Vorlage an den Landrat

3. Das Projekt "DEEP HEAT MINING"

3.1. Projektidee und Ziele


Das Ziel des Projekts "DEEP HEAT MINING" ist die Entwicklung und der Bau eines der weltweit ersten geothermischen Heiz-Kraftwerke nach dem Hot-Fractured-Rock-Verfahren (vgl. Kapitel 3.3). Bisherige Experimentieranlagen haben die Funktionstüchtigkeit des Prinzips bewiesen. Die Pilotanlage in Basel ist im Rahmen der internationalen Geothermieforschung und -entwicklung ein wichtiger Meilenstein einer ersten kommerziellen Anwendung. Die Anlage soll Vorbild für Nachfolgeprojekte sein und einen neuen Markt für zuverlässige, saubere und nachhaltige Energie eröffnen. Das Projekt wird exportfähiges Know-how und Arbeitsplätze - insbesondere für Geophysiker, Ingenieure und Geologen - schaffen.


Die Region Basel gehört damit zu den Vorreitern in einer zukunftsfähigen Technologie mit noch unschätzbar hohem Marktpotential.




3.2. Energiepolitische Bedeutung


Es ist davon auszugehen, dass mittel- bis langfristig der heutige Kernenergieanteil von rund 40% im schweizerischen Strommix durch andere (erneuerbare) Energieträger ersetzt werden muss.


Das Potenzial der Wasserkraft ist in der Schweiz weitgehend ausgeschöpft. Die Stromproduktion mittels moderner Wärme-Kraft-Kopplungs-Anlagen, wie z.B. Blockheizkraftwerke oder Gasturbinen, weist gegenüber früheren thermischen Kraftwerken einen stark verbesserten Wirkungsgrad auf; sie ist jedoch mit einem zusätzlichen CO 2 -Ausstoss verbunden, was den Klimaschutzzielen (Kyoto-Protokoll) zuwider läuft. Photovoltaik- und Windkraftanlagen sind in der Schweiz noch sehr teuer und haben zudem den Nachteil, dass die Stromproduktion grossen Schwankungen unterworfen ist. Demgegenüber nimmt die geothermische Strom- und Wärmeproduktion unter den erneuerbaren Energien eine zentrale Stellung ein, da sie der einzige nachhaltige Energieträger ist, der ohne Zusatzspeicher durchgehend eine konstante Energiemenge ("Bandenergie") liefern kann.


Die bisherige Nutzung der Erdwärme in der Schweiz beschränkte sich auf geringere Tiefen bis ca. 200 m. Die Temperaturen in dieser Tiefe reichen jedoch in der Regel nicht für eine direkte Wärmenutzung, beispielsweise zur Beheizung von Gebäuden, und müssen durch elektrisch betriebene Wärmepumpen angehoben werden. Obwohl der Wirkungsgrad dieses Verfahrens hoch ist, resultiert in der Bilanz ein zusätzlicher Stromverbrauch zu Heizzwecken. Ganz anders sieht es beim "DEEP HEAT MINING" aus. Die in 5000 m Tiefe vorhandenen Temperaturen von ca. 200 °C reichen für die Stromproduktion mittels Dampfturbine und die direkte Abwärmenutzung.


Falls das Pilotprojekt in Basel erfolgreich ist, bieten sich dank der geologischen Voraussetzungen entlang des Oberrheingrabens ideale Voraussetzungen für einen weiteren Ausbau der Geothermie in der Region (Abbildung 1).


Die heutige Situation ist vergleichbar mit derjenigen in der ersten Hälfte des 20. Jahrhunderts, als grosse Investitionen getätigt wurden, um die Nutzung der Wasserkraft zu entwickeln. Das erweist sich heute als grosser Verdienst.


Technically feasible: Zonen in welchen gemäss einer ORL-Studie DEEP HEAT MINING Anlagen erstellt werden könnten und welche über ein nahe gelegenes Abnehmerpotential verfügen.


Geologically suitable: Regionen die aufgrund ihres Wärmeflusses, Temperaturgradienten, Paläoklimas und strukturellen Position für DEEP HEAT MINING Anwendung günstig eingestuft werden. Weisse Bereiche nicht a priori schlecht, sondern unbekannte Voraussetzungen.


Abbildung 1: Potenziale DEEP HEAT MINING in der Schweiz




3.3. Prinzip des Hot-Dry-Rock / Hot-Fractured-Rock Verfahrens


3.3.1. Unterirdischer Wärmetauscher:
Das Hot-Dry-Rock- oder nach neuer präziserer Diktion Hot-Fractured-Rock-Verfahren basiert auf der Zirkulation von Wasser durch ein künstlich erweitertes Kluftsystem in einem heissen Wirtgestein. Mittels hydraulischer Injektion von Wasser in eine Tiefbohrung werden bestehende Klüfte erweitert und durchlässig gemacht. Die Kontrolle der Ausweitung des Kluftsystems erfolgt über sogenannte Horchbohrungen, in welchen hochempfindliche Sensoren die räumliche Lage kleinster Erschütterungen sich öffnender Klüfte registrieren und orten. Weitere Bohrungen fördern das erhitzte Wasser an die Oberfläche.


3.3.2. Geschlossene Kreisläufe
An der Oberfläche wird dem erhitzten und unter Druck stehenden Wasser die Wärme über einen Wärmetauscher entzogen und an einen Sekundärkreislauf abgegeben. Das abgekühlte Wasser wird durch die Injektionsbohrung ins heisse Gestein zurückgeführt (Abbildung 2). Da das Wasser bei der Förderung unter Druck gehalten wird, geht es nicht in die Dampfphase über. Ausfällungen gelöster Stoffe aus dem Untergrund bleiben weitgehend aus. Gelöste Stoffe werden wieder rückgeführt. Der Sekundärkreislauf enthält eine niedrig-siedende Flüssigkeit, welche eine Dampfturbine antreiben kann und Wärme über einen weiteren Wärmetauscher an das Fernwärmenetz überträgt.


3.3.3. Konventionelle Energieumwandlung
Die Energieumwandlung an der Oberfläche entspricht gängiger Technik konventioneller Geothermiekraftwerke in geothermisch begünstigten Regionen, wie Italien, Indonesien, Neuseeland, Island und Kalifornien.


Abbildung 2: Prinzip des Hot-Fractured-Rock Verfahrens




3.4. Anlagenkonzept und Etappierung


Die Pilotanlage soll innert sechs Jahren entwickelt werden. Die Gesamtinvestition wird auf 86 Mio. Franken (inkl. historische Kosten von 6 Mio. Franken für Vorabklärungen und Sondierbohrung) veranschlagt.


Die Entwicklung erfolgt in zwei Teilschritten: einer Explorationsphase (40 Mio. Franken), in welcher das geothermische Reservoir schrittweise erschlossen wird, und einer Ausbauphase (40 Mio. Franken), in welcher eine zusätzliche Bohrung und die oberirdischen Heizkraftwerksanlagen gebaut werden. Innerhalb der Entwicklungsphase sind jeweils klar definierte Meilensteine zu erreichen, bevor ein nächster Schritt in Angriff genommen werden kann.


Das geothermische Heiz-Kraftwerk produziert gemäss Prognose 146 GWh (Gigawattstunden) Wärme und 17,7 GWh Strom. Bei geringem Wärmebedarf wird hauptsächlich Strom produziert.


Als Standort der Anlage ist das Werkhofgelände der Industriellen Werke Basel (IWB) in Kleinhüningen vorgesehen. Dort kann die Wärme gemeinsam mit Wärme der ARA ProRheno ins IWB-Fernwärmenetz eingespiesen werden und dadurch den Erdgasverbrauch in den Kesselanlagen der IWB (Fernheizkraftwerk Volta und Heizwerk Bahnhof) entsprechend reduzieren.


Als mögliche Variante wird auch die Kombination Geothermie-Gasturbine betrachtet, womit theoretisch eine bessere Ausnützung der geothermischen Wärme erreicht werden kann. Diese Option kann sich nach Abschluss der Explorationsphase als die ökonomisch und ökologisch interessantere Variante herausstellen und wird deshalb offen gehalten. Der Entscheid wird nach Erschliessung des geothermischen Reservoirs erneut geprüft.




3.5. Umweltauswirkungen


Die vom geothermischen Heizkraftwerk produzierten Mengen an Wärme und Strom entsprechen dem Bedarf von rund 5'000 Haushalten und ersetzen mittels fossiler Energieträger erzeugte Energie (gasbetriebener Heizkessel im Fernheizwerk und Anteil des Importstroms aus thermisch-fossilen Kraftwerken). Die daraus resultierende Reduktion des jährlichen CO 2 -Ausstosses von rund 40'000 Tonnen entspricht etwa 1 % der gesamten CO 2 -Emissionen der Kantone Basel-Landschaft und Basel-Stadt.


Das Projekt untersteht gemäss der Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) (SR 814.011, Nr. 21.4) der UVP-Pflicht. Die UVP wird im Rahmen des ordentlichen Baubewilligungsverfahrens durchgeführt.


Bereits in der ersten Konzeptphase - also vor der Wahl des Standortes Basel - war die Frage der Umweltverträglichkeit einer DEEP HEAT MINING (DHM)-Anlage von grundsätzlichem Interesse. Die Entwicklung einer CO 2 -entlastenden Technologie auf Kosten einer anderen Umweltbelastung kann nicht das Ziel sein. Ebenfalls muss der Einsatz von Energie zur Erschliessung der Geothermie - die sogenannte graue Energie - in einem attraktiven Verhältnis zur Energieproduktion stehen. Zu diesem Zweck wurden 1999 von der Arbeitsgemeinschaft DEEP HEAT MINING zwei Studien in Auftrag gegeben:


Die erste Studie kommt zum Schluss, dass die energetische Amortisationszeit (Rücklieferung der gesamten Energie, welche für Herstellung, Installation, Wartung und Demontage notwendig ist) bei ausschliesslicher Stromproduktion 3,2 Jahre beträgt. Berücksichtigt man auch noch die Wärmenutzung, wie sie in Basel vorgesehen ist, verringert sich die Amortisationszeit noch einmal um die Hälfte. In der Gesamtenergiebilanz enthalten sind sämtliche energetischen Aufwendungen wie der Brennstoffverbrauch zum Bohren, die Herstellung der Stahlverrohrungen, die Herstellung der verwendeten Baumaterialien etc.


Fortsetzung >>>
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