Untersuchung künftiger Erzeugungstechnologien für die Geothermie

Donnerstag, 08. März 2018

Bayer. Staatsministerium für Wirtschaft leistet Förderzuschuss zur  Machbarkeitsstudie der GTU AG zum Ausbau ihrer geothermischen Fernwärmeversorgung

Seit 2003 versorgt die städtische Geothermie-Gesellschaft GTU Geothermie Unterschleißheim AG eine stetig steigende Anzahl von Gebäuden im Stadtgebiet zuverlässig mit umwelt- und klimaschonender Fernwärme aus rd. 2.000 Metern tiefen Thermalwasser und baut seitdem kontinuierlich ihr Versorgungsnetz im Stadtgebiet Unterschleißheim aus. Zum Jahresende 2017 betrug die geothermische Versorgungsleistung im Stadtgebiet Unterschleißheim rd. 38 Megawatt (MW)

Die anhaltend erfreulich hohe Nachfrage nach Fernwärmeanschlüssen lässt die geothermische Energie aus dem knapp 80° Grad Celsius heißem Thermalwasser jedoch in nicht allzu ferner Zukunft ab der Heizperiode 2020 / 2021 an ihre Kapazitätsgrenzen stoßen.
Deshalb befasst sich die GTU AG schon seit geraumer Zeit mit der Fragestellung, mit welchen Wärmeerzeugungstechnologien die Geothermie in Unterschleißheim einerseits ökologisch und nachhaltig sowie andererseits wirtschaftlich und finanziell am sinnvollsten und damit der lokale Umwelt- und Klimaschutz in Zukunft weiter ausgebaut werden kann.

Vor diesem Hintergrund hat sie eine Machbarkeitsstudie zur Untersuchung möglicher Technologien zur weiteren Wärmeerzeugung am Standort Unterschleißheim in Auftrag gegeben. Die Ergebnisse der Studie, die durch ein zuvor anhand eines Angebotsausschreibungsverfahrens ausgewähltes Ingenieurbüro erstellt wurde, liegen nunmehr vor.

Die Studienerstellung wird durch das Bayerische Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie im Wege der Anteilsfinanzierung mit einem Zuschuss in Höhe von 40 % der Kosten gefördert.


Auf Basis einer Bestandsaufnahme (Hydraulische Berechnungen) des bestehenden Fernwärmenetzes wurden im Rahmen der Studie verschiedene Technologien der Wärmeerzeugung aus technischer, wirtschaftlicher und ökologischer Sicht bewertet vor dem Hintergrund, das Fernwärmenetz bis zu einem kundenseitigen Anschlusswert von ca. 60 MW auszubauen.
Größter Wert wird darauf gelegt, einen möglichst hohen Anteil der geothermischen Wärmeenergie an der Wärmeerzeugung insgesamt beizubehalten, um den regenerativen und damit ökologischen Energieerzeugungscharakter zu betonen.

Dabei wurden mehrere denkbare Alternativen der Wärmeerzeugung detailliert in den Kategorien Kosten und Wirtschaftlichkeit, Standortgeeignetheit sowie ökologischer Nutzwert hinsichtlich Vermeidung von CO2-Treibhausgasemissionen untersucht.
Konkret wurde die Möglichkeit eines zusätzlichen reinen Erdgas-/Ölheizkessels, einer zweiten Thermalwasser-Förderbohrung (als Einzelbohrung oder in Form einer sog. Dublette mit zusätzlicher Injektionsbohrung für die Wasserrückführung ins Erdinnere), die Einbindung eines Blockheizkraftwerkes (BHKW) auf Verbrennungsbasis mit gleichzeitiger Stromerzeugung, die Installation einer sog. Wärmepumpe zur nochmaligen Nutzung der nach der ersten Wärmeentnahme immer noch verbleibenden Restwärme des Thermalwassers oder die Kombination eines BHKW mit einer Wärmepumpe beleuchtet.

Für die Betrachtung wurden für jede untersuchte Variante sog. Jahresdauerlinien erstellt, die die jeweiligen Anteile der einzelnen Wärmeerzeuger (Geothermie und Spitzenlastheizung aus derzeit fossiler Erzeugung im Winter über Erdgas) an der gesamten benötigten Wärmemenge aufzeigen.
Aus der Jahresdauerlinie geht hervor, wie viele Stunden im Jahr welcher Wärmeleistungsbedarf besteht und welchen Anteil von diesem Wärmebedarf die jeweils untersuchten Wärmeerzeuger jeweils abdecken können.

Die Studie kommt zu folgendem energietechnischen Ergebnis:

  • Bei Installation lediglich eines zusätzlichen Heizkessels kann die Geothermie im Endausbau bis ca. 60 MW lediglich noch ca. 55 % der benötigten Gesamt-Wärmemenge liefern
  • Bei Realisierung einer zweiten Förderbohrung erhöht sich der Anteil der Geothermie an der gesamten Wärmeerzeugung beim Endausbau bis ca. 60 MW auf ca. 72,4 %.
    Auch in diesem Fall müssten beim Endausbau somit ca. 27,6 % der gesamten benötigten  Wärmemenge durch konventionelle Kessel (Erdgas) zur Verfügung gestellt werden. Dieser Umstand liegt darin begründet, dass die konventionellen Kessel zum einen die Aufgabe haben, die Temperatur des Fernwärmenetzes im Winter zu erhöhen, um die nachgefragte Leistung zum Wärmekunden liefern zu können und zum anderen, dass im Sommer grundsätzlich die bestehende Förderbohrung genügend Wärme zur Verfügung stellen kann, sodass eine zweite Förderbohrung in den Sommermonaten gar nicht benötigt wird
  • Bei Realisierung einer zweiten Dublette (zusätzliche Förderbohrung und Injektionsbohrung) kann im Endausbau bis 60 MW ein Anteil der Geothermie an der gesamten Wärmeerzeugung von ca. 79 % erzielt werden. Auch in diesem Fall müssten somit ca. 21 % der Wärmemenge im Endausbau konventionell (Erdgaskessel) bereitgestellt werden.
  • Ein BHKW zur gemeinsamen Erzeugung von Strom und Wärme kann bei sinnvoller Auslegung (Stromversorgung der Energiezentrale sowie der geothermischen Förderpumpe) im Endausbau bis 60 MW ca.  5,5 % des gesamt benötigten Wärmebedarfs abdecken. Die bestehende Förderbohrung kommt bei dieser Variante auf einen Anteil von ca. 53,5 % an der Wärmemenge bis 60 MW.
  • Bei Realisierung einer Wärmepumpe erhöht sich der Geothermieanteil an dem gesamten Wärmebedarf bei 60 MW auf ca. 64,6 %.
    Dies liegt darin begründet, dass die Wärmepumpe durch Einbindung in den Fernwärmenetzrücklauf die Rücklauftemperatur des Thermalwassers senkt und damit die geothermische Leistung entsprechend erhöht. In diesem Fall müssten somit noch ca. 35,4 % der Wärmemenge im Endausbau konventionell (Erdgaskessel) bereitgestellt werden.
  • Die Kombination eines BHKW und einer Wärmepumpe hat lediglich einen geringen ökologischen Mehrwert gegenüber der Variante Wärmepumpe. Bei der Kombination eines BHKW und einer Wärmepumpe müssten im Endausbau bei 60 MW noch ca. 32 % der Wärmemenge durch konventionelle Kessel bereitgestellt werden-


Unter Einbeziehung der zu erwartenden Investitions- und Betriebskosten für die Varianten kommt die Studie zu folgendem Schluss-Fazit:

  • Die Wärmepumpe ist sowohl aus wirtschaftlichen als auch aus ökologischen Gesichtspunkten am Standort Unterschleißheim am sinnvollsten
  • Eine weitere geothermischen Dublette bzw. geothermische Förderbohrung ist wesentlich teurer und unwirtschaftlicher als eine Wärmepumpe, hat aber keinen entsprechend wesentlich größeren ökologischen Nutzwert
  • Ein BHKW zur gemeinsamen Erzeugung von Strom und Wärme trägt entsprechend Auslegung nach dem von GTU AG benötigten Strombedarf nicht nennenswert zur Wärmeversorgung bei und ist auch ökologisch nachteilig
  • Zur Sicherstellung einer hundertprozentigen Redundanz muss bei zunehmendem Netzausbau ein vierter (Gas-)Kessel installiert werden, um auch im Winter beim höchsten Leistungsbedarf die Wärmeversorgung gewährleisten zu können.
  • Ein großes Optimierungspotential steckt in der Senkung der Rücklauftemperatur des Fernwärmenetzes, um durch Abkühlung des Thermalwassers die geothermische Leistung zu erhöhen.



Thomas Stockerl
Vorstand GTU AG