.

Im Prozeß um die Erdbeben steht 2009 Markus Häring, Geologe und Geschäftsführer der Firma Geothermal Explorers Ltd., vor Gericht. Die Staatsanwaltschaft Basel wirft ihm Sachbeschädigung mit großem Schaden (ca. 9 Mio. $) und Verursachung einer Überschwemmung oder eines Einsturzes vor und fordert eine Freiheitsstrafe von 18 Monaten auf Bewährung. Im Dezember wird Häring jedoch freigesprochen, da die Richter befinden er habe schließlich nicht vorsätzlich gehandelt.

Damit die Risiken besser eingeschätzt werden können, beginnt Anfang 2010 das europäische Forschungsprojekt ‚Geiser’ (Geothermal Engineering Integrating Mitigation of Induced Seismicity in Reservoirs), das vom Deutschen Geoforschungszentrum (GFZ) in Potsdam geleitet wird. Beteiligt ist unter anderem die Eidgenössische Technische Hochschule Zürich. Ziel ist es herauszufinden, inwieweit Geothermieanlagen Erdbeben auslösen können.

Ende 2009 liegt der Anteil der Erdwärmeheizungen bei privaten Neubauten in der Schweiz bereits bei rund 80 %.

Sehr oft fließt in Tunneln eine beträchtliche Menge an warmem Wasser mit einer Temperatur von 20°C – 40°C oder mehr zu den Portalen hin ab. Das Wasser wird über Kanäle nach außen geleitet, abgekühlt und zumeist einem Fließgewässer zugeführt. Bei ausreichender Ergiebigkeit kann dieses geothermische Energiepotential auch zu Heizzwecken genutzt werden. Die Schweiz besitzt mit mehr als 700 Eisenbahn- und Straßentunnels eine der höchsten Dichten solcher Bauwerke. 2009 existieren allerdings erst sechs Heizungsanlagen, welche die Tunnelwärme nutzen: Gotthard-Straßentunnel, Furka, Mappo-Morettina, Hauenstein, Ricken und schließlich der Grosse St. Bernard, bei dem nicht das drainierte Wasser sondern die Warmluft des Tunnels genutzt wird.

Das Unterhaltszentrum des Gotthard-Straßentunnels am Südportal in Airolo wird beispielsweise schon seit 1979 das durch Geothermie beheizt und gekühlt, während das 16°C ‚warme’ Wasser des Furka-Eisenbahntunnels mittles Wärmepumpen insgesamt 177 Wohnungen und eine Sporthalle beheizt. Die installierte Gesamtleistung erreicht 960 kW.

Spanien

Die Untersuchung geothermischer Potentiale Hilfe von geologischen, geophysischen und geochemischen Disziplinen startet bereits in den 1970er Jahren im Südosten (Barcelona, Gerona, Tarragona), im Nordwesten (Orense, Pontevedra, Lugo) und in der Mitte des Landes (Madrid). Auch Gebiete mit geringerem Potential wie Albacete, Lérida, León, Burgos und Mallorca werden untersucht. Es werden auch Tiefbohrungen durchgeführt, um das nutzbare Potential der Hauptuntersuchungsgebiete abschätzen zu können.

Die Temperaturen in den untersuchten Gebieten liegen bei relativ niedrigen 50°C – 90°C, wobei höhere Wassertemperaturen im Untergrund der vulkanisch geprägten kanarischen Inseln erwartet werden. So würde sich das Hot-Dry-Rock-Verfahren möglicherweise für die Inseln Lanzarote und La Palma eignen.

Heißes Geothermalwasser zum Heizen und zur Versorgung von Spas wird 2008 in Lugo, Arnedillo (in La Rioja), Fitero (in Navarra), Montbrió del Camp (in Tarragona), Archena (in Murcia) und Sierra Alhamilla (in Almeria) genutzt.

In Orense und Lérida wird geothermisches Wasser auch zum Beheizen von Häusern und Schulen genutzt, während in Montbrió del Camp (Tarragona), Cartagena und Mazarrón (in Murcia) und Zújar (in Granada) Gewächshäuser geothermisch beheizt werden, wo damit insgesamt eine Fläche von über 100.000 m2 bewirtschaftet wird.

Im Jahre 2008 verwirklicht die österreichische Firma Enercret GmbH aus Röthis ein umfangreiches Geothermal-Projekt (s.a. unter Österreich). Zur Heizung beziehungsweise Kühlung eines Spitals in Barcelona werden mittels 144 Erdsonden 1.200 kW Energie gewonnen.

Ingenieure der Higher Technical School of Mining Engineering an der Universität Oviedo entwickeln 2009 eine neue Methode zur Abschätzung, wie viel Wärme von einem Bergwerkstunnel erzeugt werden könnte, um Heizung und Warmwasser für die in der Nähe lebenden Menschen bereitzustellen. Im Gegensatz zu anderen Systemen betont das neue System die Umsetzung von Maßnahmen vor der Schließung des Bergwerks, solange die unterirdischen Gänge noch zugänglich sind. In den meisten Bergbaugebieten Asturiens an der Nordküste liegen die Temperaturen in den Bergwerken bei rund 30°C.

Die australische Firma Petratherm Ltd. hält drei Explorationslizenzen für Teneriffa, das Unternehmen hofft, in 2.000 m Tiefe auf etwa 200°C heißes Wasser zu stoßen. Im August 2009 unterzeichnet das Unternehmen außerdem mit der spanischen Regierung und der Lokalverwaltung von Madrid eine Vereinbarung zur Entwicklung eines städtischen Geothermal-Heizsystems mit 8 MW Leistung. Für die Machbarkeitsstudie stellt die Regierung einen Betrag von 87.000 € zur Verfügung.

Türkei

Bislang sind ca. 1.500 Thermal- und Mineralquellen sowie mehr als 170 Geothermiefelder mit einer Temperatur bis maximal 242°C entdeckt worden, von denen rund 25 bereits in großem Stil ausgebeutet werden. Die meisten geothermischen Ressourcen im Mittel- und Niedrigtemperaturbereich sind in der Zentral- und Nordtürkei zu finden, weitere in den zentral- und ostanatolischen Vulkangebieten. Hochtemperaturressourcen zur Direktnutzung und Stromerzeugung liegen zumeist in den Grabenstrukturen West Anatoliens, wo in den bisher bekannten 13 geothermischen Hochenthalpie-Lagerstätten teilweise schon in 800 m Tiefe Temperaturen von 200°C erreicht werden.

Das bisher bekannte geothermische Potential liegt bei ca. 31.500 MW thermisch, von denen bis zu 2.000 MW in insgesamt 9 bekannten Mittel- und Hochtemperaturfeldern für die Stromerzeugung nutzbar wären. Nach Angaben des türkischen Vereins für geothermische Energie könnten bei voller Auslastung rund 15 % des lokalen Energiebedarfs gedeckt werden.

Die erste geothermische Bohrung erfolgt schon 1963 in Izmir-Balçova, wo 1983 das erste Fernwärmesystem installiert wird. Inzwischen sind landesweit etwa 117.000 Haushalte an geothermische Fernwärmenetze mit einer Gesamtleistung von knapp 1.000 MW angeschlossen. Zudem werden rund 215 Thermalbäder betrieben.

Die erste geothermische Bohrung mit dem Ziel einer Stromproduktion erfolgt 1968 in Denizli-Kizildere, wo 1984 das erste geothermische Kraftwerk des Landes mit einer Leistung von 20 MW errichtet wird. Eine weitere Anlage steht in Aydin – Salavatli (10 MW).

Seit Juli 2007 ermöglicht ein neues Gesetz über auch der Privatwirtschaft den geothermischen Markt zu erschließen.

2008 ist die Nutzung des Potentials zur Stromproduktion mit den installierten 30 MWe noch immer sehr gering. Auch die direkte Nutzung der Geothermie zur Wärmegewinnung liegt mit 983 MWt weit unter dem vorhandenen Ressourcenpotential.           

Im Bau befinden sich folgende Anlagen zur Stromproduktion: Germencik Jeotermal Elektrik Santrali (48 MW), Kizildere Jeotermal Santralini (6,85 MW), Çanakkale-Tuzla Jeotermal santrali (7,5/22 MW) und Simav Jeotermal Jeotermal Elektrik Üretim Santrali (10 MW).

UdSSR (bis 1991)

Bereits 1965 wird auf Kamtschatka mit dem Pauzhetsk-Kraftwerk die erste 11 MW Versuchsanlage errichtet (reale Leistung 5 MW). Die am Beringmeer gelegene Halbinsel besitzt 150 Vulkane, von denen heute noch 28 aktiv sind. Man schätzt, daß sich an jedem dieser Vulkane ein 5.000 MW Kraftwerk installieren ließe. In der Nähe des Mutnowsky-Vulkans soll daher eine erste entsprechende Anlage errichtet werden, außerdem will man das ‚Pauzhetsk-Kraftwerk’ auf 25 MW ausbauen.

Daneben gibt es mehrere kleine Kraftwerke, und besonders für Sibirien liegen verschiedene Planungen für Heizzwecke vor.

1984 wird bei Stavropol in der Ukraine eine 10 MW Anlage fertiggestellt, der im Laufe der 1990er Jahre eine 10-fach größere folgen sollte. Die Versuche werden durch das Leningrader Bergbau­institut durchgeführt. Geplant ist auch die Versenkung von sogenannten Boilern in 10.000 m tief liegende Heißwasserseen.

1987 ist auf Kamtschatka die Errichtung eines 200 MW Kraftwerkes im Gange. Die 1. Stufe des Verkhne-Mutnowsky Geothermalkraftwerkes mit 50 MW soll 1991 in Betrieb gehen, der Standort befindet sich 70 km südlich der Stadt Petropavlovsk-Kamchatskii.

1988 betragen die in der UdSSR erreichten Kapazitäten geothermischer Energie 1.700 MW.

1991 wird der Geothermie Brandenburg GmbH der Auftrag für die Erstellung eines Gutachtens zur Erdwärmenutzung in Moskau erteilt.

(Weiter: siehe Russische Föderation)

Ungarn

Ein ungarischer Wissenschaftler namens Prof. Heller läßt sich bereits im Jahr 1948 eine Wärmepumpe patentieren, und bis zum Jahr 1953 wird das ungarische Parlamentsgebäude mit Thermalwasser beheizt.

Mit einem Thermalwasservorkommen von über 380 Mio. m3 pro Jahr verfügt das Land über das größte Erdwärmepotential in Europa. Das zwischen 30°C und 100°C heiße Wasser wird in mehr als 1.000 Bohrungen gefördert.

Thermalwassers hat in Ungarn eine lange Tradition, schon die Römer nutzten es in Budapest, dem damaligen Aquincum, als Wärmequelle für ein Fernheizsystem. Nach Eroberung der Stadt im 16. Jh. durch die Türken wurden von diesen viele Heilbäder gebaut, womit sie auch den Grundstein für die heute noch beliebte und gutbesuchte Badekultur legten. Allein in Budapest gibt es zurzeit 42 Bäder, landesweit sogar über 1.500 Heilbäder.

Ab den 1960er Jahren wird die Geothermie auch als Energiequelle genutzt, indem aus mehr als 800 Bohrlöchern Thermalwasser für die Verwendung in kommunalen Geothermalkraftwerken gefördert wird, wo die Hitze des Wassers in nutzbare Wärmeenergie für die Beheizung von Krankenhäusern, Schulen, öffentlichen Gebäuden und Wohnungen umgewandelt wird. 

In Budapest werden 6.000 Wohnungen mit Geothermalwärme beheizt, bis 1985 sollten weitere 80.000 Einheiten hinzukommen. Auch acht weitere Städte wie z.B. Szarvas werden geothermisch beheizt, allerdings sind die Anlagen teilweise schon sehr alt und verschlissen.

Laut Informationen aus dem Jahr 2004 gibt es in Ungarn bislang noch keine geothermische Stromproduktion. Die installierte thermische Leistung beträgt zu diesem Zeitpunkt 694, 2 MW, wobei ein Großteil davon zur Beheizung von Gewächshäusern, Spas und Schwimmbecken genutzt wird. Besonders in Südungarn ist diese Nutzung intensiv. Die Landwirtschaft verbraucht ca. 67 % der gewonnenen Energie, teilweise auch zum Trocknen von Getreide.

Seit 2000 soll es jedoch 12 neue geothermale Projekte in Entwicklung gegeben. Insbesondere unter der Ungarischen Tiefebene werden große geothermale Energiereserven erwartet.

2002 gibt es seitens der MOL, dem führende Mineralölkonzern Ungarns mit Hauptsitz in Budapest, den Versuch, im südungarischen Komitat Zala Mitteleuropas erstes industrielles Geothermiekraftwerk zu errichten, doch die Erkundungen und Produktionskosten machen eine profitable Bewirtschaftung unmöglich.

In Nagyszénás in der Südlichen Tiefebene wird 2005 ein Erdwärmeprojekt vorbereitet, das eine elektrische Leistung von 65 MW bereitstellen soll. 

Im Januar 2009 wird gemeldet, daß das Geothermie-Unternehmen Central European Geothermal Energy Ltd. (CEGE) an verschiedenen Orten Ungarns insgesamt bis zu 34 Mio. € investieren wird, um die bislang brachliegenden geothermischen Gegebenheiten für die Erzeugung von Energie einzusetzen. Die ersten Geothermiekraftwerke sollen 2013 oder 2014 ihre Arbeit aufnehmen. Die CEGE ist ein Gemeinschaftsunternehmen der MOL, des isländischen Technologieführers enex und der Green Rock Energy International aus Australien.

USA

Die Stadt Hot Springs in Arkansas wird 1807 gegründet. Als 1830 erstmals die Gebühr von einem Dollar für die Nutzung der heißen Bäder erhoben wird, markiert dies den Beginn der kommerziellen Nutzung der Erdenergie in Amerika. 1852 entwickelt sich die Geysire-Region zu dem Erholungszentrum ‚The Geysers Resort Hotel’ mit Gästen wie J. Pierpont Morgan, Ulysses S. Grant, Theodore Roosevelt und Mark Twain. Beim Neubau des Hot Lake Hotel nahe La Grande, Oregon, im Jahr 1864 wird die Geothermalenergiezu ersten Mal in großem Umfang mit einbezogen. In Boise, Idaho, werden ab 1892 mehrere Stadtgebäude mit Fernwärme aus Geothermalquellen versorgt.

Geothermieanlage The Geysers 1921

The Geysers (1921)

Die erste Bohrung mit der Absicht Strom zu erzeugen, wird 1921 von John D. Grant in The Geysers durchgeführt. Er hat zwar erst im Folgejahr und mit einer ganz anderen Bohrung Glück, doch dann geht schnell auch das erste Geothermalkraftwerk in Betrieb, mit immerhin schon 250 kW.

Im Sommer 1926 unternimmt die General Electric Co. etwa 60 km nördlich von San Fransisco den ersten Versuch, Dampft mit hohem Druck und hoher Temperatur zu erbohren. Bald darauf sind mehrere Bohrlöcher angelegt, die z.T. sehr große Dampfmengen mit Temperaturen von 150°C – 190°C und einem Druck bis zu 13 Atmosphären liefern. Es wird allerdings nur ein kleiner Turbinensatz von 35 kW für Beleuchtungszwecke und zum Betrieb der Bohranlagen installiert. Um die Möglichkeiten einer umfangreicheren Verwertung kennen zu lernen wird eine Studienkommission nach Larderollo in Italien geschickt.

Ab 1930 nutzt man in Boise, Idaho, die Erwärme zur kommerziellen Beheizung von Gewächshäusern. Um diese Zeit entwickelt Charlie Lieb in Klamath Falls den ersten absenkbaren Wärmetauscher und auch Nicola Tesla veröffentlicht 1931 Pläne für ein geothermisches Kraftwerk.

Doch erst 1960 startet der Betrieb der ersten geothermischen Großanlage der Firma Pacific Gas and Electric in The Geysers mit einer Leistung von 11 MW Strom. Die Anlage arbeitet mehr als 30 Jahre lang problemlos. 

Seit 1970 existiert ein besonderes Gesetz (Geothermal Steam Act), das die Nutzung der Erdwärme vorantreiben soll. Das Ziel ist es, bis 1985 die 20.000 MW Marke zu erreichen – und bis 2025 sollen sogar rund 100 GW Leistung geothermal erzeugt werden.

Allein in dem Nord-Kalifornischen Geysers Field gibt es 1975 schon 11 Kraftwerkseinheiten mit zusammen 500 MW, die Tiefe der Bohrlöcher beträgt dort bis zu 2.500 m, und der mit hohem Druck austretende und relativ reine Dampf hat eine Temperatur von 200°C – 250°C.

Bis 1980 sollen hier 1.000 MW erzielt werden, es zeigt sich jedoch bald, daß dies zu hoch gegriffen war, denn 1980 werden tatsächlich erst 800 MW produziert. 1984 sind es dann allerdings schon 1.300 MW, und 1989 wird sogar eine Gipfelleistung von 2.043 MW erreicht, die später jedoch wieder absinkt um sich bei rund 1.000 MW einzupendeln (Stand 2006).

In der genannten Region tritt 1968 ein großes Fischsterben auf, als dessen Ursache nur der ‚Geodampf’ in Frage kommt, bzw. die in ihm gelösten giftigen Bestandteile (insbesondere Bor- und Ammoniakverbindungen). Seitdem wird der genutzte Dampf nicht mehr in den Fluß, sondern wieder zurück in die Erde gepumpt.

In den USA sind 16 verschiedene Institutionen mit der Erschließung der Geothermalenergie beschäftigt. Forscher des Atomforschungszentrum Los Alamos National Laboratory (New Mexico) arbeiten seit 1970 in Fenton Hill an einem Hot-Dry-Rock-Projekt, bei dem die für den Boilereffekt notwendigen Hohlräume (Fracs) künstlich aufgebrochen werden. 1979 gelingt es das entstandene Reservoir mittels einer 2. Bohrung so exakt anzuzapfen, daß dadurch ausreichend Dampf hinaufgepreßt werden kann. Die Tiefe des Reservoirs beträgt 2.200 m und die maximale festgestellte Temperatur 323°C, womit ein 10 MW Wärmeaustauscher betrieben werden soll. Ende 1985 wird dann damit begonnen, Kaltwasser in die Tiefe zu pressen, wobei etwa 3/5 der Menge mit 150°C wieder an die Oberfläche kommt – ausreichend für die geplanten 10 MW.

Im Jahr 1986 werden mit Japan und Deutschland gemeinsame Entwicklungsverträge geschlossen. Die Projektkosten betrugen bis zu diesem Zeitpunkt 160 Mio. $.

Ende 1986 werden während einem 1-monatigen Test etwa 40 Mio. Liter in die Fracs hinuntergepumpt, die Verlustrate betrögt etwa 20 % und die erzeugte Energie hätte für einen Ort mit 2.000 Einwohnern ausgereicht. Es schließt sich ein 1-jähriger Langzeittest an, an dem auch Japan finanziell beteiligt ist.

Ebenfalls in New Mexiko, und zwar in Albuquerque, befinden sich die Sandia Laboratories, die sich unter anderem durch die Entwicklung von hitzefesten Meßelektroniken hervortun – ihre Systeme funktionierten bei 240°C in 2.286 m Tiefe 18 Stunden, und bei 275°C in 2.452 m Tiefe immerhin noch anderthalb Stunden lang. Es ist auch diese Forschungsinstitution, die mittels einer 12 km tiefen Bohrung zu wissenschaftlichen Zwecken praktisch die Erdkruste durchbohrt. Ihre Fachleute schätzen aus den dabei gewonnenen Daten, daß die Temperatur im Erdinnern alle 40 Mio. Jahre um 1°C absinkt.

Geothermieanlage The Geysers 2006

The Geysers (2006)

Weitere Geothermalanlagen befinden sich im Imperial Valley, wo die Dravo Corporation für rund 85 Mio. $ ein 52 MW Kraftwerk errichtet, das 1984 in Betrieb geht. Ebenfalls dort betreibt die San Diego Gas and Electric Company ein Kraftwerk mit 45 MW. Die Phillips Petroleums Geothermal Division betreibt seit 1984 ein 20 MW Kraftwerk bei Salt Lake City (Utah’s Roosevelt Hot Spring Unit), und gemeinsam mit der Sierra Pacific eine weitere 9 MW Anlage in Reno (Nevada).

1988 erreicht eine Probebohrung in Kalifornien ein Gebiet mit teilweise geschmolzenem Gestein – in 6.400 m Tiefe. Dort werden 500°C gemessen. 1991 wird in Kalifornien bereits die Hälfte des Heizbedarfs von sechs Millionen Einwohnern im Ballungsraum San Francisko-Oakland mit Erdwärme gedeckt.

Zwischen 1990 und 2005 kommt die Entwicklung der Geothermie aufgrund niedriger Energiepreise nur schleppend voran, insgesamt werden nur 110 MW neu installiert.

1999 wird als Zielvorgabe genannt, daß die USA die Geothermie bis 2010 zum weltweit meistgenutzten erneuerbaren Energieträger ausbauen will. In einem besonderen Aktionsprogramm werden Forschung und Industrie 100 Mio. $ zur Verfügung gestellt. Zu diesem Zeitpunkt sind in  den USA an 18 Örtlichkeiten rund 70 Geothermalanlagen in Betrieb.

Eine der größten geothermalen Heiz- und Kühlanlagen der Welt bekommt ab 2002 der militärische Teil von Fort Knox, mit 450 Gebäuden eine der weitläufigsten Basen der US-Army. Durch die Investition von 90 Mio. $ können seitdem bei den Energiekosten jährliche Einsparungen um 8 Mio. $ erzielt werden. Das Erdreich besitzt dort eine konstante Temperatur von rund 15°C – und die 685 Bohrungen mit Tiefen von bis zu 150 m sowie Rohrschleifen von über 100 km Gesamtlänge bilden einen riesigen Wärmetauscher unterhalb der Basis.

Die 2004 installierte Bruttoleistung beträgt 2.544 MW, allerdings gehen tatsächlich nur rund 1.900 MW Strom ins Netz. Grund dafür sind zu großen Installationen wie z.B. die Geyser-Anlagen mit 1.421 MW, wobei dort allerdings nur noch Dampf genug für 888 MW zur Verfügung steht. Die aktuelle Aufschlüsselung der US-Kapazitäten im Dezember 2004 liest sich wie folgt (in MW elektrisch):

Kalifornien
2.244
Hawaii
30
Nevada
243
Utah
26

 

Relevante Aktivitäten finden im Rahmen eines Reinjektion-Projektes in The Geysers statt. Beim Southeast Geysers Effluent Recycling Project (SEGEP) wird erstmal wiederaufbereitetes Abwasser aus umgebenden Gemeinden mittels einer 48 km langen Rohrleitung mit einer Kapazität von 1.230 t/h herangeleitet und in den Untergrund verpreßt, was zu einer Ertragssteigerung von rund 77 MW führt. Im Rahmen einer zweiten Stufe, dem Santa Rosa – Geysers Recharge Project (SRGRP), sollen mit einer zusätzlichen Einbringung von 1.700 t/h weitere 85 MW gewonnen werden.

Das Galena-1 Projekt von Ormat in Nevada, das zu Ehren von Gouverneur Kenny Guinns späterem Energie-Berater Richard ‚Dick’ Burdette Jr. auf dessen Namen umbenannt wird, nimmt im November 2005 – nur 8 Monate nach Baubeginn – seinen Betrieb auf. Die 20 MW Anlage ist in den bereits bestehenden Steamboat Geothermie-Komplex integriert, wodurch dieser nun eine Gesamtleistung vom 45 MW erreicht, die ins Netz der Sierra Pacific Power gehen.

Im April 2006 wird eine Schätzung bekannt, der zufolge ungenutzte Öl- und Gas-Bohrungen in Alabama, Arkansas, Florida, Louisiana, Mississippi, Oklahoma und Texas das Potential von mindestens 5.000 MW Geothermie-Strom aufweisen.

Ein neuartiges Mini-Geothermalkraftwerk für niedrige Temperaturen bei der Erdwärme des US-Technologiekonzerns United Technologies springt bereits ab 74°C an und bietet eine Leistung von 200 kW. Dabei wird durch das heiße Wasser ein Kühlmittel aus Fluorkohlenwasserstoff mit niedrigeren Siedepunkt verdampft, das eine Turbine antreibt die wie ein umgedrehter Kühlkompressor funktioniert. United Technologies testet die Technik Mitte 2006 an den heißen Chena Hot Springs in Alaska. Sie soll kommerziell ab 2007 für rund 2,2 Mio. $ angeboten werden.

Die PureCycle Technologie, die im Rahmen einer sechsjährigen Entwicklungskooperation zwischen der UTC Power, dem United Technologies Research Center und dem US Department of Energy entsteht, wird 2006 als 400 kW Demonstrationsprojekt am Chena Hot Springs Resort in Alaska eingesetzt.

Chena Demonstrationsanlage

Chena Demonstrationsanlage

Es ist das erste Geothermie-Projekt in Alaska überhaupt und arbeitet mit nur 74°C warem Wasser mit der bislang niedrigsten Temperatur, die in der kommerziellen Stromerzeugung genutzt wird.

In die Erdwärmeforschung stecken die USA derzeit keinen einzigen Cent. Trotzdem publizieren Ende November 2007 zwei US-Geochemiker einen Bericht darüber, wie man mit Hilfe der Massenspektroskopie auch ohne tiefe Bohrungen jene Stellen auffinden kann, an denen sich die Wärme aus der Tiefe leicht anzapfen läßt. Sie nutzen dabei hochempfindliche Detektoren, um an der Oberfläche das Verhältnis des Isotops Helium-4 zu dem weit selteneren Helium-3 zu ermitteln, woraus relativ genaue Rückschlüsse auf das unterirdische Potential getroffen werden können.

Die Suche nach erhöhten Helium-Werten im Boden wird bei der Erdwärme-Exploration schon lange eingesetzt, doch in ihrer Studie zeigen die beiden Forscher nun erstmals, daß Helium-Isotope auch Gebiete darstellen können, wo die Durchlässigkeit bis hinunter in den superheißen Erdmantel reicht – auch in Regionen, in denen keine Lava fließt.

Der einzige US-Präsident, der je ein Patent sein eigen nennen konnte, war Abraham Lincoln. Damals ging es um eine Methode, um auf Sandbänken hängengebliebene Boote zu befreien. In Anerkennung seines Engagements und Interesses an neuen Technologien – so wird im Dezember 2007 bekannt –, soll seine Ruhestätte, der Oak Ridge Cemetery Tomb in Illinois, ab Ende 2008 mit einem neuen und 282.000 $ teuren Erdwärme-System beheizt und gekühlt werden. Anlaß ist der 200. Geburtstag des Präsidenten, die im Folgejahr groß gefeiert werden soll.

2008 beginnt eine regelrechte Renaissance der Geothermie in den USA. Für den Boom ist möglicherweise ein Bericht des Department of Energy (DOE) mitverantwortlich, in dem festgestellt wird, daß das technisch nutzbare Geothermiepotential 3000 Mal so groß ist wie der gesamte gegenwärtige Energieverbrauch des Landes.

Auf der Abbildung ist das Geothermiepotential der USA in 6.000 m Tiefe dargestellt.

Im Januar 2008 gibt die Raser Technologies Inc. eine Finanzierungsvereinbarung mit Merrill Lynch bekannt, um Geothermie-Kraftwerke bis zu 155 MW zu errichten, darunter auch das erste geothermische Kraftwerk der Firma Raser selbst (44 Mio. $). Diese Anlage soll mit der PureCycle-Technologie von UTC Power, einer Tochter der United Technologies Corporation (UTC), ausgestattet werden, 10,5 MW leisten und bereits im dritten Quartal 2008 in Betrieb gehen. Die Vereinbarung stellt das auch erforderliche Startkapital für den Plan von Raser zur Verfügung, in den drei Folgejahren Projekte mit 100 MW pro Jahr zu entwickeln, danach sind jährlich sogar 150 MW geplant.

Anfang Februar 2008 gibt die Firma Vulcan Power Company ihren G3 Power Plan bekannt. Dabei handelt es sich um den Ausbau eines ‚Green Grid’ Stromübertragung-Netzes, mit dem bis zu 1 GW Geothermalstrom aus dem nordwestlichen Nevada in die Metropolen Los Angeles und Las Vegas geleitet werden soll. Dem Unternehmen zufolge schätzen Wissenschaftler des Great Basin Center for Geothermal Energy an der University of Nevada, Reno, daß im nördlichen Nevada bis zu 2.500 MW aus dem natürlichen Dampf gewonnen werden können. Aus Nevada werden bereits seit 15 Jahren über 240 MW an die Stromverteiler Sierra Pacific Resources und Southern California Edison Co. verkauft.

Das US-Energieministerium (US Department of Energy, DOE) startet im Februar 2008 mit einer Reihe von Partnern ein Projekt, um die Enhanced Geothermal Systems (EGS) Technologie in einer kommerziellen Geothermie-Anlage in der Nähe von Reno, Nevada, zu testen. Die EGS-Technologie verbessert die Durchlässigkeit der Untergrundschichten durch die Injektion von Wasser bei hohem Druck. Das DOE wird die EGS-Technologie in der 11 MW Desert Peak-Anlage von Ormat Technologies prüfen, deren Brunnen nicht mehr in der Lage kommerziell verwertbare Mengen von heißem Wasser zu produzieren. Mit der Hilfe der EGS-Technologie soll es möglich werden, hier sogar 50 MW Leistung oder mehr zu produzieren.

Führend bei dem Forschungs- und Entwicklungsprojekt sind das DOE, welches das Projekt mit 1,6 Mio. $ unterstützt, Ormat und GeothermEx, die Partner sind die University of Utah, TerraTek, Pinnacle Technologies, der US Geological Survey sowie drei der nationalen Laboratorien des DOE: das Idaho National Laboratory, das Lawrence Berkeley National Laboratory und das Sandia National Laboratory.

Nach Informationen des amerikanischen Geothermieverbands GEA stehen in den USA im April 2008 knapp 90 Projekte mit einer Gesamtleistung zwischen 2,5 GW und 3,5 GW in der Entwicklung.

Ende Juni 2008 gibt das DOE bekannt, daß es 90 Mio. $ in die Geothermie-Forschung stecken wird, wobei schon in diesem Jahr 10,5 Mio. $ bereitstehen. Für 2009 sind 30 Mio. $ und für 2010 sogar 49,5 Mio. $ vorgesehen.

Ebenfalls im Juni 2008 verkündet die State Division of Oil and Gas in Alaska, daß man Explorationsrechte für die geothermische Nutzung der Vulkane Mount Spurr (letztmalig 1992 ausgebrochen) und Augustine vergeben möchte.

Mount Spurr

Mount Spurr

Mitte 2008 macht eine neue Geothermie-Techologie für den Eigenheim-Markt von sich reden. Das Patent von Bob Cochran und seiner Firma EarthLinked Technologies in Lakeland, Florida, besteht aus einem Zentralverteiler, von dem aus schräge und sehr dünne Erdsonden ausgebracht werden, die nur geringen Bohraufwand erfordern.

Vulcan Power erhält im Juli 2008 Investitionsgelder in Höhe von 145 Mio. $ von Denham Capital, zusätzlioch zu den 45 Mio. $ von Merrill Lynch Commodity Partners im Jahr zuvor.

Im August 2008 meldet die Presse, daß das Oregon Institute of Technology als weltweit erste Universität zukünftig vollständig mit Strom aus geothermischer Energie versorgt werden soll. Auf dem Campus wird für 7,6 Mio. $ ein entsprechendes Geothermie-Kraftwerk errichtet, das auch als Studien- und Forschungsobjekt für die Studenten herhalten soll. Wann die Anlage installiert bzw. in Betrieb gehen soll ist noch nicht bekannt.

Die bereits 1980 gegründete Firma ThermaSource aus Santa Rosa, Kalifornien, gibt im August 2008 bekannt, daß sie im Laufe von nur zwei Jahren Finanzmittel in Höhe von 93 Mio. $ eingeworben hätte, um sich starker im Bereich von Explorationsbohrungen engagieren zu können.

Ebenfalls im August 2008 verkündet Google, daß es neben seinen anderen Energieprojekten auch 10,25 Mio. $ in die Geothermie stecken wird, insbesondere in den Bereich Forschung, Exploration und Bohrtechnik. Mit 6,25 Mio. $ sollen die Forschungsarbeiten der 2007 gegründeten AltaRock Energy aus Sausalito, Kalifornien, finanziert werden (das Unternehmen erhält insgesamt 26,25 Mio. $ von Khosla Ventures, Kleiner Perkins Caufield & Byers sowie Vulcan Capital), 4 Mio. $ gehen an die 2004 gegründete Firma Potter Drilling sowie knapp 0,5 Mio. $ für Kartographiearbeiten des Southern Methodist University Geothermal Laboratory.

In einem Bericht der Geothermal Energy Association heißt es zu diesem Zeitpunkt, daß die Nutzung der Geothermie seit Januar des Jahres um 20 % gewachsen sei. In 13 Bundesstaaten sind insgesamt 103 Projekt mit einer Gesamtkapazität von rund 4.000 MW in der Entwicklung (die derzeit installierte Geothermie-Kapazität beträgt US-weit fast 3.000 MW). Die Aufteilung dieser Projekte mit einem Gesamtvolumen von rund 15 Mrd. $ sieht im Einzelnen wie folgt aus:

Bundesstaat
Projekte
Kapazität (MW)
Alaska
5
53 – 100
Arizona
2
2 – 20
Kalifornien
21
928 – 1.037
Colorado
1
10
Florida
1
0,2 – 1
Hawaii
2
8
Idaho
6
251 – 326
Nevada
45
1.083 – 1.902
Neu Mexiko
1
10
Oregon
11
297 – 322
Utah
6
244
Washington
1
?
Wyoming
1
0,2
Gesamt:
103
ca. 2.886 – 3.980


Ende August 2008 gibt die Raser Technologies Inc. bekannt, daß sie die Errichtung aller 50 neuen geothermischen Einheiten ihrer 10 MW Anlage in Beaver County, Utah, beendet habe. Außerdem wird das Unternehmen mit der Realisierung des ersten kommerziellen Geothermie-Projekts in Neu Mexiko beginnen, das mit weiteren 10 MW Anfang 2009 in Betrieb gehen soll. Später soll die Anlage in Lightning Dock nahe Animas auf eine Leistung von 20 MW – 25 MW erweitert werden. Gemeinsam mit der Firma UTC Power wird an einer raschen Einführungsstrategie für die Nutzung der neuen Niedrigtemperatur-geeigneten PureCycle Kraftwerksblöcke gearbeitet. Mittels dieser modularen Anlagen soll es möglich werden, US-weit mehr als 120.000 MW ungenutzter Niedrigtemperatur-Geothermie zu nutzen.

AltaRock Energy gibt im September 2008 bekannt, daß das Unternehmen mit der Holzverarbeitungsfirma Weyerhaeuser eine Vereinbarung geschlossen habe, um in den Bundesstaaten Kalifornien, Oregon und Washington auf einer Gesamtfläche von knapp 2,7 Mrd. m2 nach geothermischen Potentialen zu suchen.

Ebenfalls im September 2008 bekannt melden die Nevada Geothermal Power Inc. (NGP) und die Ormat Technologies Inc., daß man einen Vertrag zu Errichtung des 49,5 MW Faulkner 1 Geothermiekraftwerkes in Blue Mountain, Nevada, abgeschlossen habe. In Betrieb gehen soll die Anlage im Dezember 2009, der Strom wird im Rahmen eines 20-Jahre-Vertrags an die Nevada Power Co. verkauft.

Raser Technologies Inc. arbeitet zeitgleich am Abschluß der ersten Finanzierungsrunde für seine 10 MWAnlage in der Nähe von Beaver, Utah.

Auch die sogenannte geothermale Co-Produktion, eine Technologie, mit der Strom aus warmem Wasser aus Öl- und Gasbohrungen erzeugt wird, macht inzwischen Fortschritte. Man geht davon aus, daß mit dieser Methode alleine in den Anrainer-Bundesstaaten des Golfes von Texas 1.000 MW – 5.000 MW gewonnen werden können. Ein entsprechendes Demonstrationsprojekt ist bereits im Rocky Mountain Oilfield Testing Center in Wyoming in Betrieb, ein weiteres Projekt mit einer Kapazität zwischen 200 kW und 1 MW wird noch in diesem Jahr in Florida starten.

Der US Geological Survey veröffentlicht im September 2008 eine neue Studie mit der Abschätzung des Geothermie-Potentials in den USA. Demzufolge sei es nicht möglich, etwa 530 GW Strom aus Erdwärme zu erzeugen. Realistisch seien neben den derzeitigen rund 2,5 GW jedoch nur weitere 7,5 GW aus den bereits bekannten geothermischen Energiequellen. Weitere 30 GW könnten aus bislang noch nicht erschlossenen Quellen gewonnen werden.

Im Oktober 2008 beschließen die Indianerstämme der Shoshone Nation in ein Geothermie-Kraftwerk zu investieren, das Strom für die Stadt Riverside in Kalifornien zur Verfügung stellen soll. Das Shoshone Renaissance Geothermie-Kraftwerk in Box Elder County, Utah,  wird 100 MW Strom erzeugen, von denen 64 MW für Riverside bestimmt sind und dort rund 20 % des Bedarfs decken werden. Die Kosten des Projekts betragen 500 Mio. $.

Die Anlage wird in drei Phasen gemeinsam mit der Firma Idatherm aus Utah und den Irland LotusWorks errichtet, betrieben wird sie dann von LotusWorks und der Meridian Investments aus Boston. Die ersten beiden Anlagenteile sollen voraussichtlich 2011 ans Netz gehen.

Ebenfalls im Oktober 2008 gibt das DOE bekannt, welche Unternehmen und Institutionen von dem im Juni (s.o.) bekanntgegebenen neuen Geothermie-Forschungsprogramm profitieren werden. 21 verschiedene Seiten werden in den nächsten vier Jahren mit Direktmitteln von insgesamt 43,1 Mio. $ unterstützt. Die Firma Baker-Hughes Inc. aus Houston, Texas, beispielsweise erhält bis zu 3,14 Mio. $ für die Entwicklung eines visuellen Ultraschall-Inspektionssystem für Bohrlöcher, das bis zu einer Temperatur von 300°C in 10 km Tiefe funktionieren soll, Schlumberger in Sugar Land, Texas, soll mit gut 1,24 Mio. $ eine Tauchpumpe weiterentwickeln, die Temperaturen bis zu 338°C aushält, während die Firma AltaRock Energy Inc. und ihre Partner 6 Mio. $ für Arbeiten an ihrer EGS-Technologie erhalten. Die Geysers Power Co. bekommt bis zu 5,7 Mio. $ zur Vertiefung ihrer Bohrungen und Steigerung der Produktivität.

Ormat meldet zu diesem Zeitpunkt einen Erfolg seiner Versuche zur geothermalen Co-Produktion bei einer sich im Betrieb befindlichen Erdölquelle. Das Projekt in der Nähe von Casper, Wyoming, nutzt das Organic Rankine Cycle (ORC) Stromerzeugungssystem von Ormat.

Zeitgleich gibt das US-Innenministerium bekannt, daß es in 11 Staaten insgesamt 475 Millionen Hektar für die Geothermie-Exploration und Verpachtung zur Verfügung stellen wird. Auf dieser Fläche soll ein Energie-Potential von 5.540 MW bestehen, das ab 2015 genug Strom für rund 5,5 Mio. Haushalte liefern könnte. Bis 2025 könnte dieser Betrag sogar auf 12.100 MW steigen.

Raser Technologies erhält Ende Oktober 2008 eine Steuerausgleichszahlung in Höhe von 21 Mio. $ zur Finanzierung des aktuellen 10 MW Projektes in Utah. Das Geothermie-Kraftwerk soll 9.000 Haushalte versorgen. Mit der Stadt Anaheim in Kalifornien wird vereinbart, daß diese den Strom aus dem Projekt 20 Jahre lang einkauft.

Im Dezember 2008 gibt das italienische Energieunternehmen Enel bekannt, daß es seine Aktivitäten auf dem US-Markt erweitern und im ersten Quartal 2009 zwei geothermische Anlagen in Churchill County, Nevada, mit einer Gesamtkapazität von 65 MW in Betrieb nehmen wird. Die Kraftwerke Stillwater (Erweiterung der bestehenden 7 MW Anlage) und Salt Wells sollen genug Energie erzeugen, um Strom für 40.000 Haushalte in der Region zu liefern.

Enel hat in den USA derzeit Geothermieanlagen mit über 150 MW in der Entwicklung – neben seinen bereits bestehenden zwei Werken in Nevada, einer Anlage in Kalifornien und einer in Utah. Das Unternehmen hatte diese Anlagen im März 2007 mit der Übernahme von AMP-Resources für 90 Mio. $ erworben.

Im Dezember 2008 verpachtet das Bureau of Land Management (BLM) in Oregon, Idaho und Utah insgesamt 77.765 Hektar für die geothermische Projekte. Zu den Käufern der Pachtverträge zählen die Unternehmen Ormat, Enel und Raser.

Marshall-System Grafik

Marshall-System (Grafik)

Mitte Januar 2009 erhält Bruce Marshall aus Santa Paula, Kalifornien, das US-Patent (Nr. 20.090.013.690) für ein System, das die in großen Mengen zur Verfügung stehende Energie der Thermalquellen in der Tiefsee nutzen kann. Dort wird das Wasser von oberflächennahem Magma kontinuierlich aufgeheizt und tritt mit einer Temperatur von bis zu 750°C aus Kaminen und Schloten heraus. Mit der neuen Technologie soll das heiße Wasser samt seiner gelösten Mineralien an die Oberfläche gebracht werden um hier stromproduzierende Turbinen anzutreiben. Das Marshall-Hydrothermale Recovery System funktioniert mit stark isolierten Rohren, welche die überhitzte Flüssigkeit zu einer schwimmenden Plattform an der Oberfläche leiten.

Die Western GeoPower Corp. entwickelt ein 165 Mio. $ Projekt bei The Geysers nahe Calistoga, dessen 35 MW Strom an die Northern California Power Agency verkauft warden soll.

Zu diesem Zeitpunkt ist das US-Unternehmen Chevron Corp. mit insgesamt 1.273 MW installierter Leistung der weltgrößte Produzent von Geothermal-Strom. Die Anlagen des Unternehmens stehen zumeist jedoch im Ausland wie in Indonesien und auf den Philippinen.

Im Februar 2009 informiert die US Geothermal Inc. über dem Abschluß einer Vereinbarung mit der Idaho Power Company (IPC) zwecks des Anschlußes des Neal Hot Springs Projektes an das Stromnetz. Der 3,2 Mio. $ Vertrag umfaßt die Planung und den Bau eines Umspannwerkes und einer 16,5 km langen Freileitung für 36 MW zwischen dem Projekt und dem nahegelegenen Übertragungsnetz der IPC. Die Inbetriebnahme ist für Anfang 2011 geplant.

Die weitere Aufteilung der DOE-Fördermittel wird im März 2009 bekanntgegeben. Demzufolge werden rund 35 Mio. $ für 20 – 30 technische Detailprojekte bereitgestellt, während 49 Mio. $ für Demonstrationsanlagen mit einer Gesamtkapazität von 5 MW zur Verfügung stehen, bei denen die EGS-Technologie zur Anwendung gelangen soll.

Das Navy’s Geothermal Program Office, das die geothermischen Ressourcen des gesamten Militärs – und nicht nur der Marine – entwickelt und verwaltet, nimmt 2009 insgesamt 10 neue Geothermie-Projekte mit einer Gesamtleistung von 262 MW in Bearbeitung.

Der Geothermal Energy Association zufolge sind seit August 2008 insgesamt 23 neue Projekte in die Projektphase gegangen, die zusammen eine Leistung von 1,5 GW erreichen.

Im April 2008 gibt die Raser Technologies Inc. bekannt, daß die Hatch Geothermal Power Plant in Beaver County, benannt nach US-Senator Orrin Hatch, damit begonnen hat ihren Strom nach Anaheim zu liefern. Die 10 MW Anlage für 33 Mio. $ wurde in einer Rekordzeit von nur fünf Monaten (!) ab dem erstem Spatenstich hochgezogen. Diese Geschwindigkeit wurde durch die Integration modularer Komponenten aus der Klimatisierungsindustrie möglich, die hier einfach anders herum betrieben werden. Die Anlage besteht aus 50 binären Generator-Modulen von UTC Power mit je 280 kW Leistung und einer Garantiezeit von 35 Jahren. Die Gesamtkapazität beträgt rund 14 MW, aber zwischen 3 MW und 4 MW sind erforderlich, um die Pumpen zu betreiben, die das Wasser aus dem warmen Reservoirs hinaufholen und dann wieder nach unten pumpen.

Das Kraftwerk, die erste Neuinstallation in Utah seit über 20 Jahren, nutzt den Organic Rankine Cycle (ORC) zur Stromerzeugung aus geothermischer Salzlake mit Temperaturen von 93ºC bis 148ºC. Während die bisherigen geothermischen Anlagen eine Temperatur über 180°C erfordern, kann eine ORC-Anlage – je nach Art der verwendeten organischen Flüssigkeit – schon mit Temperaturen von 70°C – 80°C betrieben werden.

In dem Kraftwerk mit Binärkreislauftechnologie und geschlossenem Kreislauf wird die heiße Sole aus der Erde durch einen großen Tank geleitet, der einen Verdampfer enthält. In diesem verdampft die Wärme eine (von Raser bislang nicht genannte) Betriebsflüssigkeit mit niedrigem Siedepunkt. Das verdampfte Arbeitsmedium, das nun unter hohem Druck steht, verläßt den Verdampfer und wird direkt in eine Turbine mit hohem Wirkungsgrad geführt, die im vorliegenden Fall einen 250 kW Generator antreibt.

Nachdem die meiste Energie aus dem Dampf in der Turbine ‚verbraucht’ wurde, wird das nun teilweise verflüssigte Arbeitsfluid aus der Turbine in einen zweiten Tank geleitet, der einen Kondensator-Wärmetauscher enthält. Dieser ‚entfernt’ alle restliche Wärme und führt das Arbeitsmedium wieder vollständig in den flüssigen Zustand über. Von hier aus schließt sich der Kreislauf durch eine kleine Pumpe, die das Kältemittel aus dem Kondensator zurück zum Verdampfer leitet.

Das Konzept, einen Kältekreislauf umgekehrt zu betreiben und dadurch zur Stromerzeugung zu nutzen, ist zwar nicht neu, doch bis jetzt hat die Kälteindustrie diese Idee nie ernsthaft verfolgt. Die in der Hatch-Anlage installierten Stromerzeugungsmodule von UTC sind mit der modifizierten Version einer industriellen Klimaanlage von Carrier ausgestattet – was aufgrund deren Serienfertigung eine kostengünstige Lösung darstellt. Außerdem sichert die hohe Redundanz einen Gesamtbetrieb auch bei Abschalten einzelner Komponenten aufgrund von Wartungsarbeiten oder Reparaturen.

Laut Raser könnte die Nutzbarmachung von niedrigen und mittleren Temperaturen in der Geothermie etwa ein Drittel des US-Energiebedarfs decken. Die nächste Anlage von Raser wird derzeit in Neu Mexiko errichtet, es ist die erste in diesem Bundesstaat.

Im Mai 2009 gibt Präsident Barack Obama bekannt, daß mehr als 467 Mio. $ aus den Mitteln des American Reinvestment and Recovery Act für die Entwicklung, Erweiterung, Einführung und Nutzung von Geothermie und Solarenergie in den USA zur Verfügung stehen. In Bereich der Erdwärme sollen damit Demonstrationsprojekte (140 Mio. $), Forschungs- und Entwicklungsarbeiten zu Enhanced Geothermal Systems (EGS) (80 Mio. $), innovative Explorationstechniken (100 Mio. $) sowie ein nationales Geothermie-Daten-System (30 Mio. $) finanziert werden.

Nur einen Monat später, im Mai 2009, verlautet durch Energieminister Steven Chu, daß auch Geothermie-Wärmepumpen mit 50 Mio. $ gefördert werden. Auch hier sind u.a. Demonstrationsprojekte vorgesehen.

Die als Nebenprodukt von Ölbohrungen anfallende Wärme nutzen will auch die Firma ElectraTherm Inc. aus Carson City, Nevada, ein Hersteller von wärmebetriebenen Stromgeneratoren. Im Juni 2009 kündigt das Unternehmen an, daß seine ElectraTherm Green Machine zukünftig auch bei geothermischen Anwendungen zum Einsatz kommen soll. ElectraTherms texanischer Partner, die Firma Gulf Coast Green Energy, wird die mit 93°C zu betreibenden Maschinen in zwei Projekten einsetzen, die von der Research Partnership to Secure Energy for America finanziert werden.

Potter-Bohrloch

Potter-Bohrloch

Wenn alles gut geht, werden wir bald in der Lage sein, zumindest in kleinen Durchmessern sehr schnell und sehr tief bohren zu können – und zwar mittels Flammen-Jets mit einer Temperatur von  4.000ºC, die jede Art von Material durchdringen und eine Bohrgeschwindigkeit bis zu 100 m/s erreichen!

Dieser potentielle Schlüssel zu einer günstigen Geothermie geht auf den Erfinder Jared Potter zurück, der mit seinem Spezialbohrer tiefliegende Magma-Kammern erreichen will, um dort eingepreßtes Wasser in einen superheißen Zustand zu verwandeln. Die Idee stammt von seinem Vater Robert Potter, einem Geothermie-Pionier der 1970er Jahre am Los Alamos National Laboratory, der sie bereits vor 30 Jahren hatte, als er sich mit der Entwicklung des Hot Dry Rock (HDR) Verfahrens beschäftigte. Zuvor hatte er am Manhattan Projekt mitgearbeitet.

Anstatt den mechanischen Abrieb zu nutzen setzt Potters einen extrem heißen Flammenstrom ein, der das Gestein ohne direkte Berührung schlicht wegschmelzen läßt. Ein kleiner Prototyp mit einer Wasserstoff-Flammenlanze (1.760°C) schafft bereits gut 30 m in der Stunde. Ein weiterer Prototyp arbeitet mit einen auf 4.000°C überhitzten Wasserstrahl, der auch in sehr großen Tiefen bis 15.000 m und unter extremem Druck funktionieren soll. Aufgrund des hohen Innovationsgrades gibt es hier einen link zu dem entsprechenden Video von vom Juni 2009. Die 2004 gegründete, familieneigene Firma Potter Drilling Inc. ist im kalifornischen Redwood City beheimatet, Hauptinvestor ist Google.org. Im November 2009 erhält das Unternehmen eine Förderzusage des DOE über 5 Mio. $ zur Weiterentwicklung der neuen Bohrtechnologie.

Eine neue Methode zur Aufnahme von wesentlich mehr Wärme aus Niedrigtemperatur-Quellen wird von Wissenschaftlern des US Department of Energy’s Pacific Northwest National Laboratory entwickelt. Im Juli 2009 wird ein nanostrukturierter Organometallischer Wärmeträger (metal-organic heat carrier, MOHC) vorgestellt, der als zweiphasige Flüssigkeit mit der Fähigkeit zur schnellen Expansion und Kontraktion zu einer signifikanten Verbesserung des thermodynamischen Wirkungsgrades der Wärmerückgewinnung beitragen kann.

Molekulare Zusammensetzung eines MOHC Grafik

Molekulardarstellung
eines MOHC (Grafik)

Im August 2009 informiert die Nevada Geothermal Power Inc. (NGP) über den Abschluß ihrer Arbeiten am Bau des 49,5 MW Geothermie-Kraftwerk Faulkner 1 in Blue Mountain. Außerdem sei die Installation des rund 33,5 km langen Anschlußes an das Stromnetz der Sierra Pacific Power Company (SPPC) beendet. Die Inbetriebnahme der Anlage mit ca. 28 MW – 30 MW wird auf Ende September angesetzt. Anschließend sind weit weitere Bohrungen geplant, die anstelle der beiden bestehenden flachen Injektoren zum Einsatz kommen sollen, um die Leistung der Anlage auf 40 MW zu erhöhen. Im Jahr 2010 wird die NGP weitere Untersuchungen durchführen um das zukünftige Ausbaupotential innerhalb der den 17 Quadratmeilen großen Pachtgeländes zu eruieren.

Anfang September 2009 meldet die Presse, daß das von Google.org, Kleiner Perkins, Khosla Ventures und dem Department of Energy (DOE) unterstützte Enhanced Geothermal Systems (EGS) Projekt der Firma AltaRock in Nord-Kalifornien auf gravierende Probleme gestoßen ist. Das Unternehmen versucht den Brunnen E-7 drei Mal aus unterschiedlichen Tiefen von 976 m, 510 m und 833 m weiterzubohren. Doch bei Erreichen einer Tiefe von 1.250 m – 1.340 m bleibt der Bohrkopf jedes Mal stecken, da das instabile Felsmaterial die Bohrung zum Einsturz bringt. Als Resultat wird 17 das Mio. $ teure Projekt, das erst im Juni 2009 gestartet war, auf unbestimmte Zeit ausgesetzt. AltaRock sucht nun nach anderen Standorten zum Bohren.

Trotz dieses Rückschlags wird der EGS Ansatz jedoch weiterverfolgt, und auch das DOE finanziert das Raft River EGS Programm mit 7,39 Mio. $ weiter. Mit diesem Betrag wird ein Programm umgesetzt dessen Ziel es ist, die Durchlässigkeit innerhalb des geologischen Horizonts des Raft River Reservoirs zu verbessern. Das Projektteam wird von dem Energie- und Geowissenschaftlichen Institut an der Universität von Utah geleitet, Partner sind die Firmen APEX Petroleum Engineering Services und HIPOINT Reservoir Imaging.

Electratherm, Erfinder der Green Machine, kündigt im Oktober 2009 an, daß ihre erste mit Grundwasser funktionierende Anlage in der Florida Canyon Mine im nördlichen Nevada installiert wird. Die zur Verfügung stehende Wassertemperatur beträgt hier 105,5°C. Nach der Erteilung einiger Patente veröffentlich das Unternehmen nun auch weitere Details über seine Technologie.

Die vom Verdampfer aufgenommene Überschußwärme wird genutzt um das flüssige Arbeitsmittel zu verdampfen. Der unter Druck stehende Dampf wird dann durch eine Expanderschraube geleitet, deren Drehung auf den elektrischen Generator übertragen wird. Anschließend wird der Dampf abgekühlt und kondensiert wieder zu einer Flüssigkeit, worauf das flüssige Kältemittel auf einen höheren Druck gebracht und in den Verdampfer zurückgepumpt wird um den Vorgang zu wiederholen.

Ebenfalls im September 2009 erfahre ich erstmals von dem neuen kalifornisches Unternehmen Simbol Mining, das eine Methode gefunden hat, wie man aus dem heißen Abwasser geothermischer Kraftwerke das Metall Lithium extrahieren kann, das für Batterien eine wichtige Rolle spielt und dessen weltweiter Verbrauch sich Experten zufolge bis 2020 verdreifachen wird. Im Jahr 2008 belief sich die globale Lithium-Produktion auf rund 28.000 Tonnen, von denen 82 % aus Australien, Argentinien und Chile stammten.

Zur Gewinnung von Lithium braucht man im allgemeinen große Mengen an Wasser, oder der Stoff wird aus Salzlösungen gewonnen. Lithiumsalze, insbesondere Lithiumchlorid, kommen verbreitet in Salzseen vor. Die größten technisch ausbeutbaren Lithiumvorkommen befinden sich im Salton Sea und in den Salzseen in Bolivien und Chile. Die Forscher von Simbol Mining gehen davon, daß das Abwasser aus dem geothermischen Kraftwerk mindestens genauso viel Lithium enthält wie die Salzseen. Eine entsprechende Anlage am Salton Sea in Kalifornien soll nun den entsprechenden Nachweis erbringen.

Frühere Versuche, Lithium aus Thermalwasser abzuscheiden, scheiterten an den hohen Silikatwerten. Mit der am Lawrence Livermore National Laboratory entwickelten Technik (Simbol Mining ist eine 2007 erfolgte Ausgründung) können die Silikate jedoch so abgeschieden werden, daß man sie einfach aus dem Wasser filtern kann. Das restliche Wasser fließt dann über ein chemisches Harz, das die Lithium-Ionen aus der Salzlösung zieht und in eine Lithiumchlorid-Verbindung überführt. Das Lithium-Chlorid kann anschließend mit Natriumkarbonat gemischt werden, um versandfertiges Lithiumcarbonat zu gewinnen. Die Wärme des Wassers wird auch zur Beschleunigung des gesamten Verfahrens genutzt.

Nachdem der erste Testlauf erfolgreich verläuft wird das Unternehmen ein Demonstrationswerk in Betrieb nehmen um etwa eine Tonne Lithium im Monat zu gewinnen. Für Simbol ist die Lithium-Gewinnung allerdings nur der erste Schritt, denn Thermalwasser sei eine wahre Fundgrube für viele andere Substanzen.

Ende September 2009 beginnt die US Geothermal Inc. mit ihren Bohrungen beim Neal Hot Springs Geothermie-Projekt im östlichen Oregon. Die erste von Trinity Drilling durchgeführte Bohrung NHS-5 soll eigentlich bis in eine Tiefe von rund 2.800 m gehen. Insgesamt sind drei Bohrungen bis Tiefen von 2.300 m bis 3.800 m geplant. Zusätzlich zu diesen Tiefbrunnen mit großen Durchmessern sollen auch noch Bohrungen mit kleinen Durchmessern eingebracht werden, um Felddaten der Temperaturgradienten zu gewinnen. Erst mit diesen Daten kann das volle Potential der geothermischen Ressourcen der Neal Hot Springs Region erfaßt werden.

Nach einigen Problemen wird Mitte Oktober NHS-5 erfolgreich abgeschlossen, da in 882 m Tiefe eine Temperatur von 141°C erreicht wird. Zu diesem Zeitpunkt sind auch schon 5 der kleineren Bohrungen beendet, die Tiefen von 150 m bis 275 m erreichen. Drei weiter, die rund 460 m tief gehen sollen, sind in Arbeit. Ende Oktober 2009 erhält die US Geothermal Inc. auch die Genehmigung für den Bau eines 22 MW Kraftwerks in Neal Hot Springs. Das 106 Mio. $ teure Projekt wird voraussichtlich mit 27 Mio. $ bezuschußt und soll im vierten Quartal 2011 in Betrieb gehen. Mit der Idaho Power Company (Idaho Power) ist bereits ein 25-Jahres-Vertrag zur Lieferung von bis zu 25 MW geschlossen.

Der Bericht ,U.S. Geothermal Power Production and Development Update’ vom September 2009 nennt 144 neue Geothermieprojekte in 14 Bundesstaaten, die zusammen etwa 7.100 MW Strom produzieren sollen. Gleichzeitig verlautet aus dem Energieministerium, daß die Exploration und Entwicklung von neuen geothermischen Feldern sowie Forschungen an fortgeschrittenen Geothermie-Technologien mit bis zu 338 Mio. $ unterstützt werden sollen. Ins Auge gefaßt sind 123 Projekte in 39 Staaten, die in der Privatwirtschaft, in akademischen Einrichtungen, Stammes-Verbänden, Kommunalverwaltungen und in den nationalen Laboratorien des DOE angesiedelt sind.

Im November 2009 unterzeichnet die Ormat Technologies Inc. einen 20-Jahres-Vertrag mit der Nevada Power Company über den Verkauf von 30 MW Strom aus dem im Bau befindlichen McGinness Hills Geothermie-Kraftwerk.

Ebenfalls im Bau befindet sich das Hudson-Ranch Projekt, eine 50 MW Geothermie-Anlage für etwa 400 Mio. $, die durch die Unternehmen EnergySource und Catalyst Renewables Corp. im Imperial County errichtet wird und 2011 in Betrieb gehen soll.

Daß geothermische Kraftwerke mit CO2 als Wärmetransporter effektiver arbeiten und das Treibhausgas gleichzeitig auch noch kilometertief in der Erde entsorgen können (ein derzeit aktuelles, aber sehr umstrittenes Thema), sollen neun Projekte unter Leitung des Lawrence Berkeley National Laboratory zeigen, die das DOE mit 16 Mio. $ aus dem Geothermie-Forschungstopf finanziert.

Die Idee, statt Wasser überkritisches CO2 für den Wärmetransport zu nutzen, geht auf den US-Physikers Donald Brown im Jahr 2000 zurück, 2006 erstellt der Lawrence-Berkeley-Geologe Karsten Pruess dann ein erstes detailliertes Modell des Verfahrens: Läßt man das CO2 in heiße Schichten ein, die mehrere Kilometer unter der Erdoberfläche liegen, kann es anschließend Wärmeenergie nach oben transportieren. Dabei ist die Wahrscheinlichkeit groß, daß ein erheblicher Teil des CO2 in der Tiefe verbleibt. Halb Gas, halb Flüssigkeit, ist diese unter hohem Druck stehende Form des CO2 weniger viskos als Wasser und fließt leichter durch das Gestein. Durch hydrostatische Druckunterschiede könnte auch der Kreislauf des CO2 erleichtert werden und damit die üblichen Energieverluste durch Pumpen verringern. Unbekannt ist bislang noch, wie das überkritische CO2 mit den Mineralien im Gestein reagiert.

Die erste 2 MW Versuchsanlage an der Grenze der US-Bundesstaaten Arizona und Neu Mexiko wird 2010 von der Geothermie-Firma GreenFire Energy aus Salt Lake City errichtet.

Im Dezember 2009 gibt AltaRock Energy bekannt, daß es seine Aktivitäten bei The Geysers in Kalifornien komplett einstellen wird. Als Grund werden die aktuellen Geschehnisse in der Schweiz genannt, wo das Baseler Geothermie-Projekt aufgrund mehrerer Erdbeben in den Jahren 2006 und 2007 und den daraus resultierenden Schäden endgültig gestoppt worden ist (s.d.).

Die Magma Energy Corp. berichtet Mitte Januar 2010 über einen erfolgreich abgeschlossen Fließtests beim Tiefbrunnen 45A-33 der Soda Lake Geothermie-Anlage, der eine Nennleistung von 3 MW haben wird, sobald eine entsprechende Turbine installiert ist. Die bisherigen Tests zeigen einen anhaltend hohen Zustrom von 1.200 Liter pro Minute bei einer Temperatur von 196°C. Die Gesamtkapazität der Anlage beträgt 23 MW.

Grenzen der geothermischen Nutzung

Erdwärme-Kraftwerke lassen sich regional begrenzt und oft nur in aktiven oder ehemaligen Vulkanzonen errichten. Meist finden sich die Vorkommen auch in dünn besiedelten Gegenden, wo man sie eigentlich gar nicht braucht. Es besteht neben der unberechenbaren Auswirkung auf die Vulkantätigkeit auch eine Gefahr durch großflächige Bodensenkungen oder durch die Auslösung lokaler Erdbeben, wie ganz aktuell Ende 2006 und Anfang 2007 im Zuge des Deep-Heat-Mining-Projekts in Basel. Die aus der Tiefe austretende heiße Sole besteht zumeist aus Wasser, Dampf und einem bestimmten Feststoffgehalt – sie muß also getrennt werden.

Zum Teil treten auch giftige Gase oder aggressive und ätzende Flüssigkeiten aus, darunter Schwefel, Ammoniak, Kohlendioxid, Wasserstoff, Floursäure und Borsäure (in Kalifornien erreicht der Gehalt an Salzen und Mineralien 15 – 20 % !!), die nicht nur die Leitungen sondern auch die Maschinen, vor allem die Turbinen zerstören können. Mit steigender Temperatur steigt meist auch die mineralische Verunreinigung und ihre Aggressivität – und damit die Korrosion und die potentielle Umweltgefährdung.

Das Wasser aus den Tiefen der Erde ist manchmal auch leicht radioaktiv und enthält Kontaminationen von Thorium und Uran, so daß es behandelt werden muß um keine Folgeschäden zu verursachen.

Versuchs- und Erschließungstiefbohrungen sind extrem teuer, desgleichen auch die Installationen. Die Systeme sind sehr energieaufwendig, so ist z.B. für einen Pumpbetrieb ‚nach unten’ ein sehr hoher Druck erforderlich (bis zu 500 Atmosphären). Technisch und wirtschaftlich gut nutzbare Temperaturen (um 300°C) gibt es meist erst unterhalb von 10.000 m. Einer EG-Studie zufolge liegen wirtschaftlich sinnvolle Aufschlußtiefen allerdings bei höchstens 3.000 m. Die Entnahmedauer für Dampf ist nicht exakt vorausrechenbar.

Beim Hot-Dry-Rock-Verfahren (HDR) ist besonders die notwendige Gesteinsauflockerung sehr aufwendig, die Frac-Ausbreitung ist außerdem nicht vorhersehbar.

Da auch im Heizbetrieb (bei niedrigeren Temperaturen) nur mineralfreies Wasser benutzt werden kann, bedarf es hier teurer Wärmetauscher.

Geothermalkraftwerke sollen sehr laut sein, sie werden mit einem ‚startenden Jumbo’ verglichen. Nennungen über exakte Wirkungsgrade liegen mir nicht vor, doch die Entwicklung von bei relativ kühlem Dampf effizient funktionierenden Turbinen ist im allgemeinen noch nicht weit fortgeschritten – entsprechend niedrig sind die Wirkungsgrade anzusetzen.

Da in Industrieländern schon seit Jahrzehnten riesige Mengen von z.T. stark belasteten Abwässern über Schluckbrunnen tief in die Erde verpresst werden, besteht ferner die Möglichkeit, daß diese Stoffe über Geothermalanlagen wieder an die Oberfläche gelangen. Beispielsweise versenken Kaliwerke jährlich Hunderttausende von Tonnen stark salzhaltiger Abwässer. 1989 werden in der Bundesrepublik an 31 Stellen wasserführende Gesteinsschichten in Tiefen zwischen 325 und 2.994 m mit Abfallstoffen geimpft, insbesondere mit hochgiftigen oder anderweitig stark belasteten flüssigen Abfällen. Auf den Öl- und Erdgasfeldern Niedersachsens werden Bohrrückstände und mit Chemikalien verseuchtes Schmutzwasser, im bayerischen Moosberg sogar riesige Mengen an mit Arsen versetzter Salzsäure in tiefe Erdschichten hinuntergepresst (zwischen 1968 und 1989 etwa 16 Mio. Kubikmeter!).

In Bezug auf die Erdbeben-Gefahr in Verbindung mit geothermischen Bohrungen verweise ich auf die obigen Länderberichte Deutschland, Schweiz und USA.

Über die Homepage der Geothermischen Vereinigung e.V. kommt man zu den wichtigsten Sites und findet einer Fülle aktueller Detailinformationen auch aus dem internationalen Geschehen im Bereich der Geothermalenergie.

Dort habe ich sogar einen ‚Geothermie-Song’ gefunden – von dem Liedermacher und Förderer dieser Energieform Walter Keil– wobei es diesem ab September 2010 auch als YouTube-Clip gibt.

Ob in Moskau oder New York, ob in Rio oder Tokio
In vielen Ecken dieser Welt wird ein heißer Rhythmus eingezählt
Sie spielen Rock in den Garagen und sie rappen in den Kellern
Sie spielen oft für kleine Gagen und Menschenherzen schlagen schneller

Refrain:           Ja wir leben auf einem heißen Planeten
                        Ja wir leben auf der Erde !

Der Boden unter unsern Füßen ist der Erde kalte Haut
Jedoch ihr Körper ist heiß glühend, frag Vulkane, die wissen’s auch
Neuzehnhundertneunundneunzig sucht man nach der Energie
Die das Klima nicht kaputt macht, zu unsern Füßen schlummert sie !

Refrain 2 x     

Ja im schönen Städtchen Erding, da weiß man längst Bescheid
Hier kennt und nutzt man die Erdwärme, Erding ist Beispiel für die Welt !

Refrain 2 x

Man mag davon halten was mal will, die Erdinger sind sicherlich – und auch mit Recht – sehr stolz darauf.

Auf internationaler Ebene ist die Seite geothermal-energy.org sehr zu empfehlen, die mit einer großen Menge an Detailinformationen aufwartet. Und daß Geothermie-Poesie nicht nur auf die deutsche Sprache beschränkt ist, belegt das folgende englische Gedicht, dessen Urheber mit nur unter seiner Mail-ID bekannt ist (adrianakau@aol.com).

Let us go Geothermal,
It is truly epidermal,
The crust of the Earth,
Will result in a power burst,
Providing heat for good electricity.

Let us tap into the heat found below,
In the future it is surely to grow,
Into a great industry,
Just you wait and see,
Giving heat for our electricity.

Energy we need to run our nation,
Heat sources to replace thermal coal stations,
That feed poisons to our air,
We can hardly bear,
We want clean ways for our electricity.