Geothermie

Axpo bohrt mit Erfolg nach Erdwärme

Der Stromkonzern Axpo realisiert mit Partnern ein Geothermie-Pilotprojekt im bayerischen Taufkirchen und erarbeitet sich dort entsprechendes Know-How. Zehn Kraftwerke in der Schweiz sollen später folgen.

Sven Millischer, Taufkirchen
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Taufkirchen: Geothermie-Kraftwerk liefert Strom für 7000 Einwohner. HO

Taufkirchen: Geothermie-Kraftwerk liefert Strom für 7000 Einwohner. HO

Was der Mittlere Osten für Öl, ist das bayrische Molassebecken für Geothermie. Ein Explorations-Eldorado. Nördlich der Alpen gibt es keine Gegend, in der mehr Projekte realisiert werden. Nahezu 100 sind es an der Zahl im Grossraum München. Entweder in der Planung oder bereits in Betrieb. Die meisten davon auf kommunale Initiative hin. Auch beim Geothermie-Projekt in Taufkirchen sind die Gemeindewerke Oberhaching beteiligt. Sie nehmen künftig zusammen mit dem Wärmenetz Taufkirchen die Abwärme des Kraftwerks fürs hiesige Fernwärmenetz ab.

Axpo hält in Taufkirchen eine Minderheitsbeteiligung von 35 Prozent. Ein Glücksfall, meint Jörg Uhde, Leiter Geothermie beim Stromkonzern: «So eine steile Lernkurve hätten wir in der Schweiz nie gehabt.» Hier in Bayern könne sich die Axpo rasch praktisches Wissen in der tiefen Geothermie aneignen. Ohne letztlich die Gesamtrisiken des Projekts über 65 Millionen Euro tragen zu müssen.

Zumal der Stromkonzern einen anderen Ansatz verfolgt als Geo-Energie-Suisse, an der mehrere Schweizer Stadtwerke beteiligt sind. Es ist dies die Nachfolgegesellschaft der Geopower Basel, die im Winter vor fünf Jahren am Rheinknie die Erde beben liess. Nach dem abrupten Bohrstopp aufgrund besorgter Bürger stieg Axpo schliesslich aus der Gesellschaft aus. Mit dem Alleingang wurde auch die Verfahrenstechnik umgestellt.

Hot Dry Rock in Basel

Bei den Basler Bohrungen setzte man noch auf Hot Dry Rock. Dabei werden in grosser Tiefe (bis 5000 Meter) im heissen Gestein (bis 200 Grad) künstliche Risse erzeugt, durch die dann Wasser zirkulieren kann. Je höher die Temperaturen, desto besser der Wirkungsgrad. Das Gestein selbst muss jedoch nicht wasserführend sein. Vielmehr wird Flüssigkeit ins Bohrloch injiziert. Doch: Diesen künstlichen Wärmetauscher zu erzeugen, birgt gewisse Risiken.

«Petrothermale Verfahren brauchen noch eine Entwicklungsstufe», ist Uhde überzeugt. Die Rissmodelle im Untergrund seien noch nicht ausgereift. Mit anderen Worten: Das heisse Gestein lässt sich nicht ohne wahrnehmbare, seismische Effekte stimulieren. Erdbeben sind also weiterhin möglich, jedoch ohne Gefahren für die Umwelt. Zumal sich Messgräben zwischen den geplanten und den erfolgten tatsächlichen Stimulationen auftun. Es fehlt schlicht die Erfahrung. Weltweit gibt es kein einziges petrothermales Projekt, das wirtschaftlich betrieben wird.

Axpo setzt auf Hydrothermie

Anders die hydrothermale Variante, auf die Axpo nun vorerst als Brückentechnologie setzt. Davon stehen bereits über 200 Kraftwerke weltweit. Alleine in der Toskana gibt es Geothermie-Anlagen mit einer Leistung des AKW Beznau. Wie also funktioniert die Hydrothermie? Grundvoraussetzung ist die geologische Beschaffenheit des Untergrunds. Dieser muss wasserführend sein. In Taufkirchen bietet das bayrische Molassebecken hierfür beste Voraussetzungen.

In 3500 bis 4000 Metern finden sich Karsthöhlen mit heissem Wasser zwischen 130 und 140 Grad. «Und zwar in ausreichenden Mengen», fügt Uhde an. Schliesslich benötigt das Geothermie-Kraftwerk pro Sekunde die Menge Wasser einer Badewanne. Daraus ergibt sich eine thermische Leistung von 40 Megawatt, mit der sich etwa 4 Megawattstunden Elektrizität erzeugen lassen. Genug, um 10000 Einwohner mit Strom und 4000 mit Wärme zu versorgen.

Ab 2013 soll es so weit sein. Hierzu wird die Wärme abgeschöpft und damit das Wasser auf 60 Grad heruntergekühlt. Uhde betont, dass Geothermie zweifelsfrei eine erneuerbare Energieform sei. «Wir sind schliesslich verpflichtet, geschlossene Systeme zu realisieren.» Will heissen: Was an Wasser entnommen wird, führt man über eine Bohrloch-Dublette auch wieder dem Erdreich zu. Zugleich hat der Freistaat die Entnahmemenge festgelegt. Auf dass die Quelle nicht ausgekühlt und die hydraulischen Verhältnisse im Untergrund gewahrt bleiben.

Bohrbeginn im Sommer

Diesen Sommer war in Taufkirchen Bohrbeginn. Jetzt liegen die ersten Resultate vor. «Wir sind auf 4200 Meter fündig geworden», so Uhde. Das Thermalwasser sprudelt mit
134 Grad aus dem Bohrloch, und dies in ausreichender Menge. Die Wirtschaftlichkeit scheint gesichert. Der gelernte Bergbauingenieur wirkt erleichtert, kennt er doch die Tücken im Untergrund: «Vor der Hacke ist es immer duster», sagt Uhde lachend und fügt an, dass die interne Benchmark bei 55 Prozent liege.

Unter dieser Eintrittswahrscheinlichkeit werde bei der Axpo kein Projekt weiterverfolgt. In Taufkirchen lag der Wert bei etwa 80 Prozent. Und selbst gegen dieses Fündigkeitsrisiko hatte sich das Betreiberkonsortium noch versichert. Schliesslich macht die Bohrung über die Hälfte der Gesamtkosten aus: 50 000 Euro pro Tag verschlingt die Miete für die Bohranlage.

Entsprechend sorgfältig gilt es, die Geothermie-Standorte zu wählen: «Derzeit evaluieren wir zehn Standorte in der Nordostschweiz», erklärt Uhde. Dies, weil sich dort ähnliche geologische Strukturen finden lassen wie im bayrischen Molassebecken. Wenn gleich das Gestein nicht in gleichem Masse wasserdurchlässig ist. Vier Projekte auf hydrothermaler Basis sind bereits konkret geplant – in der Grössenordnung von je drei Megawatt Leistung. In gut fünf Jahren soll das erste Geothermie-Kraftwerk der Axpo ans Netz gehen.

Überzogene Erwartungen

Uhde kämpft derweil mit der spärlichen Datenlage: «Wir wissen einfach zu wenig über den Untergrund in der Schweiz.» Denn das rohstoffarme Land bot bislang wenig Anlass für grossflächige, industrielle Bohrungen. Auch dämpft er überzogene Erwartungen an die Nutzung der Erdwärme: «Man sollte sich von der Vorstellung lösen, dass Geothermie überall möglich ist. Selbst in der stimulierten Variante.» Denn neben der Geologie schränkt auch die Abwärmenutzung die Standortwahl ein.

Mit Industrieabnehmern oder Fernwärmenetzen lässt sich Wirtschaftlichkeit der Anlage um zehn bis 15 Prozent erhöhen. Bis 2030 sieht der Leiter Geothermie in der Schweiz ein «realistisches» Potenzial von 50 MW elektrischer Leistung, mit denen rund 500 Gigawattstunden Strom pro Jahr produziert werden können. Dies entspricht etwa jährlichen Strombedarf des Grossraums Zürich.

Die Stromlücke lasse sich damit beim besten Willen nicht schliessen, betont Uhde. Auch der hohen Kosten wegen nicht: Rechnet die Axpo doch mit Investitionen von gegen einer halben Milliarde Franken. Auf den Einwand, mit konventionellen Kraftwerken sei eine solche Leistung viel günstiger zu haben, redet sich Uhde in Feuer: «Es ist die Frage, ob wir uns Zukunft leisten wollen. Dann müssen wir heute anfangen, die Voraussetzungen für das Morgen zu schaffen.» Geothermie als Daseinsvorsorge für künftige Generationen.