Haustech 2/2019

Der Untergrund als thermischer Saisonspeicher

Das 46 Kilometer lange Fernwärmenetz der Stadt Bern beliefert 560 Kunden. (Foto: Energie Wasser Bern)
Antonio Suárez /

Das Langzeitspeicherproblem gilt als eines der Haupthindernisse auf dem Weg zu einer erneuerbaren Energiezukunft. Einen Ausweg aus dem Dilemma bietet die Geothermie. Diverse Forschungs- und Pilotprojekte befassen sich verstärkt mit dem Potenzial von Geospeichern in oberflächennahen Erd- oder tieferen Gesteinsschichten – auch in der Schweiz.

Seit die Tiefenerdwärmeprojekte in Basel und St. Gallen gescheitert sind, hat die Geothermie in der Öffentlichkeit einen schweren Stand. Das Bohrloch in Kleinhüningen reicht 5000 Meter in den Untergrund. Das zur Gesteinszerklüftung induzierte Heisswasser löste am 8. Dezember 2006 ein Beben der Magnitude 3,4 sowie zahlreiche Nachbeben aus. Die Erdwärme beim St. Galler Projekt hätte ein Heizkraftwerk alimentieren und dem Ausbau des Fernwärmenetzes dienen sollen. Bei einer Bohrtiefe von 4000 Metern im Zielgebiet unterhalb von Abtwil kam es jedoch zu einer unerwarteten Freisetzung von Methan und am 20. Juli 2013 zu mehreren Erdstössen mit Stärken von bis zu 3,6 auf der Richterskala. Beide Projekte mussten aufgegeben werden.

Optimismus kehrt zurück

Diese Misserfolge kontrastieren mit der Pionieranlage in der baselstädtischen Gemeinde Riehen. Dort läuft seit 1994 die Geothermie-Grundlastzentrale Haselrein ohne Zwischenfälle. Inzwischen versorgt der lokale Wärmeverbund rund 7700 Endkunden. Angaben des Betreibers zufolge handle es sich um die grösste Anlage ihrer Art in der Schweiz und die «bislang einzige, die über ein Verteilnetz sicher und zuverlässig geothermische Wärme» liefere. Wie die Gemeinde letztes Jahr bekanntgab, soll mit dem Nachfolgeprojekt «Geo2Riehen» ab 2022 eine zweite Anlage für weitere 4000 Abnehmer in Betrieb genommen werden.

In der Branche herrscht inzwischen wieder Optimismus. Davon zeugen unter anderem Planungen in der Westschweiz. Erst Mitte Dezember gab das Bundesgericht grünes Licht für das Tiefengeothermieprojekt im jurassischen Haute-Sorne. Und im waadtländischen Lavey-les-Bains treibt die Alpine Geothermal Power Production ein hydrothermales Geothermieprojekt voran. Wenn alles nach Plan läuft, könnten hier rund 900 Haushalte mit Strom versorgt werden. Die Rahmenbedingungen für die Geothermie seien günstig, informierte der Dachverband Geothermie Schweiz Ende Januar. Denn die Eintrittsschwelle für die Erschliessung dieser regenerativen Energiequelle dürfte weiter fallen, zumal der Bund bis zu 60 Prozent der Investitionskosten für Explorationsbohrungen im Untergrund übernimmt.

Doch nicht nur die wegen seismischer Faktoren risikobehaftete Tiefengeothermie rückt wieder verstärkt in den Fokus, sondern auch die oberflächennahe Geothermie. So hat etwa der Kanton Genf mit «GEothermie 2020» ein ambitioniertes Programm gestartet. Bodenuntersuchungen der Services Industriels de Genève ergaben fünf passende Standorte. Vergangenen Dezember wurden in Versoix in Grundwasserschichten zwischen 27 und 59 Metern Tiefe geeignete Bedingungen vorgefunden. Innert Monaten soll bekannt werden, ob das Wärmepotenzial ausreicht.

Aquiferspeicherung

Im Unterschied zur petro- oder hydrothermalen Geothermie nutzt die sogenannte aquiferbasierte Geothermie oberflächennahe Grundwasserschichten in Tiefen bis 400 Meter als Speicherhorizont. «Über zwei oder mehrere Grundwasserbrunnen wird überschüssige Wärme im Sommer sowie Kälte im Winter in grundwasserführende Schichten gespeist und über mehrere Monate gespeichert. Da sich zwischen 50 und 80 Prozent der eingespeicherten Wärme und Kälte wiedergewinnen lassen, können erhebliche Energieeinsparungen bei der Klimatisierung und Beheizung von Gebäuden erzielt werden», erklärt Paul Fleuchaus vom Institut für Angewandte Geowissenschaften des Karlsruher Instituts für Technologie, das unter der Leitung des Ingenieurgeologen Philipp Blum federführend am Verbundvorhaben «GeoSpeicher.bw» beteiligt ist. Das Projekt befasst sich an sechs Standorten mit der Erforschung saisonaler Kälte- und Wärmespeichermodelle im Untergrund und wird vom baden-württembergischen Umweltministerium mit rund 880 000 Euro unterstützt.

Die Wurzeln der Aquiferspeicherung reichen in die Zeit der Industrialisierung Chinas zurück. «Um das Jahr 1960 wurde in Shanghai für die Fabriken die Grundwasserkühlung in grossem Massstab eingesetzt», schildert Doktorand Fleuchaus. «Aufgrund der grossen Wassermengen, die für die Kühlung verwendet wurden, senkte sich der Grundwasserspiegel der Metropole. Dadurch kam es in der Folge zu Erdsetzungen im städtischen Grossraum. Um diese auszugleichen, wurde im Winter aktiv kaltes Oberflächenwasser in den Aquifer gepumpt, um im Sommer weiterhin Wasser für die Kühlung fördern zu können. Dabei bemerkte man, dass das Grundwasser nach dieser künstlichen Injektion kälter war als in den Jahren davor, worauf man das grosse Potenzial für die Wärme- und Kältespeicherung im Grundwasser erkannte.»

Niederlande führend

Danach dauerte es noch eine Weile, bis die Idee des aquiferbasierten Geospeichers zur Zeit der Ölkrise in den Siebzigerjahren im Westen aufgenommen wurde. Da jedoch vielfach mit hohen Temperaturen von bis zu 90 Grad experimentiert wurde, traten vermehrt Probleme auf, etwa mit chemischen Ausfällungen in den Förderbrunnen. Aus diesem Grund mussten zahlreiche Pilotprojekte eingestellt werden. Mehr Erfolg beschieden war dagegen den Niedrigtemperatur-Projekten, die vor allen Dingen in den Niederlanden betrieben wurden. Dort fand um die Jahrtausendwende ein regelrechter Boom statt, mit dem Ergebnis, dass die Niederländer mit landesweit über 2500 installierten Aquiferspeichern unangefochten Weltmarktführer sind.

Dieser Umstand liegt zum grössten Teil daran, dass der Staat den Bau bezuschusst. Doch es gibt noch eine weitere Erklärung: «Geringe Grundwasserfliessgeschwindigkeiten sowie hohe Grundwasserförder-
raten ermöglichen hohe Speichereffizienzen», so Fleuchaus. Ein ähnlich hohes Potenzial für die Technologie vermutet der Geowissenschaftler beispielsweise im gesamten norddeutschen Raum. Doch sei das Potenzial generell in allen Industrienationen mit jahreszeitlichem Klima und Grundwasserzugang relativ hoch – den beiden Hauptvoraussetzungen für die Aquiferspeichernutzung.

Funktionsweise

Die Funktionsweise von aquiferbasierten Geospeichern ist relativ einfach. Experte Fleuchaus erklärt: «Im Winter wird die eingespeicherte Wärme mit einer Temperatur zwischen 15 und 20 Grad über einen Förderbrunnen an die Oberfläche gefördert. Die eingespeicherte Wärme wird über einen Wärmetauscher auf das Gebäude übertragen. Über eine Wärmepumpe wird die bereitgestellte Wärme auf das benötigte Temperaturniveau des Gebäudes angehoben. Die dabei anfallende Kälte wird über einen zweiten Brunnen in das Grundwasser gespeist und für den Sommer gespeichert. Im Sommer wird die Pumprichtung der Brunnen umgekehrt. Das kalte Grundwasser kann nun direkt für die Klimatisierung des Gebäudes verwendet werden. Der Kreislauf schliesst sich mit der erneuten Speicherung der anfallenden Wärme für die Wintermonate.»

Gerade die direkte Nutzung der Kühlung sei sehr attraktiv, betont Fleuchaus. «Vor allem aus finanzieller Sicht, weil Standardtechnologien wie die Kompressionskältemaschine einen extrem hohen Energiebedarf haben.» Der Forscher misst der Aquiferspeichertechnologie ein Energieeinsparpotenzial von 60 bis 90 Prozent bei.

Bei der thermischen Nutzung von Grundwasserkörpern gibt es allerdings auch Risiken. Paul Fleuchaus nennt Erdsetzungen, die jedoch durch fundierte geotechnische und hydrogeologische Voruntersuchungen nahezu ausgeschlossen werden könnten. Mögliche Auswirkungen auf das Grundwasser seien als gering einzuschätzen und hätten keinen negativen Einfluss auf die Grundwasserversorgung.

Hochtemperaturspeicher

Lockergestein aus Flussablagerungen und kiesig-sandige Sedimente sind geologisch optimal für oberflächennahe Aquiferspeicher. Will man aber einen Geospeicher in tieferen Schichten, kann man auch Festgestein wie beispielsweise Sandstein als Speicher nutzen. Je tiefer der Speicher, umso höher dürfen die eingespeisten Temperaturen sein. «Um eine negative Beeinflussung des Grundwassers auszuschlies-
sen, beschränkt sich die Speicherung hoher Temperaturen von über 25 Grad auf tiefere Erdschichten», erläutert Fleuchaus die Bedingungen für die Hochtemperaturspeicherung. «Dies ist beispielsweise für die Speicherung industrieller Abwärme in den Sommermonaten interessant.» Für die Lokalisierung geeigneter Speicherhorizonte seien jedoch umfangreiche geologische und geophysikalische Voruntersuchungen notwendig, schränkt der Geowissenschaftler ein. Zudem müsse die Ausfällung gelöster Mineralien verhindert werden. Dies müsse bei der Planung von Hochtemperatursystemen verhindert werden, um die Leistungsfähigkeit der Entnahme und Injektionsbrunnen zu gewährleisten.

Hochtemperatur-Geospeicher sind eher selten, haben aber in der Schweiz bessere Realisierungschancen, weil hier aufgrund der restriktiven Gewässerschutzgesetz-
gebung oberflächennahes Grundwasser als Speicher grösserer Energiemengen schwieriger zu verwirklichen sind. Ein solches Vorhaben verfolgt derzeit Energie Wasser Bern.Das Pilotprojekt «Geospeicher Forsthaus Bern» wurde im Oktober 2017 der Öffentlichkeit präsentiert.

Der Speicher ist für die saisonale Wärmespeicherung im Rahmen der städtischen Fernwärmeversorgung konzipiert. Die Bohrlöcher sollen am Standort der Energiezentrale Forsthaus am Rand des Bremgartenwalds in die durchlässigen, mittel- bis grobkörnigen Rinnengürtel-Sandsteinschichten der Unteren Süsswassermolasse in einer Tiefe zwischen 160 und 500 Metern abgeteuft werden. Hydrogeologisch handelt es sich dabei nicht um einen Aquifer, sondern um einen Aquitard, also einen Grundwassergeringleiter, der nur vereinzelt wasserführende Schichten aufweist. Im Raum Bern besitzt diese Gesteinsschicht eine Mächtigkeit von ungefähr 1550 Metern und umfasst Ablagerungen aus Mergel, Silt- und Tonsteinen sowie geringmächtige Ablagerungen aus Sandsteinen und Konglomeraten.

Speicherung von Abwärme

Die Idee eines Geospeichers im Forsthaus brachte die Firma Geo-Energie Suisse AG ein, die im Mittelland vier Geothermieprojekte betreut und von sieben Schweizer Stadtwerken und regionalen Energieversorgern im Aktionariat getragen wird, darunter Energie Wasser Bern. Mitinitiator des Vorhabens ist Martin Jutzeler. Der Maschinenbauer ist beim Berner Energieversorger in der Unternehmensentwicklung für die strategische Planung und die Division Systemoptimierung zuständig.
Optimierungspotenzial wurde intern vor allem bei der Abwärme erkannt. Jutzeler erklärt: «In der Energiezentrale haben wir Abwärmepotenziale, die wir vor allem im Sommer nicht nutzen können. Wir wollen diese Abwärme nicht einfach verpuffen lassen. Deshalb brauchen wir einen Speicher.»

Die Abwärme werde in Zukunft zwar ins Fernwärmenetz gespeist, doch verbleibe im Sommer noch immer ein grosser Anteil an Kaminabwärme, die noch nicht genutzt werde. Die Wärmeenergie sei enorm, beteuert der Maschinenbauer. Und zwar so gross, dass praktisch nur ein Geospeicher in Frage komme für deren Einlagerung. Untersuchungen deuteten auf ein Wärmerückgewinnungspotenzial von 8,6 Megawatt hin. In Bezug auf die Wasservolumina kalkuliert Jutzeler mit rund 380 000 Kubikmetern. Weil die Speichermengen gross und die Kapazitäten entsprechend dimensioniert werden müssen, war ein thermischer Grossspeicher im Untergrund die technisch interessanteste und kostengünstigste Variante.

Wie ein grosser Kachelofen

Ziel des Berner Geospeicherprojekts ist es, ins Erdinnere rund 90 Grad heisses Wasser als Trägermedium zu initiieren, das sich seinen Weg durch den Untergrund bahnt, den Sandstein aufwärmt, um schliesslich an der Entlassungsstelle wieder an die Oberfläche zu treten. Jutzeler zieht den Vergleich mit dem Funktionsprinzip des Kachelofens, der bekanntlich die in den Lehmwänden und Kacheln gespeicherte Hitze nur allmählich an die Stubenumgebung abgibt. «Bis in eine Tiefe von 130 bis 160 Meter werden wir es vorrangig mit kiesigen Gesteinsschichten aus der Zeit der Gletschermoränen zu tun haben. Weiter unten befinden sich lehmig-tonige Schichten mit den eingelagerten Sandsteinschichten. Genau diese porösen und wasserdurchlässigen Schichten suchen wir», so Jutzeler. «Sandstein weist eine natürliche Porosität auf und bildet daher eine gute Voraussetzung dafür, Wasser hinunter zu pumpen, lokal diffundieren und an anderer Stelle wieder austreten zu lassen.»

Während der Prospektionsphase soll die Analyse der Bohrkerne Aufschluss über die Porosität des Gesteins geben und darüber, ob es zu Ausfällungen kommt. «Damit das Wasser überhaupt in den Untergrund gepumpt werden kann, muss der Widerstand der Porosität überwunden werden. Das kann in der Grössenordnung von 16 bis 32 bar sein, aber auch viel mehr. Drücke von über 64 bar wollen wir auf keinen Fall. Wenn wir so viel Pumpenergie hineinstecken müssten, wäre es nicht mehr wirtschaftlich. Sobald die Porosität unseren Vorstellungen nicht entspräche oder es zu Strömungen käme, wäre das ganze System infrage gestellt.» Erste Aushubproben, die im Rahmen der Bauarbeiten für den neuen Tiefbahnhof Bern der RBS-Regionalbahnlinie entnommen wurden, stimmen Jutzeler diesbezüglich aber zuversichtlich.

Keine Erfolgsgarantie

Die grössten Risiken sind die Anhebung bzw. Senkung des Erdreichs und vor allem Ausfällungen im Speichergestein. Deren Wahrscheinlichkeit steigt, je höher die Temperaturen sind. «Die Einspeisetemperatur wird davon abhängen, ob es zu solchen Ausfällungen kommt», sagt Jutzeler. Ein Erdbebenrisiko schliesst der Projektinitiant dagegen aus, und zwar deshalb, weil nicht in Verwerfungen oder ins kristalline Grundgestein hineingebohrt werde, wo Klüfte überhaupt erst einmal erzeugt werden müssten. Trotzdem sei das Funktionieren des Projekts keinesfalls gesichert. Jutzeler schätzt die Erfolgsaussichten auf 50 Prozent ein. Auch Urs Spring, bei Energie Wasser Bern verantwortlicher Gesamtprojektleiter Energiewirtschaft, spricht von einem «Risikoprojekt».

Leuchtturmcharakter

Der Grundsatzentscheid zugunsten des Projektstarts fällte die Geschäftsleitung Ende Januar. Nun muss nur noch der Verwaltungsrat sein Okay geben. Das wird davon abhängen, ob die Rahmenbedingungen erfüllt sind. Ohne Zusage von Fördergeldern will Energie Wasser Bern das kostspielige Unterfangen nicht eingehen. Im Blick hat das Unternehmen Gelder aus dem neuen CO2-Fördertopf des Bundes sowie aus dem Projekt «Heatstore» des europäischen Förderprogramms «Geothermica», das Finanzmittel an unterschiedliche Forschungs- und Industriepartner ausschüttet. Am Programm sind vierzehn europäische Länder beteiligt, darunter massgeblich die Schweiz und die Niederlande.

Das Berner Projekt ist auf gutem Weg. Im Oktober 2018 erhielt es vom kantonalen Amt für Wasser und Abfall die Baubewilligung für die Erschliessung. Urs Spring geht davon aus, dass Anfang 2020 mit den Schrägbohrungen begonnen und der eigentliche Testbetrieb 2022 starten wird. Mit einem definitiven Entscheid des Managements zugunsten der Durchführung rechnet er frühestens 2023.

Falls alle Hürden überwunden würden und der Plan aufgehe, könnte das Pilotprojekt zu einem Leuchtturm werden, glaubt Urs Spring. «Denn es würde aufzeigen, wie man die Effizienz einer Kehrichtverwertungsanlage steigern kann. Schliesslich geht es darum, die überschüssige Sommerenergie in jene Saison zu verlagern, in der man sie braucht. Das allgemeine Problem der Energiestrategie ist ja, dass ihre Ziele nahe an der Verwirklichung sind, was den Sommer angeht. Leider betrifft es die falsche Jahreszeit, weil wir Energie vor allem im Winter benötigen.» Spring ist jedoch guter Hoffnung. «Wenn das Projekt gelingt, könnte es Signalwirkung entfalten.»