Potential der hydrothermalen Geothermie zur Stromerzeugung in Deutschland

In der vorliegenden Studie wird das Potential der hydrothermalen Geothermie zur Stromerzeugung in Deutschland untersucht. Ausgehend vom theoretischen Potential der hydrothermalen Warmemenge im Untergrund wird mit Hilfe einer Analyse der Bestandskraftwerke das technische sowie das wirtschaftliche Potential der Stromerzeugung auf hydrothermaler Geothermie ermittelt. In einem ersten Schritt wird die technische und wirtschaftliche Leistungsfahigkeit der Technologie betrachtet, in dem die in Deutschland in Betrieb befindlichen Anlagen analysiert werden. Derzeit sind zehn geothermische Kraftwerke mit einer installierten Leistung von ca. 41MWel in Betrieb. Bei sieben der zehn Anlagen wird neben Strom auch Warme in ein Nahwarmenetz ausgekoppelt. Die installierte thermische Leistung der Anlagen mit kombinierter Strom- und Warmeproduktion liegt bei 142MWth. Aus der Analyse dieser zehn Anlagen wird ein Modell fur den elektrischen Netto-Kraftwerkswirkungsgrad und fur den elektrischen Netto-Systemwirkungsgrad der gesamten Geothermie-Anlage in Abhangigkeit der Thermalwassertemperatur entwickelt. Erwartungsgemas steigen beide Wirkungsgrade mit zunehmender Thermalwassertemperatur an, wobei der mittlere Netto-Kraftwerkswirkungsgrad der betrachteten Anlagen bei 11,3% liegt. Um die wirtschaftliche Leistungsfahigkeit zu beurteilen werden die Stromgestehungskosten der Bestandsanlagen untersucht und ein Modell in Abhangigkeit der Thermalwassertemperatur und des geothermischen Gradienten entwickelt. Uber den geothermischen Gradienten wird die Lange der Bohrungen berucksichtigt, um eine bestimmte Thermalwassertemperatur zu erreichen. Diese Bohrungslange beeinflusst wiederum sehr stark die herbei entstehenden Kosten und damit auch die Wirtschaftlichkeit eines geothermischen Projekts. Diese Analyse ergibt, dass die Stromgestehungskosten mit steigenden Thermalwassertemperaturen zwar sinken, es bei niedrigen geothermischen Gradienten aber zu einem Anstieg der Kosten bei hohen Temperaturen auf Grund der tiefen Bohrungen kommt. Die mittleren Stromgestehungskosten der betrachteten Anlagen liegen unter Berucksichtigung einiger Annahmen bei 26,5 ct/kWh. Aufbauend auf dieser Analyse des Stands der Technik wird in einem zweiten Schritt das Potential der Technologie bestimmt. Das theoretische Potential der hydrothermalen Warmemenge im Untergrund stutzt sich dabei auf Daten aus der Literatur. Dieses theoretische Potential ist klassifiziert nach Temperaturniveau und Region. Mit Hilfe des entwickelten Modells fur die technische Leistungsfahigkeit kann daraus ein technisches Potential der Stromerzeugung in Abhangigkeit der Thermalwassertemperatur ermittelt werden. Insgesamt betragt dieses Potential 11 547TWhel. Wird nun weiterhin die wirtschaftliche Leistungsfahigkeit der Technologie berucksichtigt, ergibt sich ein wirtschaftliches Potential von 8 696TWhel. Dieses wirtschaftliche Potential hangt ganz entscheidend von verschiedenen Rahmenbedingungen und Annahmen ab wie z. B. den Strom- und Warmeverkaufspreisen, der Auslastung der Anlagen oder der wirtschaftlichen Nutzungsdauer der Anlagen. Daher werden die Ergebnisse einer Sensitivitatsanalyse unterzogen, um die Auswirkungen der Einflussfaktoren zu quantifizieren. Das oben genannte wirtschaftliche Potential bezieht sich dabei auf die gesamte Warmemenge im Untergrund. Um wiederum daraus den jahrlichen Beitrag der Geothermie zu bestimmen, muss die Regeneration der Warmemenge im Untergrund berucksichtigt werden. In dieser Studie wird die regenerative Nutzung der geothermischen Energie untersucht. Daraus folgt, dass die mittlere Ausbeutungszeitraum mindestens dem Regenerationszeitraum entsprechen muss. Aus dieser Forderung ergibt sich ein jahrliches, regeneratives und wirtschaftliches Potential von 8,7TWhel/a und 43,5TWhth/a. Dies entspricht derzeit einem Anteil am Bruttostromverbrauch von 1,44% und einem Anteil am Warmebedarf fur Raumwarme und Warmwasser von 5,16 %. Die installierte Brutto-Leistung liegt dabei bei 1 790MWel, was bei einer durchschnittlichen Anlagengrose von 4,1MWel insgesamt 437 Anlagen entspricht.