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Ausgewählte Ausgabe: 10-2017 Ansicht: Modernes Layout
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Potenzial der Geothermie im deutschen Energiesystem

GEOTHERMIE | Der Energiemarkt in Deutschland steht spätestens seit dem Einleiten der Energiewende vor großen Veränderungen. Die Bundesregierung strebt einen deutlichen Anstieg erneuerbarer Energieerzeugung an. Im Gegensatz zu der volatilen Stromerzeugung von Photovoltaik und Windkraft, steht mit der Geothermie eine potenziell verlässliche und regelbare Energiequelle zur Verfügung. Der mögliche Beitrag der hydrothermalen Geothermie wurde daher in einer Studie im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern untersucht.


Die Erdwärme Grünwald GmbH setzt auf heimische Geothermie. Die Quelle sprudelt in Laufzorn in Bayern. Das Geothermie-Projekt ist wärmegeführt. Doch weil die Bohrung ein so hervorragendes Ergebnis erzielt hat, wird in einem Organic-Rankine-Cycle (ORC)-Kraftwerk (im Bild) seit Ende 2014 auch Strom erzeugt.

Die Erdwärme Grünwald GmbH setzt auf heimische Geothermie. Die Quelle sprudelt in Laufzorn in Bayern. Das Geothermie-Projekt ist wärmegeführt. Doch weil die Bohrung ein so hervorragendes Ergebnis erzielt hat, wird in einem Organic-Rankine-Cycle (ORC)-Kraftwerk (im Bild) seit Ende 2014 auch Strom erzeugt.

Die Geothermie-Allianz Bayern, gefördert vom Freistaat Bayern, ist ein Verbundprojekt mehrerer bayerischen Universitäten mit dem Ziel, den heimischen Energieträger Geothermie durch anwendungsorientierte Grundlagenforschung als erneuerbare Energieressource zu stärken. Im Rahmen dieses Projekts wurde das Potenzial der hydrothermalen Geothermie zur Stromerzeugung in Deutschland untersucht, wobei der Fokus hierbei auf dem wirtschaftlichen Potenzial liegt. Im Folgenden werden die Methodik und die wesentlichen Ergebnisse dieser Studie [1] vorgestellt.

Methodik

Das Potenzial der geothermischen Stromerzeugung wird in drei Schritten mit der Analyse des theoretischen, technischen und wirtschaftlichen Potenzials erfasst. Das theoretische Potenzial wird durch die Wärmemenge in den hydrothermalen Lagerstätten beschrieben. Diese sind im Wesentlichen die drei Provinzen Norddeutsches Becken (NDB), Oberrheingraben (ORG) und Süddeutsches Molassebecken (SDB) sowie die Störungszonen, die nach Agemar et al. [2] der hydrothermalen Geothermie zugeordnet werden können. Somit ergibt sich das theoretische Potenzial aus dem physikalischen Angebot der Energiequelle (Heat in Place). Für das Norddeutsche Becken und den Oberrheingraben wird für das theoretische Potenzial auf die Untersuchungen von Paschen et al. [3] zurückgegriffen. Aufbauend auf den Analysen von Jung [4] et al. erfolgt in der Arbeit von Agemar et al. [5] eine Neubewertung für die Wärmemenge der Störungszonen. Diese Daten dienen als Grundlage für das theoretische Potenzial der Störungszonen in dieser Studie. Die Analyse des Süddeutschen Molassebeckens basiert auf aktuellen Forschungsdaten. Insbesondere wurden hierfür die Daten aus dem Projekt GeoMol verwendet, das im Rahmen des europäisch geförderten Alpine-Space-Programms Grundlagendaten für das Süddeutsche Molassebecken erstellt hat [6; 7].
Zur Analyse des technischen Potenzials wird zwischen dem technischen Potenzial der hydrothermalen Wärmemenge und dem technischen Potenzial der eigentlichen Stromerzeugung unterschieden. Dabei ist das technische Potenzial der hydrothermalen Wärmemenge der Anteil des theoretischen Potenzials, der nach heutigem Stand der Technik erschließbar ist. Das technische Potenzial der Stromerzeugung ist darauf aufbauend die Strommenge, die aus der hydrothermalen Wärmemenge unter heutigen Bedingungen erzeugt werden kann. Je nach Temperaturniveau des geförderten Thermalwassers ergibt sich bei der Stromerzeugung ein anderer Wirkungsgrad. Weiterhin ist hier auch die Art der Nutzung (reines Stromprojekt oder kombinierte Strom- und Wärmeproduktion) entscheidend, da dies die Injektionstemperatur beeinflusst. Im Fall der kombinierten Erzeugung ergibt sich neben dem Potenzial der Stromerzeugung auch ein Potenzial der Wärmeerzeugung.
Das wirtschaftliche Potenzial ergibt sich aus dem technischen Potenzial der Stromerzeugung, indem aktuelle ökonomische Kriterien berücksichtigt werden. Es beschreibt die Strommenge, die unter den aktuellen Marktbedingungen wirtschaftlich erzeugt werden kann. Ausschlaggebend sind dafür die Stromgestehungskosten (SGK) und die Erlöse aus dem erzeugten Strom. Die SGK werden dabei vor allem durch die nötige Bohrtiefe, die erreichbare Schüttung und der Temperatur des geförderten Thermalwassers beeinflusst. Diese Faktoren sind bei der hydrothermalen Geothermie abhängig von den Standortbedingungen. Daher muss für jeden Standort prinzipiell das Potenzial isoliert betrachtet werden. In dieser Studie werden die Standorte jedoch vereinfacht nach der vorherrschenden Temperatur und dem geothermischen Gradienten klassifiziert. Über den geothermischen Gradienten kann die nötige Bohrtiefe im Modell abgebildet werden.
Zur Ermittlung des technischen und wirtschaftlichen Potenzials der Stromerzeugung werden die Bestandsanlagen in Deutschland analysiert und daraus ein Modell für die thermodynamische und ökonomische Leistungsfähigkeit in Abhängigkeit verschiedener Standortparameter hergeleitet. Dabei wird die thermodynamische Leistungsfähigkeit durch die erreichten Wirkungsgrade bei der Stromerzeugung und die ökonomische Leistungsfähigkeit durch die Stromgestehungskosten abgebildet.

Bild 1  Methodik zur Bestimmung des wirtschaftlichen Potenzials der geothermischen Stromerzeugung.

Bild 1
Methodik zur Bestimmung des wirtschaftlichen Potenzials der geothermischen Stromerzeugung.

In Bild 1 ist die Methodik und die jeweils berücksichtigten Einflussparameter des Modells dargestellt. Die Bestandsanlagen produzieren neben Strom häufig auch Wärme, die in ein Fernwärmenetz eingespeist wird. Da diese Art der Nutzung, aufgrund der Charakteristik der Bestandsanlagen, bereits in dem entwickelten Modell für die technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit berücksichtigt wird, ergibt sich neben der erzeugbaren Strommenge auch das Potenzial der Wärmeproduktion aus Anlagen mit einer Kombination von Kraft- und Heizwerk. Wichtig bei diesem Wärmepotenzial ist, dass es sich ausschließlich auf die kombinierte Produktion von Strom und Wärme bezieht, reine Wärmeprojekte sind hier nicht berücksichtigt.

Analyse der Bestandsanlagen

Derzeit sind zehn geothermische Kraftwerke mit einer installierten Leistung von rund 41 MW (el.) in Betrieb. Bei sieben der zehn Anlagen wird neben Strom auch Wärme in ein Fernwärmenetz ausgekoppelt. Die installierte thermische Leistung der Anlagen mit kombinierter Strom- und Wärmeproduktion liegt bei etwa 142 MW (th.).

EE-BA9266 Eyerer_B2.pdf

Bild 2
Die elektrischen Netto-Systemwirkungsgrade der Bestandsanlagen.

Aus der Analyse dieser zehn Anlagen wird ein Modell für den elektrischen Netto-Systemwirkungsgrad der Geothermie-Anlage in Abhängigkeit der Thermalwassertemperatur entwickelt. Der elektrische Netto-Systemwirkungsgrad bezieht dabei die elektrische Nettoleistung der Anlagen auf die gesamte Wärmeleistung im geförderten Thermalwasser (Referenztemperatur: 10 °C). Das entwickelte Modell ist in Bild 2 dargestellt, wobei die untersuchten Anlagen anonymisiert durch die Punkte dargestellt sind. Erwartungsgemäß steigt der Wirkungsgrad mit zunehmender Thermalwassertemperatur an.

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Autoren

M. Sc. Sebastian Eyerer

Jahrgang 1990, studierte an der TU München Maschinenbau mit den Schwerpunkten Energietechnik und Thermofluiddynamik. Seit 2015 arbeitet er am Lehrstuhl für Energiesysteme der TU München als wissenschaftlicher Mitarbeiter und Leiter des Teilprojektes „Effiziente und Flexible Kraftwerke“ in der Geothermie-Allianz Bayern. Er beschäftigt sich mit der Stromerzeugung aus Niedertemperaturwärmequellen mit dem Fokus auf die Geothermie sowie der experimentellen Untersuchung und Optimierung des Organic Rankine Cycles.
sebastian.eyerer@tum.de

M. Sc. Sebastian Hofbauer

Jahrgang 1990, studierte an der TU München Maschinenwesen mit den Schwerpunkten Energietechnik und BWL. In seiner Masterarbeit am Lehrstuhl für Energiesysteme beschäftigte er sich 2016 mit dem Potenzial für geothermische Stromerzeugung in Deutschland. Seit 2017 ist er Trainee bei den Vereinten Nationen und dem Global Challenges Forum in Genf.
sebastian.hofbauer@tum.de

B. Sc. Christopher Schifflechner

Jahrgang 1992, absolvierte sein Bachelorstudium des Wirtschaftsingenieurwesens an der Universität Bayreuth und studiert derzeit im Masterstudiengang „Energie- und Prozesstechnik“ an der TU Delft in den Niederlanden. Aktuell arbeitet er am Lehrstuhl für Energiesysteme der TU München im Teilprojekt „Monitoring“ der Geothermie-Allianz Bayern und verfasst seine Masterarbeit.
c.schifflechner@tum.de

Dr.-Ing. Christoph Wieland

Jahrgang 1982, studierte Energie- und Prozesstechnik an der TU München, anschließend verfasste er dort am Lehrstuhl für Energiesysteme seine Dissertation. Seit 2012 hat er am Lehrstuhl die Position als Gruppenleiter für thermodynamische Kreisprozesse und Wärmeübergang inne.
wieland@tum.de

Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff

Jahrgang 1960, Studium des Maschinenbaus an der Universität Kaiserslautern, anschließend Promotion am Institut für Verfahrenstechnik und Dampfkesselwesen der Universität Stuttgart.
Nach der Habilitation 1999 erfolgte 2000 die Ernennung zum Professor des Lehrstuhls „Energievoorziening/Thermal Power Engineering“ an der TU Delft (NL). Seit 2004 ist er Lehrstuhlinhaber des Lehrstuhls für Energiesysteme an der TU München. Darüber hinaus ist er wissenschaftlicher Leiter des Bereiches Energiespeicherung am Zentrum für Angewandte Energieforschung (ZAE). spliethoff@tum.de

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