Stromerzeugung aus hydrothermaler Geothermie 01.10.2017, 11:12 Uhr

Potenzial der Geothermie im deutschen Energiesystem

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.
Bild: Erdwärme Grünwald

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. Bild: Erdwärme Grünwald

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. In Bild 1 ist die Methodik und die jeweils berücksichtigten Einflussparameter des Modells dargestellt.

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

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

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.). 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.

Bild 2 Die elektrischen Netto-Systemwirkungsgrade der Bestands­anlagen. Bild: eigene Darstellung

Bild 2 Die elektrischen Netto-Systemwirkungsgrade der Bestands­anlagen. Bild: eigene Darstellung

Um die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit zu beurteilen, werden die Stromgestehungskosten der Bestandsanlagen untersucht und ein Modell in Abhängigkeit der Thermalwassertemperatur und des geothermischen Gradienten entwickelt. Über den geothermischen Gradienten wird die Länge der Bohrungen berücksichtigt, um eine bestimmte Thermal­wassertemperatur zu erreichen. Die damit verbundenen Bohrkosten beeinflussen wiederum sehr stark die Wirtschaftlichkeit der Anlage. Diese Analyse hat ergeben, dass die Stromgestehungskosten mit steigenden Thermalwassertemperaturen zwar sinken, es bei niedrigen geothermischen Gradienten aber zu einem Anstieg der Kosten bei hohen Temperaturen aufgrund der tiefen Bohrungen kommt. Die mittleren Stromgestehungskosten der betrachteten Anlagen liegen unter Berücksichtigung der getroffenen An­nahmen bei 23,2 Ct / kWh.

Potenzial der hydrothermalen Geothermie

Aufbauend auf dieser Analyse des Stands der Technik und der Bestimmung des theoretischen Potenzials wird nun das technische und wirtschaftliche Potenzial der Technologie ermittelt. Mithilfe des entwickelten Modells für die technische Leistungsfähigkeit kann in einem ersten Schritt das technisches Potenzial der Stromerzeugung in Abhängigkeit der Thermalwassertemperatur bestimmt werden. Insgesamt beträgt dieses Potenzial rund 11,5 PWh (el.). Aufgrund der häufig kombinierten Erzeugung von Strom und Wärme ergibt sich dabei eine nutzbare Wärmemenge von etwa 57,5 PWh (th.).

Wird nun in einem zweiten Schritt die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Technologie berücksichtigt, kann die erzeugbare Strommenge in Abhängigkeit der dabei entstehenden Kosten ermittelt werden. Dies lässt sich in einer Angebot-Kosten-Kurve darstellen (Bild 3).

Bild 3 Die Angebot-Kosten-Kurve für die Stromerzeugung aus hydrothermaler Geothermie. Bild: eigene Darstellung

Bild 3 Die Angebot-Kosten-Kurve für die Stromerzeugung aus hydrothermaler Geothermie. Bild: eigene Darstellung

Hier sind die Stromgestehungskosten auf der x-Achse und die erzeugbare Strommenge auf der y-Achse aufgetragen. Bewegt man sich auf dieser Kurve nach rechts entspricht dies dem gedanklichen Erschließen weiterer, teurerer Standorte. Damit dies wirtschaftlich möglich ist, muss dafür der jeweilige Preis auf der x-Achse gezahlt werden. Aktuell wird für geo­thermischen Strom für 20 Jahre eine EEG-­Vergütung von 25,2 Ct/kWh gezahlt. Da die wirtschaftliche Nutzungsdauer (WND) mit 25 Jahren angenommen wird, ergibt sich daraus, dass das Kraftwerk für fünf weitere Jahre seinen Strom an der Börse verkauft. Für diesen Zeitraum wird ein Stromverkaufserlös von 7,1 Ct/kWh angenommen, dies entspricht dem Mittelwert von einer Vielzahl von Studien über den Börsenstrompreis am Stromgroßhandel im Jahr 2030 [8]. Im Mittel ergibt sich über die Projektlaufzeit ein Erlös von 21,58 Ct/kWh. Zu diesem Preis sind etwa 8,7 PWh (el.) Strom erzeugbar (Bild 3). Durch die kombinierte Strom- und Wärmeproduktion werden dabei zusätzlich 43,5 PWh (th.) Wärme produziert. Dabei handelt es sich um das wirtschaft­liche Potenzial, das aus der gesamten hydrothermalen Wärmemenge im Untergrund resultiert.

Um nun zu ermitteln, wie viel Strom bei einer regenerativen Nutzung des Potenzials pro Jahr produziert werden kann, muss die Regeneration der geothermischen Wärme berücksichtigt werden. Werden geothermische Lagerstätten zur Stromerzeugung genutzt, geht damit eine Abkühlung der Lagerstätten einher, da die vorhandene Wärme entnommen wird. Würde die gesamte Wärmemenge auf einmal entnommen, würde sich die Lagerstätte soweit abkühlen, dass eine Stromproduktion nicht mehr möglich wäre. In der Realität wird die Wärme über einen längeren Zeitraum ausgebeutet. Die Länge dieses Zeitraumes ist von der installierten Leistung und damit nicht zuletzt von der Wirtschaftlichkeit der Technologie abhängig. Daneben spielen eine Reihe anderer Faktoren, wie zum Beispiel die technisch erreichbare Zubau-Rate eine Rolle. Der Entnahme von Wärme wirkt eine gewisse Regeneration entgegen. Ein Wärmestrom aus dem Erdinneren führt dazu, dass abgekühlte Erdbereiche wieder erwärmt werden. Dieser Wärmestrom liegt im deutschen Mittel bei 65 mW/m2 [3]. Wird die Wärme mit derselben Leistungsdichte entnommen, mit der sie regeneriert wird, kann die Stromerzeugung theoretisch endlos erfolgen. Aufgrund des sehr geringen regenerativen Wärmestroms ist dies aber technisch und wirtschaftlich nicht sinnvoll umsetzbar. In weiterer Folge wird in Anlehnung an Paschen [3] ein Regenerierungszeitraum von 1 000 Jahren angenommen. Dieser Zeitraum erscheint lang genug, um vereinfachend von einer regenerativen Quelle zu sprechen. Ist der Ausbeutungszeitraum (ABZ) nun mindestens so lange wie der Regenerierungszeitraum, kann von einer regenerativen Nutzung des Potenzials gesprochen werden. Dennoch ist eine schnellere Ausbeutung des Potenzials möglich. Damit würde die geothermische Energie aber zu einer endlichen Ressource werden.

Bei einer regenerativen Nutzung der hydrothermalen Wärmemenge ergibt sich ein jährliches wirtschaftliches Potenzial von rund 8,7 TWh (el.)/a. Dies entspricht einem Anteil am derzeitigen deutschen Bruttostromverbrauch von 1,44 %. Die installierte Brutto-Leistung liegt dabei bei etwa 1,8 GW (el.), dies entspricht bei einer durchschnittlichen Anlagen­größe von 4,1 MW (el.) insgesamt rund 440 Anlagen.

Das ist das etwa 43-fache der heute installierten Brutto-Kapazität von 41 MW. Aufgrund der Methodik der Studie und der Tatsache, dass die Bestandsanlagen neben Strom zum Teil auch Wärme produzieren, gehört zu dem genannten Potenzial der Stromerzeugung immer auch eine Wärmemenge, die nutzbar ist. Dieses Wärmeangebot beträgt pro Jahr 43,5 TWh (th.). Dies entspricht 5,16 % des deutschen Wärmebedarfs für Raumwärme und Warmwasser. Bei der Bewertung der Ergebnisse dieser Studie ist also zu berücksichtigen, dass mit dem Potenzial der Stromerzeugung immer auch eine gewisse Wärmemenge als zusätz­liches Produkt nutzbar ist.

Dieses wirtschaftliche Potenzial hängt ganz entscheidend von verschiedenen Rahmenbedingungen und Annahmen ab wie zum Beispiel den Strom- und Wärmeverkaufspreisen, den thermischen und elektrischen Volllaststunden (VLS), die die Auslastung der Anlagen beschreiben, der wirtschaftlichen Nutzungsdauer (WND) oder den spezifischen Investitionskosten (SIK) der Anlagen. Daher werden die Ergebnisse einer Sensitivitätsanalyse unterzogen, um die Auswirkung der Einflussfaktoren zu quantifizieren (Bild 4). Dafür wird je ein Basiswert variiert, während alle anderen Parameter für diese Betrachtung konstant bleiben.

Bild 4 Sensitivitätsbetrachtung des jährlichen wirtschaftlichen Potenzials. Bild: eigene Darstellung

Bild 4 Sensitivitätsbetrachtung des jährlichen wirtschaftlichen Potenzials. Bild: eigene Darstellung

Den größten Einfluss haben die elektrischen Volllaststunden und die spezifischen Investitionskosten (SIK). Beide wirken sich direkt auf die Stromgestehungskosten aus: Die elektrischen Volllaststunden bestimmen die erzeugte Strommenge und die (spezifischen) Investitionskosten die Annuität. Es ist erkennbar, dass eine Reduktion der spezifischen Investitionskosten um mehr als 40 % zu keiner weiteren Zunahme des wirtschaftlichen Potenzials führt. Dies liegt daran, dass dann bereits das gesamte technische Potenzial wirtschaftlich nutzbar ist.

Mittels der gestrichelten Linien ist in Bild 4 der Einfluss des Systemwirkungsgrades auf das wirtschaftliche Potenzial dargestellt. Dafür wurde angenommen, dass dieser bei gleichen Kosten um 15 % erhöht werden könne. Dies wirkt sich in zweifacher Hinsicht auf das wirtschaftliche Potenzial aus:

  • Die Umwandlung von Wärme in Strom wird effizienter, wodurch sich das technische Potenzial erhöht.
  • Bei gleichem Aufwand wird in den Anlagen mehr Strom produziert, wodurch die SGK sinken.

Der Einfluss ist dementsprechend groß. Das wirtschaftliche Potenzial steigt im Basisfall um 31 % von 8,7 TWh (el.)/a und 43,6 TWh (th.)/a auf 11,4 TWh (el.)/a und 57 TWh (th.)/a.

Wird die Geothermie als nicht-regenerative Energiequelle verwendet, kann der Ausbeutungszeitraum der geothermischen Wärme auch kleiner sein als der Regenerationszeitraum. Wird zum Beispiel ein Ausbeutungszeitraum von 400 Jahren betrachtet, kann die hydrothermale Geothermie bis zu 4,75 % des Brutto­stromverbrauchs in Deutschland decken (Bild 4). Die bei kombinierter Strom- und Wärmeproduktion anfallenden Wärme könnte in diesem Fall 16,9 % des Wärmebedarfs für Raumwärme und Warmwasser decken.

Fazit

Mit der Geothermie steht eine verläss­liche und im Vergleich zu Photovoltaik und Wind auch eine regel- und gut planbare erneuerbare Energiequelle zur Verfügung. In der vorliegenden Studie wurde daher der mögliche Beitrag im deutschen Energiesystem dieser Technologie untersucht. Ausgehend vom theoretischen Potenzial der hydrothermalen Wärmemenge im Untergrund wird mithilfe einer Analyse der Bestandskraftwerke das technische sowie das wirtschaftliche Potenzial der Stromerzeugung aus hydrothermaler Geothermie ermittelt. Es wurde ein jährliches, regeneratives und wirtschaftliches Potenzial von 8,7 TWh (el.)/a Stromerzeugung und 43,5 TWh (th.)/a Wärmebereitstellung ermittelt. Dies entspricht derzeit einem Anteil am Bruttostrom­verbrauch von 1,44 % und einem Anteil am Wärmebedarf für Raumwärme und Warmwasser von 5,16 %. Die installierte elektrische Brutto-Leistung liegt dabei bei 1,8 GW (el.), dies entspricht bei einer durchschnitt­lichen Anlagengröße von 4,1 MW (el.) insgesamt rund 440 Anlagen.

 

 

Literatur

[1] Eyerer, S.; Schifflechner, Ch.; Hofbauer, S.; Wieland, Ch.; Zosseder, K.; Bauer, W.; Baumann, Th.; Heberle, F.; Hackl, Ch.; Irl, M.; Spliethoff, H.: Potenzial der hydrothermalen Geothermie zur Stromerzeugung in Deutschland. Geothermie-Allianz Bayern, 2017. https://mediatum.ub.tum.de/1360572

[2] Agemar, Th.; Weber, J.; Schulz, R.: Deep Geothermal Energy Production in Germany. In: Energies 7 (2014), S. 4397-4416.

[3] Paschen, H.; Oertel, D.; Grünwald, R.: Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung in Deutschland – Sachstandsbericht. Deutscher Bundestag, Ausschuss für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung, 2003.

[4] Jung, R.; Röhling, S.; Ochmann, N.; Schellschmidt, R.; Schulz, R.; Thielemann, T.: Abschätzung des technischen Potenzials der geothermischen Stromerzeugung und der geothermischen Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) in Deutschland. Gutachten im Auftrag des Deutschen Bundestags, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, 2002.

[5] Agemar, Th.; Alten, J.-A.; Kühne, K.; Kuder, J.; Suchi, E.; Weber, J.; Schulz, R.: A New Approach to Estimating the Geothermal Potential of Faults in Germany. In: Proceedings of the World Geothermal Congress, Melbourne, Australia, 19 bis 25 April 2015.

[6] GeoMol Team: Assessing Subsurface Potentials of the Alpine Foreland Basins for Sustainable Planning and Use of Natural Resources. Project Report, 188 pp. (Augsburg, LfU). 2015.

[7] Pfleiderer, S.; Götzl, G.; Bottig, M.; Brüstle, A. K.; Porpaczy, C.; Schreilechner, M.; Eichkitz, C.; Jud, M.; Sachsenhofer, R.; Zosseder, K.; Casper, S.; Goldbrunner, J.; Kriegl, C.; Kolmer, C.; Diepolder, G. W.: GeoMol – Geologische 3-D-Modellierung des österreichischen Molassebeckens und Anwendungen in der Hydrogeologie und Geothermie im Grenzgebiet von Oberösterreich und Bayern. In: Abhandlungen der Geologischen Bundesanstalt 80, 2016.

[8] Forschungsradar: Studienvergleich: Entwicklung der Stromgroßhandels- und der CO2-Zertifikatspreise. Forschungsradar Erneuerbare Energien, 2013. http://www.forschungsradar.de/uploads/media/AEE_ Dossier_Studienvergleich_Stromgrosshandelspreise_ dez13_01.pdf (Zugriffsdatum: 27.4.2017).

 

 

Von M. Sc. Sebastian Eyerer, M. Sc. Sebastian Hofbauer, B. Sc. Christopher Schifflechner, Dr.-Ing. Christoph Wieland und Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff

Sebastian Eyerer, M. Sc., 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 Hofbauer, M. Sc., 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.

Christopher Schifflechner, B. Sc., 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.

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 Wärmeübertragung inne.

Prof. Dr.-Ing. Hartmut Spliethoff, Jahrgang 1960, studierte Maschinenbau an der Universität Kaiserslautern, die Promotion und Habilitation erfolgte am heutigen IFK der Universität Stuttgart. Im Jahr 2000 wurde er zum Professor an der TU Delft (NL) ernannt, und seit 2004 ist er Ordinarius des Lehrstuhls für Energiesysteme der TU München. Außerdem ist er Vorstandsvorsitzender des Bayerischen Zentrum für Angewandte Energieforschung e. V. (ZAE Bayern), Würzburg.

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