Sie fragen – wir antworten

Im Zuge der Dekarbonisierung, also dem Umstieg von fossilen Energieträgern auf kohlenstoffärmere Erzeugungsarten wie etwa erneuerbare Energien, soll die Produktion von Fernwärme über bestehende fossile Erzeugungsanlagen in der Region unter anderem durch Geothermie abgelöst werden. Dabei setzen wir aktuell auf Erzeugungsanlagen, die nur Wärme erzeugen. Dies bedeutet aber gleichzeitig nicht, dass wir die hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung – d.h. die gleichzeitige Erzeugung von Strom und Wärme – damit langfristig ausschließen, denn es geht darum, die natürliche Energiequelle bestmöglich für die Region ausnutzen zu können.

Darüber hinaus haben wir gleichzeitig auch die Gewinnung von Lithium beantragt. Lithium kommt in nicht unerheblichen Mengen in der förderbaren Sole vor. Eine Nutzung ist jedoch zum aktuellen Zeitpunkt weder technisch noch wirtschaftlich geklärt. Wir werden dieses Thema jedoch im Sinne einer Nachhaltigkeit im Blick behalten.

Es gibt in Deutschland drei Regionen, die geothermisch bevorzugt sind. Hierzu zählen weite Teile Norddeutschlands und die Region um München, wo bereits eine erhebliche Anzahl von Geothermieanlagen in Betrieb ist. Aber gerade auch das Oberrheingebiet weist ungewöhnlich gute geothermische Eigenschaften auf: Hier sind die Temperaturen in vergleichbarer Tiefe mit den anderen Regionen bei weitem die höchsten.

Der Grund hierfür ist die Zugehörigkeit des Oberrheintals zu einem Bruchsystem. Seit dem Eozän vor etwa 47 Millionen Jahren senkt sich hier das Grabeninnere relativ zu den Gebieten, die westlich und östlich dazu liegen.

Die Gesteinsschichten im Oberrheingraben sind stark zerbrochen und teilweise auch porös. Dort kann sich Wasser ansammeln, dass von einem ungewöhnlich hohem Wärmefluss aus der Tiefe aufgeheizt wird.

Es ist daher kein Wunder, dass das natürliche Thermalwasser im Oberrheingebiet seit einiger Zeit zur Wärmeversorgung und Stromerzeugung genutzt wird. Bereits ab 1980 wurden auf französischer und deutscher Seite Bohrungen abgeteuft. Hierzu zählen Soultz-sous-Forêts im Elsass, aber auch in Bruchsal und, mit weniger Erfolg, in Bühl und Bremgarten. In den Folgejahren sind an weiteren Standorten geothermische Anlagen dazugekommen. Seit 1994 wird im schweizerischen Riehen Thermalwasser zur Wärmeversorgung genutzt, mit Stand 2019 sind 8.500 Haushalte an die Anlage angeschlossen. In Soultz-sous-Forêts wird seit 2008 Strom produziert. Genutzt werden drei Brunnen, die elektrische Leistung ist mit etwa 2 Megawatt angegeben. Seit 2010 wird in Bruchsal Strom produziert und seit Herbst 2019 wird zusätzlich auch Wärme für die Kaserne der Bereitschaftspolizei abgegeben.

Seit 2007 ist die Geothermieanlage Landau/Pfalz im Betrieb. Wie im benachbarten Insheim wird hier Strom produziert.

Seit 2016 wird im elsässischen Rittershoffen Wärme produziert. Die ausgekoppelte Wärmemenge liegt bei 190.000 Megawattstunden pro Jahr. Dies entspricht dem Jahreswärmebedarf von etwa 27.000 Haushalten. Genutzt wird es aber vollständig von einem Unternehmen aus der Nahrungsmittelproduktion, das über eine 15 km lange Verbindungsleitung an die Geothermieanlage angeschlossen ist.

Der geplante Projektablauf kann vereinfacht in drei Phasen gegliedert werden:

Für die Untersuchungen und Bewertung des geothermischen Nutzungspotentials in der Region sind in der Projektplanung 18 Monate veranschlagt.

• Wenn die Ergebnisse der Bewertung es zulassen, sollen anschließend Tests mit Tiefbohrungen gemacht werden. Hierfür sind weitere 18 Monate in der Planung ausgewiesen.
• Der Bau und die Inbetriebnahme eines Heizwerks benötigen weitere 18 Monate.

Am Ende der beiden erstgenannten Projektphasen werden die Ergebnisse analysiert und über das weitere Vorgehen entschieden.

Insbesondere zu Beginn der Phase 2 und Phase 3 werden wir intensiv und gemeinsam mit den beteiligten Kommunen in einen engen Dialog eintreten.

In Baden-Württemberg und auch in der Region Hardt gibt es eine Vielzahl an Thermalbädern, bei denen in Tiefen von rund 1.000 Metern Thermalwässer gefördert werden. Das miramar in Weinheim ist eine von MVV konzipierte und betriebene Anlage.

Eine geothermische Anlage in Bruchsal wird von der EnBW seit rund 10 Jahren im Einklang mit der Kommune und der Öffentlichkeit betrieben. Aus 2.500 m Tiefe wird Energie zur Stromerzeugung sowie zur Wärmeversorgung einer nahe gelegenen Polizeikaserne gewonnen. In den nächsten Jahren finden am Standort auch Analysen und Versuche zur Lithiumgewinnung aus Sole statt.

Darüber hinaus ist die EnBW Mitbetreiber des Geothermiekraftwerks Soultz-sous-Forêts und verfügt damit auch über Betriebserfahrungen eines geothermischen Kraftwerks zur Stromerzeugung gemeinsam mit weiteren Partnern in der Region.

Das Lizenzgebiet „GeoHardt“ wird in der gesamten Fläche auf sein geothermisches Potential zur Wärmeversorgung untersucht. Hierfür kann auf umfangreiche Untersuchungsergebnisse aus früheren Erkundungsmaßnahmen – vorwiegend für die Suche nach Gas- und Erdölvorkommen – zurückgegriffen werden. Einen guten Überblick zu den Messungen und auch zu geologisch interpretierten Daten finden sich im Internet kostenfrei auf den Seiten des Landesamts für Geologie, Rohstoffe und Bergbau Baden-Württemberg und im Informationssystem GEOTIS.

Aufgrund der guten Datenlage lassen sich heute bereits erste wichtige Informationen ableiten. Der Schichtaufbau im Untergrund ist in weiten Teilen bekannt. Auch die Tiefenlage von Schichten mit natürlichen Heißwasservorkommen lässt sich auf etwa 3.000 bis 4.000 m Tiefe abschätzen. Obwohl die Qualität der älteren Untersuchungen allgemein gut bis sehr gut ist, ist es notwendig, Kenntnislücken mit weiteren Gelände- und Laboruntersuchungen zu füllen. Hierzu sind unkomplizierte Messungen, aber auch Laboranalysen von Wasserproben aus vergleichsweise wenig tiefen Grundwasserbrunnen geplant. Die Auswahl der Verfahren berücksichtigt, dass neben der Erhebung wertvoller Datensätze keine unzumutbaren Störungen der Anwohner während der Messungen auftreten.

Aufbauend auf den älteren und neuen Datensätzen wird in einer kombinierten Analyse das geothermische Potential für Wärmeversorgungsanlagen im Gesamtgebiet bestimmt. Bei positivem Ergebnis sind an besonders geeigneten Standorten weitere Detailuntersuchungen vorgesehen. Die Auswahl dieser Standorte orientiert sich dabei nicht nur an geologischen Vorgaben. Vielmehr übernehmen zusätzliche Faktoren wie etwa die Lage zu Schutzgebieten oder die Wärmeabnahmestruktur eine wesentliche Funktion.

Die geplanten Untersuchungen werden das Verständnis über den geologischen Aufbau der Region Hardt weiter verbessern. In verschiedenen Veröffentlichungen werden diese Ergebnisse der Allgemeinheit zur Verfügung gestellt.

Im Oberrheingraben gibt es nahezu flächig leistungsstarke Grundwasserleiter. Das daraus gewonnene Trinkwasser ist ein Nahrungsmittel und damit unbedingt vor allen schädlichen Verunreinigungen zu schützen.

Diese Grundwasserleiter finden sich bis in Tiefen von etwa 200 bis 300 m. Darunter wird das Wasser zumeist zu salzig für eine Nutzung.

Geothermische Tiefbohrungen im Lizenzgebiet GeoHardt müssen bis zu 4.000 m tief sein. Sie werden teleskopartig, das heißt mit von oben nach unten sektionsweise verjüngenden Durchmessern gebohrt. In der Praxis sind Tiefbohrungen daher verschachtelt und der Wechsel von einem Durchmesser zum nächstkleineren berücksichtigt auch die verschiedenen Wasserleiter. Sie werden gegeneinander durch Einbau von einzementierten Stahlrohren abgeriegelt. Diesen Stahlrohren, auch Casing genannt, kommen folgende Funktionen zu:

• Schutz von Grundwasservorkommen
• Sicherung bereits erbohrter Abschnitte (z. B. in instabilen Formationen)
• Trennung von Abschnitten/Formationen mit unterschiedlichem Druck/Druckgradienten und/oder unterschiedlichen Fluiden (z. B. Salinität)
• Abdichtung des Bohrloches gegen unerwünschte Zuflüsse aus dem Gebirge (Gas, Öl, Wasser)

Wichtig ist auch der Bohrplatz. Wie schon bei den Bohrungen greifen auch hier umfangreiche Regelungen und Gesetze, deren Einhaltung von den Behörden nachgeprüft wird. Ähnlich zu Tankstellen besteht eine Bohrplattform aus verschiedenen Schichten. Als Basis wird eine Kiesschicht eingebracht, auf die Folien („Geotextilien“) aufgebracht werden. Den Abschluss bildet ein mehrere Dezimeter starkes Betonfundament. Zusätzlich wird ein Drainagesystem für Flüssigkeiten installiert, dass an ein besonders versiegeltes Auffangbecken angeschlossen ist.

Der beschriebene Aufbau stellt einen vielfach erprobten Standard da, der Grundwasserverunreinigungen und andere unerwünschte Beeinflussungen des Grundwassers ausschließt.

Tiefbohrungen und der Bohrplatz unterliegen auch nach ihrer Erstellung einer Überwachung. In wiederholenden Messungen wird die Wandstärke des Casings und der Zustand der Zementation überprüft (Integritätsmessungen). Hierzu gibt es seit vielen Jahren erprobte physikalische Messverfahren, zunehmend kommen auch schwenkbare Kameras zum Einsatz.

Beim Bohren wird aus verschiedenen Gründen – etwa zum Abtransport des Bohrkleins an die Erdoberfläche – eine Spülung eingesetzt. Sie besteht überwiegend aus Wasser, dem verschiedene Stoffe zugegeben werden. Die genaue Mixtur ist der Aufsichtsbehörde vor dem Einsatz zur Genehmigung vorzulegen und während der Bohrarbeiten in engen Zeitintervallen immer wieder zu kontrollieren. Insgesamt fasst ein Bohrloch von 4.000 m Tiefe einige hundert Kubikmeter Bohrspülung. Nach Abschluss der Bohrarbeiten wird sie im Labor auf etwaige Verunreinigungen geprüft und in enger Abstimmung mit den Behörden fachgerecht entsorgt.

Beim Bohren wird Wasser verbraucht. Zwar wird die Bohrspülung in eigens dafür angelegten Becken ständig recycelt und wiederverwendet, es stellen sich aber Verluste beispielsweise durch Verdunstung an der Erdoberfläche ein. Zum Ausgleich wird die Spülung mit Frischwasser aus dem Trinkwassernetz oder auch oberflächennahen Brunnen ergänzt.

Bei Mikroerdbeben muss zwischen künstlichen und natürlichen seismischen Ereignissen unterschieden werden. Wegen der immer noch aktiven Grabenbildung im Oberrheingebiet gibt es dort recht hohe natürliche Seismizität.

Viele Tätigkeiten im Untergrund sind von künstlicher Seismizität begleitet, ob nun etwa beim untertägigen Abbau von Rohstoffen wie Kohle oder Salz, bei großen Staudämmen oder beim Tunnelbau. Auslöser können hier verschiedene Mechanismen sein, bei der Geothermie ist es zumeist die Änderung der Druckverhältnisse im Untergrund, etwa bei der Wasserentnahme und insbesondere bei dessen Reinjektion in den Untergrund. Auch wenn diese Änderung sehr viel geringer ausfällt als etwa in der Gas-/Ölindustrie muss die resultierende Seismizität unter der Fühlbarkeitsschwelle gehalten oder ganz vermieden werden.

Mit sorgfältiger Planung und Vorgehen kann die Injektionsrate und damit direkt auch der Injektionsdruck an den Spannungszustand des tiefen Untergrunds angepasst werden. Aber auch eine hydraulische Verbesserung des Anschlusses der Bohrung an das umgebende Gestein wie auch des Reservoirs selbst kann hier positiven Einfluss nehmen.

Zur Erfolgskontrolle der Maßnahmen ist es im Oberrheingraben verpflichtend ein seismisches Monitoring aufzubauen und zu betreiben. Im zugehörigen Ampelsystem ist festgelegt, welche Schritte beim Auftreten von Mikroerdbeben einzuleiten sind. Diese Maßnahmen können bis zum Abstellen der Anlage reichen.

Beim seismischen Monitoringsystem handelt es sich um äußerst empfindliche Messeinrichtungen (Seismometer), die an der Erdoberfläche bzw. in Gebäudekellern oder auch in relativ flachen Bohrungen installiert werden. Mit entsprechender Anordnung der Geräte im Betrachtungsgebiet können seismische Ereignisse im Untergrund – auch in Echtzeit – lokalisiert werden. Die Anordnung der Seismometer orientiert sich dabei an verschiedenen Punkten. Wichtig ist zum einen die Lage zu den Bohrungen, aber auch die im Untergrund hydraulisch und thermisch beeinflusste Fläche. Deren Ausdehnung hängt unmittelbar von den Reservoireeigenschaften und der Pumpleistung ab und bewegt sich in der Größenordnung von wenigen Quadratkilometern (thermische Beeinflussung) bis zu 20 Quadratkilometer (hydraulischer Einfluss).

Die Geothermieanlage in Bruchsal wird seit nunmehr 10 Jahren mit einem seismischen Monitoring überwacht. Die Datenauswertung liegt in den Händen des Instituts für Angewandte Geowissenschaften am KIT. Über die gesamte Zeit wurden keine seismischen Ereignisse im Zusammenhang mit dem Anlagenbetrieb gemessen. Gut erkennbar ist dagegen in den Messdaten Seismizität aus dem Schwerlastverkehr auf der Autobahn A5, aber etwa auch Sprengungen in nahegelegenen Steinbrüchen und Ähnliches.

Wie alle gewerblichen Anlagen sind Geothermieanlagen grundsätzlich so zu errichten und zu betreiben, dass alle schädlichen Umwelteinwirkungen auch verhindert bzw. auf ein Mindestmaß eingeschränkt werden. Die Maßnahmen dafür sind in der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm, kurz TA Lärm, beschrieben. Lärmemissionen im Zuge der Bohrarbeiten sind analog zu anderen Baumaßnahmen in der Richtlinie für Baulärm (AV Baulärm) geregelt.

Um die öffentlichen Interessen zu wahren, ist bereits im Planungs- und Genehmigungsverfahren der zuständigen Behörde, hier das Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau, eine so genannte Immissionsprognose vorzulegen. Ihre Einhaltung wird während der Bohrarbeiten, aber auch im späteren Betrieb mit weiteren Messungen überprüft werden.

Grundsätzlich gilt aber auch: Geothermieanlagen zur Wärmeversorgung sind prozessbedingt und auch im Vergleich mit anderen gewerblichen Anlagen vergleichsweise leise. Wesentliche Anlagenteile befinden sich in entsprechend isolierten Gebäuden und vergleichsweise laute, große Kühlanlagen sind nicht notwendig.

Im Oberrheingraben können lokal und in unterschiedlichen geologischen Schichten verschiedene Gase vorhanden sein. In der Regel handelt es sich dabei im geothermischen Reservoirebereich um Kohlendioxid, dem Stickstoff und in Spuren auch die Edelgase Helium, Argon und Radon beigemengt sein können. In zumeist weniger tiefen geologischen Schichten ist das Vorkommen von Kohlenwasserstoffen bekannt, an denen die Gas- und Ölindustrie besonderes Interesse hat.

Beim Betreiben einer Geothermieanlage wird durch einen geschlossenen Betrieb der obertägigen Anlagen mit vollständiger Reinjektion des geförderten Wassers die Vermeidung von Gasaustritten in die Atmosphäre sichergestellt. Je nach Anlagendesign kann es aber während kurzer Zeiträume – ganz überwiegend beim Wiederanfahren einer geothermischen Heiz-/Kraftwerks etwa nach einer Revision – zur Dampfbildung kommen.

Bereits in der Planungsphase von Bohrungen und auch des Anlagenbetriebs sind der zuständigen Behörde vorab alle Maßnahmen zum Umgang mit Gasen detailliert zu beschreiben und zur Genehmigung vorzulegen. Dies geschieht im Rahmen des so genannten Betriebsplanverfahrens. Die Einhaltung des Betriebsplan wird von den Behörden kontrolliert.

Von den oben genannten Gasen kommt Radon besondere Bedeutung zu. Es tritt an vielen Orten im Rheintal auf natürliche Weise aus. Radon lässt sich in der Luft mit entsprechenden Messgeräten nachweisen. Mit einem geeigneten Radon-Monitoring können die Bohrung und auch der spätere Betrieb einer Geothermieanlage sicher überwacht werden.

Nach der Analyse des geothermischen Potentials in der Region sowie des wirtschaftlichen Rahmens soll über den Bau eines Heizwerks entschieden werden. Eine Stromerzeugung ist nicht angedacht.

Ohne Detailuntersuchungen an einem konkreten Standort kann die produzierte Wärmemenge pro Jahr heute nur grob abgeschätzt werden. Der Erwartungs­horizont liegt in der Größenordnung von 150 bis 200 GWh pro Jahr. Dies entspricht rund 10.000 Haushalten, die mit Wärme aus der Geothermieanlage versorgt werden können.

Zur Beurteilung der Effizienz einer Wärmeversorgungsanlage wird häufig das Verhältnis von eingesetztem Betriebsstrom und produzierte Wärme herangezogen. Dieser auch Coefficient of Performance (COP) genannte Wert, ist bei tiefengeothermischen Heizwerken sehr gut und kann bis über 40 MWh Wärme bei einem Stromeinsatz von 1 MWh betragen. Im Hinblick auf eine CO₂-Neutralität ist der Einsatz von regenerativ erzeugtem Strom vorteilhaft.

Auch beim Bohren wird Strom verbraucht. Die benötigte Leistung ist von Bohranlage zu Bohranlage verschieden und liegt in der Größenordnung von 3 bis 6 MW.