Projekt Deep Heat Mining - Geothermisches Heizkraftwerk im Fernwärmenetz

1. Projekt Deep Heat Mining - Geothermisches Heizkraftwerk im Fernwärmenetz Fernwärme-Fachtagung 12. April 2005 Daniel Moll Geschäftsführer Geopower Basel AG Leiter Anlagen und Netze/IWB

2. Inhaltsverzeichnis • Rahmenbedingungen für die Realisierung • Projektaufbau in Phasen • Projektgesellschaft Geopower Basel AG • Finanzierung des Projektes • Risikominderung • Anlagenkonzept • Wirtschaftlichkeit • Fernwärmenetz

3. Energiewirtschaftliche Herausforderungen: • • CO2 – Problematik • • Steigender Stromverbrauch • • Ersatz von Kraftwerken •  Ausbau erneuerbarer Energien vordringlich • Sonne, Wind, Biomasse, Erdwärme

4. CO2-Entwicklung BS / BL Prognose Δ = 12% = 315‘000 to/a Ziel CO2 -Emissionen • In der NW-CH beträgt die “Zielverfehlung“ ca. 12% der CO2 -Emissionen (Basis 1990) bzw. 315‘000 t/a.

5. Künftiger Energiebedarf bei gleichbleibendem mittleren pro-Kopf Verbrauch! 150 100 Milliarden Fass Öl 50 1900 2000 2100 Quelle: Edwards, AAPG, 1997

6. Eigenschaften der Geothermie DHM liefert Bandenergie • Ausserdem: • • CO2-frei • • Nachhaltig • • Einheimisch • • Unauffällig • • Günstig Winter Sommer Hydro Solar Wind Geoth.

7. Mögliche Gebiete für Deep Heat Mining (CH)

8. Schnitt durch den Rheingraben

9. Sondierbohrung Otterbach • Resultat: • • Abgetäuft im Jahr 2001 • Erreichte Tiefe: 2‘755 m • Bei der Endteufe betrug dieTemperatur 124°C • Dies entspricht einemgeothermischen Gradientenvon 4°C pro 100 m • Die Bohrung wird im Projekt als Beobachtungs- und Mess-standort weiterverwendet

10. Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen für das DHM-Projekt in Basel • • Standort Oberrheingraben • • Erdgas und Fernwärmenetz vorhanden • • IWB als Querverbundunternehmen • • Kanton und IWB der Nachhaltigkeit verpflichtet • • Erfahrung im Verkauf von Ökoenergie •  Günstige Rahmenbedingungen für Deep Heat Mining

11. Otterbach Erschliessungskonzept 1. Schritt Sondierbohrung Zweck: • Geologische Erkundung • Temperatur • Spannungsverhältnisse • Ausbau zu Horchbohrung Resultat: • Alle Ziele erreicht 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 200°C 5 km 6 km

12. Otterbach Erschliessungskonzept 2. Schritt Tiefbohrung 5‘000 Meter Zweck: • Nachweis 200°C • Injektionsnachweis („Klüftbarkeit“) Kleinhüningen 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 200°C 5 km 6 km

13. Horch- bohrung 2 Otterbach Erschliessungskonzept 3. Schritt Zweite Horchbohrung + Reservoirstimulation Zweck: • Schaffung des unterirdischen Wärmetauschers Kleinhüningen Kleinhüningen 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 200°C 5 km 6 km

14. Horch- bohrung 2 Otterbach Erschliessungskonzept 4. Schritt Zweite Tiefbohrung 5‘000 m Zweck: • Ausweitung des unter-irdischen Wärmetauschers • Zirkulationsnachweis Kleinhüningen Kleinhüningen 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 200°C 5 km 6 km

15. Horch- bohrung 2 Erschliessungskonzept 5.+ 6. Schritt Dritte Tiefbohrung 5‘000 m und Anlagenbau Zweck: • Leistungssteigerung • Energieumwandlung Kleinhüningen 0 km Tertiär Mesozoikum 1 km Trias 2 km Rotliegend 3 km Kristallines Grundgebirge: Granit 4 km 200°C 5 km 6 km

16. Wärmetauscher Horchbohrung 4 - 6 km Stimuliertes Kluftsystem 0.5 - 1 km Anlagenschema Geothermisches Heiz-Kraftwerk nach dem Hot-Dry-Rock Verfahren • Strom für 35‘000 Haushalte • Wärme für 2‘700 Haushalte • Leistung • - 10 MW thermisch • - 14 MW elektrisch • Produktion • - 49 GWh/a Geostrom • - 58 GWh/a WKK Strom • - 48 GWh/a Wärme • Jährliche CO2-Vermeidung • - 20'000 t

17. Geopower Basel AG • Erschliessung und Gewinnung von Geothermie zur Erzeugung und Verteilung von Wärme und Strom Beteiligte Partner:

18. Standort und Bohrturm

19. Finanzierung • Keine Bundesmittel • Exploration birgt geologisches Risiko:  Finanzierung mit Risikokapital • Ausbau bei Nachweis der Realisierbarkeit: Finanzierung mit Darlehen • Gesamtvolumen des Projektes: CHF 90 Mio. bis zu 32 Mio. von IWB •erforderliches Risikokapital: Exploration benötigt rund CHF 47 Mio. Die Pilotanlage kann der Grundstein für eine Schlüssel- technologie nachhaltiger Energieversorgung werden.

20. Aktueller Stand der Finanzierung Weitere Interessenten: - SIG (Genf)- SWS (Solothurn)- Deutsches EVU

21. 90 70 60 50 40 30 20 10 Risikomanagement Explorationsphase Ausbauphase hohes Risiko MioCHF geringesRisiko Meilensteine

22. Aktueller Stand der Arbeiten • Baubewilligung liegt vor, Einsprachen sind zurückgezogen • Monitoringbohrungen sind im Gang (Schützenmatt, St. Johann, Münchenstein, (Pratteln), Haltingen, Riehen) • Einbau Lärmschutzfenster angrenzende Häuser • Bohrplatzinstallation seit 03.10.05 im Bau • Bohrbeginn: April 2006 • Laufende Arbeiten • Verschiedene Ausschreibungen für Serviceleistungen • Spezifikation Bohrlochkopf • Planung Bohr-, Mess-, Spül-, Simulationsprogramme • Seismikkonzept

23. Anlagenkonzept Geothermie-Kraftwerk mit hohem Verstromungswirkungsgrad Zwischenstand August 04/Oktober 2005

24. Anlagenkonzept • Geothermie-Kraftwerk wird auf Stromerzeugung ausgerichtet. Dies setzt ein Anlagenkonzept mit maximalem Verstromungswirkungsgrad voraus. • Die ORC-Variante (organic rankine cycle) dient dabei als Basisvariante (4.8 MWel, 38‘000 MWh/a). • Zusätzlich wird eine Gasturbine vorgesehen (7.5 MWel, 125‘000 MWh/a). • Damit der zusätzliche Brennstoffeinsatz gerechtfertigt ist, muss gegenüber der Basisvariante eine Steigerung des Gesamtwirkungs- grads stattfinden. • Wärmeauskopplung auf tieferem Temperaturniveau soll als Option weiterhin untersucht werden.

25. Untersuchte Varianten (Auszug) • Variante 0: DHM + ORC (nur Stromnutzung) • Die gesamte Energie der Geothermie wird in einem ORC-Prozess verstromt. • Variante C: DHM + ARA + Gasturbine + ORC • Durch Nutzung der heissen Abgase der Gasturbine arbeitet der ORC-Prozess auf einem höheren Temperaturniveau als nur mit Geothermie. • Fernwärmeauskopplung möglich. • Variante F: DHM + ARA + Gasturbine + Dampfturbine • Mit Geothermie und einem Abhitzekessel wird überhitzter Dampf erzeugt. Dieser Dampf wird in einer Dampfturbine verstromt. • Fernwärmeauskopplung sinnvoll.

26. Vorläufige Ergebnisse • Reine Stromproduktion (ORC-/Kalina-Turbine) ist wirtschaftlich interessant, aber mit höherem technischen Risiko verbunden. • Der zusätzliche Einsatz von Erdgas verbessert den Verstromungs- wirkungsgrad nicht wesentlich. • ORC-Prozesse wurden für niedere Wärmequellen entwickelt, es existieren Grenzen bei den Heissgastemperaturen (~270°C). • Bei den Wasser-Dampf-Prozessen werden erst bei sehr hohen Dampfparametern (100 bar, 500°C) gute Stromwirkungsgrade möglich. Mit der Geothermie kann wegen dem Temperaturniveau nur Nieder-druckdampf erzeugt werden => relativ schlechter Wirkungsgrad. • Erdgaseinsatz ist nur mit Wärmeauskopplung vertretbar.

27. Anlagenschema

28. Energiefliessbild

29. Wirtschaftlichkeit • Anlagenkonzepte: Nur Strom (Kalina) und Strom + Wärme (ORC + Gasturbine) • Investition: Kalina: 104 Mio. ORC + Gasturbine: 114 Mio. • Leistung: Elektrisch 6 MWel 14 MWel Fernwärme 10 MWth • Produktion: Geostrom: 42 GWh/a 49 GWh/a • (netto) WKK-Strom: 58 GWh/a • Wärme: 48 GWh/a • Abschreibungsdauer: Bohrloch 20 Jahre Anlagen nach Lebensdauer • CO2-Abgabe: CHF 35/t • Wärmevergütung: vermiedene Brennstoffkosten ohne Verzinsung und Amortisation

30. Fazit • Szenarien: • Erdölpreis 60$ pro Barrel => Erdgas CHF 37/MWhStrom Geothermie 15 Rp./kWh, WKK 8.5 Rp./kWhErdölpreis 100$ pro Barrel => Erdgas CHF 60/MWhStrom Geothermie 18 Rp./kWh, WKK 11.6 Rp./kWh • Fazit: • Noch sehr viel Unbekannte und Annahmen, eher konservativ gerechnet • Die Varianten Kalina und ORC + Gasturbine und die Szenarien liegen sehr nahe beieinander • Damit eine Verzinsung des FK und EK in der Höhe von 3% möglich wäre, müssten entweder- die Stromvergütungen auf 20 - 25 Rp./kWh oder- die Investitionen um 30% gesenkt werden

31. Temperaturabsenkung im Fernwärmenetzteil Kleinhüningen

32. Das Fernwärmegebiet 4 Stadtteile: - Altstadt- Grossbasel-West, - Gundeldingen- Kleinbasel ca. 110‘000 Ein- wohner

33. Temperaturabsenkung in Kleinhünigen • Projektauftrag: • Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit einer • Temperaturabsenkung von 170°C auf 120°C • Strategische Ausgangslage: • Der Bedarf ist ausschliesslich Komfortwärme • Erschlossenes Fernwärmegebiet • Technische Ausgangslage: • Erbaut in den 60er Jahren • Insgesamt 179 Fernwärme-Kunden • Abonnierte Leistung 34.7 MW • Installierte Blendenleistung 29.5 MW • Zur Berechnung angesetzte Leistung 30.5 MW (Blendenleistung + Wärmeverluste) • Länge der VL 5.8 km, Länge der AL 3.9 km

34. Untersuchungsumfang • Die Überprüfung der • Vorsorgungs- und Anschlussleitungen

35. Untersuchungsumfang • 2. Die Überprüfung der Hausstationen einschl. Wärmetauscher

36. Untersuchungsumfang • 3. Netzeinspeisung • Die Pro Rheno AG (ARA) • Die geothermische Anlage • Wärmetauscherstation in der Gärtnerstrasse • 4. Netzfahrweise • Steuerung über den Differenzdruck (VL = konst.,  p = var.) • Steuerung über die Vorlauftemperatur (VL = var.,  p  konst.) • Kombination aus Differenzdruck- und Vorlauftemperatur steuerung • 5. Investitions- und Betriebskosten • Rohrleitungen, Wärmetauscher, Druckhaltung, Wassernachspeisung, Steuerung und Regelung, etc. • Energie, Raummieten, SVTI (Prüfpflicht)

37. Untersuchungsumfang • 6. Wirtschaftliche Betrachtung • Vergleich zwischen dem Status Quo und der Netzumstellung • Nach der Barwertmethode • Betrachtungszeiträume für 50, 80 und 100 Jahre • 7. Planung der Netzumstellung • Vorgehensweise zur Durchführung der Netzumstellung inklusive Hausstationen

38. Ergebnisse • Der Auslegungsdruck kann von PN 40 auf PN 16 gesenkt werden • Austausch der Versorgungsleitungen ist nicht erforderlich • Ca. 30 Anschlussleitungen mit internen Verteilleitungen müssen ausgetauscht werden • 25 Wärmetauscher wieder verwendbar. Die Hausstationen müssen angepasst werden. • Die wirtschaftlichste Netzfahrweise ist eine Steuerung über den Differenzdruck • Durch die gewählten Einspeisepunkte ist eine Fernwärme- versorgung mit der Sicherheit (n-1) gewährleistet

39. Ergebnisse • Die Wirtschaftlichkeit der Netzumstellung stellt sich in Zeitraum zwischen 50 – 80 Jahren ein (Annahme: VL-Ersatz im Jahr 2041)

40. Die Netzumstellung kann in 19 Etappen erfolgen: Ergebnisse

41. Vorteile der Temperaturabsenkung • Grösseres Verstromungspotenzial der geothermischen Anlage • Durch den Einsatz von Kunststoffmantelrohr entstehen geringere Investitionskosten • Geringere Wärmeverluste • Einsparpotenzial an Betrieb und Instandhaltung • Durch die verminderte Laufzeit kann früher der Stand der Technik genutzt werden (Wärmedämmung, Leckortung, etc.)

42. Weiteres Vorgehen • Das Potenzial zur Wiederverwendung der Wärmetauscher muss detailliert untersucht werden • Das Potenzial zur Wiederverwendung der Hausstationen einschl. AL und Regelventile muss detailliert untersucht werden • Der mögliche Mehrerlös der geothermischen Anlage durch die Produktion von Strom und Fernwärme sollte eruiert werden. • Die hohe Anfangsinvestition sollte in mehrere Abschnitte unterteilt werden. • Das Einsparpotenzial anhand weiterer Varianten an der Wärmetauscherstation, der Druckhaltung / Expansion, etc. sollte aufgezeigt werden