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image
image
image
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Handelsregister: Dresden HR B 29
Steuer-Nr.: 202/107/00030
USt-Id. Nr.: DE 140204925
Geschäftsführung
Dr. Wolfgang Heße
Tilo Bauer
Bernd Klimes
Bankverbindung
HypoVereinsbank
Kto.-Nr.: 592 2518
BLZ: 850 200 86
Deutsche Bank
Kto.-Nr: 770 9579
BLZ: 870 700 00
DIN EN ISO 9001:2000
Zertifikat 01100 045348
NL Dresden
DIN 14675
Zertifikat 016755 045348
NL Dresden
ILK Dresden
B 10/072
Standortunabhängige Studie
zur Nutzung von Tiefengeothermie
im Freistaat Sachsen
Auftraggeber:
Staatsbetrieb Sächsisches Immobilien-
und Baumanagement - Zentrale
Wilhelm-Buck-Straße 4
01077 Dresden
Auftragnehmer:
INNIUS DÖ GmbH
Großenhainer Straße 144
01129 Dresden
..................................
Dr.-Ing. W. Heße
Geschäftsführer
Bearbeiter:
Dr.-Ing. P. Albring
ILK Dresden
Dipl.-Wirt.-Ing. J. Szelig
INNIUS DÖ
Dipl.-Ing. D. Schindler
INNIUS DÖ
Dresden, am 19.11.2010

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 1
Inhaltsverzeichnis
1
Abstract.....................................................................................................................................2
2
Stand der Nutzung von Tiefengeothermie in Deutschland........................................................3
2.1
Einspeisevergütung nach EEG und Szenario 2020.................................................3
2.2
Übersicht zum Stand der Nutzung von Tiefengeothermie in Deutschland ..............5
3
Wärmenutzung – typisches Verbrauchsverhalten in Wärmenetzen..........................................8
3.1
Teillastverhalten als Wärmeleistung in Abhängigkeit von der Außentemperatur.....8
3.2
Jahresdauerlinie des Wärmeverbrauchs als Beurteilungskriterium für die
Wärmeeinkopplung................................................................................................ 10
3.3
Primärenergetische Bewertung der Wärmenutzung aus Tiefengeothermie ..........13
4
Elektroenergiebereitstellung in Verbindung mit sinnvollen Wärmenutzungskonzepten..........16
4.1
Vorbetrachtung......................................................................................................16
4.2
Variante 1 - ORC Prozess ohne Abwärmenutzung ...............................................18
4.3
Variante 2 - ORC Prozess mit 20 %iger Wärmenutzung.......................................20
4.4
Variante 3 - Vollständige Nutzung der Kondensationswärme eines ORC Prozesses
durch Einspeisung in ein FW- Netz mit 70°C Vorlauftemperatur...........................23
4.5
Variante 4 - Geringere Kondensationstemperatur des ORC Prozesses durch
Wärmetransformation ............................................................................................25
4.6
Variante 5 - Die Aufteilung der Thermalenergie auf mehrere ORC Anlagen
(Reihenschaltung von ORC Prozessen)................................................................29
4.7
Variante 6 - Wärme- und Kältenutzung..................................................................32
4.8
Zusammenfassung................................................................................................33
5
Investitionskosten für den Übertageteil einschließlich Förderpumpen....................................36
6
Wirtschaftlichkeitsberechnungen.............................................................................................38
7
Zusammenfassung..................................................................................................................41

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 2
1 Abstract
Der Bund fördert, vertreten durch das Forschungszentrum Jülich, ein petrothermales Tiefengeo-
thermieprojekt im Rahmen eines Pilotprojektes. Dabei steht die Optimierung der Exploration und
Erbohrung der Reservoire sowie der dauerhaften Reservoirnutzung, effektive Energiewandlung der
geförderten Energie zu nutzbarer Wärme und Strom im Mittelpunkt.
Durch das Sächsische Staatsministerium für Umwelt und Landwirtschaft (SMUL) bzw. durch das
Sächsische Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie (LfULG) wurden die geologi-
schen Untersuchungen bis zum 24.11.2010 abgeschlossen und veröffentlicht (Quelle: [1]).
Nachfolgende standortunabhängige Studie für ein Übertagekonzept zur Nutzung der verfügbaren
geothermischen Energie ist für potenzielle Investoren erarbeitet worden und soll einen Überblick
über Wärmenutzungsmöglichkeiten, Investitionskosten und Erträge geben. In dieser Studie wird
die effektive Umwandlung der geothermischen Energie in Elektro- und Wärmeenergie betrachtet.
Für unterschiedliche Konzepte werden die Kosten und die Wirtschaftlichkeit betrachtet.
Nach einer kurzen Beschreibung des bisherigen Standes der Nutzung geothermischer Energie
(Tiefengeothermie) in Deutschland und den Regelungen des EEG, werden die Anforderungen an
Fern- bzw. Nahwärmenetze beschrieben, um die durch das EEG begünstigte Nutzung von mindes-
tens 20% der geothermischen Energie zu gewährleisten.
Den Schwerpunkt der Studie bildet eine Beschreibung sinnvoller technischer Varianten zur Nut-
zung der geothermischen Energie für die Bereitstellung von Elektro- und Wärmeenergie.
In zwei separaten Abschnitten werden Angaben zu den Investitionskosten einschließlich Unterta-
geteil genannt und Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt. Die Vorzugsvarianten werden
dargestellt und es werden erforderliche Zuschüsse genannt, um eine dynamische Rückflussdauer
von 20 Jahren zu erreichen.
Die wirtschaftlichste Variante mit einer vollständigen Abwärmenutzung wird mit einem Zuschuss
von 39 % der Investitionskosten nach 20 wirtschaftlich. Eine zweite empfehlenswerte Variante mit
20 %iger Wärmenutzung wird nach 20 Jahren mit einem Zuschuss von 59 % der Investitionskos-
ten wirtschaftlich.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 3
2
Stand der Nutzung von Tiefengeothermie in Deutschland
2.1
Einspeisevergütung nach EEG und Szenario 2020
Einspeisevergütung nach EEG:
Die Vergütung für Elektroenergie aus Geothermie wird im Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer
Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG) mit Gültigkeit ab dem 01.01.2009 geregelt. Die
Einzelheiten der Vergütung für Elektroenergie aus Geothermie sind im § 28 enthalten. In Tabelle 1
sind die Vergütungssätze angegeben.
Tabelle 1:
Vergütung für Elektroenergie aus Geothermie in Ct/kWh
Bezeichnung
Vergütung
Grundvergütung
bis einschließlich einer Anlagenleistung von 10 MW
el
16,0
ab einer Anlagenleistung von 10 MW
el
10,5
Zuschläge
bei Inbetriebnahme vor dem 01.01.2016
4,0
in Kombination mit einer Wärmenutzung
1)
3,0
bei Nutzung petrothermaler Techniken
4,0
1)
Nach Anlage 4 EEG muss ein Fünftel der verfügbaren geothermischen Wärmearbeit ausgekoppelt werden
und gemäß der Positivliste (Anlage 4, III) genutzt werden.
Danach kann die Vergütung für Elektroenergie bei petrothermalen Anlagen bis 10 MW
el
maximal
27,0 Ct/kWh betragen, falls diese vor dem 1. Januar 2016 in Betrieb genommen werden. Bei grö-
ßeren Anlagen verringert sich dieser Wert auf 21,5 Ct/kWh, das sind knapp 80 % der Vergütung
für Anlagen bis 10 MW
el
.
Szenario 2020:
Zur mittelfristigen Einordnung der Nutzung von Tiefengeothermie werden einige Angaben aus dem
vom BMU veröffentlichten Zwischenbericht „Struktur und Dynamik einer Stromversorgung mit ei-
nem hohen Anteil erneuerbarer Energieerzeuger – Energiestudie“ [2] (Berichtszeitraum
31.12.2008 bis 01.08.2009) genannt.
Dazu sind auf Bild 1 und Bild 2 für das Szenario 2020 (mit Kernenergie) die installierte Leistung
der Elektroenergieerzeuger und der Elektroenergiebedarf gezeigt. Die Angaben zur Geothermie
werden farblich hervorgehoben. Es wird demnach mittelfristig ein sehr geringer Anteil der Geo-
thermie an der Elektroenergiebereitstellung erwartet.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 4
4.144
18.300
25.200
970
5.120
30.580
10.000
17.550
7.190
35.931
310
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
22.000
24.000
26.000
28.000
30.000
32.000
34.000
36.000
Kernkraft
Braunkohle
Steinkohle
Gas
Öl
Wasserkraft
Wind
onshore
Wind
offshore
Photovoltaik
Biomasse
Geothermie
installierte Leistung [MW]
Gesamtleistung:
155.295
MW
davon ern. Energie:
45,6%
davon Geothermie:
0,20%
Bild 1:
installierte Elektroenergieleistung – Szenario 2020 mit Kernenergie (Quelle: [2])
Elektroenergiebedarf - Szenario 2020 mit Kernenergie
30,0
113,0
96,0
2,5
27,0
70,0
49,5
23,0
38,0
142,5
2,5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
Kernkraft
Braunkohle
Steinkohle
Gas
Öl
Wasserkraft
Wind onshore
Wind
offshore
Photovoltaik
Biomasse
Geothermie
Elektroenergiebedarf [GWh/a]
Gesamtbedarf:
594
TWh/a
davon ern. Energie:
35,4%
davon Geothermie:
0,42%
Bild 2:
Elektroenergiebedarf – Szenario 2020 mit Kernenergie (Quelle: [2])

image
Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 5
2.2
Übersicht zum Stand der Nutzung von Tiefengeothermie in Deutschland
Zum Stand der Nutzung der Tiefengeothermie in Deutschland gibt es viele Veröffentlichungen, aus
denen die Daten des folgenden Abschnitts recherchiert wurden.
Tiefengeothermieprojekte mit reiner Wärmenutzung wurden in Deutschland bereits häufiger reali-
siert. Anlagen mit Elektroenergienutzung befinden sich derzeit am Standort Deutschland noch in
einem frühen Entwicklungsstadium bzw. in der Testphase. Nach Veröffentlichung [3] sind sechs
Anlagen in Betrieb, zwei der benannten Anlagen haben eine installierte Erzeugerleistung für Elekt-
roenergie über 1 MW
el
. Es handelt sich um die Standorte Landau und Unterhaching.
Weitere Anlagen sind im Bau, so dass in den nächsten Jahren mit einem Anstieg beim Anteil der
geothermisch erzeugten Strommenge zu rechnen ist. Ziel der Energiepolitik der Bundesregierung
ist der deutliche Ausbau dieses Anteils. Dazu sollen geothermische Anlagen vom Stand der For-
schung/Entwicklung in rentabel arbeitende kommerziell betriebene Kraftwerke überführt werden.
In Bild 3 sind die Möglichkeiten der Elektroenergiebereitstellung in Abgängigkeit der Thermalwas-
sertemperatur dargestellt.
Bei allen genannten Anlagen reicht die Temperatur des geothermal gewonnenen Heißwassers
nicht zur direkten Bereitstellung von Elektroenergie mittels einer Dampfturbine aus. Notwendig ist
der Zwischenschritt über einen geschlossenen Kreisprozess mittels eines niedriger siedenden Käl-
temittels. Hierfür werden zwei verschiedene Kreisprozessverfahren genutzt, der „Organic Rankine
Circle“ weiter als ORC-Prozess bezeichnet, und der Kalina-Prozess.
Bild 3:
Einsatzdiagramm verschiedener Strombereitstellungsmöglichkeiten nach der Thermalwas-
sertemperatur (Quelle: [4])
Beim Ersteren wird ein organisches Kältemittel statt Dampf im Kreisprozess verwendet, z.B. Iso-
panthen. Beim zweiten Prozess, benannt nach dem Russe Alex Kalina, wird als Arbeitsmedium ein
Reservoirtemperatur [°C]

image
Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 6
Zweistoffgemisch aus Ammoniak und Wasser verwendet, um eine Turbine anzutreiben. Dieser
Prozess ist in Bild 4 dargestellt.
Bild 4:
Kalinaprozess (Quelle: [5])
Besonders bei niedrigen Thermalwassertemperaturen erweist sich der Kalinaprozess als effekti-
ver, ist aber in der Investition und der Apparatetechnik und der notwendigen Sicherheitstechnik
bezüglich Ammoniak deutlich teurer.
Bei den Bestandsanlagen bildet Neustadt-Glewe mit der niedrigen Thermalwasseraustrittstempe-
ratur von 98°C bei Nutzung des ORC-Prozesses eine Ausnahme. Dies war bedingt durch die An-
lagengröße und die niedrigeren Kosten des ORC-Prozesses.
Tabelle 2:
Übersicht über realisierte Geothermieanlagen mit Elektroenergiebereitstellung (Quelle: [3])
Thermische Elektrische Temperatur Förderrate Bohrtiefe
Leistung in
MW
Leistung in
MW
in Grad
Celsius
in m
3
/h
in m
Neustadt-
Glewe
ORC
6,5
ca. 0,2
98
118
Dublette ca.
2.400
Bruchsal
Kalina
4
ca. 0,5
120
72
Dublette ca.
2.500
Landau
ORC
3,0-5,5
(geplant 8)
ca. 2,5
150
250
Dublette ca.
3.000
Unterhaching
Kalina
31
(geplant 70)
ca. 3,9
122
540
Dublette ca.
3.300
Stromer-
zeugung

image
Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 7
Für eine Nutzung der Geothermie zur Verstromung sind, bedingt durch die kleine Anzahl an Anla-
gen, nur wenige aussagekräftige Kosten zur Errichtung der Anlagen z.B. als spez. Kosten für die
Elektroenergiebereitstellung vorhanden. Viele der Anlagenkomponenten bzw. der Bohrungen wur-
den durch Fördermittel direkt bzw. über Einzelforschungsprojekte unterstützt.
Alle in Tabelle 2 aufgeführten Anlagen befinden sich in geologisch sehr günstigen Bereichen, dem
Oberrheingraben, dem bayrischen Molassebecken oder dem Norddeutschen Becken, wo heiße
wasserführende Schichten eine Nutzung erleichtern.
Bild 5:
Regionen mit Möglichkeiten zur hydrothermalen Strom- und Wärmegewinnung (Quelle: [6])
Um eine Verwertung der geothermalen Wärme in häufigeren heißen kristallinen Bereichen zu er-
möglichen, wie diese in Sachsen anzutreffen sind, ist das „Hot-Dry-Rock-Verfahren“ (HDR) not-
wendig, welches auch als „Enhanced-Geothermal-System“ (EGS) bezeichnet wird. Hier wird über
natürliche und technisch verstärkte Risse und Klüfte ein künstlicher Wasserkreislauf aufgebaut,
der dem heißen Gestein Wärme entzieht und damit höhere Temperaturen als mit natürlichen Aqui-
feren erreicht. Möglich sind Thermalwassertemperaturen bis 200°C.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 8
3
Wärmenutzung – typisches Verbrauchsverhalten in Wärmenetzen
Bei der Wärmenutzung wird eine Zusatzvergütung für die bereitgestellte Elektroenergie gewährt,
wenn diese mehr als 20 % der verfügbaren geothermischen Energie beträgt und die im Anhang 4
des EEG genannten Nutzungsanforderungen erfüllt. Da es sich beim Wärmeverbrauch in der Re-
gel nicht um eine zeitlich konstante Abnahme handelt und die Wärmenutzung von geothermischen
Anlagen im Megawattbereich stattfinden sollte, werden typische Lastgänge von Wärmenetzen vor-
gestellt.
3.1
Teillastverhalten als Wärmeleistung in Abhängigkeit von der Außentemperatur
Die Außentemperatur ist bei der Wärmenutzung für Heiz- und Kühlzwecke die entscheidende Ein-
flussgröße. Deshalb ist es sinnvoll und auch für die Beurteilung der Energieeffizienz hilfreich, das
so genannte Teillastverhalten als Wärmeleistung in Abhängigkeit von der Außentemperatur darzu-
stellen. Auf Bild 6 ist dieses Teillastverhalten für ein Wärmenetz mit einer verfügbaren Maximalleis-
tung von 6.416 kW dargestellt.
0
250
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
2.250
2.500
2.750
3.000
3.250
3.500
3.750
4.000
4.250
4.500
4.750
5.000
5.250
5.500
25,0
22,5
20,0
17,5
15,0
12,5
10,0
7,5
5,0
2,5
0,0
-2,5
-5,0
-7,5
-10,0
-12,5
-15,0
Außentemperatur [°C]
Wärmeleistung [kW]
0,0
2,5
5,0
7,5
10,0
12,5
15,0
17,5
20,0
22,5
25,0
27,5
30,0
32,5
35,0
37,5
40,0
42,5
45,0
47,5
50,0
52,5
55,0
Spreizung [K]
Wärmeleistung Heizbetrieb
Wärmeleistung Sommerbertrieb
Trend Wärmeleistung
max. Wärmeleistung Heizbertrieb
Spreizung Heizbetrieb
Spreizung Sommerbetrieb
Leistungsanteil Sommer:
Q
Sommer
/Q* =
19,4%
Q
Sommer
=
kW
q
Sommer
=
W/m²
888
10,0
verfügbare Maximallleistung:
6.416
kW
Q* =
kW
q* =
51,7
W/m²
4.583
Heizgrenztemperatur
t
a,grenz.
=
15,3
°C
Bild 6:
Wärmeleistung für Raumheizung, Kühlung über Absorptions-Kältemaschine und Trinkwas-
sererwärmung in Abhängigkeit von der Außentemperatur (Monatsmittelwerte) (Quelle: [7])
Als Informationsquelle wurde der Wärmezähler genutzt, welcher die in Tabelle 3 genannten Zäh-
lerstände und Maximalwerte über einen Zeitraum von mindest zwölf zurückliegenden Monaten ge-
speichert hat.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 9
Tabelle 3:
gespeicherte Verbrauchsinformationen von Wärmezählern
Bezeichnung
Einheit
Zählerstand Wärmeverbrauch für mindest 12 zurückliegende Monate
MWh
Zählerstand Heizwasserdurchfluss für mindest 12 zurückliegende Monate
maximaler Heizwasserdurchfluss für mindest 12 zurückliegende Monate
m³/h
maximale Wärmeleistung für mindest 12 zurückliegende Monate
kW
maximale Vorlauftemperatur für mindest 12 zurückliegende Monate
°C
maximale Rücklauftemperatur für mindest 12 zurückliegende Monate
°C
Mit diesen Informationen kann das Teillastverhalten hinreichend genau ermittelt werden. Im Ein-
zelnen sind auf Bild 6 dargestellt:
-
die Wärmeleistung im Heizbetrieb als Monatsmittelwerte
-
die Wärmeleistung im Sommerbetrieb als Monatsmittelwerte
-
der Trend für die Wärmeleistung in Abhängigkeit von der Außentemperatur als linearer Zu-
sammenhang (hinreichend genaues Abbild)
-
die Spreizung im Heizbetrieb als Monatsmittelwerte
-
die Spreizung im Sommerbetrieb als Monatsmittelwerte
-
die maximale Wärmeleistung im Heizbetrieb als Stundenmittelwert
-
die Nennwärmeleistung Q* als Monatsmittelwert
-
die spezifische Nennwärmeleistung q* als Monatsmittelwert
-
die Wärmeleistung in der heizfreien Zeit Q
Sommer
als Monatsmittelwert
-
die spezifische Wärmeleistung in der heizfreien Zeit q
Sommer
als Monatsmittelwert
-
der Anteil der Wärmeleistung in der heizfreien Zeit Q
Sommer
/Q* und
- die Heizgrenztemperatur.
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
25,0
22,5
20,0
17,5
15,0
12,5
10,0
7,5
5,0
2,5
0,0
-2,5
-5,0
-7,5
-10,0
-12,5
-15,0
Außentemperatur [°C]
Temperatur [°C]
Fahrkurve Wärmenetz
Vorlauftemperatur
Rücklauftemperatur
Rücklauftemperatur nach
Anlagenoptimierung
Bild 7:
Vor- und Rücklauftemperaturen eines Wärmenetzes in Abhängigkeit von der Außentempe-
ratur (Quelle: [7])

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 10
Weitere wichtige Informationen für die Einkopplung geothermischer Energie in vorhandene Wär-
menetze sind die Vorlauf- und Rücklauftemperatur in Abhängigkeit von der Außentemperatur. Die-
se Daten liegen meist bei den Wärmeversorgern vor und bedürfen nur einer Auswertung wie auf
Bild 7 gezeigt. Es ist oft sinnvoll die vorhandenen Anlageneinstellungen mit messtechnischer Be-
gleitung zu optimieren. Auf Bild 7 ist gezeigt, dass damit eine in der Regel vom Wärmeversorger
gewünschte Absenkung der Rücklauftemperatur möglich ist.
3.2
Jahresdauerlinie des Wärmeverbrauchs als Beurteilungskriterium für die Wärmeein-
kopplung
Das auf Bild 6 gezeigte Teillastverhalten erlaubt noch keine Aussage über die aus der Geother-
mieanlage einkoppelbare Wärmemenge. Doch mit Kenntnis der Wärmeleistung in Abhängigkeit
von der Außentemperatur und der Jahresdauerlinie für die Außentemperatur kann die Jahresdau-
erlinie für die Wärmeleistung ermittelt werden. Diese ist mit der Jahresdauerlinie der Außentempe-
ratur für Dresden auf Bild 8 dargestellt.
0
250
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
2.250
2.500
2.750
3.000
3.250
3.500
3.750
4.000
4.250
4.500
4.750
5.000
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
340
360
Tage
Wärmeleistung [kW]
bisherige konventionelle Wärmeversorgung
Gesamtwärmebedarf:
15.024,9
MWh/a
Bild 8:
Jahresdauerlinie der Wärmeleistung gemäß Teillastverhalten nach Bild 6 (Quelle: [7])
Im Abschnitt 2.1 wurde gemäß EEG eine Zusatzvergütung von 3 Ct/kWh für die Wärmenutzung
genannt, allerdings unter der Voraussetzung, dass mindest 20 % des geothermischen Wärmean-
gebots einer Wärmenutzung zugeführt werden müssen. Mit Hilfe der Jahresdauerlinie gemäß
Bild 8 können Wärmenutzungsszenarien ermittelt werden. Im Folgenden wird die Vorgehensweise
beispielhaft erläutert.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 11
Ausgangspunkt für die Ermittlung der möglichen Wärmenutzung ist die Kenntnis der so genannten
Versorgungsaufgabe wie schon auf Bild 6 gezeigt. Zu deren Ermittlung liegen in der Regel beim
Energieversorger ausreichende Informationen zum Wärmeverbrauch in Abhängigkeit von der Au-
ßentemperatur vor. Auf Bild 9 ist die Versorgungsaufgabe schematisch dargestellt. Falls im Som-
merbetrieb der Wärmeverbrauch für Kühlzwecke signifikant von der Außentemperatur abhängig
ist, so sollte dies berücksichtigt werden.
0
250
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
2.250
2.500
2.750
3.000
3.250
3.500
3.750
4.000
4.250
4.500
4.750
5.000
5.250
5.500
25,0
22,5
20,0
17,5
15,0
12,5
10,0
7,5
5,0
2,5
0,0
-2,5
-5,0
-7,5
-10,0
-12,5
-15,0
Außentemperatur [°C]
Wärmeleistung [kW]
Leistungsanteil Sommer:
Q
Sommer
/Q* =
20,0%
t
a,grenz.
Q
Sommer
=
kW
q
Sommer
=
W/m²
1.083
10,0
Q* =
kW
q* =
W/m²
5.415
50,0
Bild 9:
Versorgungsaufgabe schematisch (Quelle: [7])
Im Folgenden soll die Wärmenutzung für eine geothermische Wärmeleistung von 10 MW erläutert
werden. Das geothermische Wärmeangebot beträgt bei kontinuierlicher Ergiebigkeit der Quelle
87.600 MWh/a. Davon sollen 20 %, also 17.520 MWh/a genutzt werden. Auf Bild 10 ist die Jah-
resdauerlinie der Wärmeleistung gemäß der Versorgungsaufgabe nach Bild 9 dargestellt. Der Jah-
reswärmeverbrauch muss größer als der notwendige Geothermieanteil von 17.520 MWh/a sein.
Für das gewählte Beispiel wurde eine maximale geothermische Leistung von 3,5 MW angesetzt,
um die erforderliche Wärmeauskopplung zu erreichen. Diese maximale Wärmeleistung ist aller-
dings nur an ca. 30 Tagen im Jahr erforderlich. Dennoch sind die Einbußen an Elektroenergiebe-
reitstellung höher als bei einer Abnehmerstruktur, bei der die Minimalleistung von 2 MW ganzjähr-
lich eingespeist werden kann.
Diese Verhältnisse sind auf Bild 11 dargestellt. Das Wärmenetz muss in diesem Fall eine Nenn-
leistung von 10 MW haben. Es sind also in Abhängigkeit vom Teillastverhalten der Abnehmer viel-
fältige Möglichkeiten der Wärmenutzung, der Optimum nur objektkonkret ermittelt werden kann.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 12
0
250
500
750
1.000
1.250
1.500
1.750
2.000
2.250
2.500
2.750
3.000
3.250
3.500
3.750
4.000
4.250
4.500
4.750
5.000
5.250
5.500
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
340
360
Tage
Wärmeleistung [kW]
konventionelle Wärmeversorgung
geothermische Wärmenutzung
Leistungsanteil Geothermie:
64,6%
Jahresarbeit geothermisch:
98,4%
Jahresarbeit konventionell:
1,6%
Gesamtwärmebedarf:
17.787,2
MWh/a
Volllaststunden konventionell:
150
h/a
geothermische Wärmeleistung:
10,0
MW
geothermische Wärmeangebot:
87.600
MWh/a
Wärmenutzung:
20%
Bild 10:
Jahresdauerlinie Wärmeleistung gemäß Bild 9 mit der Jahresdauerlinie der Außentempera-
tur für Dresden und Leistungs- sowie Arbeitsanteile für eine geothermische Wärmenutzung
(Quelle: [7])
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
6.500
7.000
7.500
8.000
8.500
9.000
9.500
10.000
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
340
360
Tage
Wärmeleistung [kW]
konventionelle Wärmeversorgung
geothermische Wärmenutzung
Leistungsanteil Geothermie:
20,0%
Jahresarbeit geothermisch:
53,3%
Jahresarbeit konventionell:
46,7%
Gesamtwärmebedarf:
32.849,5
MWh/a
Volllaststunden konventionell:
1.916
h/a
geothermische Wärmeleistung:
10,0
MW
geothermische Wärmeangebot:
87.600
MWh/a
Wärmenutzung:
20%
Bild 11:
Jahresdauerlinie Wärmeleistung mit einer geothermischen Nennleistung von 20 MW und der
Jahresdauerlinie der Außentemperatur für Dresden und Leistungs- sowie Arbeitsanteile für
eine geothermische Wärmenutzung (Quelle: [7])

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 13
3.3
Primärenergetische Bewertung der Wärmenutzung aus Tiefengeothermie
Mit der Einführung des Gesetzes zur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich (Erneu-
erbare-Energien-Wärmegesetz – EEWärmeG) sind Aussagen zur energetischen Qualität der ge-
nutzten Wärme wichtig geworden. Deshalb wird die Ermittlung des Primärenergiefaktors für die
geothermische Wärmeenergie vorgestellt. Auf Bild 12 ist die Energiebilanz für die Nutzung von
geothermischer Energie für Elektroenergiebereitstellung und Wärmenutzung dargestellt.
Bild 12:
Energiebilanz für geothermische Wärmeenergie
Für den genutzten Wärmeanteil lautet die Beziehung zur Ermittlung des Primärenergiefaktors
f
p,Geo,Q
für die ausgekoppelte geothermische Wärmeenergie bezogen auf die bei den Abnehmern
ankommende Endenergie Q
E
:
E
Elt
FP
VP
Hilf
p Geo Q
Q
f
P
P
P
f
(0,2 (
)
)
,
,
××++
=
Die Beziehung für die vollständige primärenergetische Untersuchung inklusive des erzeugten
Stromes lautet:
E
Elt
FP
VP
Rückühlung
Hilf
ORC
p Geo Ges
Q
f
P
P
P
P
P
f
((
)
)
,
,
×++
+−
=
Es bedeuten:
f
p,Geo,Q
Primärenergiefaktor für ausgekoppelte geoth. Wärmeenergie ohne Elektroenergiebe-
reitstellung
Q
Geo
100 %
geoth. Energie
Rück-
kühlung
65 %
ORC
15 %
P
Hilf
= 1 %
Q
E
Q
RK
P
ORC
P
FP
P
VP
80 % (P
FP
+ P
VP
)
20 % (P
FP
+ P
VP
)
Wärme-
nutzung
20 %
P
Rückkühlung

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 14
f
p,Geo,Ges
Primärenergiefaktor für ausgekoppelte geoth. Wärmeenergie mit Elektroenergiebe-
reitstellung
f
p,Elt
Primärenergiefaktor für Elektroenergie (zurzeit 2,7)
P
FP
Elektroenergieverbrauch der Förderpumpe des Geothermiekreislaufes in MWh/a
P
VP
Elektroenergieverbrauch der Verpresspumpe des Geothermiekreislaufes in MWh/a
P
Hilf
Elektroenergieverbrauch für Wärmebereitstellung und -verteilung in MWh/a
P
Rückkühlung
Elektroenergieverbrauch für die Rückkühlung des Kältemittels
Q
E
Wärmeenergieendverbrauch bei den Abnehmern in MWh/a
Mit Bezug auf Bild 12 wird der Anteil des Elektroenergieverbrauchs der Förder- und Verpresspum-
pe, welcher der Wärmeversorgung anzurechnen ist gleich dem Anteil der Wärmenutzung (im kon-
kreten Fall 20 %) gesetzt. Der als P
Hilf
bezeichnete Elektroenergieverbrauch für die Wärmebereit-
stellung und –verteilung wurde an vielen Anlagen (Heizhäuser, FW-Kompaktstationen und Heiz-
kesselanlagen) messtechnisch bestimmt und beträgt ca. 1 % der bereitgestellten Wärmeenergie
am Standort des Wärmeerzeugers. Dieser Wert wird in die Bilanz einbezogen, weil die am Nutzer
ankommende Endenergie als Bezugsgröße für den Primärenergiefaktor angesetzt wird. In
Tabelle 4 ist eine Berechnung des Primärenergiefaktors beispielhaft gezeigt.
Tabelle 4:
Beispielhafte Ermittlung des Primärenergiefaktors für geothermische Wärmeenergie
Primärenergiefaktor Erdgas
1,1
Primärenergiefaktor Elektroenergie
2,7
CO
2
-Emission Erdgas [tCO
2
/MWh]
0,234
CO
2
-Emission Elektroenergie (BRD-Mix) [tCO
2
/MWh]
0,625
Jahresverbrauch Endenergie [MWh/a]
17.787
Jahresnutzungsgrad konventionelle Technik
85%
Brennstoffverbrauch konventionelle Technik [MWh/a]
20.926
Anteil elektrische Hilfsenergie an Endenergie
1%
Jahresbedarf Elektroenergie für Wärmebereitstellung und -verteilung [MWh/a]
177,87
Primärenergiefaktor
1,32
CO
2
-Emission [tCO
2
/a]
5.007,9
Jahresnutzungsgrad konventionelle Spitzenlastkessel Technik
85%
Brennstoffbedarf konventionelle Technik Spitzenlastkessel [MWh/a]
337,89
zuzuordnender Elektroenergieverbrauch Förder- und Verpresspumpe [MWh/a]
700,80
Jahresverbrauch Elektroenergie für Wärmebereitstellung und -verteilung [MWh/a]
177,87
Primärenergiefaktor
0,15
CO
2
-Emission [tCO
2
/a]
628,2
CO
2
-Vermeidung [tCO
2
/a]
4.379,6
87,5%
verfügbare geothermische Energie für Elektroenergiebereitstellung [MWh/a]
70.080
Wirkungsgrad Elektroenergiebereitstellung
15%
Elektroenergiebereitstellung [MWh/a]
10.512
zuzuordnender Elektroenergieverbrauch Förder- und Verpresspumpe [MWh/a]
2.803,2
Jahresverbrauch elektrische Hilfsenergie für ORC-Prozess (Rückkühlung) [MWh/a]
788,4
Primärenergiefaktor
-0,90
Primärenergiefaktoren, CO
2
-Emissionen und Jahresendenergieverbrauch:
konventionelle Wärmeversorgung mit Erdgaskessel:
Wärmeversorgung mit geothermischer Energie:
Wärme- und Elektroenergiebereitstellung aus geothermischer Energie

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 15
Die Nutzung geothermischer Wärmeenergie ist primärenergetisch und hinsichtlich der Verringe-
rung von CO
2
-Emission vorteilhaft. Das als Vergleich herangezogene Referenzszenario mit einer
Wärmebereitstellung nur im Heizwerksprozess, d. h. ohne Kraft-Wärme-Kopplung sollte zumindest
nicht typisch für eine Wärmeversorgung in dieser Größenordnung sein. Dennoch kann festgestellt
werden, dass der ermittelte Primärenergiefaktor für die geothermische Wärmeenergie von knapp
0,15 im KWK-Prozess mit Erdgas als Brennstoff nicht erreicht werden kann. Für die vollständige
primärenergetische Untersuchung muss der in der Geothermieanlage erzeugte Strom abgezogen
werden. Da mehr Strom erzeugt als verbraucht wird, ist der gesamte Primärenergiefaktor negativ.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 16
4
Elektroenergiebereitstellung in Verbindung mit sinnvollen Wärmenutzungskon-
zepten
4.1 Vorbetrachtung
Das heiße Wasser des Prozesses soll zur Elektroenergiebereitstellung und zur Wärmebereitstel-
lung genutzt werden. Im Folgenden werden dafür verschiedene Prozesse dargestellt. Für jeden
Prozess werden der ORC-Wirkungsgrad und der zu erwartende Ertrag in Abhängigkeit der Ther-
malwassereintrittstemperatur dargestellt. Zum Vergleich ist in Variante 1 ein Prozess ohne Ab-
wärmenutzung dargestellt. Damit wird der ORC-Prozess zum Verständnis allgemein betrachtet.
Die angenommenen Ausgangsdaten für die Variantenuntersuchungen sind in Tabelle 5 dargestellt.
Tabelle 5:
Ausgangsdaten für die Variantenberechnung
Wie bei jedem Wärme- Kraft-Prozess ist der Wirkungsgrad von der Verdampfungs- und Kondensa-
tionstemperatur abhängig. Je höher die Verdampfungstemperatur des Arbeitsmittels und je gerin-
ger die Kondensationstemperatur, umso besser ist der Wirkungsgrad.
Die nachfolgenden Berechnungen wurden mit dem Kältemittel SES36 durchgeführt, welches die
Firma Solvay für den Einsatz in ORC Anlagen vertreibt. Es ist gut für den angestrebten Einsatzbe-
reich geeignet. Auf dem Markt gibt es ORC Anlagenanbieter, die mit anderen Arbeitsstoffen arbei-
ten. Erst nach der Festlegung eines Standortes und der genauen Kenntnis von Heiz- und Rück-
kühlbedingungen des Prozesses kann der Arbeitsstoff ausgewählt werden, welcher optimal zu
den Betriebsbedingungen passt.
In Bild 13 ist der ORC-Prozess allgemein in einem lg-p-h-Diagramm dargestellt. Bild 14 zeigt eine
schematische Darstellung des ORC-Prozesses. Die Kondensationswärme wird an die Umgebung
abgegeben (ohne Wärmenutzung). Die Prozesspunkte sind ebenfalls eingetragen.
min max
Vorlauftemperatur Wärmequelle
120
180°C
Temperaturdifferenz zwischen Förder- und Schluckbohrung
50 K
Förderrate
50 l/s
180 m³/h
Wärmeleistung
10 MW
Minimale Temperaturdifferenz im ORC Verdampfer
5 K
Fernwärmenetz Vorlauftemperatur
70°C
Fernwärmenetz Rücklauftemperatur
50°C
Minimale Temperaturdifferenz im ORC Kondensator
5 K
Wirkungsgrad Expander/ Generator
80 %
Wirkungsgrad Kondensatpumpe ORC Prozess
42 %
Wirkungsgrad Generator
95 %

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 17
150 °C
10 °C
10 °C
30 °C
30 °C
50 °C
50 °C
70 °C
70 °C
1
2
3
4
5* 5
90 °C
90 °C
110 °C
110 °C
130 °C
130 °C
150 °C
SES36
2*
6
4*
10.000
100.000
1.000.000
10.000.000
200
250
300
350
400
450
500
Enhalpie [kJ/kgK]
Druck [Pa]
Bild 13:
ORC-Prozess im lg-p-h-Diagramm
Die Zustandsänderung von Punkt 1 zu 2 ist die Druckerhöhung des flüssigen Kältemittels durch
die Kondensatpumpe. Von 2 zu 2* wird das Kältemittel durch den Regenerator erwärmt. Im Schritt
2* bis 4 kommt es durch die Wärmezufuhr aus der geothermischen Quelle zur Erhitzung und Ver-
dampfung des Kältemittels. Von 4 zu 4* erfolgt eine Überhitzung des Dampfes, die den Wirkungs-
grad des ORC-Prozesses verbessert. Von Punkt 4* nach 5 erfolgt die Entspannung des Dampfes
in einer Turbine unter Abgabe mechanischer Energie. Von Punkt 5 bis 6 wird der Dampf im Rege-
nerator weiter abgekühlt, wobei die Wärme der Flüssigkeit zwischen Punkt 2 zu 2* zugeführt wird.
Die Kondensation des Kältemittels zwischen Punkt 6 zu 1 erfolgt unter Wärmeabgabe.
Enthalpie [kJ/(kg*K)]

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 18
Expander
Generator
Überhitzer
Verdampfer
Kondensator
Kühlturm
Thermalquelle
Kondensat
Thermalsenke
1 2
2*
4
4*
5
6
Bild 14:
schematischer ORC-Prozess zur Elektroenergiebereitstellung ohne Nutzung der Abwärme
4.2
Variante 1 - ORC Prozess ohne Abwärmenutzung
Für die erste Variante eines ORC-Prozesses ohne Abwärmenutzung wird der auf Bild 14 darge-
stellte Prozess zugrunde gelegt. In Abhängigkeit der Thermalwassereintrittstemperatur ergeben
sich dabei die in Bild 15 dargestellten Wirkungsgrade für den ORC-Prozess. In Bild 15 sind zudem
mehrere Varianten für die Überhitzung des Sattdampfes dargestellt. Die unterste Linie im Dia-
gramm zeigt die Wirkungsgrade, wenn eine Dampfüberhitzung von 5 K vorhanden ist. Die mittlere

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 19
Kurve gilt für eine Überhitzung von 20 K und die obere Linie für 30 K. Man erkennt, dass die
Dampfüberhitzung eine interessante Möglichkeit ist, den elektrischen Wirkungsgrad des ORC-
Prozesses zu verbessern. Im weiteren Verlauf wird mit einer konstanten Überhitzung von 5 K ge-
arbeitet. Im Jahresmittel kann mit einer Kondensationstemperatur von 20°C, 10 K über der Jah-
resmitteltemperatur gerechnet werden.
Bei der Berechnung des Wirkungsgrades wurde der Elektroenergiebedarf der Kondensatpumpe
berücksichtigt. Nicht berücksichtigt sind der Aufwand für die Pumpen im Thermalwasserkreislauf,
sowie der Elektroenergiebedarf der Rückkühlanlage.
Die Wirkungsgrade liegen bei einem ORC-Prozess ohne Wärmenutzung, bei Thermalwasserein-
trittstemperaturen zwischen 180°C und 120°C zwischen 19% und 10 %, bei 5 K Überhitzung.
Mit den bereits erwähnten Vergütungssätzen, ergibt sich ohne den Wärmebonus eine Vergütung
von 24 Ct/kWh. In Bild 16 sind dafür die entsprechenden jährlichen Nettoerträge dargestellt. Es
zeigt sich, dass die Erträge, wie auch die Wirkungsgrade, mit steigender Thermalwassertempera-
tur zunehmen. Die Erträge aus dem Stromverkauf bewegen sich, abhängend von der Heiztempe-
ratur, zwischen 2,1 Mio. € und 3,9 Mio. €.
Δt
Ü
= 5 K
20 K
30 K
9%
11%
13%
15%
17%
19%
21%
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Wirkungsgrad ORC
Temperaturspreizung Thermalwasser = 50 K
Bild 15:
Nettowirkungsgrad eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwassertemperatur
bei unterschiedlichen Sattdampfüberhitzungen – Variante 1

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 20
DtÜ = 5 K
Elt = 24 ct/kWh
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
4.500.000
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Ertrag €/a
Temperaturspreizung Thermalwasser = 50 K
Bild 16:
jährliche Nettoerträge eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwassertemperatur
bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K– Variante 1
4.3
Variante 2 - ORC Prozess mit 20 %iger Wärmenutzung
In der Variante 2 werden nur 80 % des geothermalen Wärmeangebots verstromt und 20 % der
Wärme nach Durchlaufen des ORC-Prozesses, direkt in ein Wärmenetz eingespeist. Diese
20%ige Wärmenutzung rechtfertigt nach EEG eine Erhöhung der Stromvergütung um 3 Ct, von
24 Ct/kWh auf 27 Ct/kWh. Diese Variante, schematisch in Bild 17 dargestellt, hat einen geringen
apparativen Aufwand. Die Temperaturen des Thermalwassers nach dem ORC Prozess sind u. U.
auch geeignet höhere Fernwärmetemperaturen als 70°C im Vorlauf zu realisieren.
Die Austrittstemperatur des Wassers nach dem ORC-Prozess liegt 40 K unter der Eintrittstempera-
tur, also bei mindestens 80°C. Gegenüber der Variante ohne Wärmenutzung zeigt Bild 18 eine
Verbesserung des Wirkungsgrades der Elektroenergiebereitstellung aufgrund der um 10 K höhe-
ren Verdampfungstemperatur im ORC-Prozess. Andererseits werden nur 80 % der thermischen
Energie zur Stromproduktion genutzt, so dass der Ertrag aus der Elektroenergiebereitstellung ins-
gesamt geringer ist. Der zusätzliche Ertrag aus dem Wärmeverkauf führt jedoch zu einer höheren
Gesamteinnahme, wie Bild 19 zeigt. Der Wärmepreis wurde mit 5 Ct/kWh angesetzt.
Δt
Ü
= 5 K

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 21
Expander
Generator
Überhitzer
Verdampfer
Thermalquelle
Kondensator
Thermalsenke
FW-Rücklauf
FW-Vorlauf
Bild 17:
schematischer ORC-Prozess mit Fernwärmeerwärmung aus dem Rücklauf des Thermal-
wassers

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 22
Δt
Ü
= 5 K
5%
7%
9%
11%
13%
15%
17%
19%
21%
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Wirkungsgrad ORC
Temperaturspreizung Thermalwasser = 40 K
Bild 18:
Nettowirkungsgrad eines ORC-Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwasser-
temperaturen bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 2
Stromertrag
Wärme
Summe
Elt = 27 ct/kWh,
Wärme = 5 ct/kWh
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Ertrag €/a
Temperaturspreizung ORC 40K
Temperaturspreizung Heizen 10K
Bild 19:
jährliche Nettoerträge eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwasser-
temperaturen bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 2

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 23
4.4
Variante 3 - Vollständige Nutzung der Kondensationswärme eines ORC Prozesses
durch Einspeisung in ein FW- Netz mit 70°C Vorlauftemperatur
In einer dritten Variante erfolgt die Kondensation des Kältemittels durch Wärmeabgabe an ein
Fernwärmenetz das von 50°C auf 70°C aufgeheizt wird. (siehe Bild 20) Damit liegt die Kondensa-
tionstemperatur im Jahresmittel bei 75°C.
Der Wirkungsgrad eines ORC-Prozesses (Bild 21), ist wegen der hohen Kondensationstempera-
tur, verglichen mit den Varianten 1 und 2 deutlich geringer. Die Nettoerträge, dargestellt in Bild 22,
jedoch sind geringfügig höher als in Variante 2, weil ein erheblicher Ertrag aus dem Wärmeverkauf
entsteht. Voraussetzung für dieses Ergebnis ist ein ständiger Wärmebedarf in der notwendigen
Größe. Der Ertrag aus der Stromproduktion geht wegen der hohen Rückkühltemperaturen des
ORC-Prozesses stark zurück. Nur wenn ganzjähriger Fernwärmebedarf besteht, ist diese Variante
wirtschaftlich interessant.
Expander
Generator
Überhitzer
Verdampfer
Kondensator
Thermalquelle
Kondensat
Thermalsenke
FW-Vorlauf
FW-Rücklauf
Bild 20:
schematischer ORC-Prozess mit vollständiger Kondensation am Fernwärmenetz

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 24
Δt
Ü
= 5 K
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Wirkungsgrad ORC
Temperaturspreizung Thermalwasser = 50 K
Bild 21:
Nettowirkungsgrad eines ORC-Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwasser-
temperaturen bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 3
Bei niedrigen Thermalwassertemperaturen geht der Wirkungsgrad des ORC- Prozesses so stark
zurück, dass sich die Stromerzeugung bei Heiztemperaturen unter 140°C nicht mehr lohnt.
Strom
Wärme
Summe
Elt = 27 ct/kWh,
Wärme = 5 ct/kWh
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Ertrag €/a
Temperaturspreizung Thermalwasser = 50 K
Kondensationstemperatur ORC
= 75°C
Bild 22:
jährliche Nettoerträge eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwassertemperatu-
ren bei Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 3

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 25
4.5
Variante 4 - Geringere Kondensationstemperatur des ORC Prozesses durch Wärme-
transformation
Mit dem technischen Verfahren der Wärmetransformation ist es möglich, auch bei geringerer Kon-
densationstemperatur Fernwärme von 70°C bereitzustellen.
Ein Wärmetransformator arbeitet prinzipiell mit den gleichen Apparaten, die für die Bereitstellung
thermischer Kälte in Absorptionskälteanlagen genutzt werden. Die Kondensationstemperatur des
ORC-Prozesses soll bei ca. 55°C (anstatt 75°C) liegen. Die Kondensationswärme wird in dem
Wärmetransformator in einen Wärmestrom von 75°C gewandelt und in die Fernwärme einkoppelt.
Aus 100 % der eingesetzten Wärme bei 50°C können ca. 50 % auf einem um 20 K höheren Tem-
peraturniveau gewonnen werden. Die verbleibenden 50 % werden an die Umgebung abgegeben.
Das erreichbare Temperaturniveau ist von den Rückkühlbedingungen (Lufttemperatur) abhängig.
Je geringer die Außenlufttemperatur zur Rückkühlung des Wärmetransformators ist, umso größer
kann der Temperaturhub sein. In Bild 24 ist dieser Zusammenhang, unter der Bedingung, dass in
einem Wärmetransformator aus der Kondensationswärme Heizwärme von 75°C erzeugt wird, dar-
gestellt. Ohne Wärmetransformator müsste der ORC immer bei 75°C kondensieren, um Fernwär-
me von 70°C zu erzeugen. Durch den Wärmetransformator kann die ORC Kondensationstempera-
tur bis unter 50°C gesenkt und der Stromertrag entsprechend vergrößert werden.
Für einen Standort, dessen Wärmebedarf ganzjährig deutlich unter 10 MW liegt, könnte ein Wär-
metransformator eingesetzt werden, der die Kondensation des ORC-Prozesses bei geringeren
Temperaturen als 75°C ermöglicht (Bild 23).
Bei gleicher Heiztemperatur im ORC wird der Wirkungsgrad deutlich von der Kondensationstempe-
ratur beeinflusst. (Bild 25) Bei den standortabhängigen unterschiedlichen Heiztemperaturen erge-
ben sich die in Bild 26 aufgetragenen Wirkungsgrade.
Der jährliche Ertrag aus ORC Anlage und Wärme bei Nutzung eines Wärmetransformators zum
Senken der Kondensationstemperatur ist in Bild 27 dargestellt. Im Beispiel wird ein Wärmebedarf
von nur 50 % der thermischen Leistung der Thermalquelle unterstellt. Die Stromvergütung wird mit
27 Ct/kWh und die Vergütung für Wärme mit 5 Ct/kWh angesetzt. Der apparative Aufwand ist je-
doch größer und muss in der Wirtschaftlichkeitsberechnung berücksichtigt werden.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 26
Kondensator ORC/
Verdampfer WT
Kondensator ORC/
Generator WT
Überhitzer
Verdampfer
Expander
Generator
Rückkühler
Thermalquelle
Thermalsenke
FW-Vorlauf
FW-Rücklauf
Bild 23:
ORC Prozess mit Fernwärmeanbindung und dazwischen geschaltetem Wärmetransformator
zum Senken der Kondensationstemperatur

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 27
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
Kondenstionstemperatur ORC mit Wärmetransformator [°C]
Außenlufttemperatur [°C]
Kondensationstemperatur
ohne WTR =75°
Bild 24:
Kondensationstemperatur des ORC-Prozesses in Abhängigkeit der Außentemperatur
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
45
50
55
60
65
70
75
Kondensationstemperatur ORC [°C]
ORC Wirkungsgrad
Kältemittel SES36 / t
o,ORC
= 145°C
Bild 25:
Abhängigkeit des ORC Wirkungsgrads von der Kondensationstemperatur für eine konstante
Thermalwassertemperatur
ohne Wärmetrafo

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 28
Δt
Ü
= 5 K
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Wirkungsgrad ORC
Temperaturspreizung Thermalwasser = 50 K
Bild 26:
Nettowirkungsgrad des ORC Prozess bei 55° Kondensationstemperatur bei 5 K Dampfüber-
hitzung vor der Turbine
Strom
Wärme
Summe
Elt = 27 ct/kWh,
Wärme = 5 ct/kWh
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Stromertrag €/a
Temperaturspreizung Thermalwasser = 50 K
Bild 27:
Ertrag aus Strom und Wärme bei Einsatz eines Wärmetransformators. Wärmebedarf 5 MW.
Die Kondensationstemperatur beträgt 55°C

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 29
4.6
Variante 5 - Die Aufteilung der Thermalenergie auf mehrere ORC Anlagen (Reihen-
schaltung von ORC Prozessen)
Der Wirkungsgrad des ORC-Prozesses wird besser, wenn die Auskühlung des Thermalwassers
von 40 K nicht in einer Anlage erfolgt, sondern in kleineren Schritten von z.B. 10 K in vier kleineren
Anlagen (Bild 29). Der prinzipielle Temperaturverlauf ist in Bild 28 gezeigt. Die Verdampfungstem-
peratur, als entscheidende Größe für den Wirkungsgrad, liegt 5 K unter der Austrittstemperatur der
Heizwärme aus dem Verdampfer. Bei 40 K Auskühlung des Thermalwassers, wird bei 35 K unter-
halb der Eintrittstemperatur verdampft. Eine Aufteilung der Auskühlung auf mehrere in Reihe ge-
schaltete Anlagen erhöht die Verdampfungstemperatur in allen zusätzlichen Anlagen. Der mittlere
Wirkungsgrad von vier in Reihe geschalteten ORC Prozessen ist somit besser als der einer gro-
ßen Einzelanlage, (Bild 30). Der durchschnittliche Wirkungsgrad von vier Anlagen ist 18,9 %. Eine
Prozessführung in einer Anlage, mit 40 K Temperaturspreizung in einem Verdampfer, führt zu ei-
nem Wirkungsgrad von 17,4 % (heller Balken in Bild 30). In Bild 31 wird gezeigt, dass der Ertrag
aus Strom und Wärme (20%) dieser Variante den einer Einzelanlage um etwa 250.000 €/a über-
steigt.
120
130
140
150
160
170
180
190
0,5
5,5
t [°C]
Wärme
1
2
3
4
Nutzung
ORC-Stufen
Verdampfungstemperatur ORC Stufe 1
Temperatur Heizwasser
Ein
Temperatur Heizwasser
Aus
Bild 28:
Temperaturverlauf bei ORC-Reihenschaltung

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 30
Thermalquelle Thermalsenke
FW-Rücklauf
FW-Vorlauf
150°C
140°C
130°C
120°C
110°C
100°C
Bild 29:
Auskühlung des Thermalwasserstromes in vier ORC-Anlagen in Reihenschaltung

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 31
Bild 30:
Nettowirkungsgrad von vier in Reihe geschaltete ORC Prozesse mit 160°C Eintrittstempera-
tur und 10 K Auskühlung in jeder Anlage.
Wärme
Wärme
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
4.500.000
5.000.000
12
Stromertrag [€/a]
40 K Auskühlung, t
Ü
=5 K
4 Anlagen, 10 K Auskühlung,
Δt
Ü
=5 K
t
H
= 160°C
Bild 31:
Vergleich der Erträge von ORC Reihenschaltung und Einzelanlage bei 160°C Heiztempera-
tur
17,4%
18,5%
19,5%
20,3%
17,4%
15%
16%
17%
18%
19%
20%
21%
130
140
150
160
160
Thermalwasser Eintritt [ °C ]
Wirkungsgrad ORC
Temperaturspreizung Thermalwasser = je
10 K pro ORC Anlage
ü
40 K Thermalwasseraus-
kühlung in einer Anlage
Wirkungsgrad der
Reihenschaltung
40 K Auskühlung,
Δt
Ü
=5 K

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 32
Strom
Wärme
Summe
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
120
130
140
150
160
170
180
Thermalwasser Eintritt [°C]
Ertrag [€/a]
4 X Temperaturspreizung pro ORC 10K
Temperaturspreizung Heizen 10K
Elt = 27 ct/kWh, Wärme = 5 ct/kWh
Bild 32:
Ertrag aus Strom und Wärme bei Reihenschaltung von 4 ORC Anlagen und 20% Wärme-
nutzung in Abhängigkeit von der Thermalwasser Eintrittstemperatur
4.7
Variante 6 - Wärme- und Kältenutzung
Auch in dieser Variante wird die Thermalwärme nur zu 80 % im ORC Prozess genutzt, um die For-
derung des EEG einzuhalten. Die Kondensation des Kältemittels erfolgt mit Wärmeabgabe an die
Umgebung. Das Thermalwasser wird nach dem Auskühlen um 40 K im ORC Verdampfer und Üb-
erhitzer zur Heizung eines Fernwärmesystems und / oder zur Beheizung von Absorptionskältema-
schinen genutzt. Mit einer Heiztemperatur von ca. 100°C kann Kälteenergie zur Verfügung gestellt
werden. Ständigen Kältebedarf findet man in Kühl- und Lagerhäusern. In der heizschwachen Jah-
reszeit kann die Wärmeenergie auch für die Produktion von Kaltwasser für Klimakälteprozesse
verwendet werden. Diese Variante ist wichtig, wenn der Wärmeabsatz an einem möglichen Stand-
ort der petrothermalen Tiefenbohrung nicht ausreicht, um die 20 % Wärmeenergienutzung nach
EEG zu erfüllen.
Mit Ammoniak- Wasser- Absorptionskälteanlagen lassen sich Heizzahlen von 0,6 realisieren. Aus
einer eingesetzte Wärmeeinheit werden damit 0,6 Kälteeinheiten. Mit dem Verfahren wird der
Strom substituiert, der sonst zum Antrieb der Kältemaschinen benötigt wird. Je höher die Strom-
kosten, umso wirtschaftlicher kann diese Variante werden.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 33
Expander
Generator
Überhitzer
Verdampfer
Rückkühler
Kälteanlage
Thermalquelle
Kondensator
ORC
Thermalsenke
FW-Vorlauf
FW-Rücklauf
Kältebedarf
Absorptionskälteanlage
Rückkühler
ORC
Bild 33:
Gleichzeitige oder getrennte Nutzung des Heizwärmerücklaufs für Fernwärmebereitstellung
oder Kältebereitstellung
4.8 Zusammenfassung
In unterschiedlichen Varianten wurde der Wirkungsgrad der Elektroenergiebereitstellung mit der
Wärme aus einer petrothermalen Bohrung berechnet. Für eine gewisse Standortunabhängigkeit
der Betrachtung wurden die Thermalwassereintrittstemperaturen zwischen 180°C und 120°C vari-
iert. Für die Elektroenergieumwandlung wurde ein Organic Rankine Prozess mit organischem Ar-
beitsstoff (ORC-Prozess) zugrunde gelegt. Der Prozess wird mit steigender Verdampfungstempe-
ratur (Heiztemperatur) sowie niedrigerer Kondensationstemperatur besser.
In dieser Betrachtung wird nur der jeweilige Wirkungsgrad der Energieumwandlung von Wärme in
Strom berechnet. Im Wirkungsgrad sind die Aufwendungen für die Kondensatpumpe enthalten,
sowie ein Wirkungsgrad des Generators von 95%. Für die Entspannungsturbine wurde ein
isentroper Wirkungsgrad von 80 % pauschal angenommen.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 34
Der mögliche Erlös aus der Einspeisung der Elektroenergie wird nach dem EEG berechnet. Der
höchste Betrag von 27 Ct/kWh kann dann bezogen werden, wenn wenigstens 20 % der Energie
auch als Wärme genutzt werden. Für die Wärmenutzung wurden unterschiedliche Varianten be-
rechnet. Wenn von 10 MW thermischer Leistung ausgegangen wird, kann man, je nach Wirkungs-
grad, mit 8,5 bis 9,5 MW Abwärme rechnen. Die erste Voraussetzung für die Nutzung ist ein aus-
reichender, ganzjähriger und zusätzlicher Wärmebedarf in dieser Größenordnung.
Besteht dieser Wärmebedarf, dann kann die Kondensationswärme des ORC Prozesses direkt an
ein Fernwärmesystem mit 70°C Vorlauftemperatur abgegeben werden. Einem geringen Stromer-
trag steht ein sehr großer Wärmeertrag gegenüber (Bild 21 und Bild 22).
Da mit einem Wärmebedarf dieser Größe nur in Großstädten zu rechen ist, werden Varianten ge-
rechnet, die einen besseren Wirkungsgrad der Elektroenergiebereitstellung besitzen, aber weniger
Nutzwärme produzieren. Dargestellt wurden der Netto-Wirkungsgrad der Elektroenergiebereitstel-
lung und die möglichen Jahreseinnahmen aus dem Strom- und dem Wärmeverkauf. In Ab-
schnitt 4.5 ist die Abgabe der ORC-Kondensationswärme bei ca. 50°C an den Verdampfer und
Generator eines Wärmetransformators, in dem mit den Methoden der Absorptionstechnik die E-
nergie in 50 % Wärme auf dem Temperaturniveau von 75°C und 50 % Abwärme an Umgebungs-
temperatur umgewandelt wird. Die Anlagenschaltung und das Ergebnis sind in Bild 23, Bild 26 und
Bild 27 dargestellt.
Das am wenigsten aufwändige Verfahren, neben einer effektiven Elektroenergiebereitstellung we-
nigstens 20 % Nutzwärme bei hohem Temperaturniveau zur Verfügung zu stellen, ist die Redukti-
on der Heizwärme- Auskühlung im ORC Prozesses von 50 K auf 40 K (80 %), die Kondensations-
wärme bei niedriger Temperatur an die Umgebung abgeben und mit kleineren ORC Anlagen, bei
besserem Wirkungsgrad zu arbeiten. Auf der anderen Seite können 20 % der Heizwärme von we-
nigsten 100°C zur Fernwärmebereitstellung genutzt werden. (Bild 17 und Bild 19) Der Jahresertrag
ist bei dieser Variante recht hoch und setzt sich zum größten Teil aus Einnahmen aus dem Strom-
verkauf zusammen.
Mit Wärme aus dem Rücklauf der ORC Heizprozesses kann auch Kälte produziert werden. Eine
mögliche Anlagenschaltung ist in Bild 33 zu sehen.
Die fünf untersuchten Varianten sind in Tabelle 6 zusammengefasst.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 35
Tabelle 6:
Zusammenfassung der Übertrage-Installation
Variante Vorteile Nachteile
Variante 1 – ohne
Wärmenutzung
hoher Stromertrag aus ORC Pro-
zess
Anlage unabhängig vom örtlichen
Wärmebedarf
24 Ct/kWh statt 27 Ct/kWh Vergütung
große Rückkühlleistung notwendig
Variante 2 – 20 % di-
rekte Wärmenutzung
zusätzlicher Wärmebonus EEG
höherer ORC-Wirkungsgrad als
Var. 1
höhere Gesamterträge als Var. 1
geringere Stromerträge
Variante 3 – voll-
ständige Abwärme-
nutzung
größerer Gesamtertrag durch
Wärmeverkauf
schlechter ORC-Wirkungsgrad
nur Standort mit ständigem Wärme-
leistungsbedarf > 10 MW bei 70°C
Vorlauftemperatur geeignet
Variante 4 - Wärme-
transformator
für kleine Wärmenetze geeignet
besserer ORC Wirkungsgrad
durch niedrigere Kondensations-
temperatur
hohe zusätzliche Anlagenkosten
geringe zusätzliche Erträge
Variante 5 – 20 %
Wärmenutzung,
ORC-Reihen-
schaltung
größter ORC-Wirkungsgrad
höhere Gesamterträge als Var. 2
ca. 60 % der geothermischen Wärme
werden an Umwelt abgegeben

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 36
5
Investitionskosten für den Übertageteil einschließlich Förderpumpen
Für die Investitionskosten kann zunächst in Obertage- und Untertagekosten unterschieden wer-
den. Alle Kosten in diesem Kapitel sind Nettokosten.
Für die Untertagekosten dienten Zahlen aus einer Geothermie-Untertagestudie (Quelle: [1]) als
Anhaltspunkt. Somit lässt sich Tabelle 7 als Kosten für die Untertageinstallation angeben. Die Kos-
ten sind unterteilt in die Variante Dublette (2 Tiefenbohrungen) und Triplette (3 Tiefenbohrungen).
Tabelle 7:
Kosten Untertage Installation
Dublette
Triplette
10.000.000
10.000.000
10.000.000
10.000.000
10.000.000
20.000.000
30.000.000
5.000.000
5.000.000
5.000.000
5.000.000
€0 0
30.000.000
40.000.000
3. Bohrung
Gesamtkosten Untertage ohne Förderung
Fündigkeitsversicherung
Erkundung inkl. Seismik
Herstellung Klüfte und Untergrund
1. Bohrung
Gesamtkosten Bohrung
2. Bohrung
Die Investitionskosten für die Übertage-Installation wurde für 4 ausgewählte Varianten aus Kapi-
tal 4 abgeschätzt. Es wurden die Varianten der Kapitel 4.2 (Variante 1 - keine Abwärmenutzung),
(Variante 2 – 20 % Wärmenutzung), 4.4 (Variante 3 - gesamte Abwärmenutzung) und 4.6 (Varian-
te 5 – 20 % Wärmenutzung in mehreren ORC-Anlagen) untersucht. Die Variante des Wärmetrans-
formators ist aufgrund erheblich höherer Kosten und nur wenig höherer Erträge nicht in die weitere
Betrachtung einbezogen worden. Die Kosten sind in Tabelle 8 dargestellt.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 37
Tabelle 8:
Kosten Übertage Installation
ohne Wärme
20%
Wärme
20% Wärme,
ORC-Reihe
100%
Wärme
kW
el
1.500
1.344
1.480
500
kW
th
10.000
8.000
8.000
10.000
€/kW
th
500
500
575
500
5.000.000
4.000.000
4.600.000
5.000.000
l/s
je 50
je 50
je 50
je 50
€(l/s)
9.000
9.000
9.000
9.000
900.000
900.000
900.000
900.000
kW
th
0
2.000
2.000
9.500
€/kW
th
50
50
50
50
0
100.000
100.000
475.000
kW
th
8.500
6.656
6.520
0
€/kW
th
100
100
115
100
850.000
665.600
749.800
0
Gebäude
2.000.000
2.000.000
2.000.000
2.000.000
Planung
1.312.500
1.149.840
1.252.470
1.256.250
8.750.000
7.665.600
8.349.800
8.375.000
10.100.000
8.850.000
9.600.000
9.650.000
Variante 1
Variante 2
Variante 5
Variante 3
Planung, Projektbegleitung
Gesamtkosten Obertage Anlagenteile
gerundete Gesamtkosten Obertage
Kosten oberirdisches Gebäude
Kühltürme
Leistung Rückkühlung
spez. Kosten Kühlturm
Kosten Kühlturm
Kosten Förder- und Verpresspumpen
WÜ FW
Leistung Wärmeübertrager für FW
spez. Kosten Wärmeübertrager für FW
Kosten Wärmeübertrager für FW
Pumpen
Förderleistung Saug- und Verpresspumpen
spez. Kosten Förder- und Verpresspumpen
ORC
Leistung ORC-Anlage
spez. Kosten ORC-Anlage
Kosten ORC-Anlage
Input-Leistung ORC-Anlage
Investitionskosten der betrachteten Varianten
Im weiteren Verlauf wurde mit den gerundeten Gesamtkosten gerechnet. Diese Kosten sind
Schätzpreise auf Grundlage von Projekttätigkeiten der Innius DÖ GmbH. Die Gesamtkosten aus
Übertage- und Untertage-Installation für die Variante Dublette und Triplette sind zusammengefasst
in Tabelle 9 dargestellt.
Tabelle 9:
Gesamtkosten Tiefengeothermieanlage
Variante 1
Variante 2
Variante 5
Variante 3
ohne Wärme
20%
Wärme
20% Wärme,
ORC-Reihe
100%
Wärme
50.100.000 48.850.000
49.600.000
49.650.000
40.100.000 38.850.000
39.600.000
39.650.000
Gesamtkosten Triplette
Gesamtkosten Dublette

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 38
6 Wirtschaftlichkeitsberechnungen
In diesem Kapitel werden die verschiedenen Varianten, welche in Kapitel 5 mit Investitionskosten
belegt wurden, untersucht. Die Wirtschaftlichkeitsgrenze für Investoren wurde auf 15 Jahre bzw.
20 Jahre festgelegt. Ohne eine Förderung kann das Projekt nicht wirtschaftlich werden, da dann
die Kapitalkosten die Einnahmen vollständig übersteigen. Bei einem Projekt dieser Größenord-
nung ist ein Zuschuss des Bundes (Quelle: [8]) oder des Freistaates Sachsen verhandelbar. Daher
wurde für die Berechnungen der notwendige Zuschuss berechnet, damit sich die Investition gera-
de nach 15 Jahren bzw. 20 Jahren amortisiert. Alle Kosten für die Wirtschaftlichkeit sind Nettokos-
ten.
Im Folgenden sind zunächst die Betriebskosten in Tabelle 10 aufgelistet.
Tabelle 10:
Variantenvergleich Betriebskosten für Geothermieanlage
Variante 1
Variante 2
Variante 5
Variante 3
ohne Wärme 20% Wärme
20% Wärme,
ORC-Reihe
100%
Wärme
Kosten Stromeinkauf
€/kWh
0,16
0,16
0,16
0,16
Versicherung
T€/a
200
200
200
200
Wartungskosten
T€/a
350
350
350
350
Betriebsführungskosten
(Personal)
T€/a
50
50
50
50
sonstige jährliche Kosten
T€/a
50
50
50
50
Betriebskosten Förder- und
Verpresspumpen
T€/a
434
434
434
434
Betriebskosten Rückkühlung
T€/a
120
94
92
0
Betriebskosten ORC-Prozess
T€/a
273
273
273
273
Hilfsenergie für Wärmenutzung
T€/a
0
123
123
123
Summe Betriebskosten
€/a
1.476.800
1.573.505
1.571.585
1.479.538
Betriebskosten
In Tabelle 11 sind die betriebswirtschaftlichen Annahmen dargestellt.
Tabelle 11:
Betriebswirtschaftliche Annahmen für Wirtschaftlichkeit
betriebswirtschaftliche Größen
Einheit
Wert
Preissteigerung Wärmeverkaufspreis
%/a
0,2%
Verzinsung
Anlagenvermögen
%/a
2%
Kalkulationszinssatz für Barwerte
%/a
5%
Eigenkapitalanteil
von Investition
%
2%
Darlehenszinsen Fremdkapital
%/a
5%
Laufzeit Kredit
a
20
Vollbenutzungsstunden Geothermieanlage
h
7.750
Vollbenutzungsstunden für Kühlung
h
5.000
Verkaufspreis für Wärme
€/kWh
0,05

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 39
Für die Vollbenutzungsstunden der Geothermieanlage sind aufgrund von zu erwartenden War-
tungs- und Betriebsausfallzeiten 7.750 Stunden (88 % des Jahres) gewählt worden. Dieser Wert
beruht auf Schätzungen des Geothermiekraftwerkes in Landau.
Die Vollbenutzungsstunden für die Kühlung sind geringer, da bei kälteren Außentemperaturen
nicht alle Rückkühler in Betrieb sein müssen.
Mit diesen Voraussetzungen wurden die Wirtschaftlichkeiten für die 4 Varianten und die Unter-
scheidung in 15 Jahre und 20 Jahre Amortisationszeit berechnet. Es wurde weiterhin für jeden Fall
ein best-case und ein worst-case untersucht, indem die Quelleintrittstemperatur von 120°C und
180°C variiert.
Tabelle 12:
Auswertung Wirtschaftlichkeit
Zuschuss
[T€]
Fremd-
kapital
[T€]
Anteil
[%]
Zuschuss
[T€]
Fremd-
kapital
[T€]
Anteil
[%]
180 - 120
18,5%
30.865
9.235
77%
28.867
11.233
72%
120 - 70
8,0%
180 - 120
19,5%
26.806
12.044
69%
24.153
14.697
62%
120 - 70
11,8%
33.547
5.303
86%
32.416
6.434
83%
180 - 120
21,0%
26.146
13.454
66%
23.176
16.424
59%
120 - 70
14,1%
32.087
7.513
81%
30.458
9.142
77%
180 - 120 39.650
8,5%
19.775
19.875
50%
15.291
24.359
39%
120 - 70
Zuschuss
[T€]
Fremd-
kapital
[T€]
Anteil
[%]
Zuschuss
[T€]
Fremd-
kapital
[T€]
Anteil
[%]
180 - 120
18,5%
40.756
9.344
81%
38.755
11.345
77%
120 - 70
8,0%
180 - 120
19,5%
36.697
12.153
75%
34.040
14.810
70%
120 - 70
11,8%
43.437
5.413
89%
42.303
6.547
87%
180 - 120
21,0%
36.037
13.563
73%
33.064
16.536
67%
120 - 70
14,1%
41.977
7.623
85%
40.346
9.254
81%
180 - 120 49.650
8,5%
29.666
19.984
60%
25.179
24.471
51%
120 - 70
Auswertung Dublette
Variante
VL/RL
[°C]
Invest-
itions-
kosten
[T€]
Wirkungs-
grad ORC-
Prozess
Amortisationszeit
15 Jahre
Amortisationszeit
20 Jahre
keine Wärmenutzung
40.100
Betriebskosten > Erträge
20 % Wärmenutzung
38.850
20 % Wärmenutzung, 4-
stufiger ORC-Prozess
39.600
vollständige
Abwärmenutzung
Auswertung Triplette
Variante
VL/RL
[°C]
Invest-
itions-
kosten
[T€]
Wirkungs-
grad ORC-
Prozess
Amortisationszeit
15 Jahre
Amortisationszeit
20 Jahre
keine Wärmenutzung
50.100
Betriebskosten > Erträge
48.850
20 % Wärmenutzung, 4-
stufiger ORC-Prozess
49.600
vollständige
Abwärmenutzung
20 % Wärmenutzung
Es zeigt sich, dass sich die Variante der vollständigen Wärmenutzung am günstigsten darstellt.
Wie bereits erwähnt ist es aber schwierig entsprechend große Netze zu finden und einen Geo-
thermiestandort der dann ähnlich hohe Temperaturen wie in der Annahme bietet. Als realistischer
und nächstgünstigere Methode ergibt sich die Variante der 20 %igen Wärmenutzung in Kombinati-
on mit einem 4-stufigem ORC-Prozess.
Eine reine Stromnutzung für eine solche Investition ist nicht zu empfehlen.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 40
Weitere Untersuchungen zeigen, dass eine Erhöhung der Auskühlung des Thermalwassers zu
wesentlich besseren Ergebnissen führt. Eine höhere Förderrate verbessert ebenfalls die Wirt-
schaftlichkeit hat aber keinen so großem Einfluss wie die Auskühlung.
Letztlich ist die Wirtschaftlichkeit eines solchen Geothermieprojektes grenzwertig, aber auch sehr
stark vom Standort abhängig. Welche Fließrate oder Auskühlung möglich ist, kann erst nach einer
ersten Bohrung genau gesagt werden. Für diese Wirtschaftlichkeitsabschätzung sind mit 50 K
Auskühlung und 50 l/s Förderrate die schlechtesten Bedingungen gewählt worden.

Standortunabhängige Studie zur Nutzung von Tiefengeothermie in Sachsen
Seite 41
7 Zusammenfassung
Im Erdinneren sind beträchtliche Energiepotenziale vorhanden, welche zurzeit hauptsächlich
oberflächennah mittels Wärmepumpen genutzt werden. Bei einem mittleren Temperaturgradienten
von ca. 30 K/km und der oberflächennahen Temperatur von 8 °C ist z. B. in einer Tiefe von 5.000
m eine Temperatur von ca. 160 °C zu erwarten. Im Vergleich zum schwankenden solarthermi-
schen Energieangebot ist die geothermische Energie ganzjährig in gleichmäßiger Größe verfüg-
bar.
Im Rahmen dieser Studie wurde gezeigt, wie geothermische Energie zur Bereitstellung von E-
lektro- und Wärmeenergie genutzt werden kann. Insbesondere im Hinblick auf die im Vergleich zur
Elektroenergie nur geringe Nutzung von Wärmeenergie aus erneuerbaren Quellen wurden Verfah-
ren der gleichzeitiger Bereitstellung von Strom und Wärme betrachtet und wirtschaftlich bewertet.
Als Ergebnis der Untersuchungen können zwei Varianten zur Umsetzung empfohlen werden.
Zum einen die Nutzung
80 % des Thermalwassers zur Strombereitstellung
in einem ORC-
Prozess und
20 % zur Wärmenutzung
. Diese wurde in Kapitel 4.6 als Variante 3 vorgestellt. 20 %
der geothermischen Energie müssen mindestens genutzt werden, um den zusätzlichen EEG-
Bonus von 3 Ct/kWh auf insgesamt 27 Ct/kWh für die Elektroenergie aus geothermischer Wärme
zu erhalten. Die Elektroenergiebereitstellung erfolgt bei dieser Variante durch Reihenschaltung
von vier ORC-Anlagen, um den Gesamtwirkungsgrad zu erhöhen. Um einen hohen Wirkungsgrad
für den ORC-Prozess zu gewährleisten, müssen bei dieser Variante ca. 60 % der geothermische
Energie, ohne weitere Nutzung an die Umwelt abgegeben werden.
In einer zweiten Variante wird die
Kondensationswärme
des ORC Prozesses
vollständig ge-
nutzt
, wie in Kapitel 4.4 als Variante 3 dargestellt. Durch die hohe Kondensationstemperatur ent-
stehen Einbußen bei der Elektroenergiebereitstellung Diese zweite Variante führt, wegen des ho-
hen Wärmeabsatzes zu wesentlich höheren Erträgen und ist am wirtschaftlichsten. Die Studie hat
in Kapitel 3 allerdings gezeigt, dass Wärmenetze, die diese gesamte geothermische Energie ganz-
jährig nutzen können, nur in Großstädten zu finden sind.
Die Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen in Kapitel 6 haben dargestellt, dass mit einer angenomme-
nen Thermalwassertemperatur von 180°C und einer oberirdischen Auskühlung des Thermalwas-
sers um höchstens 50 K sowie einer Förderrate von 50 l/s, sich die Variante der 20 %igen Wärme-
nutzung nach 20 Jahren amortisiert, wenn mit einem Zuschuss von
59 %
der Investitionskosten
gerechnet wird.
Die Variante der vollständigen Wärmenutzung amortisiert sich bei den gleichen Bedingungen nach
20 Jahren schon mit einem Zuschuss von
39 %
. Wie bereits angesprochen ist es aber schwierig

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einen Standort mit hohen Thermalwassertemperaturen und einem entsprechend großen Wärme-
netz zu finden.
Die Wirtschaftlichkeit bleibt damit grenzwertig, kann sich durch geringe Veränderungen der Förder-
rate oder der Auskühlung aber sehr stark ändern. Die getroffenen Annahmen sind standortabhän-
gig und können daher variieren. Unterhalb der angenommenen Fließrate von 50 l/s, bei einer mög-
lichen Auskühlung von weniger als 50 K ist die Nutzung von geothermischer Tiefenenergie nicht zu
empfehlen.

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Bilderverzeichnis
Bild 1:
installierte Elektroenergieleistung – Szenario 2020 mit Kernenergie (Quelle: [2]).....4
Bild 2:
Elektroenergiebedarf – Szenario 2020 mit Kernenergie (Quelle: [2]) ........................4
Bild 3:
Einsatzdiagramm verschiedener Strombereitstellungsmöglichkeiten nach der
Thermalwassertemperatur (Quelle: [4]) .....................................................................5
Bild 4:
Kalinaprozess (Quelle: [5]).........................................................................................6
Bild 5:
Regionen mit Möglichkeiten zur hydrothermalen Strom- und Wärmegewinnung
(Quelle: [6]) ................................................................................................................7
Bild 6:
Wärmeleistung für Raumheizung, Kühlung über Absorptions-Kältemaschine und
Trinkwassererwärmung in Abhängigkeit von der Außentemperatur
(Monatsmittelwerte) (Quelle: [7])................................................................................8
Bild 7:
Vor- und Rücklauftemperaturen eines Wärmenetzes in Abhängigkeit von der
Außentemperatur (Quelle: [7]) ...................................................................................9
Bild 8:
Jahresdauerlinie der Wärmeleistung gemäß Teillastverhalten nach Bild 6
(Quelle: [7]) ..............................................................................................................10
Bild 9:
Versorgungsaufgabe schematisch (Quelle: [7]).......................................................11
Bild 10:
Jahresdauerlinie Wärmeleistung gemäß Bild 9 mit der Jahresdauerlinie der
Außentemperatur für Dresden und Leistungs- sowie Arbeitsanteile für eine
geothermische Wärmenutzung (Quelle: [7]) ............................................................12
Bild 11:
Jahresdauerlinie Wärmeleistung mit einer geothermischen Nennleistung von 20 MW
und der Jahresdauerlinie der Außentemperatur für Dresden und Leistungs- sowie
Arbeitsanteile für eine geothermische Wärmenutzung (Quelle: [7]).........................12
Bild 12:
Energiebilanz für geothermische Wärmeenergie.....................................................13
Bild 13:
ORC-Prozess im lg-p-h-Diagramm..........................................................................17
Bild 14:
schematischer ORC-Prozess zur Elektroenergiebereitstellung ohne Nutzung der
Abwärme .................................................................................................................. 18
Bild 15:
Nettowirkungsgrad eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von
Thermalwassertemperatur bei unterschiedlichen Sattdampfüberhitzungen –
Variante 1.................................................................................................................19
Bild 16:
jährliche Nettoerträge eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von
Thermalwassertemperatur bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K– Variante 1....20
Bild 17:
schematischer ORC-Prozess mit Fernwärmeerwärmung aus dem Rücklauf des
Thermalwassers....................................................................................................... 21
Bild 18:
Nettowirkungsgrad eines ORC-Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwasser-
temperaturen bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 2 .......................22
Bild 19:
jährliche Nettoerträge eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwasser-
temperaturen bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 2 .......................22

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Bild 20:
schematischer ORC-Prozess mit vollständiger Kondensation am Fernwärmenetz.23
Bild 21:
Nettowirkungsgrad eines ORC-Prozesses in Abhängigkeit von Thermalwasser-
temperaturen bei einer Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 3 .......................24
Bild 22:
jährliche Nettoerträge eines ORC Prozesses in Abhängigkeit von
Thermalwassertemperaturen bei Sattdampfüberhitzung von 5 K – Variante 3........24
Bild 23:
ORC Prozess mit Fernwärmeanbindung und dazwischen geschaltetem
Wärmetransformator zum Senken der Kondensationstemperatur...........................26
Bild 24:
Kondensationstemperatur des ORC-Prozesses in Abhängigkeit der
Außentemperatur.....................................................................................................27
Bild 25:
Abhängigkeit des ORC Wirkungsgrads von der Kondensationstemperatur für eine
konstante Thermalwassertemperatur.......................................................................27
Bild 26:
Nettowirkungsgrad des ORC Prozess bei 55° Kondensationstemperatur bei 5 K
Dampfüberhitzung vor der Turbine ..........................................................................28
Bild 27:
Ertrag aus Strom und Wärme bei Einsatz eines Wärmetransformators.
Wärmebedarf 5 MW. Die Kondensationstemperatur beträgt 55°C..........................28
Bild 28:
Temperaturverlauf bei ORC-Reihenschaltung.........................................................29
Bild 29:
Auskühlung des Thermalwasserstromes in vier ORC-Anlagen in Reihenschaltung 30
Bild 30:
Nettowirkungsgrad von vier in Reihe geschaltete ORC Prozesse mit 160°C
Eintrittstemperatur und 10 K Auskühlung in jeder Anlage........................................31
Bild 31:
Vergleich der Erträge von ORC Reihenschaltung und Einzelanlage bei 160°C
Heiztemperatur......................................................................................................... 31
Bild 32:
Ertrag aus Strom und Wärme bei Reihenschaltung von 4 ORC Anlagen und 20%
Wärmenutzung in Abhängigkeit von der Thermalwasser Eintrittstemperatur..........32
Bild 33:
Gleichzeitige oder getrennte Nutzung des Heizwärmerücklaufs für
Fernwärmebereitstellung oder Kältebereitstellung...................................................33

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Tabellenverzeichnis
Tabelle 1:
Vergütung für Elektroenergie aus Geothermie in Ct/kWh..........................................3
Tabelle 2:
Übersicht über realisierte Geothermieanlagen mit Elektroenergiebereitstellung
(Quelle: [3]) ................................................................................................................6
Tabelle 3:
gespeicherte Verbrauchsinformationen von Wärmezählern......................................9
Tabelle 4:
Beispielhafte Ermittlung des Primärenergiefaktors für geothermische Wärmeenergie
................................................................................................................................. 14
Tabelle 5:
Ausgangsdaten für die Variantenberechnung..........................................................16
Tabelle 6:
Zusammenfassung der Übertrage-Installation.........................................................35
Tabelle 7:
Kosten Untertage Installation...................................................................................36
Tabelle 8:
Kosten Übertage Installation....................................................................................37
Tabelle 9:
Gesamtkosten Tiefengeothermieanlage..................................................................37
Tabelle 10:
Variantenvergleich Betriebskosten für Geothermieanlage.......................................38
Tabelle 11:
Betriebswirtschaftliche Annahmen für Wirtschaftlichkeit..........................................38
Tabelle 12:
Auswertung Wirtschaftlichkeit..................................................................................39

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Quellenverzeichnis
[1] Tiefe Geotherme,
http://www.umwelt.sachsen.de/umwelt/geologie/18993.htm
[2]
„Struktur und Dynamik einer Stromversorgung mit einem hohen Anteil er-
neuerbarer Energieerzeuger – Energiestudie“, Zwischenbericht BMU, Be-
richtszeitraum 31.12.2008 bis 01.08.2009
[3]
http://www.geothermie.de/aktuelles/geothermie-in-zahlen/deutschland.html,
GtV-Bundesverband Geothermie
[4]
http://www.udo-leuschner.de/basiswissen/SB112-05.htm
[5]
Mlcak, H.A. „An Introduction To The Kalina Cycle“
[6]
Nutzungsmöglichkeiten der tiefen Geothermie in Deutschland, Bundesmi-
nisterium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
[7]
Innius DÖ GmbH
[8]
Förderung Tiefengeothermie,
http://foerderdatenbank.de/Foerder-
DB/Navigation/Foerderrecherche/suche.html?get=279b51ab194630eadc6b
950c9d561273;views;document&doc=9485