Möglichkeiten der Erdwärmenutzug in Deutschland

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Käte Wagner
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1 43. Int. Wasserbau-Symposium Aachen, Möglichkeiten der Erdwärmenutzug in Deutschland zur Stromerzeugung Christoph Clauser Institut für Applied Geophysics E.ON Energy Research Center, RWTH Aachen University

2 Überblick Erdwärme niedriger Enthalpie Binäre Anlagen = ORC = Kalina = Status (in Deutschland) Vergleich mit anderen Technologien = Kostenstruktur von Erdwärme-Dubletten = Vergleich von Stromgestehungskosten Erdwärme hoher Enthalpie technisch angelegte Systeme (EGS, HDR) Forschungs-Pilotanlage in Soultz-sous-Forêts; kommerzielle Anlage in Landau Potenzial in Deutschland zur Stromerzeugung 2/21

Stromgestehungskosten Erdwärme hoher Enthalpie technisch angelegte Systeme (EGS, HDR)

3 Nutzungsarten niedrig Enthalpie hoch Geschlossene Systeme Gebäudeheizung/kühlung Temperatur, Diffusivität Offene Systeme Gebäudeheizung oder elektrischer Strom Temperatur, Fließrate Natürliche Reservoire Technisch angelegte Systeme

Systeme Gebäudeheizung oder elektrischer Strom

4 Warum so wenig geothermischer Strom in Deutschland? Trockendampf: keine natürlichen Dampfvorkommen in Deutschland Feuchtdampf (binäre Anlagen): Zu wenige geeignete poröse Reservoire; zusätzliche Nutzungskonflikte (KW, Grundwasser, CO2- Speicherung) Technisch angelegte geothermische Systeme (EGS, HDR): Haupthindernisse für umfassende Verbreitung: Fehlende Daten zum lokalen Spannungsfeld Fehlende Software für prognostische Auslegungsrechnungen zur Konstruktion der erforderlichen Risssysteme Technologie zum Bohren reiner Erkundungsbohrungen derzeit zu teuer

zusätzliche Nutzungskonflikte (KW, Grundwasser, CO2- Speicherung) Technisch angelegte geothermische Systeme (EGS, HDR): Haupthindernisse

5 Allgemeines zu binären Anlagen getrennter geothermischer Primärkreislauf (heiße Solen) und Sekundärkreislauf mit bei niedriger Temperatur siedendem Arbeitsfluid. erfordert pro kw h 400 kg Wasser bei 85 C 150 C heißen Reservoiren. Abgekühlte Sole ohne Verdampfung reinjiziert: Minimierung von Ausfällungs-Problemen einsetzbar zur Erdwärme-Verstromung aus Niedrig-Enthalpie (T > 85 C) Heißwasser- Reservoiren Typische Blockgrößen: 1 MW e 3 MW e. Kostengünstigste und verlässlichste Methode zur Verstromung von Niedrig-Enthalpie-Erdwärme; große Vorkommen in erreichbaren Tiefen weltweit KWK-Anlagen: zur Verstromung der Abwärme aus Heißdampf-Anlagen 5/21

Abgekühlte Sole ohne Verdampfung reinjiziert: Minimierung von Ausfällungs-Problemen einsetzbar zur Erdwärme-Verstromung aus Niedrig-Enthalpie (T > 85 C)

6 Binäre Anlagen: ORC- und Kalina- Kreislauf Organic Rankine Cycle (ORC) reine Arbeitsfluide, spezifische Verdampfungstemperaturen Kalina-Kreislauf Verdampfung von Wasser-Ammoniak-Gemisch variabler Konzentration über entsprechenden Temperaturbereich dadurch verbesserter Wirkungsgrad durch des Kalina- gegenüber dem ORC- Kreislauf: = Theoretische Vorhersage: 10 % = letzter Vergleich aufgrund simulierter identischeral Bedingungen: ~3 % 6/21

über entsprechenden Temperaturbereich dadurch verbesserter Wirkungsgrad durch des Kalina- gegenüber dem ORC-

7 Binäre Anlagen Dezentrale Stromerzeugung, Einheiten zwischen 0,1 MW e 100 Mw e Wirtschaftlich attraktiv sowohl in abgelegenen bzw. weniger entwickelten Regionen als auch für Reservoire niedriger Enthalpie in entwickelten Ländern mit finanziellen Anreizen zur CO 2 -armen Energie-Erzeugung (z. B. das deutsche EEG): Einspeisevergütung für geothermischen Strom nach dem deutschen Erneuerbaren Energie- Gesetz (EEG) Installierte Leistung (MW) Vergütung ( kw -1 h -1 ) > vor 2015 am Netz mit Kraft-Wärmekopplung technisch angelegte ( petrothermale ) Systeme /21

8 Anlagen in Deutschland max. 38 MW t (2011: 8,4 MW t ) max. 3,4 MW e (2011: 0,9 MW e ) Unterhaching, 90 M (16 M for Kalina system) 6 MW t Mw e (ORC) Landau, 21 M Nutzung von Heißwasser-Reservoiren in Sedimentbecken 8/21

9 Wirkungsgrad binärer Anlagen Binary Power Plants Otake (J) Heber (USA) *ln T 10 Husavik (IS) (%) Nagqu (CN) Nigorikawa (J) 8 Wabuska (USA) Altheim (A) Brady (USA) Takigami (J) Mammoth Hot Springs (USA) 6 Mulka (AUS) Neustadt- Glewe (D) Bad Blumau (A) Wendel (USA) 4 Birdsville (AUS) T reservoir ( C) Thermischer Nettowirkungsgrad η als Funktion der Reservoirtemperatur unterschiedlicher binärer Kraftwerke (Husavik: Kalina, alle anderen: ORC). Rote Linie: Logarithmischer Trend aus nichtlinearer Regression; Gestrichelt: 95 % Vertrauensbereich, (A: Österreich, AUS: Australien, CN: VR China, D: Deutschland, IS: Island, J: Japan) 9/21

Bad Blumau (A) Wendel (USA) 4 Birdsville (AUS) 80 100 120 140 160 180 T reservoir ( C) Thermischer Nettowirkungsgrad η als Funktion der Reservoirtemperatur

10 Kosten binärer Systeme (Köhler 2005)

11 Kosten binärer Systeme Variation der spezifischen Investitionskosten von ORC- bzw. Kalina-Anlagen mit der elektrischen Leistung (Köhler 2005)

12 Kapitalaufwand (capex) in k /kw e Geothermal 100 MW (steam) Geothermal 5 MW (water) Wind 5 MW (onshore)+backup Wind 5MW (offshore)+backup Solar 10 MW (PV)+Backup Solar 50 MW (CSP w. storage) Biomass 100 MW (Combustion) Coal 800 MW Gas 800 MW (CCGT) Gas 400 MW (OCGT) Nuclear 1600 MW Data: Fraunhofer, EPRI and others; calculation: Dr. M. Ewert (E.ON) Backup Wind und PV: OCGT; OCGT: open cycle gas turbine; CCGT: combined cycle gas turbine (dt: KWK)

storage) Biomass 100 MW (Combustion) Coal 800 MW Gas 800 MW (CCGT) Gas 400 MW (OCGT) Nuclear 1600 MW 0.9 1.1 0.5 0.6 2.0 2.0 2.1 2.1 2.3 1.

13 Variable Kosten (opex) in /(MW h) e Geothermal 100 MW (steam) Geothermal 5 MW (water) Wind 5 MW (onshore) Wind 5MW (offshore) Solar 10 MW (PV) Solar 50 MW (CSP w. storage) Biomass 100 MW (Combustion) Coal 800 MW Gas 800 MW (CCGT) Gas 400 MW (OCGT) Nuclear 1600 MW Data: Fraunhofer, EPRI and others; calculation: Dr. M. Ewert (E.ON) Backup Wind und PV: OCGT; OCGT: open cycle gas turbine; CCGT: combined cycle gas turbine (dt: KWK)

storage) Biomass 100 MW (Combustion) Coal 800 MW Gas 800 MW (CCGT) Gas 400 MW (OCGT) Nuclear 1600 MW 4 6 4 7 10 13 20 26 0 0

14 Stromgestehungskosten 2010 in /(MW h) e Load Factor (LF) Low High Geothermal 100 MW (steam) Geothermal 5 MW (water) Wind 5 MW (onshore)+backup Wind 5MW (offshore)+backup Solar 10 MW (PV)+Backup Solar 50 MW (CSP w. storage) Biomass 100 MW (Combustion) Coal 800 MW Gas 800 MW (CCGT) Gas 400 MW (OCGT) Data: Fraunhofer, EPRI and others; calculation: Dr. M. Ewert (E.ON) Nuclear 1600 MW Backup Wind and PV: OCGT (Load Factor 0 h/yr) Var Costs 2010 Fix Costs (high LF) 2010 Fix Costs (low LF) 2010

storage) 3 138 92 233 Biomass 100 MW (Combustion) 75 36 90 201 Coal 800 MW 27 23 39 89 Gas 800 MW (CCGT) 39 41 82 162 Gas 400 MW (OCGT) 69 55 491 615 6000 8000 6000 8000 1300 2700 3000

15 Stromgestehungskosten 2030 in /(MW h) e Geothermal 100 MW (steam) Geothermal 5 MW (water) Wind 5 MW (onshore)+backup Wind 5MW (offshore)+backup Solar 10 MW (PV)+Backup Solar 50 MW (CSP w. storage) Biomass 100 MW (Combustion) Coal 800 MW Gas 800 MW (CCGT) Gas 400 MW (OCGT) Nuclear 1600 MW Backup Wind and PV: OCGT (Load Factor 0 h/yr) Load Factor (LF) Low High Var Costs 2030 Fix Costs (high LF) 2030 Fix Costs (low LF) 2030 Data: Fraunhofer, EPRI and others; calculation: Dr. M. Ewert (E.ON)

storage) 4 159 106 269 Biomass 100 MW (Combustion) 111 50 125 286 Coal 800 MW 99 32 54 185 Gas 800 MW (CCGT) 110 46 92 248 Gas 400 MW (OCGT) 193 64 578 Nuclear 1600 MW 14 75 25 114

16 Technisch angelegte Systeme (EGS, HDR) Aktueller Stand Reservoirtypen = Kristallin,Vulkanite = andere geologische Bedingungen als in Sedimenten Forschungsanlagen = Soultz-sous-Forêts: 1.1 MW e = kommerzielle Anlage in Landau: kleine installierte thermische und elektrische Leistungen, wärmegeführter Anlagenbetrieb 16/21

Forschungsanlagen = Soultz-sous-Forêts: 1.

17 Auslegung und Optimierung technisch angelegter Systeme Temperature ( C) in 6 doublet systems separated by 150 m y (m) (Jain,2012) x (m) 17/21

200 3500 190 3000 180 y (m) 2500 2000 170 (Jain,2012) 1500 160

18 Auslegung und Optimierung technisch angelegter Systeme (Jain et al. 2013) 18/21

19 Auslegung und Optimierung technisch angelegter Systeme (Jain et al. 2013) 19/21

20 Potenzial geothermischer Stromerzeugung in Deutschland Musteranlage: 6 umgekehrte Tripletten (18 Bohrungen) mit durchschnittlicher elektrischer Leistung von 35,3 MW e In Deutschland verfügbare Fläche für EGS-Anlagen: km 2 hinreichend für maximal Anlagen bei voller Leistung: jährliche Gesamtenergie von TW h, mehr als das Sechsfache der deutschen Stromerzeugung im Jahr /21

Fläche für EGS-Anlagen: 89 000 km 2 hinreichend für maximal 13 450 Anlagen bei voller Leistung:

21 Fazit Nutzung von Heißwasserreservoiren zur Stromerzeugung technisch möglich und an einigen Stellen realisiert Potenzial sehr begrenzt, daher nur von lokaler Bedeutung dagegen enormes Potenzial für geothermische Stromerzeugung in Deutschland mittels technisch angelegter Systeme Hebung erfordert jedoch Sprünge bei der technischen Realisierung der erforderlichen technisch angelegten Risssysteme 21/21

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