Projekt Deep Heat Mining - Geothermisches Heizkraftwerk im Fernwärmenetz Fernwärme-Fachtagung 12....

Projekt Deep Heat Mining -

Geothermisches Heizkraftwerk im Fernwärmenetz

Fernwärme-Fachtagung 12. April 2005

Daniel Moll

Geschäftsführer Geopower Basel AG

Leiter Anlagen und Netze/IWB

Folie 2

Inhaltsverzeichnis

• Rahmenbedingungen für die Realisierung

• Projektaufbau in Phasen

• Projektgesellschaft Geopower Basel AG

• Finanzierung des Projektes

• Risikominderung

• Anlagenkonzept

• Wirtschaftlichkeit

• Fernwärmenetz

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• CO2 – Problematik

• Steigender Stromverbrauch

• Ersatz von Kraftwerken

Ausbau erneuerbarer Energien vordringlich

Sonne, Wind, Biomasse, Erdwärme

Energiewirtschaftliche Herausforderungen:

Folie 4

CO2-Emmision 1990: 100 = 2'422'500 to

85.0

90.0

95.0

100.0

105.0

110.0

1990 1995 2000 2005 2010

Index

Effektiver/Prognostizierter CO2 Ausstoss (Lufthygieneamt BS/BL)CO2 Ziel nach Kyoto

Prognose Δ = 12%= 315‘000 to/a

Ziel

CO

2 -E

mis

sio

nen

In der NW-CH beträgt die “Zielverfehlung“ ca. 12% der CO2 -Emissionen (Basis 1990) bzw. 315‘000 t/a.

CO2-Entwicklung BS / BL

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100 billion barrels

Crude oil

Natural gas Coal

Nuclear

Geothermal Solar Wind

1900 2000 2100

50

100

150

Milliard

en

Fass Ö

l

Quelle: Edwards, AAPG, 1997

bei gleichbleibendem mittleren pro-Kopf Verbrauch!

Künftiger Energiebedarf

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Hydro

Solar

Wind

Geoth.

Winter Sommer

Ausserdem:

• CO2-frei

• Nachhaltig

• Einheimisch

• Unauffällig

• Günstig

DHM liefert Bandenergie

Eigenschaften der Geothermie

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Mögliche Gebiete für Deep Heat Mining (CH)

Technische Eignung

Geologische Eignung

abnehmend unbekannt

abnehmend unbekannt

hypothetisch

50 Anlagen à 50 MWe

= 33% Stromprod. CH

Fernwärmenetze

NW SE

DaubenhornRh™neNiesenGurnigelVully FendringenChasseralFrance/SchweizDoubs

0 km

5 km

10 km

0 km

5 km

10 km

200°C

Technische Eignung

Geologische Eignung

abnehmend unbekanntabnehmend unbekannt

abnehmend unbekanntabnehmend unbekannt

hypothetisch


= 33% Stromprod. CH


= 33% Stromprod. CH

FernwärmenetzeFernwärmenetze

NW SE


0 km

5 km

10 km

0 km

5 km

10 km

200°C

NW SE


0 km

5 km

10 km

0 km

5 km

10 km

200°C

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EIE

RS

CH

AL

E

WNW ESE

RheingrabenVogesen Schwarz-wald

OtterbachKleinhüningen

Rhein

BASEL

Oberkruste(spröd)

Unterkruste

Lithosphärischer Mantel(plastisch)

Mohorovicic-Diskontinuität

10 km

Tertiär

Mesozoikum

Permokarbon

Grundgebirge

DHM Reservoirbereich

EIE

RS

CH

AL

EE

IER

SC

HA

LE

EIE

RS

CH

AL

EE

IER

SC

HA

LE

WNW ESE

RheingrabenVogesen Schwarz-wald

OtterbachKleinhüningen

Rhein

BASEL

Oberkruste(spröd)

Unterkruste

Lithosphärischer Mantel(plastisch)

Mohorovicic-Diskontinuität

10 km

Tertiär

Mesozoikum

Permokarbon

Grundgebirge

DHM Reservoirbereich

Schnitt durch den Rheingraben

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Sondierbohrung Otterbach

Resultat:

• Abgetäuft im Jahr 2001• Erreichte Tiefe: 2‘755 m• Bei der Endteufe betrug die

Temperatur 124°C• Dies entspricht einem

geothermischen Gradientenvon 4°C pro 100 m

• Die Bohrung wird im Projekt als Beobachtungs- und Mess-standort weiterverwendet

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• 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

Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen für das DHM-Projekt in Basel

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0 km

1 km

2 km

3 km

4 km

5 km

6 km

200°C200°C

Tertiär

Mesozoikum

Trias

Rotliegend

Kristallines Grundgebirge:Granit

Otterbach

1. Schritt

Sondierbohrung

Zweck: • Geologische Erkundung• Temperatur• Spannungsverhältnisse• Ausbau zu Horchbohrung

Resultat: • Alle Ziele erreicht

Erschliessungskonzept

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0 km

1 km

2 km

3 km

4 km

5 km

6 km

200°C200°C

Tertiär

Mesozoikum

Trias

Rotliegend


Otterbach

2. Schritt

Tiefbohrung 5‘000 Meter

Zweck: • Nachweis 200°C• Injektionsnachweis

(„Klüftbarkeit“)

Kleinhüningen


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0 km

1 km

2 km

3 km

4 km

5 km

6 km

200°C200°C

Tertiär

Mesozoikum

Trias

Rotliegend


Otterbach

3. Schritt

Zweite Horchbohrung +Reservoirstimulation

Zweck: • Schaffung des unterirdischen

Wärmetauschers

KleinhüningenHorch-bohrung 2

Kleinhüningen


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0 km

1 km

2 km

3 km

4 km

5 km

6 km

200°C200°C

Tertiär

Mesozoikum

Trias

Rotliegend


Otterbach

4. Schritt

Zweite Tiefbohrung 5‘000 m

Zweck: • Ausweitung des unter-

irdischen Wärmetauschers• Zirkulationsnachweis

KleinhüningenHorch-bohrung 2

Kleinhüningen


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0 km

1 km

2 km

3 km

4 km

5 km

6 km

200°C200°C

Tertiär

Mesozoikum

Trias

Rotliegend


5.+ 6. Schritt

Dritte Tiefbohrung 5‘000 mund Anlagenbau

Zweck:• Leistungssteigerung• Energieumwandlung

Horch-bohrung 2

Kleinhüningen


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4 - 6

km

0.5 - 1 km

Stimuliertes Kluftsystem

Horchbohrung

Wärmetauscher• 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

Geothermisches Heiz-Kraftwerk nach dem Hot-Dry-Rock Verfahren

Anlagenschema

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Erschliessung und Gewinnung von Geothermie zur Erzeugung und Verteilung von Wärme und Strom

Geopower Basel AG

Beteiligte Partner:

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Standort und Bohrturm

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• 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.

Finanzierung

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Aktionäre Beteiligung

Mio. CH

Status

IWB 17.2 genehmigt

Kanton Basel-Stadt 8,0 Förderbeitrag

EBL 6,4 genehmigt

AXPO 6.0 genehmigt

Gasverbund Mittelland

3,2 genehmigt

Kanton Basel-Land 3,2 genehmigt

ewz 3.2 genehmigt

AET 2.0 genehmigt

Geothermal Explorers 0,8 genehmigt

Total CHF 50.0 Mio.

Aktueller Stand der Finanzierung

Weitere Interessenten:- SIG (Genf)- SWS (Solothurn)- Deutsches EVU

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10

20

30

40

50

60

70

90hohes Risiko

geringes Risiko

Mio CHF

Explorationsphase Ausbauphase

Meilensteine

Risikomanagement

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• 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

Aktueller Stand der Arbeiten

Anlagenkonzept Geothermie-Kraftwerk mit hohem

Verstromungswirkungsgrad

Zwischenstand August 04/Oktober 2005

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• 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.

Anlagenkonzept

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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.

Untersuchte Varianten (Auszug)

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• 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.

Vorläufige Ergebnisse

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Anlagenschema

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Energiefliessbild

• Anlagenkonzepte: Nur Strom (Kalina) und Strom + Wärme (ORC + Gasturbine)

• Investition: Kalina: 104 Mio. ORC + Gasturbine: 114 Mio.

• Leistung: Elektrisch 6 MWel 14 MWelFernwärme 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

Wirtschaftlichkeit

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Szenarien:Erdölpreis 60$ pro Barrel => Erdgas CHF 37/MWhStrom Geothermie 15 Rp./kWh, WKK 8.5 Rp./kWh

Erdölpreis 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

Fazit

Folie 33

Temperaturabsenkung im Fernwärmenetzteil Kleinhüningen

Das Fernwärmegebiet

4 Stadtteile:

- Altstadt

- Grossbasel-West,

- Gundeldingen

- Kleinbasel ca. 110‘000 Ein-wohner

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Temperaturabsenkung in Kleinhünigen

Projektauftrag:Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit einerTemperaturabsenkung 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

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1. Die Überprüfung der

Vorsorgungs- und Anschlussleitungen

Untersuchungsumfang

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2. Die Überprüfung der Hausstationen einschl. Wärmetauscher

Untersuchungsumfang

Folie 38

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)

Untersuchungsumfang

Folie 39

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

Untersuchungsumfang

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1. Der Auslegungsdruck kann von PN 40 auf PN 16 gesenkt werden

2. Austausch der Versorgungsleitungen ist nicht erforderlich

3. Ca. 30 Anschlussleitungen mit internen Verteilleitungen müssen ausgetauscht werden

4. 25 Wärmetauscher wieder verwendbar. Die Hausstationen müssen angepasst werden.

5. Die wirtschaftlichste Netzfahrweise ist eine Steuerung über den Differenzdruck

6. Durch die gewählten Einspeisepunkte ist eine Fernwärme- versorgung mit der Sicherheit (n-1) gewährleistet

Ergebnisse

Folie 41

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

20

22

24

26

28

30

32

34

50 80 100

Barwerte

Ko

ste

n in

Mio

. CH

F

Status Quo Netzumstellung

Ergebnisse

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8. Die Netzumstellung kann in 19 Etappen erfolgen:

Ergebnisse

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• 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.)

Vorteile der Temperaturabsenkung

Folie 44

• 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

Weiteres Vorgehen

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