84 Tabelle 5 Überblick über die Energien, Erlöse, Kosten und Einsparungen nach dem Betrieb des Aquiferspeichers nach 10 Jahren (10 Speicher‐Heizzyklen). Hinsichtlich der Wärmeauskopplung und Fließrate sind hier der „minimale“ (∆T
= 30 K; 5 l/s) und der „maximale“ Speicherbetrieb (∆T = 50 K, 40 l/s) gegenübergestellt.
Wärmeauskopplung / Fließrate ∆T = 30 K; 5 l/s ∆T = 50 K, 40 l/s
Energie
Eingespeicherte Energie 29,11 GWht 315,47 GWht
Produzierte Energie 14,29 GWht 259,94 GWht
mittlere Effizienz 49,5% 82,4%
Pumpenenergie 1,53 GWhe 23,30 GWhe
Einsparung
Öl‐Äquivalent für prod. Energie 1.433.290 l 26.069.230 l
CO2‐Einsparung Öl‐Äquivalent (1)
Mineralöl ‐ 74 t CO2/TJ 3.807 t 69.247 t
Erlöse/Kosten
Bruttoverkaufserlös für prod. Energie
0,07 €/kWht 1.000.393 € 18.195.540 €
Pumpkosten für Pumpenergie (2)
0,20 €/kWhe 305.562 € 4.659.710 €
Nettoverkaufserlös für prod. Energie 694.831 € 13.535.830 €
Verhältnis: Netto‐/ Bruttoverkaufserlös 68,9% 74,3%
Angaben: (1) Umweltbundesamt, 2016; (2) Klotz et al., 2014
Die Effizienz des zyklischen Speicherbetriebes ist abhängig von der gewählten Fließrate und Temperaturspreizung. Die berechneten Wirkungsgrade in dieser Studie liegen, gemittelt über 10 Speicher‐
Heiz‐Zyklen, zwischen 50 (∆T = 30 K) und 85% (∆T = 50 K). Die Effizienz der einzelnen Speicher‐Heiz‐Zyklen nimmt in allen betrachteten Szenarien von Jahr zu Jahr zu, da sich die „heiße“ Seite des Speichers langfristig aufwärmt. Die hier modellierten Rückgewinnungskoeffizienten vergleichbar mit berechneten Effizienzen vergleichbarer Studien (e.g. Schout et al., 2014; Sommer et al., 2014; Tordrup et al., 2016) und liegen in der Größenordnung der in den Aquiferspeichern von Berlin (77%), Rostock (55‐70%) und Neubrandenburg (72%) gemessenen Wirkungsgrade (Sanner et al., 2005; Schmidt & Müller‐Steinhagen, 2005). Generell lässt sich feststellen, dass:
vorhandene Überschusswärme mit einem Verlust von ca. 40‐20%, in Abhängigkeit von der Betriebsdauer und bei optimalen hydrogeologischen Bedingungen, in einem tiefen Aquifer zwischengespeichert werden kann.
die Temperaturspreizung für den Betrieb eines Aquiferspeichers möglichst groß sein sollte.
Obwohl die Injektionstemperaturen in ein Reservoir durch hydrogeologische, chemisch‐
physikalische oder technischen Randbedingungen begrenzt sein kann, sollte die Wärmeauskopplung dennoch maximiert werden, da sie die Effizienz des Speichers und die produzierte Wärmemenge maßgeblich kontrolliert.
die Fließrate auf die gegebenen hydrogeologischen Randbedingungen maximiert werden sollte. Geringe Fließraten erzeugen zwar die geringsten Druckänderungen im Reservoir (Magnitude, Radius) sind aber aus Wirtschaftlichkeitsgründen zu vermeiden. Die hohen Pumpkosten in Relation zu den geringen produzierten Wärmemengen können besonders in
den ersten Speicher‐Heiz‐Zyklen zu einem unwirtschaftlichen, z.T. defizitären Speicherbetrieb führen.
die produzierte Wärmemenge und damit die Speichereffizienz langfristig steigen. Damit steigt in den betrachteten Szenarien die Rentabilität (Gewinn pro eingesetztes Kapital) des Speicherbetriebs langfristig.
Der Betrieb eines Aquiferspeichers in Verbindung mit solarthermischer Nahwärme bietet zwei wichtige Anreizsystem für mögliche Investoren:
1. Rechnet man die im maximalen Speicherbetrieb (∆T = 50 K, 40 l/s) produzierte Wärmemenge über den Heizwert in eine entsprechende Menge Heizöl um, so ergibt sich eine jährliche Einsparung von über 2,6 Millionen Liter, welche zur Deckung der Wärmenachfrage in der Heizperiode bereitgestellt werden müssten, wenn man keinen Aquiferspeicher und keine solare Nahwärme nutzen würde. Bei einem Heizölpreis von 0,70 €/l 1 an, entspräche diese Heizölmenge eine jährliche finanzielle Belastung von 1,82 Millionen Euro. Betrachtet man einen Abschreibungszeitraum von 30 Jahren, ergäben sich Ausgaben von 54,6 Millionen Euro, welche allein für fossile Brennstoffe zu heutigen Preisen aufgebracht werden müssten. Diese Kosten könnte man mit Investitionen in einen geothermischen Aquiferspeicher und solare Nahwärme, also regenerative Energiequellen, substituieren.
2. Die potenzielle Heizöleinsparung entspräche dann einer CO2‐Einsparung nach 10 Jahren von knapp 70.000 Tonnen, bzw. 7.000 Tonnen pro Jahr. Somit könnten geothermische Aquiferspeicher einen Beitrag zur Reduktion fossiler Energieträger und der damit verbundenen CO2‐Emissionen leisten, was einen Eckpfeiler des Integrierten Energie‐ und Klimaschutzkonzeptes (IEKK) des Landes Baden‐Württemberg darstellt.
Bei einem Einspeisetarif für die produzierte Wärme von 0,07 €/kWht ergäbe sich in diesem Maximal‐
Szenario ein Bruttoverkaufserlös von ca. 18,2 Millionen Euro bzw. 1,82 Millionen Euro pro Jahr. Die Kosten für die Pumpen liegen in diesen Szenarien in der Größenordnung von ca. 25% der prognostizierten Erlöse aus der Wärme, wenn man Energiekosten von 0,20 €/kWhe für den Pumpenbetrieb veranschlagt. Damit stünden jährlich ca. 75% der Bruttoverkaufserlöse für weiter projektbezogen Kosten (Investments, Zins‐
und Tilgungsraten, Personal‐ und andere Fixkosten) zur Verfügung. Abzüglich der Pumpkosten ergeben sich in diesem Beispiel Nettoverkaufserlöse für die Wärme von knapp 13,5 Millionen Euro nach 10 Jahren.
Die prognostizierten Nettoverkaufserlöse (nur Pumpkosten berücksichtigt) betragen bei einem Abschreibungszeitraum von 30 Jahren knapp 40,5 Millionen Euro. Eine Kommune, die im Zuge der Wärmewende auf einen erneuerbaren Heizbetrieb umstellen möchte, könnte mit diesem Investitions‐
bzw. Projektvolumen eine Infrastruktur wie in Abb. 2 dargestellt aufbauen, und damit die projektbezogenen Kosten für die Dublette, die Infrastruktur (Pumpen, Brenner, Kurzzeitspeichertank, Aufstellräume…), das Nahwärmenetz, das Solarthermiefeld oder das BHKW abdecken.
Diese Angaben basieren auf einem Aquiferspeicherbetrieb mit 175 tägigen Speicher‐Heiz‐Zyklen und konstanten Energieströmen und spiegeln somit einen energetischen und finanziellen Optimalfall dar. Um die produzierte Energie monetär exakt bewerten zu können, müssten die Wärmegestehungskosten für ein
86 gewähltes Szenario des Speicherbetriebes detailliert berechnet werden. Da die personal‐, verbrauchs‐, betriebs‐ und kapitalgebundene Kosten stark abhängig von der Art des Investors sind (Gemeinde, Energieversorger…), wäre eine weiterführende, detailliertere betriebswirtschaftliche Analyse eines saisonalen Speicherbetriebes für einen spezifischen Investor und einen spezifischen Standort empfehlenswert. Die Initiierung und Förderung eines Pilotprojektes in Baden‐Württemberg würde eine notwendige und zielgerichtete Fortführung unserer Studie darstellen.
Unsere Studie zeigt, dass die Durchlässigkeit des Reservoirs eine große finanzielle Rückkopplung auf die Wirtschaftlichkeit des zyklischen Speicherbetriebes haben kann. Da die Durchlässigkeit eines Reservoirs vor Projektbeginn stets mit großen Unsicherheiten behaftet ist, sollten in zukünftigen Analysen detaillierte Sensitivitätsstudien zwischen der Permeabilität und der Wirtschaftlichkeit durchgeführt werden. Unsere Studie zeigt aber auch, dass der Speicherbetrieb an lokale Standortfaktoren angepasst werden kann. Legt man den Aquiferspeicher z.B. auf einen spezifischen jährlichen Wärmebedarf von 7 GWht aus, so kann diese Energie sowohl mit einer Fließrate von 30 l/s und einer Wärmeauskopplung von 30 K, als auch mit einer Fließrate von 20 l/s und einer Wärmeauskopplung von 40 K realisiert werden (s. Abb. 19). Je nach Durchlässigkeit oder Temperatur des Reservoirs kann so die Injektionstemperatur und Fließmenge für einen optimierten Speicherbetrieb angepasst werden. Damit lassen sich geothermische Aquiferspeicher an geologische, technische oder sozioökonomische Standortfaktoren zu einem gewissen Grad anpassen.
Ziel des Projektes war es, Aquiferspeicher in geologische Modelle zu integrieren und Simulationswerkzeuge für deren Planung und Betrieb zu erarbeiten und zu testen. Mit diesen soll es möglich sein, wesentliche Betriebsparameter wie Speicherleistung, Speicherkapazität, Betriebsdrücke und Temperaturverläufe abhängig vom bisherigen Betriebsverlauf zu berechnen. Solche Modelle erlauben nicht nur eine verbesserte Planung dieser Speicher, sie sind auch erforderlich für einen effizienten und vorausschauenden Betrieb eines Aquiferspeichers, indem ein ständig durch reale Betriebsdaten aktualisiertes digitales Abbild („digital twin“) Prognosen über zu erwartende Entnahmeleistungen und Speicherfüllstände erlaubt. Etwaige weitere Energiequellen im Verbund, wie zum Beispiel Blockheizkraftwerke, Müllverbrennungsanlagen oder industrielle Abwärme können so vorausschauend zugeschaltet werden. Aufgrund der hohen Speicherkapazität und Leistungen beim Abrufen und Einspeichern der Wärme ist ein Aquiferspeicher nur sinnvoll in Verbindung mit einem Nah‐ oder Fernwärmenetz. Weiterhin eignet er sich aufgrund potentiell langer Speicherzeiten hervorragend als Saisonalspeicher. Selbstverständlich würde ein solches Netz den Wärmeverbrauchern Wärme aus verschiedenen Quellen erschließen, so dass der ideale Einsatzort für einen Aquiferspeicher in einem Verbund zu sehen ist, wie er etwa in Abb. 2 gezeigt ist.
Der Vorschlag für die RICHTLINIE DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES zur Energieeffizienz vom 22.06.2011 sieht eine Verpflichtung zur Erstellung nationaler Wärme‐ und Kältepläne auf der Bundesebene vor. Für Baden‐Württemberg ergeben sich daraus mögliche Handlungsspielräume, z.B. bei der Erstellung kommunaler Wärme‐ und Kältepläne zur flächendeckenden Erfassung von Wärme‐
/Kältebedarf sowie vorhandener Wärmequellen. Die Kenntnis von Wärmequellen und –senken ist die entscheidende Voraussetzung, um geeignete Gebiete für eine leitungsgebundene Wärmeversorgung auf Basis dezentraler KWK‐Anlagen, vorhandener Abwärmepotenziale und erneuerbarer Energien zu identifizieren. So kann der Aufbau von Nahwärmenetzen (smart grids) an geeigneten Standorten sinnvoll vorbereitet werden. Die Identifikation von Wärmequellen und –senken und die Bestandsaufnahme von Nah‐ und Fernwärmenetzen in Baden‐Württemberg stellt somit eine sinnvolle und zielgerichtete Fortführung unserer Studie dar. Diese anthropogenen, sozioökonomischen Eingangsparameter müssten
mit geologischen und geothermischen Standortfaktoren kombiniert werden, um potenzielle Einsatzgebiete für tiefe Aquiferspeicher in Baden‐Württemberg zu identifizieren. Die Verbreitung, Tiefenlagen und Mächtigkeiten der wichtigsten Reservoirgesteine in Baden‐Württemberg sind, wie die nachfolgenden Abbildungen veranschaulichen, vielversprechend. Der Obere Muschelkalk ist in weiten Gebieten in Teufen < 1500 m erbohrbar (Abb. 52).
Mit einer Gesamtmächtigkeit des Muschelkalks von bis zu 250 m könnten gezielt Gebiete identifiziert werden, welche den Einsatz von sehr langen Filterstrecken begünstigen. Der Buntsandstein bietet mit einer Gesamtmächtigkeit von bis zu 500 m noch bessere Voraussetzungen für einen Aquiferspeicherbetrieb (Abb. 53). Er ist in Baden‐Württemberg ebenfalls flächenhaft in günstigen Teufenbereichen erschließbar. Gut durchlässige Einheiten im Jura, Keuper oder Tertiär bieten zusätzliche Einsatzgebiete für Aquiferspeicher, besonders im Oberrheingraben. Im Oberrheingraben sind besonders Hochschollen als potenzielle Zielgebiete von Aquiferspeicher von Interesse, da man hier die Teufen, und somit auch die Bohr‐ und Pumpkosten, geringhalten könnte.
Somit ist eine detaillierte GIS‐Studie zur Identifikation potenzieller Zielgebiete für tiefe geothermische Aquiferspeicher empfehlenswert, wobei man zielgerichtet geologische Daten (Tiefen, Mächtigkeiten, Gipskeuperproblematik etc.) mit Regionaldaten (Wärmequellen & ‐senken, Fern‐ und Nahwärmenetze, Natur‐ & Wasserschutzgebiete etc.) verknüpfen müsste.
Die Machbarkeitsstudie eines saisonalen Speicherbetriebes belegt, dass geothermische Aquiferspeicher technisch realisierbar sind und finanziell rentabel betrieben werden können. Im Vergleich zu obertägigen Wärmespeichern sind Aquiferspeicher besonders durch ihre geringen energetischen Verluste und ihre großen Speichervolumina gekennzeichnet. Geothermische Aquiferspeicher haben demnach ein großes Potenzial, in Zukunft einen signifikanten Beitrag für eine nachhaltige Primärenergieversorgung in Deutschland bzw. Baden‐Württemberg beisteuern zu können, insbesondere beim kombinierten Einsatz mit erneuerbarer Energien, z.B. in Verbindung mit Solarthermiefeldern als Wärmelieferant. Regionen mit bestehenden Nah‐ und Fernwärmenetzen bieten sich bevorzugt an, da der Neu‐ bzw. Ausbau der Netze sehr kostenintensiv ist. Aus diesem Grund wird empfohlen, für Baden‐Württemberg eine weitergehende Untersuchung im Hinblick auf besonders geeignete Standorte für Aquiferspeicher durchzuführen. Diese Untersuchung sollte primär die geologischen Möglichkeiten, die Lage von Wärmesenken und ‐quellen, sowie bereits existierende oder in Planung befindliche Wärmenetze einschließen.
88 Abb. 52 Errechnete Tiefenlage (links) und Mächtigkeit (rechts) des Muschelkalks in Baden‐Württemberg basierend auf den Angaben des geologischen 3D‐
Landesmodells (Rupf & Nitsch, 2008).
Abb. 53 Errechnete Tiefenlage (links) und Mächtigkeit (rechts) des Buntsandsteins in Baden‐Württemberg basierend auf den Angaben des geologischen 3D‐
Landesmodells (Rupf & Nitsch, 2008)
90
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4. Solvarmedata. http://www.solvarmedata.dk. [Online]
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Anhang
A I: Sensitivitätsanalyse: Einfluss der Vermaschung des Bohrpfades auf die Ergebnisse der numerischen Modellierung
Refinement borehole: Q = ‐ 10 l/s MK; + 10 l/s BS (50°C) T = 10000s; time steps = 64; Formation = 64 m; Well: 1m, 2m, 4m, 8m
Muschelkalk Buntsandstein
Temp eratur e
Pressure
94
A II: Sensitivitätsanalyse: Einfluss der Vermaschung des Reservoirhorizonte auf die Ergebnisse der numerischen Modellierung
Refinement formation: Q = ‐ 10 l/s MK; + 10 l/s BS (50°C) T = 10000s; time steps = 64; Well = 2 m; Formation: 16m, 32m, 64m, 128m
Muschelkalk Buntsandstein
Te mp er at ur e
Press u re
A III: Sensitivitätsanalyse: Einfluss des Vermaschungsgradients auf die Ergebnisse der numerischen Modellierung
Refinement formation: Q = ‐ 10 l/s MK; + 10 l/s BS (50°C) T = 10000s; time steps = 64; Well = 2 m; Formation: 64m; variable mesh gradients
Meshit gradient pq1.20
Meshit gradient pq1.15
96
Refinement formation: Q = ‐ 10 l/s MK; + 10 l/s BS (50°C) T = 10000s; time steps = 64; Well = 2 m; Formation: 64m; variable mesh gradients
Muschelkalk Buntsandstein
Temper ature
Press u re