Geothermie

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Geschrieben von robby 24/04/2009 @ 10:15

Tags : geothermie, erneuerbare energien, umwelt, gesellschaft

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Geothermie

Schemazeichnung für die Stromgewinnung aus Geothermie

Die Geothermie oder Erdwärme ist die im zugänglichen Teil der Erdkruste gespeicherte Wärme. Sie umfasst die in der Erde gespeicherte Energie, soweit sie entzogen und genutzt werden kann, und zählt zu den regenerativen Energien. Sie kann sowohl direkt genutzt werden, etwa zum Heizen und Kühlen im Wärmemarkt (Wärmepumpenheizung), als auch zur Erzeugung von elektrischem Strom oder in einer Kraft-Wärme-Kopplung. Geothermie bezeichnet sowohl die ingenieurtechnische Beschäftigung mit der Erdwärme und ihrer Nutzung, als auch die wissenschaftliche Untersuchung der thermischen Situation des Erdkörpers.

Geothermie stammt zum Teil (geschätzt: 30-50 Prozent) aus der Restwärme aus der Zeit der Erdentstehung (Akkretion), zum anderen (geschätzt: 50-70 Prozent) aus radioaktiven Zerfallsprozessen, die in der Erdkruste seit Jahrmillionen kontinuierlich Wärme erzeugt haben und heute noch erzeugen. Ganz oberflächennah kommen Anteile aus der Sonneneinstrahlung auf die Erdoberfläche und aus dem Wärmekontakt mit der Luft dazu.

Die Temperatur im inneren Erdkern beträgt nach verschiedenen Schätzungen 4500 °C bis 6500 °C. 99 Prozent unseres Planeten sind heißer als 1000 °C; ca. 90 Prozent des Rests sind immer noch heißer als 100 °C. Fast überall hat das Erdreich in 1 Kilometer Tiefe eine Temperatur von 35 °C bis 40 °C (siehe auch Geothermische Tiefenstufe). Unter besonderen geologischen Bedingungen – zum Beispiel in heutigen oder früheren Vulkangebieten – entstehen geothermische Anomalien. Hier kann die Temperatur viele hundert Grad Celsius erreichen.

Die Erde ist vor ca. 4,6 - 4,7 Milliarden Jahren durch Akkretion von Materie entstanden. Hierbei erhitzt sich das Material, wobei kinetische Energie (Bewegungsenergie) in Wärme umgewandelt wird. Diese Wärmeenergie hat sich wegen der geringen Wärmeleitfähigkeit der Gesteine und damit der geringen Wärmeabgabe an den Weltraum bis heute zum Teil erhalten und kann als Restwärme aus der Zeit der Erdentstehung bezeichnet werden.

Hierzu zählt auch die Wärme, die beim Erstarren des Gesteins frei wird, das bei der Planetenbildung aufgeschmolzen wurde: Am Übergang vom festen zum flüssigen Teil des Erdkerns entsteht Kristallisationswärme durch das allmähliche Verfestigen zähflüssigen Kernmaterials.

Dieser Anteil der Geothermie geht auf den natürlichen Zerfall der im Erdkörper vorhandenen langlebigen radioaktiven Isotope wie z.B. Uran-235 und U-238, Thorium-232 und Kalium-40 zurück. Diese Elemente sind in die Kristallgitter bestimmter Minerale eingebaut, beispielsweise in die Feldspäte und Glimmer in Graniten. Es handelt sich um eine natürliche Form der Kernenergie.

Die Leistung, die aus dem radioaktiven Zerfall resultiert, beträgt etwa 16 · 1012 Watt. Bei einem mittleren Erdradius von 6 371 km beträgt die geothermische Leistungsdichte des radioaktiven Zerfalls an der Erdoberfläche etwa 0,032 Watt (32 mW) pro Quadratmeter Erdoberfläche. Dies würde etwa die Hälfte des terrestrischen Wärmestroms ausmachen.

Die Wärme wird aus tieferen Teilen der Erde durch Wärmeleitung, also Konduktion, aber auch durch Konvektion in für die Nutzung erreichbare Tiefen transportiert.

Der terrestrische Wärmestrom, die von der Erde pro Quadratmeter an den Weltraum abgegebene Leistung, beträgt etwa 0,063 Watt/m² (63 mW/m²) (Wärmestromdichte). Dies ist ein relativ kleiner Wert und weist schon darauf hin, dass sich Geothermie vorwiegend zur dezentralen Nutzung eignet. In anomalen Gebieten, wie etwa vulkanischen, kann der Wärmefluss um ein Vielfaches größer sein.

Wegen der geringen Wärmestromdichte wird bei der Geothermienutzung vorwiegend nicht die aus dem Erdinneren nachströmende Energie, sondern die in der Erdkruste gespeicherte Energie genutzt. Eine Geothermienutzung muss dabei so dimensioniert werden, dass die Auskühlung des betreffenden Erdkörpers so langsam voranschreitet, dass in der Nutzungszeit der Anlage die Temperatur nur in einem Umfang absinkt, der einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlage gestattet.

Weiterhin wird zwischen Hoch- und Niedrigenthalpielagerstätten unterschieden. Hochenthalpie bedeutet, dass derartige Lagerstätten eine hohe Temperatur bereitstellen.

Mit zunehmender Tiefe in der Erdkruste steigt die Temperatur an. Im Durchschnitt beträgt die Temperaturerhöhung 35 K bis 40 K pro Kilometer Eindringtiefe (geothermische Tiefenstufe). Dieser Wert schwankt regional jedoch oft stark. Abweichungen vom Standard werden als Wärmeanomalien bezeichnet. Interessant sind besonders Gebiete mit deutlich höheren Temperaturen. Hier können die Temperaturen schon in geringer Tiefe mehrere hundert Grad betragen. Derartige Anomalien sind häufig an Vulkanaktivität geknüpft. In der Geothermie gelten sie als hochenthalpe Lagerstätten. Sie werden weltweit zur Stromerzeugung genutzt.

Die weltweite Stromerzeugung aus Geothermie wird durch die Nutzung von Hochenthalpie-Lagerstätten dominiert. Dies sind Wärmeanomalien, die mit vulkanischer Tätigkeit einhergehen. Dort sind mehrere hundert Grad heiße Fluide (Wasser / Dampf) in geringer Tiefe anzutreffen. Ihr Vorkommen korreliert stark mit Vulkanen in den entsprechenden Ländern.

Abhängig von den Druck- und Temperaturbedingungen können Hochenthalpie-Lagerstätten mehr dampf- oder mehr wasserdominiert sein. Früher wurde der Dampf nach der Nutzung in die Luft entlassen, was zu erheblichem Schwefelgeruch führen konnte (Italien, Larderello). Heute werden die abgekühlten Fluide in die Lagerstätte reinjiziert (zurückgepumpt). So werden negative Umwelteinwirkungen vermieden und gleichzeitig die Produktivität durch Aufrechterhalten eines höheren Druckniveaus in der Lagerstätte verbessert.

Das heiße Fluid kann zur Bereitstellung von Industriedampf und zur Speisung von Nah- und Fernwärmenetzen genutzt werden. Besonders interessant ist die Erzeugung von Strom aus dem heißen Dampf. Hierfür wird das im Untergrund erhitzte Wasser genutzt, um eine Dampfturbine anzutreiben. Der geschlossene Kreislauf im Zirkulationssystem steht so unter Druck, dass ein Sieden des eingepressten Wassers verhindert wird und der Dampf erst an der Turbine entsteht (Flash-Verfahren).

In nichtvulkanischen Gebieten können die Temperaturen im Untergrund sehr unterschiedlich sein. In der Regel sind jedoch, wenn für die Nutzung höhere Temperaturen gebraucht werden als sie mit flachen Bohrungen zu erschließen sind, tiefe Bohrungen notwendig. Für eine wirtschaftliche Stromerzeugung sind Temperaturen über 100 °C erforderlich. Liegen diese in einem Aquifer vor, so kann aus diesem Wasser gefördert, abgekühlt und reinjiziert werden. Man spricht dann von Hydrothermaler Geothermie. Ist das Gestein, in dem die hohen Temperaturen angetroffen wurden, wenig permeabel, so dass aus ihm kein Wasser gefördert werden kann, so kann dort Wasser in einem künstlichen Risssystem zirkuliert werden. Dieses Verfahren wird als Petrothermale Geothermie bezeichnet. Eine weitere Möglichkeit, bei der allerdings vergleichsweise wenig Energie extrahiert wird, ist eine tiefe Erdwärmesonde, wobei das Wasser nur innerhalb der Sonde zirkuliert (Geschlossenes System).

Welches der in Frage kommenden Verfahren zum Einsatz kommt, ist von den geologischen Voraussetzungen am Standort, von der benötigten Energiemenge und dem geforderten Temperaturniveau der Wärmenutzung abhängig. Derzeit werden in Deutschland fast ausschließlich hydrothermale Systeme geplant. HDR-Verfahren befinden sich in den Pilotprojekten in Bad Urach und in Soultz-sous-Forêts im Elsass und in Basel in der Erprobung. In SE-Australien (Cooper Basin, New South Wales) ist seit 2001 ein kommerzielles Projekt im Gange (Firma Geodynamics Limited).

Für die hydrothermale Geothermie werden in großen Tiefen natürlich vorkommende Thermalwasservorräte, sogenannte Heißwasser-Aquifere (wasserführende Schichten) angezapft. Die hydrothermale Energiegewinnung ist je nach Temperatur als Wärme oder Strom möglich.

Gesteine in größerer Tiefe weisen eine hohe Temperatur auf. Sofern die Gesteine nahezu wasserfrei sind, kann die darin gespeicherte Energie zur Strom- und Wärmeerzeugung genutzt werden (Hot-Dry-Rock-Systeme: HDR). Um die Wärme dieser Gesteine nutzen zu können, müssen sie von Wasser als Wärmeträger durchflossen werden, das die Energie anschließend an die Oberfläche bringt.

Das in der Tiefe vorhandene heiße Gestein wird über Bohrungen erschlossen. Hierbei gibt es mindestens eine Förder- und eine Verpressbohrung, welche durch einen geschlossenen Wasserkreislauf verbunden sind. Zu Beginn wird Wasser mit enorm hohem Druck in das Gestein gepresst (hydraulische Stimulation); hierdurch werden Fließwege aufgebrochen oder vorhandene aufgeweitet und damit die Durchlässigkeit des Gesteins erhöht. Dieses Vorgehen ist notwendig, da sonst die Wärmeübertragungsfläche und die Durchgängigkeit zu gering wären. Das so geschaffene System aus natürlichen und künstlichen Rissen bildet einen unterirdischen, geothermischen Wärmeübertrager. Durch die Injektions-/Verpressbohrung wird Wasser in das Kluftsystem eingepresst, wo dieses zirkuliert und sich erhitzt. Anschließend wird es durch die zweite Bohrung, die Produktions-/Förderbohrung, wieder an die Oberfläche gefördert.

Die tiefe Erdwärmesonde ist ein geschlossenes System zur Erdwärmegewinnung. Sie besteht aus einer 2000 bis 3000 m tiefen Bohrung, in der ein Fluid zirkuliert. In der Regel ist das Fluid in einem koaxialen Rohr eingeschlossen: Im Ringraum der Bohrung fließt das kalte Wärmeträgerfluid nach unten, um anschließend in der dünneren eingehängten Steigleitung erwärmt wieder aufzusteigen. Derartige Erdwärmesonden haben gegenüber offenen Systemen den Vorteil, dass kein Kontakt zum Grundwasser besteht. Sie sind an jedem Standort möglich. Ihre Entzugsleistung hängt neben technischen Parametern von den Gebirgstemperaturen und den Leitfähigkeiten des Gesteins ab. Sie wird jedoch nur einige hundert kW betragen und somit wesentlich kleiner sein als bei einem vergleichbaren offenen System. Dies liegt daran, dass die Wärmeübertragungsfläche mit dem Gebirge sehr klein ist, da sie nur der Mantelfläche der Bohrung entspricht.

Neue tiefe Erdwärmesonden werden zurzeit (2005) in Aachen (SuperC der RWTH Aachen) und Arnsberg (Freizeitbad Nass) gebaut.

Alternativ zur Zirkulation von Wasser (eventuell mit Zusätzen) in der Erdwärmesonde sind auch Sonden mit Direktverdampfern (Wärmerohre oder aus dem Englischen Heatpipes) vorgeschlagen worden. Als Arbeitsmittel kann entweder eine Flüssigkeit mit einem entsprechend niedrigen Siedepunkt verwendet werden, oder ein Gemisch beispielsweise aus Ammoniak und Wasser. Eine derartige Sonde kann auch unter Druck und dann beispielsweise mit Kohlendioxid betrieben werden. Heatpipes können eine höhere Entzugsleistung erreichen als konventionelle Sonden, da sie auf ihrer gesamten Länge die Verdampfungstemperatur des Arbeitsmittels haben können. Durch die Isolierproblematik bei höheren Wasserdrücken ist der eigentliche Wärmeverlust im Bereich von 0 bis 1000 m. festzustellen. Selbst gute PU-Schäume verhindern nicht das hineindiffundieren von Wassermolekülen. Das Beste wäre eine Vakuumrohrummantelung für den Vor- und Rücklauf.

Die Temperaturen der Luft schwanken mit der Jahreszeit sehr stark. Innerhalb der oberen Schichten des Erdbodens werden diese Temperaturen jedoch nicht bzw. nur sehr stark gedämpft nachvollzogen. Aus mathematischer Sicht folgt der Temperaturverlauf einer harmonischen Schwingung. In 5 bis 10 m Tiefe entspricht die im Boden gemessene Temperatur praktisch der Jahresmitteltemperatur des Standortes (ca. 8 bis 10 °C in Deutschland).

Mittels Erdwärmesonden (vertikale Bohrungen), Erdwärmekollektoren (horizontal und oberflächennah ins Erdreich eingebrachte Systeme) oder Erdwärmekörben, aber auch mit erdgebundenen Beton-Bauteilen wird die Wärme an die Oberfläche befördert. Meist kommen Wärmepumpen zum Einsatz, um Heiz-Anwendungen für Gebäude zu realisieren (Wärmepumpenheizung). Vor allem im Sommer kann mit einer Wärmepumpenheizung auch gekühlt werden, während im Winter sehr viel Heizmaterial eingespart werden kann.

Zur Gewinnung thermischer Energie aus Tunnelbauwerken wird auch austretendes Tunnelwasser genutzt, welches ansonsten aus Umweltschutzgründen in Abkühlbecken zwischengespeichert werden müsste, bevor es in örtliche Gewässer abgeleitet werden darf. Die erste solche bekannte Anlage wurde 1979 in der Schweiz beim Südportal des Gotthard-Straßentunnels in Betrieb genommen. Sie versorgt den Autobahnwerkhof von Airolo mit Wärme und Kälte. Weitere Anlagen sind zwischenzeitlich dazugekommen, welche vor allem Warmwasser aus Bahntunneln nutzen. Beim Nordportal des im Bau befindlichen Gotthard-Basistunnels tritt bereits heute Tunnelwasser mit Temperaturen zwischen 30 und 34 °C aus. Es soll bald in einem Fernwärmenetz genutzt werden. Das Tunnelwasser des neuen Lötschberg-Bahntunnels wird für eine Störzucht und für ein Tropenhaus verwendet.

In Österreich wurde ein Verfahren entwickelt, um die Wärme aus Tunneln mittels eines Transportmediums zu nutzen, welches in eingemauerten Kollektoren zirkuliert. Das Prinzip wurde unter dem Namen TunnelThermie bekannt. Durch die großen, erdberührten Flächen stellt diese relativ junge Technologie ein hohes Nutzungspotenzial besonders in innerstädtischen Tunnelbauwerken dar.

Bergwerke und ausgeförderte Erdgaslagerstätten, die wegen der Erschöpfung der Vorräte stillgelegt werden, sind denkbare Projekte für Tiefengeothermie. Dies gilt eingeschränkt auch für tiefe Tunnelbauwerke. Die dortigen Formationswasser sind je nach Tiefe der Lagerstätte 60 bis 120 °C heiß, die Bohrungen oder Schächte sind oft noch vorhanden und könnten nachgenutzt werden, um die warmen Lagerstättenwässer einer geothermischen Nutzung zuzuführen.

Derartige Anlagen zur Gewinnung der geothermischen Energie müssen so in die Einrichtungen zur Verwahrung des Bergwerks integriert werden, dass die öffentlich rechtlich normierten Verwahrungsziele, das stillgelegte Bergwerk (§ 55 Absatz 2 Bundesberggesetz und § 69 Abs. 2 Bundesberggesetz) gefahrenfrei zu halten, auch mit den zusätzlichen Einrichtungen erfüllt werden.

Geothermie steht immer, also unabhängig von der Tages- und Jahreszeit und auch unabhängig vom Wetter zur Verfügung. Optimal wird eine Anlage, in der das oberflächennahe Temperaturniveau genutzt werden soll, dann arbeiten, wenn sie auch zeithomogen genutzt wird. Dies ist zum Beispiel dann der Fall, wenn im Winter mit Hilfe einer Wärmepumpe das oberflächennahe Temperaturniveau von ca. 10 °C zum Heizen genutzt wird und sich dabei entsprechend absenkt und im Sommer dann dieses Reservoir zur direkten Kühlung benutzt wird. Beim Kühlen im Sommer ergibt sich dabei eine Erwärmung des oberflächennahen Reservoirs und damit dessen teilweise oder vollständige Regeneration. Im Idealfall sind beide Energiemengen gleich. Der Energieverbrauch des Systems besteht dann im Wesentlichen aus der Antriebsleistung für die Wärme- bzw. Umwälzpumpe.

Verstärkt wird diese Funktion, wenn Geothermie mit anderen Anlagen z. B. Solarthermie kombiniert wird. Solarthermie stellt Wärme vorwiegend im Sommer zur Verfügung, wenn sie weniger gebraucht wird. Durch Kombination mit Geothermie lässt sich diese Energie im Sommer in den unterirdischen Wärmespeicher einspeisen und im Winter wieder abrufen. Die Verluste sind standortabhängig, aber in der Regel gering.

Saisonale Speicher können sowohl oberflächennah, als auch tief ausgeführt werden. Sogenannte Hochtemperatur-Speicher (> 50 °C) sind allerdings nur in größerer Tiefe denkbar. Beispielsweise verfügt das Reichstagsgebäude über einen derartigen Speicher.

Die Geothermie ist eine langfristig nutzbare Energiequelle. Mit den Vorräten, die in den oberen drei Kilometern der Erdkruste gespeichert sind, könnte im Prinzip, rechnerisch und theoretisch der derzeitige weltweite Energiebedarf für über 100.000 Jahre gedeckt werden.

Bei der Nutzung der Geothermie unterscheidet man zwischen Direkter Nutzung, also der Nutzung der Wärme selbst, und "Indirekter Nutzung", der Nutzung nach Umwandlung in Strom in einem Geothermiekraftwerk. Aus der Sicht der Optimierung von Wirkungsgraden sind auch hier Kraft-Wärme-Kopplungen (KWK) optimal. Das Problem sind hierbei meistens die Abnehmer der Wärme. Nicht an jedem Kraftwerksstandort werden sich Abnehmer für die Wärme finden lassen. Die Forderung, Geothermie ausschließlich in KWK-Projekten zu nutzen, bleibt ein Wunschtraum.

Frühe balneologische Anwendungen finden sich in den Bädern des Römischen Reiches, im Mittleren Königreich der Chinesen und der Ottomanen. In Chaudes-Aigues im Zentrum Frankreichs existiert das erste historische, geothermische Fernwärmenetz, dessen Anfänge bis ins 14. Jahrhundert zurückreichen.

Wärme wird heutzutage in vielfältiger Weise gebraucht (Wärmemarkt). Eine klassische Darstellung der dabei benötigten Temperaturen gibt das Lindal Diagramm (Baldur Lindal, 1918-1997).

Für die meisten Anwendungen werden nur relativ niedrige Temperaturen benötigt. Aus tiefer Geothermie können häufig die benötigten Temperaturen direkt zur Verfügung gestellt werden. Reicht dies nicht, so kann die Temperatur durch Wärmepumpen angehoben werden, so wie dies meist bei der oberflächennahen Geothermie geschieht.

In Verbindung mit Wärmepumpen wird Erdwärme in der Regel zum Heizen und Kühlen von Gebäuden sowie zur Warmwasserbereitung eingesetzt (siehe Wärmepumpenheizung).

Nur wenige Anwendungen sind ohne Wärmepumpe möglich. Die wichtigste ist die natürliche Kühlung, bei der Wasser mit der Temperatur des flachen Untergrundes, also der Jahresmitteltemperatur des Standortes, direkt zur Gebäudekühlung verwendet wird. Diese natürliche Kühlung hat das Potential, weltweit Millionen von elektrisch betriebenen Klimageräten zu ersetzen. Sie wird jedoch derzeit nur wenig angewendet.

Eine weitere direkte Anwendung ist das Eisfreihalten von Brücken und Straßen. Auch hier wird keine Wärmepumpe benötigt, denn der Speicher wird durch Abführung und Einspeicherung der Wärme mit einer Umwälzpumpe von der heißen Fahrbahn im Sommer regeneriert. Dazu zählt auch das frostfreie Verlegen von Wasserleitungen. Die im Boden enthaltene Wärme lässt den Boden im Winter nur bis in eine geringe Tiefe einfrieren.

Für die Wärmenutzung aus tiefer Geothermie eignen sich niedrigthermale Tiefengewässer mit Temperaturen zwischen 40 und 100 °C, wie sie vor allem im süddeutschen Molassebecken, im Oberrheingraben und in Teilen der norddeutschen Tiefebene vorkommen. Das Thermalwasser wird gewöhnlich aus 1000 bis 2500 Metern Tiefe über eine Förderbohrung an die Oberfläche gebracht, gibt den wesentlichen Teil seiner Wärmeenergie per Wärmeübertrager an einen zweiten, den „sekundären“ Heiznetzkreislauf ab. Ausgekühlt wird es anschließend über eine zweite Bohrung wieder mit einer Pumpe in den Untergrund verpresst, und zwar in die Schicht, aus der es entnommen wurde.

Zur Stromerzeugung wurde die Geothermie zum ersten mal in Larderello in der Toskana eingesetzt. 1913 wurde dort von Graf Piero Ginori Conti ein Kraftwerk erbaut, in dem wasserdampfbetriebene Turbinen 220 kW elektrische Leistung erzeugten. Heute werden dort 400 MW Strom in Italiens Energienetz eingespeist. Unter der Toskana treffen die nordafrikanische und die eurasische Kontinentalplatte aufeinander, was dazu führt, dass sich Magma relativ dicht unter der Oberfläche befindet. Dieses heiße Magma erhöht hier die Temperatur des Erdreiches soweit, dass eine wirtschaftliche Nutzung der Erdwärme möglich ist.

Bei der hydrothermalen Stromerzeugung sind Wassertemperaturen von mindestens 100 °C notwendig. Hydrothermale Heiß- und Trockendampfvorkommen mit Temperaturen über 150 °C können direkt zum Antrieb einer Turbine genutzt werden. In Deutschland liegen allerdings die üblichen Temperaturen geologischer Warmwasservorkommen niedriger. Lange Zeit wurde Thermalwasser daher ausschließlich zur Wärmeversorgung im Gebäudebereich genutzt. Neu entwickelte Organic Rankine Cycle-Anlagen (ORC) ermöglichen eine Nutzung von Temperaturen ab 80 °C zur Stromerzeugung. Diese arbeiten mit einem organischen Medium, das bei relativ geringen Temperaturen verdampft. Dieser Dampf treibt über eine Turbine den Stromgenerator an. Eine Alternative zum ORC-Verfahren ist das Kalina-Verfahren. Hier werden Zweistoffgemische, so zum Beispiel aus Ammoniak und Wasser als Arbeitsmittel verwendet. Für Anlagen in einem kleineren Leistungsbereich (< 200 kW) sind auch motorische Antriebe wie Stirlingmotoren denkbar. Geothermie ist grundlastfähig.

Die Stromerzeugung aus Geothermie ist traditionell in Ländern, die über Hochenthalpielagerstätten verfügen, in denen Temperaturen von mehreren hundert Grad in vergleichsweise geringen Tiefen (< 2000 m) angetroffen werden. Die Lagerstätten können dabei, je nach Druck und Temperatur, wasser- oder dampf-dominiert sein. Bei modernen Förderungstechniken werden die ausgekühlten Fluide reinjiziert, so dass praktisch keine negativen Umweltauswirkungen, wie Schwefelgeruch, mehr auftreten.

Geothermie ist eine bedeutende erneuerbare Energie. Einen besonderen Beitrag zu ihrer Nutzung leisten hierbei die Länder, die über Hochenthalpielagerstätten verfügen. Dort kann der Anteil der Geothermie an der Gesamtenergieversorgung des Landes erheblich sein, z.B. Geothermale Energie in Island.

Im Jahr 2005 waren zur direkten Nutzung von Geothermie weltweit Anlagen mit einer Leistung von 27.842 Megawatt (fast 28 Gigawatt) installiert. Diese haben Energie in der Größenordnung von 261.418 Terajoule pro Jahr (72.616 Gigawattstunden pro Jahr), das entspricht einer mittleren Leistungsabgabe im Jahr von 8,29 GW oder bei einer Weltbevölkerung 2005 von 6,465 Mrd. Menschen 1,28 Watt/Mensch – durchschnittlicher Primärenergieverbrauch 2.100 Watt/Mensch – oder 0,061 % des Primärenergieverbrauchs der Welt. Der Ausnutzungsgrad der installierten Leistung beträgt also etwa 30 % (diese Kennzahl ist wichtig für die überschlägige Kalkulation der Wirtschaftlichkeit von geplanten Anlagen, sie wird allerdings weitgehend durch die Verbraucherstruktur und weniger durch die Erzeuger, also die Wärmequelle bestimmt).

Länder mit Energieumsätzen größer als 5.000 TJ/Jahr zeigt die Tabelle.

Besonders hervorzuheben sind Schweden und Island. Schweden ist geologisch eher benachteiligt, hat aber durch eine konsequente Politik und Öffentlichkeitsarbeit diesen hohen Anteil bei der Nutzung erneuerbarer Energien vorwiegend zum Heizen (Wärmepumpenheizung) erreicht.

Auch in Island hat die Nutzung dieser Energie einen beträchtlichen Anteil an der Energieversorgung des Landes (ca. 53 %), vgl. Geothermale Energie in Island. Es ist inzwischen weltweit Vorreiter auf diesem Gebiet.

Stromerzeugung aus Geothermie konzentriert sich traditionell auf Länder, die über oberflächennahe Hochenthalpie-Lagerstätten verfügen (meist Vulkan- oder Hot-Spot-Gebiete). In Ländern, die dies – wie zum Beispiel Deutschland – nicht haben, muss der Strom mit einem vergleichsweise niedrigen Temperaturniveau (Niederenthalpielagerstätte mit etwa 100–150 °C) erzeugt werden, oder es ist entsprechend tiefer zu bohren.

Weltweit ist geradezu ein Boom bei der Nutzung von Geothermie zur Stromerzeugung eingetreten. Die installierte Leistung beträgt 2005: 8912 MW und damit werden 56 798 GWh/a elektrische Energie erzeugt.

Niederenthalpie-Lagerstätten werden bisher weltweit wenig genutzt. Zukünftig werden sie an Bedeutung gewinnen, da diese Nutzung überall möglich ist und nicht spezielle geologische Bedingungen voraussetzt. Deutschland kann in dieser Technologie eine Führerschaft übernehmen. Im November 2003 wurde das erste derartige Kraftwerk Deutschlands, das Geothermiekraftwerk Neustadt-Glewe, in Betrieb genommen.

In Australien wird in Cooper Basin das erste rein wirtschaftliche Geothermiekraftwerk auf der Basis HFR (Hot Fractured Rock) erstellt. Bisher sind zwei Bohrungen auf über 4.000 m Tiefe gebohrt und ein künstliches Risssystem erzeugt. Die Temperaturen sind mit 270 Grad höher als erwartet und auch die künstlich erzeugte Wasserwegsamkeit zwischen den Bohrungen ist besser als geplant. 2006 wird mit dem Bau des Kraftwerks nach dem Kalina Verfahren begonnen.

In den letzten fünf Jahren wurde die Stromerzeugung stark ausgebaut. Auf Länder bezogen ergeben sich weltweit die in der Tabelle angegebenen Zuwächse für den Zeitraum 2000-2005.

Bezogen auf die pro-Kopf-Nutzung der Erdwärme ist Island heute Spitzenreiter mit 576 MW (2008) installierter Gesamtleistung (Geothermale Energie in Island). Die USA führen dagegen mit einer installierten Gesamtleistung von 2.564 MW (2005) vor Philippinen mit 1.930 MW (2005).

Erdwärme gilt nach § 3 Abs. 3 Satz 2 Nr. 2b Bundesberggesetz (BBergG) als „bergfreier Bodenschatz“. Dies bedeutet, dass sich das Eigentum an einem Grundstück nicht auf die Erdwärme erstreckt. Für die Aufsuchung der Erdwärme bedarf es daher einer Erlaubnis nach § 7 BBergG und für die Gewinnung einer Bewilligung nach § 8 BBergG.

Die geothermische Stromerzeugung steckt in Deutschland noch in den Anfängen. Erst zwei Kraftwerke (Neustadt-Glewe, Landau) erzeugen eine geringe Menge Strom. Im Jahr 2008 wird jedoch mindestens ein weiteres Geothermiekraftwerk (Unterhaching) ans Netz gehen. Zahlreiche weitere Projekte sind im Bau, so dass in den nächsten Jahren mit einem deutlichen Anstieg beim Anteil der geothermisch erzeugten Strommenge zu rechnen ist. Recht weit verbreitet ist hingegen die direkte energetische Nutzung von hydrothermaler Geothermie beim Betrieb von Fern- und Nahwärmenetzen. Eine Übersicht über die in Deutschland vorhandenen Anlagen hydrogeothermaler Nutzung ist in dem Verzeichnis Geothermischer Standorte zu finden. Aus den derzeit bekannten Ressourcen hydrothermaler Geothermie könnte bis zu 29 Prozent der in der Bundesrepublik benötigten Wärme bereitgestellt werden.

In Deutschland ist die direkte Nutzung oberflächennaher Geothermie (Wärmepumpenheizung) schon weit verbreitet und hat hohe Zuwachsraten. 2006 wurden 28.000 neue Anlagen installiert, ein Zuwachs von mehr als 115 % gegenüber 2005. Insgesamt dürften 2007 etwa 130.000 Anlagen installiert sein. Erstmals flächig erforscht werden soll der Einsatz von oberflächennaher Geothermie im Erdwärmepark in Neuweiler im Nordschwarzwald; einem Baugebiet, in dem ausschließlich Erdwärme zu Zwecken der Gebäudeheizung und –kühlung verwendet wird. Hier soll im Rahmen eines Modellprojekts auch das Heizen bzw. Kühlen der vorhandenen Straßen erstmals umgesetzt werden.

Der Energieerzeugung im Jahr 2004 aus der Geothermie von 5.609 TJ/a (entsprechend einer mittleren Leistungsabgabe von 0,178 GW im Jahr 2004) steht ein Primärenergieverbrauch in Deutschland im selben Jahr von 14.438.000 TJ/a (entsprechend einer mittleren Leistung von 458 GW) gegenüber. Es wurden also im Jahr 2004 0,04 % des Primärenergieverbrauchs in Deutschland durch Geothermie gedeckt.

Die Geothermie-Branche rechnet in Deutschland mit einem jährlichen Wachstum von 14 Prozent. Im laufenden Jahr (Stand: März 2005) werden sich der Umsatz auf etwa 170 Millionen Euro und die Investitionen auf 110 Millionen Euro belaufen. Etwa 10.000 Menschen arbeiten bereits direkt oder indirekt für die geothermische Energieversorgung (Quelle, siehe Literatur/Statistik, 2.).

Der norddeutsche Raum verfügt geologisch bedingt über ein großes Potential geothermisch nutzbarer Energie in thermalwasserführenden Porenspeichern des Mesozoikums in einer Tiefe von 1000 bis 2500 m mit Temperaturen zwischen 50 °C und 100 °C. Die Geothermische Heizzentrale (GHZ) in Neubrandenburg war eines der Pilotprojekte zur Nutzung der Geothermie.

Das Molassebecken in Süddeutschland (Alpenvorland) bietet günstige Voraussetzungen für eine geothermische Nutzung. Zahlreiche balneologische Erschließungen in Baden-Württemberg bestehen bereits seit einigen Jahrzehnten. Darüber hinaus existieren in Südbayern derzeit sieben groß-energetische Nutzungen (geothermisch betriebene Fernwärmenetze) und zahlreiche weitere sind in Planung oder im Bau. Das Thermalwasser stammt aus einer Kalksteinschicht (vor allem Kluftgrundwasser) des Oberjura (Malm) an der Basis des nordalpinen Molassetrogs. Diese Gesteine treten entlang der Donau an der Erdoberfläche in Erscheinung und tauchen in Richtung Süden am Alpenrand auf bis über 5000 m unter die Erdoberfläche ab. Dort sind auch Temperaturen höher als 140 °C zu erwarten.

Der Oberrheingraben bietet deutschlandweit besonders gute geologisch-geothermische Voraussetzungen (u. a. hohe Temperatur, Wärmefluss, Struktur im Untergrund). Allerdings sind die Thermalwässer im Oberrheingraben reich an gelösten Inhaltsstoffen, was hohe Anforderungen an die Anlagentechnik stellt. An verschiedenen Standorten sind Projekte in Planung und im Bau. Für viele Regionen sind bereits Konzessionen erteilt worden.

Untersucht wird zudem beispielsweise, ob in das Fernwärmenetz der Ruhr-Universität und der Hochschule Bochum Erdwärme eingespeist werden kann. Auch Gebäude der RWTH Aachen sollen mittels Geothermie beheizt werden (Tiefe Erdwärmesonde).

In Bad Urach (Schwäbische Alb) konnte ein langjährig als aussichtsreich betriebenes und weit fortgeschrittenes Projekt aus finanziellen Gründen nicht vollendet werden .

Baden-Württemberg hat genau wie Nordrhein Westfalen ein Förderprogramm für Erdwärmesonden-Anlagen für kleine Wohngebäude aufgelegt, mit einer Förderung der Bohrmeter, siehe Weblinks.

Das erste geothermische Kraftwerk in Deutschland ist 2004 in Mecklenburg-Vorpommern als Erweiterung des bereits 1994 errichteten geothermischen Heizwerks in Betrieb genommen worden. Die elektrische Leistung des Geothermiekraftwerks Neustadt-Glewe beträgt bis zu 230 kW. Aus einer Tiefe von 2250 Metern wird etwa 97 °C heißes Wasser gefördert und zur Strom- und Wärmeversorgung genutzt. Im Jahr 2004 betrug die erzeugte Strommenge 424 000 Kilowattstunden (Quelle: AGEE-Stat/BMU), angestrebt sind jährlich ca. 1,2 Mio. Kilowattstunden (entspricht einer mittleren Leistung von 48kW bzw. 137kW). Die Inbetriebnahme stellt einen Meilenstein in der Entwicklung der geothermischen Stromerzeugung in Deutschland dar, dem weitere Projekte folgen werden. Der Bau von Geothermiekraftwerken erlebt in Deutschland zurzeit geradezu einen Boom. Viele Kraftwerke sind im Bau oder in der Planung. Die meisten davon am Oberrhein und in der oberbayrischen Molasse. Die Bergämter haben dort zahlreiche Aufsuchungsgenehmigungen vergeben (bis 2007 über 100).

Die für die Stromerzeugung erforderlichen Wärmereservoirs mit hohen Temperaturen sind in Deutschland nur in großer Tiefe vorhanden. Die für den Betrieb erforderlichen Temperaturen zu erschließen, ist mit einem hohen finanziellen Aufwand verbunden. Geologische und bohrtechnische Erschließungsrisiken müssen dabei im Verhältnis zum finanziellen Aufwand abgewogen werden. Forschungsarbeiten zur Nutzung tief liegender bzw. weitgehend wasserundurchlässiger Gesteine laufen und versprechen die Möglichkeiten zur Stromerzeugung weiter zu erhöhen. Eine Studie des Deutschen Bundestages gibt das Potential der Stromproduktion mit 1021 Joule an.

Das im Februar 2009 eröffnete GeothermieZentrum Bochum GZB („Büro für Geothermie der EnergieAgentur NRW“) an der Hochschule Bochum, welches geothermische Wirtschaft, Wissenschaft, Verwaltung und Öffentlichkeit vernetzt, soll durch ein GeoTechnikum auf dem Campus der Hochschule erweitert werden. Die nötigen 11 Millionen Euro dazu wurden bereits vom Land Nordrhein-Westfalen bewilligt.

Nachdem Ende März 2007 zwischen der Gemeinde March und der EnBW ein entsprechender Vertrag geschlossen wurde, konnte Ende November 2008 das landesweit erste oberflächennahe Geothermienetz nach dem Prinzip der kalten Nahwärme im Neubaugebiet in Hugstetten in Betrieb genommen werden.

Die Schirmherrschaft hat die baden-württembergische Umweltministerin Tanja Gönner übernommen. Im Vorfeld wurde das Projekt von der Universität Karlsruhe hinsichtlich möglicher Auswirkungen auf andere Grundwassernutzungen wissenschaftlich begleitet.

Die geringe Nutzung der überall vorhandenen und vom Energieangebot her kostenlosen Geothermie liegt darin begründet, dass sowohl der Wärmestrom mit ≈ 0,06 Watt/m² als auch die Temperaturzunahme mit der Tiefe mit ≈ 3 K/100 m in den zugänglichen Teilen der Erdkruste, von besonderen Standorten abgesehen, so gering sind, dass eine Nutzung zu Zeiten niedriger Energiepreise nicht wirtschaftlich war. Durch das Bewusstwerden des CO2-Problems und der absehbaren Verknappung der fossilen Energieträger setzte eine stärkere geologische Erkundung und technische Weiterentwicklung der Geothermie ein.

Da die eigentliche Energie, die Geothermie, kostenlos ist, wird die Wirtschaftlichkeit einer Geothermienutzung vor allem durch die Investitionskosten (Zinsen) und Unterhaltskosten der Anlagen bestimmt.

Unter den gegenwärtigen politischen Rahmenbedingungen (Erneuerbare-Energien-Gesetz) ist eine Wirtschaftlichkeit bei größeren Geothermieanlagen auch in Deutschland in vielen Gebieten, wie z. B. in Oberbayern, Oberrheingraben und Norddeutsches Becken, erreichbar.

Grundsätzlich sind größere Geothermieanlagen (über 0,5 MW und mit einer Tiefe von mehr als 500 m) immer mit gewissen Fündigkeitsrisiken behaftet, da die tieferen Erdschichten eben nur punktuell und oft in geringem Ausmaß erkundet sind. Dabei lassen sich die anzutreffenden Temperaturen meist recht gut prognostizieren, die bei hydrothermalen Anlagen aber besonders relevanten Schüttmengen sind jedoch häufig nicht gut vorhersehbar. Neuerdings werden allerdings Risikoversicherungen dazu angeboten.

Die oberflächennahe Erdwärmenutzung für die Heizung von Gebäuden mittels einer Wärmepumpe ist bereits in vielen Fällen konkurrenzfähig. Wärmepumpenheizungen bestehen in der Regel aus einer oder mehreren Erdwärmesonde(n) und einer Wärmepumpe bzw. mehreren parallel geschaltet. 2004 wurden in Deutschland etwa 9.500 neue Anlagen errichtet, 2006 waren es schon 28.000, der Bestand übersteigt 130.000. In der Schweiz waren es 2004 rund 4.000 neue Anlagen mit Erdwärmenutzung. Der Marktanteil in Deutschland ist im Gegensatz zu Ländern wie Schweden, der Schweiz oder Österreich jedoch noch gering.

Bei den Betriebskosten spielt die Beständigkeit der Anlagen gegen Verschleiß (z. B. bewegte Teile einer Wärmepumpe oder eines Stirlingmotors) eine Rolle. Bei offenen Systemen kann Korrosion durch aggressive Bestandteile im wärmetransportierenden Wasser entstehen (alle Teile in der Erde und die Wärmeübertrager). Diese früher bedeutenden Probleme sind heute jedoch technisch weitestgehend gelöst.

Die Geothermie erfüllt die Kriterien der Nachhaltigkeit. Sie gehört somit zu den regenerativen Energiequellen, da ihr Potenzial sehr groß und nach menschlichem Ermessen unerschöpflich ist. Theoretisch würde allein die in den oberen 3 Kilometer der Erdkruste gespeicherte Energie ausreichen, um die Welt für etwa 100.000 Jahre mit Energie zu versorgen. Ein entscheidender Einfluss muss jedoch dem Wärmeträgerfluid (Wasser oder Dampf) beigemessen werden. Wird die Wärme über das Fluid im großen Maßstab dem Untergrund entzogen, so wird, in Abhängigkeit von den geologischen Rahmenbedingungen, regional mehr Wärme entzogen, als durch den natürlichen Wärmestrom zunächst "nachfließen" kann. So gesehen wird die Wärme zunächst "abgebaut". Nach Beendigung der Nutzung werden sich jedoch die natürlichen Temperaturverhältnisse nach einer gewissen Zeit wieder einstellen. Geothermie ist eine der wenigen erneuerbaren Energien, die bei der Stromerzeugung grundlastfähig ist. Sie leistet daher einen entscheidenden Beitrag bei der Gestaltung eines Energiemixes aus regenerativen Energien. Nach den Vorstellungen der Branche werden durch Geothermie bis zum Jahr 2020 mehr als 20 Millionen Tonnen Kohlendioxid eingespart. Die Kosten für eine Tonne CO2-Einsparung liegen bei etwa 70 € (Vergleich: Photovoltaik 2210 €).

Kleinere, kaum oder nicht spürbare Erderschütterungen sind bei Projekten der tiefen Geothermie in der Stimulationsphase nicht ungewöhnlich. Diese können jedoch, wenn das Geothermieprojekt in einem Erdbebengebiet liegt, vorhandene Spannungen im Untergrund abbauen und dabei stärkere Erdstöße auslösen.

Dies war zum Beispiel bei dem Geothermieprojekt Deep Heat Mining Basel in Kleinhüningen im Großraum Basel/Schweiz der Fall: Seit dem 8. Dezember 2006 gab es im Abstand von mehreren Wochen bis zu einem Monat fünf leichte Erschütterungen mit abnehmender Magnitude (von 3,4 bis 2,9 auf der Richterskala). Dadurch entstand ein Schaden zwischen 3 und 5 Mio. Franken (ca. 1,8 bis 3,1 Mio. Euro), verletzt wurde niemand.

Inzwischen hat die Staatsanwaltschaft in Basel gegen den Geschäftsführer der Firma Geothermal Explorers Ltd. wegen Sachbeschädigung mit großem Schaden sowie der Verursachung eines Einsturzes Anklage erhoben.

Die Erde beruhigt sich nach derartigen Vorfällen meist nur langsam und es kommt oft zu einer ganzen Serie kleinerer Erdstöße. Über das weitere Vorgehen des Projektes ist noch nicht entschieden worden, zunächst sind alle verfügbaren Daten auszuwerten (Stand März 2007).

Bei der Förderung von Thermalfluiden (Wasser/Gas) stellen ggf. die Wasserinhaltsstoffe eine Umweltgefahr dar, falls das Fluid nicht reinjiziert wird. Die Reinjektion der Thermalfluide ist jedoch mittlerweile Standard.

Enthalten die durchströmten Erdschichten Sulfide, so kann giftiger Schwefelwasserstoff freigesetzt werden.

Im Bereich der oberflächennahen Geothermie gehört das Risiko, bei Nutzung eines tieferen Grundwasserleiters den trennenden Grundwassernichtleiter derart zu durchstoßen, dass ein die Grundwasserstockwerke verbindendes Fenster entsteht, mit der möglichen Folge nicht gewünschter Druckausgleiche und Mischungen. Bei einer ordnungsgemäßen Ausführung der Erdwärmesonde wird dies allerdings zuverlässig verhindert.

Im Zusammenhang mit Gebäudeschäden in der Stadt Staufen ist eine Diskussion um Risiken der (Oberflächennahen) Geothermie entbrannt. Dort hob sich innerorts der Boden an, so dass bis auf weiteres Schäden in zweistelliger Millionenhöhe entstanden. Ein Zusammenhang mit den Geothermiebohrungen, die niedergebracht wurden um das Rathaus zu beheizen, konnte weder nachgewiesen noch widerlegt werden. Untersuchungen dazu, ob vielleicht das Aufquellen von Anhydrit die Ursache sein könnte wurden inzwischen beauftragt. Obwohl Ergebnisse noch nicht vorliegen hat das Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau in Freiburg als Konsequenz empfohlen, bei Gips- oder Anhydritvorkommen im Untergrund auf Erdwärmebohrungen zu verzichten. Diese Vorgehensweise wird von Fachleuten als überzogen kritisiert insbesondere da ganz geringe Mengen an Gips/Anhydrit bei etwa 2/3 der Fläche des Landes vorkommen können, deren genaue Verbreitung aber weitgehend unbekannt ist.

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Erneuerbare Energie

Windpark bei Lübz, Mecklenburg-Vorpommern.

Erneuerbare Energien, auch regenerative Energien oder Alternativenergien, sind aus nachhaltigen Quellen sich erneuernde Energien. Sie bleiben − nach menschlichen Zeiträumen gemessen − kontinuierlich verfügbar und stehen hiermit im Gegensatz zu fossilen Energieträgern und Kernbrennstoffen, deren Vorkommen bei kontinuierlicher Entnahme stetig abnimmt.

Physikalisch genommen kann Energie weder verbraucht noch erneuert werden; sie kann jedoch Systemen zugeführt und Systemen entnommen werden. Der Begriff „Erneuerbare Energie“ wird heute im allgemeinen Sprachgebrauch auf Systeme angewandt, mit denen aus den in der Umwelt laufend stattfindenden Prozessen Energie abgezweigt und der technischen Verwendung zugeführt wird. Die Systeme setzen sich dabei aus dem ursprünglichen Ökosystem und dem System zusammen, mit dem zur Entnahme der Energie aus dem Ökosystem in das Ökosystem eingegriffen wird.

Auf der Erde können diese Energiequellen in Form von Sonnenlicht und -wärme, Windenergie, Wasserkraft, Biomasse und Erdwärme genutzt werden.

Die in der Sonne ablaufenden Kernfusionen sind die Quellen der solaren und der meisten anderen regenerativen Energien, mit Ausnahme der Geothermie und der Gezeitenkraft. Die Sonne hat eine restliche Brenndauer von etwa 5 Milliarden Jahren, so dass bei ihrer Nutzung nicht das Problem der in wenigen Generationen aufgebrauchten Reserven auftreten kann.

Energie kann nicht erneuert oder regeneriert werden (Energieerhaltungssatz), daher ist der Begriff „erneuerbare Energie“ streng genommen falsch. Man versteht unter der „Nutzung der erneuerbaren Energien“ einen Prozess der Energieumwandlung (z.B. Umwandlung in Elektrizität), dem aus den oben genannten Quellen ständig Energie zugeführt wird, ohne dass dabei begrenzte Ressourcen verbraucht werden. Sonnenenergie wird zu einem recht kleinen Teil in natürlichen Prozessen kontinuierlich umgewandelt und zu einem größeren Teil direkt in den Weltraum reflektiert oder auf der Erde thermisch absorbiert. Dient der in die Biosphäre eingetragene Teil dem Aufbau von Strukturen, dann kann er entropiesenkend wirken, dieser Teil führt nicht zur Erwärmung. Die durch Sonneneinstrahlung, Erdwärme oder infolge Strukturabbaus (wie der Verbrennung von Biomasse) erwärmte Biosphäre wiederum emittiert Energie im Infrarotbereich zurück in den Weltraum, so dass ihr Energiehaushalt insgesamt weitgehend ausgeglichen ist.

Die Nutzung erneuerbarer Energien bedeutet eine Umleitung eines Teils dieser Energieströme, um sie für den Menschen nutzbar zu machen, bevor sie wieder in den ursprünglichen Prozess eingegliedert werden.

Im Gegensatz zur Nutzung laufender Prozesse steht der Abbau von fossilen Energiequellen wie Steinkohle oder Erdöl, die heute sehr viel schneller verbraucht als neu gebildet werden. In einem strengen Sinn wären auch sie erneuerbar, allerdings nicht auf menschlichen Zeitskalen, da ihre Bildung meist mehrere hundert Millionen Jahre dauert. Der umgangssprachliche Gebrauch der Begriffe „Erneuerbarkeit“ und „Regeneration“ weist auf diesen Unterschied hin: Entscheidend ist das Prinzip der Nachhaltigkeit, das heißt, dass der Mensch eine Ressource nicht stärker beansprucht, als sie sich regenerieren kann. Dies betrifft sämtliche mit der Energienutzung verbundenen Schnittstellen zwischen Zivilisation und Natur, also sowohl die Quellen als auch die Senken der vom Menschen kontrollierten Energie- und Stoffströme.

Besonders anschaulich ist der Prozess der Erneuerung bei Energie aus Biomasse: Für nahezu alle laufenden Prozesse in der irdischen Biosphäre ist die Sonne der ständige Energielieferant. Diese Prozesse können sogenannte nachwachsende Rohstoffe hervorbringen, deren forcierte Verbrennung, etwa zu Heiz- oder Antriebszwecken, an die Stelle natürlicher Verrottung tritt. Dabei wird gerade so viel Kohlendioxid frei, wie die gewachsene Biomasse der Atmosphäre zuvor entnommen hat (CO2-Neutralität); jedoch wird für die Gewinnung oft zusätzliche Energie (Düngemittel, Pestizide, Landmaschinen und Transport) aufgebracht, die in die Betrachtung einbezogen werden muss.

Die Kernspaltung in Kraftwerken wird nicht zu den erneuerbaren Energien gezählt, da sie sich aus endlichen, auf der Erde nicht regenerierbaren Rohstoffen (Uran oder Thorium) speist und zudem in erheblichem Umfang Stoffe hinterlässt, die sich in keinen natürlichen Kreislauf einfügen lassen. Ähnliches gilt für eine etwaige zukünftige Nutzung von Kernfusionsreaktoren, die in der sich derzeit entwickelnden Form Lithium verbrauchen. Auch eine Kernfusion auf Basis der in großen Mengen vorhandenen Protonen, die technisch noch ferner liegt, wird von den meisten Fachleuten nicht zu den erneuerbaren Energien gezählt.

Die auf die Erde eingestrahlte Sonnenenergie beträgt etwa das Zehntausendfache des aktuellen menschlichen Energiebedarfs. Erdwärme und Gezeitenkraft liefern relativ dazu geringere, aber immer noch absolut hohe Beiträge. Rein physikalisch betrachtet, steht damit mehr Energie zur Verfügung, als in absehbarer Zukunft gebraucht werden wird.

In einigen Beispielprojekten ist es gelungen, den an einem Ort benötigten Energieverbrauch dezentral mit Erneuerbaren Energien zu decken (Nullenergiehaus, Bioenergiedorf). Daneben gibt es immer wieder Anläufe für zentrale Großprojekte auf Basis Erneuerbarer Energien. Studien des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) ergaben, dass mit weniger als 0,3 Prozent der verfügbaren Wüstengebiete in Nord-Afrika und im Nahen Osten durch Solarthermische Kraftwerke genügend Strom und Trinkwasser für den steigenden Bedarf dieser Länder sowie für Europa erzeugt werden kann. Die Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC), ein internationales Netzwerk von Wissenschaftlern, Politikern und Experten auf den Gebieten der erneuerbaren Energien und deren Erschließung, setzt sich für eine solche kooperative Nutzung der Solarenergie ein. Eine Nutzung der Passatwinde im Süden Marokkos soll die solare Energieerzeugung ergänzen. Fünf realistische Szenarien für eine solche zukünftige Energieversorgung, liefert Prof. David J.C. MacKay.

Ein praktisches Beispiel für das Potenzial von Solarenergie ist das größte europäische solarthermische Kraftwerk Andasol. Ein praktisches Beispiel für das Potenzial von Windenergie ist, dass Sachsen-Anhalt im Jahr 2005 fast 40 Prozent des eigenen Strombedarfs aus eigener Windenergie potentiell erzeugen konnte (siehe Windenergie in Deutschland).

In einigen Ländern (z.B. in Deutschland, Spanien, USA, aber auch China) nimmt die regenerativ gewonnene Energiemenge derzeit rasch zu. Ein weltweites Wachstum wird jedoch noch durch – im Vergleich zu konventionellen Energieträgern – relativ hohe Investitionskosten und den notwendigen Technologietransfer erschwert.

Erneuerbare Energien werden fossilen Energien und Kernenergie langfristig ersetzen, da letztere nur in begrenztem Umfang zur Verfügung stehen und ihr Einsatz ökologisch immer stärker problematisch wird. Insbesondere tragen erneuerbare Energien ganz wesentlich geringer zur globalen Erwärmung bei; die Klimafolgen bei der Nutzung von Biomasse, zum Beispiel durch unerwünscht entweichendes Methan, sind deutlich geringer als bei fossilen Energieträgern.

Im Gegensatz zu fossilen Energieträgern wird bei der Nutzung der meisten Erneuerbaren Energien kaum Kohlenstoffdioxid ausgestoßen. Lediglich bei der Herstellung der Kraftwerke und bei der Verbrennung von Biomasse wird CO2 in die Umwelt emittiert, welches jedoch der Menge entspricht, welche die zur Herstellung der Biomasse nötigen Pflanzen der Atmosphäre beim Vorgang der Photosynthese entzogen haben. Hierbei spricht man von CO2-Neutralität. Allerdings hat eine geänderte Landnutzung, zum Beispiel durch Anbau von Energiepflanzen, weitere ökologische Auswirkungen. Diese folgen unter anderem aus der geänderten Menge an gebundenem CO2 und dem notwendigen Einsatz von Düngemitteln. Bei einem hohen Angebot an Nitrat entsteht beim bakteriellen Abbau das sehr klimaschädliche Lachgas. Es wirkt auf seine Masse bezogen 300-mal stärker als Kohlendioxid.

Auch vor dem Hintergrund endlicher fossiler Ressourcen ist ein schneller Ausbau der erneuerbaren Energien erforderlich. Der durch das globale Ölfördermaximum (Peak Oil) bedingte Rückgang in der Ölförderung würde zu Preissteigerungen und ggf. Lieferengpässen führen. Einige Szenarien sehen deren Folgen von einer wirtschaftlichen Abwärtssprirale bis zu zunehmenden Verteilungskonflikten, die einem Ausbau erneuerbarer Energiequellen die nötige stabile Basis entzöge.

Der Einsatz erneuerbarer Energien bietet also sowohl ökologisch als auch langfristig ökonomisch großes Potenzial, vor allem durch das Vermeiden der mit anderen Energieformen verbundenen negativen Begleiterscheinungen (Folgeschäden). Ob die erhofften ökologischen Vorteile im Einzelfall realistisch sind, kann jedoch nur durch eine Ökobilanz festgestellt werden. So müssen bei der Biomasse-Nutzung z.B. Landverbrauch, chemischer Pflanzenschutz und Reduzierung der Artenvielfalt der erwünschten CO2-Reduzierung gegenübergestellt werden. Die Abschätzung wirtschaftlicher Nebeneffekte ist ebenfalls mit erheblichen Unsicherheiten behaftet.

Gegen erneuerbare Energien wird häufig eingewendet, dass Sonne und Wind nicht gleichmäßig zur Verfügung stehen und nur begrenzt vorhergesagt werden können. Dadurch kann sich im Stromnetz die Differenz zwischen gesichertem Angebot und Nachfrage verschärfen. Da sich größere Mengen Elektroenergie nicht ohne verlustbehaftete Umwandlung in andere Energieformen speichern lassen (siehe auch Energiespeicher), müssen hierfür organisatorische und technische Vorkehrungen getroffen werden (siehe auch Kraftwerksmanagement).

Um die Machbarkeit zu testen, ein größeres Gebiet mit Strom aus EE sicher zu versorgen, gibt es Pilotprojekte, die die Dynamik und Einsatzmöglichkeiten von so genannten Kombikraftwerken oder Virtuellen Kraftwerken untersuchen. Hierbei werden Anlagen aus den verschiedenen EE-Bereichen (Wasser, Wind, Sonne, Biogas, etc.) zu einem Kraftwerk virtuell zusammengeschlossen und simuliert, den zeitgenauen Strombedarf, z. B. einer Großstadt zu decken.

Ob die vermehrte Nutzung von Solarstrom und Windenergie die Schere zwischen Angebot und Nachfrage weiter öffnet, ist allerdings umstritten. Während die konventionellen Kraftwerke rund um die Uhr die gleiche Leistung zur Verfügung stellen (können), passen Photovoltaikkraftwerke relativ gut zum Tagesgang im Lastprofil (tagsüber wird mehr Strom benötigt als nachts). Windkraftwerke arbeiten im (europäischen) Winterhalbjahr stärker als im Sommer und gleichen damit sowohl den Jahresgang im Verbrauch als auch die jahreszeitlichen Schwankungen im Solarstrom aus. Wasserkraftwerke sind für die Grundlastversorgung sehr gut geeignet und ihre Leistung kann meist sehr gut vorgesagt und geplant werden.

Technisch gelöst ist der Umgang mit einem Überangebot an Strom. Hierfür stehen Speicherseen in Verbindung mit Wasserkraftwerken zur Verfügung, wo mit geringen Verlusten Energie gespeichert und nach Bedarf abgegeben werden kann. Bei der Wasserkraft kann die Energieumwandlung mehrere Wochen bis Monate, bei den Biogasanlagen mehrere Stunden ohne größere Verluste aufgeschoben werden. Photovoltaik- und Windenergieanlagen können zumindest abgeschaltet und innerhalb von etwa 30 s (Selbsttest und Anfahren eines Photovoltaik-Wechselrichters) bis wenige Minuten (größere Windenergieanlagen) wieder in Betrieb genommen werden. Dies ist sogar ein Vorteil gegenüber großen Dampfkraftwerken und Kernkraftwerken, die nach einer Abschaltung mehrere Stunden bis zur vollen Leistung benötigen. Allerdings wird durch die Abschaltung von Photovoltaik- oder Windenergieanlagen, anders als bei Biogasanlagen und konventionellen Kraftwerken, kein Brennstoff gespart. Daher ist es meist wirtschaftlicher, den Strom für nachrangige, zeitlich weniger fixierte Zwecke zu „verschwenden“ oder Energiespeicher damit aufzuladen.

Zur Deckung eines akuten Strommangels können Wasserkraftwerke und Biogaskraftwerke kurzzeitig über ihrer Durchschnittsleistung, die durch den Nachschub an Wasser und Biomasse begrenzt ist, betrieben werden.

Mit der heutigen Informationstechnik ist es auch möglich, zeitlich flexible Stromverbraucher (z. B. Zementmühlen, Kühl- und Heizsysteme) vorübergehend herunterzuschalten oder vom Netz zu nehmen („Lastabwurfkunden“, „Demand Side Management“). (siehe auch Intelligenter Zähler, Intelligentes Stromnetz). Auch ist eine Regulierung über einen zeitnahen Strompreis denkbar. Der Strompreis wird bei Stromüberangebot gesenkt, bei Strommangel angehoben. Intelligente Stromverbraucher (z. B. Waschmaschinen, Spülmaschinen usw.) schalten bei kleinem Strompreis ein, bei hohem Strompreis aus. In der Industrie könnte eine kurzzeitige Spitzenstromlast vorerst zwischengespeichert werden (z. B. Schwungrad), und nicht direkt dem Stromnetz entzogen werden.

Bisher werden für die Speicherung von elektrischer Energie Pumpspeicherkraftwerke oder - für geringe Energiemengen - Akkumulatoren oder hochkapazitive Kondensatoren eingesetzt. Eine Übersicht aller bekannten Verfahren mit Auflistung der charakteristischen Daten ist in der Tabelle des Artikel Energiespeicher dargestellt.

An Druckluftspeicherkraftwerken wird mit Pilotanlagen geforscht. Für Druckluftspeicher nutzt man Kavernen in Salzstöcken, in denen Druckluft mit 72 Bar gespeichert wird und bei Bedarf eine Druckluftturbine antreibt. Dabei wird derzeit ein Wirkungsgrad von etwa 42 Prozent erreicht.

Bei Solarthermischen Kraftwerken können Wärmespeicher (z. B. Flüssigsalztanks) einen Teil der am Tage gewonnenen Wärme aufnehmen und die Dampfturbine nachts antreiben oder bei Nachfragespitzen zusätzlichen Dampf erzeugen. Um eine Versorgungssicherheit auch bei lang anhaltendem schlechtem Wetter zu gewährleisten, ist hier auch eine Zusatzfeuerung durch Öl, Erdgas oder Biomasse möglich. Durch Geothermie erzeugte elektrische Energie steht dagegen kontinuierlich zur Verfügung und kann daher einen Beitrag zur Stabilisierung des Angebots leisten.

Die kritische Komponente bei der Konstruktion ausdauernder mobiler Elektroantriebe ist die Stromversorgung. Bleiakkumulatoren sind hochstromfähig, bewährt, preiswert und mit 80 % Wirkungsgrad effizient. Sie sind jedoch sehr schwer, schadstoffhaltig und haben eine geringe Energiedichte. Deshalb werden für den Elektrofahrzeugbereich zukünftig wohl modernere Akkumulatorsysteme eingesetzt werden. Mit diesen wird jedoch die Steuerungstechnik und die notwendigen Sicherheitsmaßnahmen aufwändiger. Zudem sind moderne Akkumulatoren noch nicht ausreichend temperaturstabil, um selbst bei Extremtemperaturen problemlos arbeiten zu können. Auch die Entsorgung ist bei modernen Akkumulatoren problematischer als bei Bleiakkumulatoren.

Die Energiedichte von Akkumulatoren ist zwar geringer als die Energiedichte beim Wasserstoff, jedoch relativiert sich dieser Effekt durch die Effizienz und die derzeit (vor allem von der Nachfrage für Mobiltelefone und Notebooks motivierte) starke Weiterentwicklung von Akkumulatoren.

Ein prinzipieller Nachteil hoher Energiedichten ist die damit einhergehende Brandgefahr. Hinzu kommt die lange Aufladedauer der Akkumulatoren von mehreren Stunden im Vergleich zu einer Tankdauer von wenigen Minuten bei flüssigen Brennstoffen.

Eine weitere Speichermöglichkeit sind Redox-Flow-Zellen. Dabei wird die elektrische Energie in Elektrolyten gespeichert. Die Größe der Tanks (d. h. die Ladekapazität) sowie die Anzahl der Ladezellen (d. h. die Ladegeschwindigkeit) sind theoretisch beliebig skalierbar. So könnte je nach Größe und Lage eines Windparks ein Energiespeicher derart angepasst werden, dass die Speicherkapazität und Ladeleistung mit der Leistung des Windparks und den zu erwartenden Schwachwindphasen übereinstimmen. Windparks - und auch Solaranlagen - könnten dann Energie nach Bedarf liefern. Es existieren zwar bereits Versuchsanlagen, u. a. in Australien, Italien, Japan und Irland, doch eine kommerzielle Einführung scheitert bisher an den geringen Erfahrungen mit Systemen großer Dimension und an noch zu hohen Kosten.

Das Konzept der solaren Wasserstoffwirtschaft setzt langfristig auf den Ersatz von fossilen Energieträgern durch Wasserstoff. Er kann durch Elektrolyse gewonnen, gespeichert und gehandelt werden. Die Umwandlung Strom→Wasserstoff→Strom ist allerdings verlustreich, ebenso der Transport und die Lagerung. Bei der Elektrolyse werden nur etwa 75 Prozent der eingesetzten Energie als Wasserstoff chemisch gespeichert und zusätzlich wird Energie bei der Einlagerung (Kompression bzw. Verflüssigung) benötigt. Mit einer Brennstoffzelle lassen sich daher beim jetzigen Stand der Technik nur etwa 20-25 Prozent der eingesetzten Elektroenergie zurückgewinnen. Das ist wenig im Vergleich zu anderen vorhandenen Verfahren, die oft 80% Wirkungsgrad und mehr erreichen.

Deutlich bessere Werte bei der Energierückgewinnung lassen sich bereits heute mit Blockheizkraftwerken erreichen, bei denen auch die Abwärme genutzt wird, sofern dafür eine Verwendung besteht.

Eine weitere technische Herausforderung stellt die Lagerung des Wasserstoffs dar. Im Wasserstofffahrzeug Hydrogen 7 etwa wird Wasserstoff in flüssiger Form bei -253 °C und beinahe Normaldruck gespeichert. Da er aufgrund des unvermeidlichen Wärmezuflusses von außen ständig siedet, muss kontinuierlich etwas Wasserstoffgas über ein Sicherheitsventil abgelassen werden. Auch wenn der Wasserstoff nicht gebraucht wird, entleert sich ein halbvoller Tank im Hydrogen 7 so innerhalb von nur 9 Tagen. Auch auf dem Weg von der Wasserstoffherstellung bis in den Tank kommt es zu Verlusten. Wasserstoff diffundiert nicht nur durch feinste Risse, sondern sogar durch viele intakte Materialien. Hinzu kommt ein Sicherheitsproblem, da durch die Vermischung von austretendem Wasserstoff mit Luft Knallgas entstehen kann. Verbesserungen lassen sich von neuartigen porösen Materialien als Wasserstoffspeichern erwarten, die die einzelnen Wasserstoffmoleküle besser binden. Diese Speichertechnik ist zur Zeit jedoch noch relativ schwer und teuer.

Neben der Elektrolyse sind auch andere Verfahren zur Wasserstoffgewinnung vielversprechend, so beispielsweise die direkte Gewinnung von Biowasserstoff, insbesondere durch auf Photosynthese spezialisierte Algen. Bei gleicher Menge an chemisch gebundener Energie wird weniger Anbaufläche benötigt als etwa bei Bioethanol. Die Algen können in Plexiglasröhren sogar mitten in einer Wüste anstatt auf fruchtbaren Ackerflächen gezüchtet werden.

Eine Variante sieht vor, Wasserstoff direkt biologisch über Photosynthese herzustellen. Bislang wird nur eine nicht konkurrenzfähige Energieeffizienz von 0,1 Prozent erreicht.

Theoretisch kann in der Sahara mehr als genug Energie erzeugt werden, um den Energiebedarf von Europa abzudecken. Dazu ist jedoch ein über große Strecken verlustarmer Stromtransport notwendig. Dafür geeignet ist die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung . Diese hat auf einer Strecke von 1000 km nur einen Verlust von 3 Prozent.

Der Wandel zu einer regenerativen Energiewirtschaft wird oft im Zusammenhang mit seinen ökologischen, sozialen und ökonomischen Auswirkungen gesehen. Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien sind in der Regel deutlich kleiner als heutige Kraftwerke oder Raffinerien; sie reichen von wenigen Kilowatt (Photovoltaik-Dachanlagen) bis in den zweistelligen Megawattbereich (großer Windpark, Solarthermisches Kraftwerk), während Kernkraftwerke meist über ein Gigawatt produzieren.

Befürworter einer Dezentralisierung betonen, dass bei dezentraler und erneuerbarer Energieversorgung keine umfangreiche überregionale Infrastruktur notwendig ist, da die Energie in der Region verbraucht wird, in der sie gewonnen wird. Der Transport von Energieträgern in Form von Brennstoffen über große Entfernungen würde stark eingeschränkt. Beispiele sind die Nutzung von regionaler Biomasse (Holz, Biogas), Geothermie oder solare Warmwasserbereitung. Energie ist jedoch nicht in allen Regionen mit vergleichbarem wirtschaftlichen Aufwand bereitzustellen.

Bei dezentraler Energiewirtschaft kann auch die Ausnutzung des Brennstoffes erhöht werden, indem die Abwärme von Kleinkraftwerken zum Heizen umliegender Gebiete verwendet wird. Ein Beispiel sind die bereits heute eingesetzten Heizkraftwerke, einschließlich Biomasse- und Biogaskraftwerken.

Durch die Installation neuer Technologien werden neue Arbeitsplätze bei den entsprechenden Herstellern und Betreibern geschaffen. Eine dezentrale Energieversorgung gibt mehr Menschen pro installierter Leistung Arbeit als fossile Großkraftwerke, deren Kosten vor allem durch den Brennstoff bestimmt werden. Eine regionale Energieversorgung vermeidet die politische Abhängigkeit und den Abfluss von Devisen ins Ausland, erst recht wenn auch die Energietechnik im Inland gefertigt wird.

Kritiker der dezentralen elektrischen Energieversorgung betonen die Versorgungssicherheit durch weitgespannte Netzwerke. So können sich Überangebot und Mangel in verschiedenen Regionen ausgleichen. Zum Beispiel würde im Sommer ein Überschuss von Solarstrom aus den Mittelmeerländern geliefert, während im Winter Windstrom aus Nord- und Westeuropa genutzt werden könnte. Daneben weisen Kritiker auch auf Herausforderungen bei der Regelung vieler Kleinkraftwerke in einem großen Netzwerkverbund ohne die Stütze von Großkraftwerken hin. Richtig ist jedoch auch, dass ein System aus großen Verbundnetzen mit wenigen Großkraftwerken großflächige, beispielsweise europaweite Stromausfälle erst ermöglichen. Großflächige Stromausfälle sind bei einer dezentralen Energieversorgung unwahrscheinlicher, allerdings haben 95 % aller Stromausfälle ihre Ursachen in den regionalen Mittel- oder Niederspannungsnetzen. Der Umbau der Energieversorgung auf Nachhaltigkeit bedeutet jedoch nicht notwendigerweise ausschließlich dezentrale Versorgung, einige Konzepte, wie beispielsweise Offshore-Windparks und Solarfarmkraftwerke oder auch die Studien von TREC setzen auch bei erneuerbaren Energien auf zentrale Gewinnung und großräumige Verteilung.

Eine Energiewirtschaft, die auf erneuerbaren Energien aufbaut, kann eine Strategie für das Abwenden der globalen Erwärmung bieten, wenn deren Nutzung die Emission von Treibhausgasen verringert. Die unterschiedlichen Technologien zur Nutzung jeder Form von Energie, also auch erneuerbarer Energien, haben grundsätzlich immer Auswirkungen auf die Biosphäre, also auch auf Menschen und das ihr Leben ermöglichende Ökosystem. Dabei müssen auch Aufbau und Abbau der Anlagen betrachtet werden (Produktlebenszyklus). Diese Auswirkungen müssen verstanden und quantitativ dargestellt werden. Erst dann werden Nutzen und Schaden in der Energie- und Entropiebilanz, für die Artenvielfalt und soziale Folgen deutlich.

Eine Gefahr der einseitigen Konzentration der Energiepolitik auf die Förderung Erneuerbarer Energien besteht darin, dass das Energiesparen als zweites notwendiges Handlungsfeld aus dem Sichtfeld gedrängt wird.

Die Produktion von Photovoltaikmodulen ist energieaufwändig. Die Energetische Amortisation in Deutschland beträgt für mono- und polykristalline Zellen um 6 Jahre und für Dünnschichtmodule rund 1 Jahr. Außerdem werden, wie bei allen elektronischen Bauteilen, zum Teil giftige Schwermetalle, sowie etwa 12 kg Silizium pro Kilowatt installierter Leistung (mono- und polykristalline Zellen) benötigt.

Bei solarthermischen Sonnenkollektoren werden Metalle wie Kupfer und Aluminium verbraucht.

Lokal führt Solartechnik zu Änderungen der Energiebilanz, insbesondere durch Verschattung und geänderte Reflexion. Global ist dieses jedoch unbedenklich, denn das solare Energieangebot ist etwa um den Faktor 10.000 größer als der heutige gesamte Weltenergiebedarf. Selbst bei einer solaren Vollversorgung des Weltenergiebedarfs steht deshalb die daraus entnommene Energiemenge in keiner Relation zum Angebot.

Talsperren mit Staumauern machen starke Eingriffe in die Umwelt erforderlich. So mussten im Fall des chinesischen Drei-Schluchten-Damms mehr als eine Million Menschen umgesiedelt werden. Bei vielen Stauseeprojekten kam es zu Veränderungen im Ökosystem, da riesige Flächen geflutet wurden und in die saisonalen Wasserstandschwankungen der Flüsse eingegriffen wurde.

In Regionen mit Wassermangel kommt es zu Nutzungskonflikten. So staut z. B. Tadschikistan den Syrdarja (und Nebenflüsse) im Sommer auf, um im Winter Energie zu gewinnen. Das unterhalb gelegene Kasachstan benötigt das Wasser aber im Sommer für seine Landwirtschaft.

Auch Laufwasserkraftwerke greifen in die Flusslandschaft ein. Allerdings werden die meisten europäischen Flüsse ohnehin für die Binnenschifffahrt aufgestaut. Die Strom-Boje verändert das Erscheinungsbild und den Wasserpegel hingegen nur unwesentlich.

Windparks werden von einigen Landschaftsschützern kritisch gesehen. An bestimmten Standorten besteht unter Umständen eine Gefahr für Vögel oder Fledermäuse. Abhängig von den Prioritäten der Kommentatoren wird die Gefährdung von Vögeln entweder als gering oder als bedeutend eingeschätzt. Einfluss auf die regionalen Windverhältnisse wurde bisher nicht festgestellt. Um lokale Beeinflussungen zwischen den einzelnen Anlagen zu minimieren werden sie mit etwas Abstand untereinander (in Hauptwindrichtung meist drei Rotordurchmesser nebeneinander und acht bis zehn Rotordurchmesser hintereinander) errichtet.

Dieser Bereich umfasst die Nutzung von festen, flüssigen und gasförmigen Energieträgern auf überwiegend pflanzlicher Grundlage. In der Geschichte der Menschheit spielt Holz als Brennstoff von Beginn an die entscheidende Rolle. Holz und andere Pflanzenmaterialien wachsen unterschiedlich schnell nach und unterscheiden sich daher in ihrer Verfügbarkeit. Die Verwendung von Holz und anderen Biomassen zur Energieerzeugung kann gravierende ökologische und soziale Folgen haben, was sich bereits in der Vergangenheit mehrfach gezeigt hat und gegenwärtig in vielen Ländern der Erde ein ungelöstes Problem darstellt. Bei der Verbrennung von Biomasse können Schadstoffe wie Stickoxide und Schwefeldioxid entstehen. Die Verbrennung von Holz und anderen festen Biomassen gilt ungefiltert als erhebliche Quelle von Feinstaub. Eine vollständige Verbrennung erfordert einen hohen technischen Aufwand, der nicht in allen Ländern der Erde zur Verfügung steht, so dass auch verschiedene Kohlenwasserstoffe als Abgase entstehen.

Die Gewinnung von Energie aus Pflanzen steht in einem Spannungsverhältnis zum Nahrungsmittelanbau und zum Natur- und Landschaftsschutz. Während die Vergärung von landwirtschaftlichen Rest- und Abfallstoffen in Biogasanlagen als unproblematisch gilt, gerät der intensive Anbau von Energiepflanzen, insbesondere für die Herstellung von anspruchsvollen Treib- und Kraftstoffen, immer wieder in die Kritik. Eine Deckung des jetzigen Treibstoffverbrauches mit biogenen Energieträgern wird vom Volumen her ohne großflächige Umwelteingriffe kaum zu leisten sein.

Großen Schaden verursacht der Anbau des für Biodiesel verwendeten Palmöls. Klimaexperten haben auf einer internationalen Klimakonferenz im Mai 2007 in Hong Kong davor gewarnt, dass Agrartreibstoffe die globale Erwärmung weiter anheizen werden. Landwirte würden durch die steigende Nachfrage nach Biotreibstoffen ermuntert, tropische Wälder abzubrennen, in denen große Mengen CO2 gespeichert sei. So werden jährlich riesige Flächen Regenwald in Palmenplantagen umgewandelt. Je nach Anbaumethoden kann die Fläche dauerhaft veröden. Zwar kann der Einsatz von Biodiesel anstelle von Mineralöldiesel die CO2-Emissionen reduzieren, doch werden dafür andere Nachteile in Kauf genommen. Eine Verbesserung in ökologischer Hinsicht könnten Cellulose-Ethanol und BtL-Kraftstoffe bringen, diese Technologien stehen noch am Anfang. „Einige der so genannten alternativen Energielösungen wie Biotreibstoffe sind sehr gefährlich“, sagte der Wissenschaftler James Lovelock während der Konferenz in Hong Kong.

Bei Rapsöl ergeben sich beim erforderlichen großflächigen Anbau Schwierigkeiten für die Landwirtschaft. Auf den angelegten Monokulturen werden häufig große Mengen an synthetischen Düngemitteln und Pestiziden eingesetzt. Menschen und Umwelt werden durch die Chemikalien belastet. In trockenen Gebieten wie z. B. dem mittleren Westen der USA droht das zur Bewässerung angezapfte Grundwasser zu versiegen, wodurch die Trinkwasserversorgung der Bevölkerung gefährdet wird. Weiterhin werden zunehmend gentechnisch veränderte Pflanzen für die Plantagen eingesetzt.

Nicht zuletzt ist die Ressource Biomasse durch die Erzeugungskapazität der Erde begrenzt (Energieeintrag der Sonne, verfügbare Fläche) und durch den Menschen schon in erheblichem Maß genutzt.. Das gegenwärtig in Kläranlagen gewonnene Biogas deckt meist den Eigenbedarf, so dass mit der bisherigen Technik insgesamt kein Überschuss - z.B. für die Einspeisung elektrischen Stroms in das allgemeine Netz - erwirtschaftet wird.

Bei der Geothermie sind nahezu keine negativen Umwelteinwirkungen bekannt. Eine umfangreiche Systemstudie zeigt zwar Einwirkungen während des Baus derartiger Systeme, wie Herstellung der Stahlrohre für die Komplettierung geothermischer Bohrungen, diese sind jedoch vergleichsweise unerheblich. Bei der Stimulation von untertägigen Wärmeübertragern treten gelegentlich kleine seismische Ereignisse auf (Dezember 2006, Basel, Magnitude 3,4). Diese waren jedoch bisher nie mit nennenswerten Schäden verbunden und sind vergleichsweise klein, verglichen mit den seismischen Ereignissen, die bei der Kohlegewinnung, der Erdöl-/Erdgasgewinnung, bei der Endlagerung von CO2 oder beim Füllen von Wasserspeichern registriert wurden.

Das deutsche Gesetz über Erneuerbare Energien (EEG) soll den Anteil von Wind-, Wasser-, Sonnenenergie und Geothermie an der Stromerzeugung in Deutschland bis 2010 auf mindestens 12,5 Prozent steigern (2020: 20 %). Bis 2020 werden in diesen Branchen über 200 Milliarden Investitionen getätigt, also ein Vielfaches der in der fossilen Energieversorgung vorgesehenen Investitionen. Die Erneuerbaren Energien können nicht nur den Ausstieg aus der Atomenergie vollständig kompensieren, sondern auch alleine die politisch verbindlich vereinbarte Einhaltung der Kyotoziele sicherstellen. Seit 1991 müssen Energieversorger Strom aus erneuerbaren Energien zu Mindestpreisen abnehmen, dies führt jedoch nur zu einer geringfügigen Erhöhung der Strompreise beim Endkunden (0,15 ct/kWh).

2007 wurden mit 148 Mrd. US-Dollar etwa 60 Prozent mehr Investitionen in Anlagen zur Nutzung von erneuerbaren Energien als im Jahr 2006 getätigt. Mit 50,2 Mrd. fiel dabei der größte Teil auf Windkraftnutzung. Die größte Investitionssteigerung erfuhr die Sonnenenergie; seit 2004 steigen die Investitionen jährlich um 254 Prozent auf 28,6 Mrd. US-Dollar im Jahr 2007. Europa ist mit 49,5 Mrd. US-Dollar Spitzenreiter bei den Investitionen.

Laut dem deutschen Bundesministerium für Umweltschutz, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) hat sich die Zahl der Beschäftigten im Wirtschaftszweig Erneuerbare Energien innerhalb von zwei Jahren nahezu verdoppelt. Im Jahr 2006 arbeiteten 235.000 Berufstätige bei Herstellern, Zulieferern, Projektierern und anderen Unternehmen der Erneuerbaren-Energien-Branche. Die größten Arbeitgeber sind die Bioenergiebranche (über 95.000 Arbeitsplätze), die Windenergie (82.100 Arbeitsplätze) und Solarenergieunternehmen (ca. 40.200 Arbeitsplätze). Bis zum Jahr 2020 sollen laut BMU über 400.00 Menschen in Deutschland im Bereich Erneuerbare Energien beschäftigt sein.

Im Jahr 2007 lag der aus erneuerbaren Energien gedeckte Endenergieverbrauch in Deutschland bei 6,7 % des Gesamtverbrauchs. Den größten Anteil (etwa 69 %) hatten feste und flüssige biogene Brennstoffe, welche insbesondere in der Wärmeerzeugung und als Kraftstoffe Verwendung finden.

Im Gegensatz zu den Kraftstoffen und der Wärmeerzeugung spielte Biomasse bisher für die Stromerzeugung mit rund 25 % (anteilig aus EE) eine weniger große Rolle, wohingegen Windenergie (42 %) und Wasserkraft (30 %) gewichtigere Anteile an der Stromgewinnung aus erneuerbaren Energien hatten.

Mit einem Anteil von ca. 22,7 % machten die Erneuerbaren Energien fast ein Viertel des österreichischen Bruttoinlandsverbrauchs von Energie im Jahr 2001 aus. Der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung lag 2006 bei etwa 65 %. Da Österreich in den Wintermonaten in erheblichem Umfang elektrische Energie importiert, lag der Anteil am Stromverbrauch jedoch nur bei 45 %.

In der Schweiz werden Erneuerbare Energien sehr intensiv genutzt. Im Jahr 2004 betrug deren Anteil am schweizer Endenergieverbrauch 16,5 %. Dieser Anteil wurde hauptsächlich durch Wasserkraft (70 %), Biomasse (25 %, inkl. Abfall) und Geothermie (3,5 %) gedeckt. Dabei ist jedoch zu beachten, dass die schweizerischen Pumpspeicherkraftwerke in der Nacht aus dem Ausland preiswerten Strom importieren, um Wasser in die Stauseen hochzupumpen. Dieser Strom stammt zu einem großen Teil aus nicht erneuerbaren Energiequellen.

Der durchschnittliche Anteil der erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch aller EU-25-Staaten (Malta ausgenommen) lag im Jahr 2005 laut einem Vergleich des BMU bei 6,5 %. Spitzenreiter waren Lettland (36,3 %), Schweden (29,8 %) und Finnland (23,2 %). Österreich nahm mit 20,5 % den vierten Platz ein, während Deutschland mit 4,8 % unter dem Durchschnitt lag.

Die Europäische Union verpflichtete sich am 9. März 2007 verbindlich, den Ausstoß von Treibhausgasen bis 2020 um ein Fünftel im Vergleich zu 1990 zu verringern und den Anteil erneuerbarer Energien im Durchschnitt auf 20 Prozent bis 2020 zu erhöhen. Im Januar 2008 beschloss die Europäische Kommission verbindliche Vorgaben für die einzelnen Mitgliedsstaaten. Die Richtlinie 2001/77/EG verpflichtet die Mitgliedstaaten zur Festlegung nationaler Richtziele für den Anteil Erneuerbarer Energien am Stromverbrauch, wobei den einzelnen Staaten hinsichtlich der Fördersysteme im einzelnen ausdrücklich freie Hand gelassen wird.

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Temperaturgradient

Als Temperaturgradienten bezeichnet man einen räumlichen Temperaturunterschied, der durch einen mathematischen Gradienten beschrieben wird.

Der Temperaturgradient ist üblicherweise in alle drei Raumrichtungen ausgeprägt und gibt daher den Temperaturunterschied in x-, y-, und z-Richtung an. Für spezielle Anwendungen ist jedoch auch nur ein zwei- oder gar eindimensionaler Temperaturgradient von Belang, wobei sich dieser auch wesentlich einfacher auf mathematischem Wege beschreiben lässt.

Der Temperaturgradient ist ein wesentlicher Bestandteil vieler technischer Fragestellungen, zum Beispiel der Diffusion, Wärmeleitung, Wärmestrahlung oder Konvektion.

In der Meteorologie ist der atmosphärische Temperaturgradient von entscheidender Bedeutung. In der Geologie und besonders in der Geothermie spielt der Temperaturgradient der Erdkruste, die so genannte geothermische Tiefenstufe eine wichtige Rolle.

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Unterhaching

Wappen der Gemeinde Unterhaching

Unterhaching ist die zweitgrößte Gemeinde im oberbayerischen Landkreis München und liegt südlich der bayerischen Landeshauptstadt München.

Die Besiedlung des Hachinger Tals kann anhand von Gräberfunden zurück bis mindestens 1100 v. Chr. nachgewiesen werden. Zwischen dem fünften und achten Jahrhundert bildete sich der bayerische Stamm aus, hier belegt durch ein altbajuwarisches Reihengräberfeld.

Der Name Haching ist auf den Personennamen Hacho und das Adelsgeschlecht der Hahilinga zurückzuführen. Erstmals erwähnt wird der Name Haching im Jahre 806 in einer Urkunde, mit der der Abt Petto seinen Besitz ebendort dem Kloster Schäftlarn vermachte. Haching ist damit einige hundert Jahre älter als München.

Der Name Unterhaching (lat. inferiori hachingin) taucht erstmals im Jahre 1180 in einem Besitzverzeichnis des Bischofs von Freising auf.

Um 1310 wurde die bis heute unter dem Namen St. Korbinian existierende Dorfkirche erbaut. Sie ist damit das älteste Gebäude Unterhachings und steht im Ortsteil „Alter Ort“.

Bis zur Säkularisation 1803 waren die umliegenden Klöster die Grundherren. Daraus erklärt sich auch das Gemeindewappen, das bis heute den Abtstab des Klosters Schäftlarn und das Seerosenblatt aus dem Wappen des Klosters Tegernsee zeigt. Bis dato war Unterhaching auch dem Bezirk Wolfratshausens zugeordnet, nicht, wie heute, München.

Unterhaching war bis Anfang des 20. Jahrhunderts ein reines Bauerndorf. Erst mit der Anbindung an das Bahn- (1898) und Postnetz begann die Wandlung zur Wohngemeinde. Die Einwohnerzahl explodierte von 616 Einwohnern im Jahr 1900 auf 20.545 im Jahr 2000.

1955 spaltete sich der Ortsteil Ottobrunn ab und wurde zu einer selbständigen Gemeinde.

1968 begann der Bau zweier neuer Großsiedlungen, der Grünau und des Fasanenparks, die den Charakter Unterhachings endgültig hin zu einer modernen Wohnsiedlung veränderten.

Bürgermeister ist seit dem 1. Mai 2008 Wolfgang Panzer (Verwaltungsfachwirt) von der SPD.

Bekannt wurde Unterhaching deutschlandweit unter anderem durch die Fußballmannschaft der SpVgg Unterhaching, die in der Saison 1999/2000 sowie 2000/2001 in der Ersten Bundesliga spielte und 2001 den DFB-Hallenpokal gewann. Für die Saison 2008/2009 konnten sie sich für die 3. Liga qualifizieren.

Die SpVgg Unterhaching hat auch eine sehr erfolgreiche Bobsport-Abteilung, für die der vielfache Welt- und Europameister und Olympiasieger Christoph Langen startete.

Ebenso erfolgreich sind die Volleyballer des TSV Unterhaching, die seit sechs Jahren in der Ersten Bundesliga spielen.

Unterhaching ist Standort des Senf- und Feinkostherstellers Develey, außerdem Sitz der deutschen Verwaltung des Kaugummiherstellers Wrigley und der Zentrale des Sportartikel Anbieters SportScheck. Die Firma Supremo Kaffeerösterei ist ebenfalls im Ort ansässig.

Die Gemeinde Unterhaching verfügt über eine geothermische Strom- und Wärmeerzeugungsanlage. Diese kann aus ca. 38 MWth geothermischer Energie bis zu 4,1  MWel (durchschnittlich 3,36  MWel) erzeugen. Die Wärmeenergie wird über ein Fernwärmenetz vertrieben, dessen Ziel-Anschlussleistung bei 70  MWth liegt. Die erfolgreiche Umsetzung des Geothermieprojekts Unterhaching konnte für die Gemeinde Unterhaching über die eigens gegründete Projektgesellschaft „Geothermie Unterhaching GmbH & Co KG“ mit Unterstützung des Prüfungs- und Beratungsunternehmens Rödl & Partner erreicht werden.

Nach den jeweils etwa sechs Monate dauernden Bohrarbeiten konnte die erste Bohrung im Herbst 2004 und die zweite Bohrung im Winter 2007 erfolgreich abgeschlossen werden. Den ökologischen und ökonomischen Erfolg des Projekts garantierte das Auffinden von 122  °C bzw. 133  °C heißem Tiefenwasser bei einer Schüttung von 150  l/s in Tiefen von bis zu 3.580  m.

Seit 4. Oktober 2007 ist die Anlage in Betrieb und liefert Wärmeenergie aus Geothermie. Im Dezember 2007 berichtete die Geothermie Unterhaching GmbH & Co KG von 2.500 angeschlossenen Haushalten mit einer Anschlussleistung von 28  MWth bei einer Leitungslänge von mehr als 20 Kilometern. Im Winter 2008/2009 soll nun auch mit der Produktion von elektrischem Strom begonnen werden.

Unterhaching hat zwei Grundschulen, eine Hauptschule, ein Gymnasium, sowie eine Förderschule.

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Energiequelle

Schemazeichnung für die Stromgewinnung aus Geothermie

Der Begriff Energiequelle wird in der Energiewirtschaft verwendet und entspricht weitgehend dem Begriff der primären Energieträger.

Die als Energiequelle nutzbaren fossilen Energieträger sind aus Biomasse entstandene Stoffe, die – durch Sedimentschichten von der Atmosphäre abgeschlossen – nicht verrotten konnten und so ihre chemische Energie erhielten. Fossile Energieträger sind Kohle, Erdgas, Erdöl und Methanhydrat. Allen fossilen Energieträgern ist gemeinsam, dass sie nur in begrenztem Maß vorhanden sind und ihre Verwendung mit mehr oder weniger hohen CO2-Emissionen verbunden ist (siehe Treibhauseffekt, Klimawandel, Klimaschutz).

Stein- und Braunkohle bildeten sich im Karbon bzw. Tertiär aus abgestorbenen Pflanzen, die im Morast absackten und langsam zusammengedrückt wurden. Der Prozess bei dem sich abgestorbenes organisches Material zuerst in Torf dann in Braunkohle und zuletzt in Steinkohle umwandelt wird als Inkohlung bezeichnet und ist durch Zunahme des relativen Kohlenstoffanteils gekennzeichnet. Daher hat Steinkohle einen höheren Heizwert als Braunkohle.

Steinkohle wird in Deutschland unter Tage in Stollen und Schächten abgebaut, während die weiter oben liegende Braunkohle nach dem Abräumen der Deckschichten (Abraum) im Tagebau abgebaut werden kann.

Kohle wird zur Stromerzeugung in Dampfkraftwerken verfeuert. Weiterhin wird Steinkohle in der Stahlherstellung und in geringem Umfang, wie auch Braunkohle, zum Betrieb von Wohnraumheizungen (Kohleöfen) verwendet.

Kohle ist ein heimischer Energieträger, sichert also Arbeitsplätze und vermindert die Importabhängigkeit; Außerdem ist Strom aus Kohlekraftwerken je nach Bedarf abrufbar, benötigt also keine „Schattenkraftwerke“ zum Ausgleich von Schwankungen. Dies gilt für Braunkohlekraftwerke allerdings nur sehr eingeschränkt, da diese in der Grundlast, also mit konstanter Leistung betrieben werden. Heimische Steinkohle ist verglichen mit Importkohle sehr teuer ist und muss massiv subventioniert werden, um konkurrenzfähig zu bleiben.

Kohle ist als fossiler Energieträger nur in begrenztem Umfang vorhanden, und als Grundstoff für die chemische Industrie eigentlich zu schade zum Verbrennen. Außerdem ist die Verbrennung von Kohle im Vergleich mit anderen fossilen Energieträgern mit vergleichsweise hohen CO2-Emissionen verbunden, da Kohle im wesentlichen aus Kohlenstoff besteht. Die Verbrennung von Kohle ist zudem – bedingt durch die enthaltenen Verunreinigungen – mit relativ hohen Schadstoffemissionen (Schwefelverbindungen, Stickstoffverbindungen, Stäube) verbunden, die in modernen Kohlekraftwerken mit hohem technischen Aufwand reduziert werden. Der Tagebau bei der Braunkohle verursacht – zunächst enorme Umweltschäden durch die Inanspruchnahme des Landes. Nach Jahrzehnten entstehen durch planmäßige Rekultivierung Flächen mit ähnlicher oder besserer Bodenqualität als vorher. Außerdem werden mit den auf der Braunkohle stehenden Siedlungen Kulturgüter zerstört. Nach der Verbrennung verbleiben Asche und Filterstäube die fachgerecht entsorgt werden sowie Gips aus der Rauchgasentschwefelung, der heute in der Baustoffindustrie Anwendung findet.

Ein Kohlekraftwerk gibt auch im Normalbetrieb radioaktive Stoffe durch die Freisetzung der in der Kohle enthaltenen natürlichen Radioaktivität (40K, Uran, Thorium) mit Abluft an die Umgebung ab. Bislang konnten jedoch keine schädlichen Belastungen für die unmittelbare Umgebung nachgewiesen werden.

Erdöl entstand vor etwa 70 Millionen Jahren aus abgestorbenen Wassertieren und -pflanzen durch Sedimentation der Mikroorganismen in Verbindung mit mineralischen Schwebstoffen. Es besteht im wesentlichen aus Kohlenwasserstoffen. Typische Verunreinigungen sind Schwefel-Verbindungen, Schwefelwasserstoff und Stickstoff-Verbindungen. Erdöl wird zur Stromerzeugung in Dampfkraftwerken, als Ausgangsstoff für Treibstoffe (Benzin, Diesel), in Ölheizungen sowie als Grundstoff in der chemischen Industrie verwendet.

Strom aus Ölkraftwerken ist je nach Bedarf abrufbar, benötigt also keine „Schattenkraftwerke“ zum Ausgleich von Schwankungen. In geringerem Maße als Kohle ist Erdöl aus der Nordsee ein heimischer Energieträger, er sichert so in einer strukturschwachen Umgebung Arbeitsplätze. Die Vorkommen in der Nordsee sind allerdings sehr begrenzt.

Erdöl ist als fossiler Energieträger nur in begrenztem Umfang vorhanden, und als essentieller und vielseitiger Grundstoff für die chemische Industrie (Grundstoff für Schmierstoffe, Kunststoffe und vieles andere) noch bei weitem wertvoller als der Grundstoff Kohle. Die Verbrennung von Erdöl verursacht größere CO2-Emissionen als die Verbrennung von Erdgas und weniger als die Verbrennung von Kohle. Sie ist mit relativ hohen Schadstoffemissionen (Schwefelverbindungen, Stickstoffverbindungen) verbunden, die sich nur mit hohem technischen Aufwand reduzieren lassen. Erdöl ist ein Umweltschadstoff (Ölpest). Die Gewinnung von Erdöl führt zu Umweltbelastungen, sowohl bei der normalen Gewinnung (Leckagen) als auch bei Tankerunglücken (siehe z. B. Exxon Valdez, Amoco Cadiz, u. a.). Nach der Verbrennung verbleiben Filterstäube zur Entsorgung sowie Gips aus der Rauchgasentschwefelung.

Zudem besteht ein Problem bei Erdöl in dem Peak-Oil genannten Fördermaximum. Ist der Peak, das Maximum erreicht, beginnt die Förderrate zu sinken. Dies führt bei gleich bleibendem oder steigendem Verbrauch an Erdöl zu einer immensen Preissteigerung und eventuell zu Versorgungsengpässen.

Erdgas entstand zusammen mit dem Erdöl, es ist der unter normalen Temperaturbedingungen gasförmige Anteil des Umwandlungsprozesses. Erdgas besteht vorwiegend aus Methan (CH4). Typische Verunreinigungen sind Schwefel-Verbindungen, Schwefelwasserstoff und Stickstoff-Verbindungen. Erdgas wird zur Stromerzeugung mit Gasturbinen, zum Heizen und seit einiger Zeit auch als PKW-Treibstoff (CNG) verwendet. Erdgas ist außerdem Ausgangsstoff für Synthesegas, das in der chemischen Industrie Verwendung findet ( Methanol, Wasserstoff und Ammoniak).

Erdgas enthält im Vergleich zu Kohle und Erdöl erheblich weniger Verunreinigungen (z. B. Schwefelverbindungen), setzt daher bei der Verbrennung weniger Schadstoffe frei und ist somit ein vergleichsweise umweltfreundlicher fossiler Energieträger. Erdgas enthält zudem – chemisch gesehen – einen höheren Wasserstoffanteil als Kohle oder Erdöl und setzt daher bei gleichem Energieertrag weniger Treibhausgas CO2 frei. Allerdings ist unverbranntes Methan, der Hauptbestandteil von Erdgas, selbst ein sehr effektives Treibhausgas (siehe Treibhauspotenzial). Erdgas aus Leckagen fördert also ebenfalls den Treibhauseffekt. Erdgas wird heute zur Stromerzeugung hauptsächlich in Gasturbinen- oder GuD-Kraftwerken (Gas- und Dampfkraftwerken) eingesetzt. Diese Kraftwerke erreichen einen sehr hohen Wirkungsgrad von 55 bis 60 % und können im Gegensatz zu Kohle- oder Kernkraftwerken bei Bedarf sehr kurzfristig Strom liefern, sind also spitzenlasttauglich und können gut zum Ausgleich von Lastschwankungen, Kraftwerksausfällen oder Leistungsschwankungen, z. B. von Windenergieanlagen, eingesetzt werden.

Erdgas ist als fossiler Energieträger nur in begrenztem Umfang vorhanden, außerdem muss Erdgas zum großen Teil importiert werden, macht deshalb also importabhängig.

Methanhydrat (Methanklathrat, Methaneis) ist eine Einlagerungsverbindung (Klathrat), eine an milchiges Eis erinnernde Substanz, die aus Methan besteht, das physikalisch in Wasser eingelagert ist. Die Wassermoleküle umschließen das Methan vollständig.

Erstmals wurde Methanhydrat 1971 im Schwarzen Meer entdeckt. Methanhydrat bildet sich am Boden von Meeren bzw. tiefen Seen, wo der Druck um 20 bar genügend hoch und die Umgebungstemperatur mit 3 bis 4 °C niedrig genug ist.

Bei niedrigerem Druck ist Methanhydrat instabil und zersetzt sich zu Wasser und freiem Methan, das theoretisch analog zum ähnlich zusammengesetzten Erdgas genutzt werden könnte. Die größten Vorkommen von Methanhydrat wurden an den Hängen der Kontinentalschelfe ausgemacht.

Bei geschätzten zwölf Billionen Tonnen Methanhydrat ist dort mehr als doppelt so viel Kohlenstoff gebunden wie in allen Erdöl-, Erdgas- und Kohlevorräten der Welt. Wegen der Instabilität gestaltet sich der Abbau der Methanhydratfelder jedoch schwierig und ist momentan noch Spekulation.

Die Verbrennung von Methanhydrat setzt etwa gleich viel CO2-Emissionen frei wie die von Erdgas, so dass diese ebenfalls zur Globalen Erwärmung beiträgt, allerdings in geringerem Maß als Kohle oder Erdöl. Weiterhin ist Methan selbst ein starkes Treibhausgas, das weitaus effektiver ist als CO2 (siehe Treibhauspotenzial). Beim Abbau müssten also hohe Ansprüche an die Vermeidung von Leckagen und anderen Methanfreisetzungen gestellt werden.

Die Ausbeutung der Methanhydratvorkommen an Kontinentalschelfen erfordert weiterhin umfangreiche Untersuchungen bezüglich der Hangstabilität. So können Hangrutsche an Kontinantalschelfen durch ihre Größe von mehreren hundert Kilometern zu Tsunamis führen.

Erneuerbare Energiequellen tragen ihren Namen, weil sie im Gegensatz zu den – begrenzt vorhandenen – fossilen Energieträgern ständig direkt (Sonnenlicht) oder indirekt (Wind, Wasserkraft, Wellen, Biomasse) von der Sonne nachgeliefert oder aus anderen, nichtfossilen Quellen (Geothermie: radioaktiver Zerfall im Erdinneren, Gezeitenkraftwerke: Bewegung von Mond und Erde) gespeist werden. Sie gehen daher quasi nie zur Neige. Die regenerativen Energiequellen sind, außer der Windenergie, derzeit noch nicht völlig konkurrenzfähig zu etablierten Energiequellen und sind deshalb auf Subventionen angewiesen um den Einsatz attraktiv zu machen und die Weiterentwicklung zu forcieren. Die Erzeugung von erneuerbarer Energie ist – vom Bau der Kraftwerke abgesehen – CO2-frei und setzt keine weiteren Schadstoffe frei.

Unterschiedlich warme Luftschichten führen zu einer Verfrachtung von Luft, die als Wind bezeichnet wird. Windkraftanlagen nutzen heute die Bewegungsenergie des Windes, um diese mit Hilfe von Propellern in mechanische Energie und schließlich in einem Generator in elektrische Energie umzuwandeln. Windenergie wurde bereits seit dem 10. Jahrhundert in Windmühlen genutzt, um Getreide zu mahlen.

Die energetische Amortisationszeit ist extrem kurz, sie liegt bei wenigen Monaten bis zu einem Jahr. Die Nutzung der Windenergie birgt keine nennenswerten Sicherheitsrisiken. Eine Windkraftanlage ist sehr zuverlässig, die technische Verfügbarkeit liegt zwischen 95 und 99 %, die energetische bei ca. 70 und 85 %. Alle installierten Windkraftanlagen zusammen können weder gleichzeitig ausfallen, noch ist es wahrscheinlich, dass sie gleichzeitig keinen oder maximalen Strom liefern. Dazu ist die Windenergie unabhängig von Brennstoffen und deren Preisentwicklung; die Stromkosten entstehen fast ausschließlich durch Kosten für die Finanzierung der notwendigen Investitionen. Dieser Faktor führt dazu, dass bei weiter steigenden konventionellen Energiepreisen die Stromgewinnung aus Windenergie konkurrenzfähiger wird. Als rein einheimische Energiequelle verringert sie die Abhängigkeit von den globalen Preissteigerungen anderer Energiequellen.

Windkraftanlagen sind direkt von den gerade herrschenden Windverhältnissen abhängig, die Erzeugung schwankt also. Bei Windstille oder Sturm erzeugen sie keinen Strom. Da die Speicherung von Strom aktuell nur mit von Umwandlungsverlusten behafteten Pumpspeicherkraftwerken erfolgen kann, müssen unter anderem konventionelle Kraftwerke, die ihren Strom aus nicht schwankungsbehafteten Quellen beziehen, diese Schwankungen ausgleichen. Durch die mittlerweile recht gute Prognostizierbarkeit des Windangebots sinkt dieser Anteil aber auf unter 10 % der Windenergiekapazität und kann von bestehenden Kraftwerken innerhalb ihrer Regeltätigkeit aufgebracht werden. Deren Wirkungsgradreduzierung liegt, wie bei der Regeltätigkeit durch wechselnden Bedarf, bei nur wenigen Prozentpunkten.

Windkraftanlagen sind ökologisch umstritten, da die Gefahr des Vogelschlags besteht, allerdings ist die absolute Gefahr dafür um einen Faktor 10 000 niedriger als im Straßenverkehr. Windkraftanlagen können im Betrieb schädlichen Infraschall abstrahlen und führen an Land durch ihre auffällige Bauart zu (wenn auch subjektiver) optischer Umweltverschmutzung.

In der Nähe von Straßen und Siedlungen geht von Windkraftanlagen im Winter die Gefahr von Eiswurf aus. In der Sichtweite von Straßen gefährden Windkraftanlagen die Verkehrssicherheit, weil die Aufmerksamkeit der Fahrer unbewusst abgelenkt wird.

Sofern man externe Effekte nicht berücksichtigt, ist Windstrom zurzeit noch teurer als konventionell erzeugter Strom, allerdings kann die Windenergie auch nicht auf die jahrzehntelange massive Förderung anderer Energiequellen zurückblicken (z. B. Steinkohle). In Regionen mit schwach ausgebautem Stromnetz, wie z. B. die Stromversorgung auf Inseln oder in Entwicklungsländern, sind Windkraftanlagen schon heute zu konventionellen Energiequellen konkurrenzfähig.

Wasserkraftwerke nutzen die Energie aus der Erdanziehung oder Bewegungsenergie von stetig fließendem Wasser, um daraus mittels Wasserturbinen mechanische Energie und daraus wiederum elektrische Energie zu gewinnen. Da der natürliche Wasserkreislauf von der Sonne angetrieben wird, ist Wasserkraft indirekt eine Form der Solarenergie. Wasserkraft wird im wesentlichen zur Erzeugung von Strom genutzt, die direkte Verwendung mechanischer Arbeit (Wassermühlen) ist eher verschwindend gering. Strom aus Wasserkraftwerken ist nach Bedarf abrufbar, benötigt also keine „Schattenkraftwerke“ zum Ausgleich von Schwankungen.

Die für Wasserkraftwerke in der Regel nötigen Stauseen sind auf geeignete, nur begrenzt zur Verfügung stehende Geländestrukturen angewiesen. Wasserkraft ist also von der gewinnbaren Menge her stark begrenzt; die Möglichkeiten in Deutschland sind weitgehend ausgereizt. Außerdem ist die Anlage von Stauseen flächenintensiv. Wenn beim Anlegen von Stauseen Wälder geflutet werden, entsteht bei der nachfolgenden Verrottung des organischen Materials eine große Menge Methan, das als Treibhausgas wirkt. Außerdem wird bei dem Prozess Sauerstoff verbraucht, so dass in dieser Phase (die viele Jahre dauern kann) der Stausee für Wasserbewohner ziemlich lebensfeindlich ist.

Gezeitenkraftwerke nutzen die kinetische Energie der mit den Gezeiten verbundenen Meeresströmungen, um daraus elektrische Energie zu gewinnen. Dazu werden in geeignet geformten Flussmündungen oder an ähnlichen Küstenlinien mit starkem Tidenhub Staudämme mit Turbinen errichtet. Eines der bekanntesten Gezeitenkraftwerke ist das Gezeitenkraftwerk Rance in der Mündung der Rance bei Saint-Malo, Frankreich.

Gezeitenkraftwerke sind nur an Orten rentabel, die eine geeignete Küstenlinie mit einem starken Tidenhub aufweisen; solche Orte sind nur sehr begrenzt verfügbar. Die ständige Korrosion durch das Salzwasser bewirkt hohe Unterhaltungskosten. Außerdem stellen Gezeitenkraftwerke unter Umständen einen erheblichen Eingriff in teilweise sehr sensible Ökosysteme dar.

Ein Meeresströmungskraftwerk nutzt die kinetische Energie aus der natürlichen Meeresströmung zur Bereitstellung von elektrischem Strom.

Das Seaflow wurde von der Universität Kassel geplant und mit Unterstützung eines britischen Ministeriums vor der Küste von Cornwall in der Straße von Bristol im Südwesten Englands gebaut. Zurzeit wird es getestet.

Wellenkraftwerke nutzen die Energie der durch den Wind auf der Wasseroberfläche des Meeres erzeugten Wellen. Die Entwicklung steht derzeit noch am Anfang. Es gibt seit 2000 das weltweit erste Wellenkraftwerk mit einer Pneumatischen Kammer, das Strom in ein kommerzielles Stromnetz einspeist. Statt der erwarteten Jahresdurchschnittsleistung von 500 kW wurde 2005/2006 jedoch nur 21 kW erreicht. Wellenkraftwerke mit Auftriebskörpern sind noch in der Erprobungsphase. Ende 2007 sollten die 3 ersten Anlagen vor Portugal in Betrieb gehen. Sie nutzen in Schlangenform die Wellenbewegung um zwischen mehreren Gliedern die Bewegung hydraulisch auf Generatoren zu übertragen. Viele Versuchsanlagen wurden durch Winterstürme zerstört, die etwa hundertmal so viel Leistung liefern wie die Wellenbewegung während der anderen Jahreszeiten. Da deshalb mit Wellenkraftwerken noch keine ausreichenden Erfahrungen vorliegen, weiß man über die ökologischen Auswirkungen, z. B. auf Meereslebewesen, bisher wenig.

Zur direkten Nutzung der Energie aus der Strahlung der Sonne kann diese entweder direkt (Photovoltaik) oder indirekt (solarthermisch) in elektrischen Strom verwandelt oder unmittelbar als Solarwärme genutzt werden. Es fallen keine Brennstoffkosten an, ein Solarkraftwerk benötigt allerdings einen gewissen Wartungsaufwand.

Das Angebot an Sonnenenergie ist an das Tageslicht gebunden und daher schwankend (Tag/Nacht, Wetter, Jahreszeit), daher ist die Gewinnung von Solarstrom mit dem Einsatz von steuerbarer Reserveenergie („Schattenkraftwerke“) verbunden. In Mitteleuropa ist sowohl das Angebot an Solarenergie als auch die Wettersituation unzureichend. Solarthermische Kraftwerke und in klimatisch günstigeren Regionen (Südeuropa, Afrika, etc.) scheitern zurzeit an fehlenden Möglichkeiten zum effektiven Transport (Stromleitungen hätten zu viele Verluste); hier könnte die noch in den Kinderschuhen steckende Wasserstofftechnologie in der Zukunft eine Lösung anbieten.

Bei der Photovoltaik wird Sonnenlicht mittels Solarzellen direkt in elektrischen Gleichstrom umgewandelt.

Die energetische Amortisationszeit ist relativ kurz, sie liegt bei wenigen Jahren. Das Sonnenenergieangebot folgt zeitlich grob dem jeweils aktuellen Strombedarf, tagsüber und gerade zur Mittagsspitze erreicht die Solarenergie ihr Angebotsmaximum, sie ist somit sehr gut für Mittellastdeckung geeignet und aufgrund dessen ein Baustein im Energiemix. Dazu ist die Photovoltaik unabhängig von Brennstoffen und deren Preisentwicklung; die Stromkosten entstehen ausschließlich durch Investitions- und (geringe) Wartungskosten. Dieser Faktor ermöglicht, dass bei weiter steigenden konventionellen Energiepreisen die Stromkosten aus Photovoltaik kontinuierlich sinken werden. Solarenergie ist eine rein einheimische Energiequelle, kann aber die Abhängigkeit von globalen Preissteigerungen anderer Energiequellen nicht verhindern. Eine Photovoltaikanlage ist sehr zuverlässig und praktisch wartungsfrei. Alle installierten Anlagen zusammen können nicht gleichzeitig ausfallen. Sie liefern bei Dunkelheit zwar keinen Strom, dann aber ist auch der Strombedarf geringer. In Deutschland ist die Photovoltaik als dezentrale Technik realisiert, die Energie wird dort erzeugt, wo sie auch verbraucht wird, Leitungsverluste entfallen.

Bei der Solarthermie (Solarwärmenutzung) wird die beim Auftreffen des Sonnenlichts auf eine Oberfläche durch Absorption entstehende Wärme in Sonnenkollektoren über ein Trägermedium (z. B. Wasser) gesammelt und zum Heizen oder zur Brauchwassererwärmung genutzt. Eine Nutzung zur Stromgewinnung ist in Mitteleuropa ökonomisch nicht zu realisieren.

Das Angebot an Sonnenenergie ist an das Tageslicht gebunden und daher schwankend (Tag/Nacht, Wetter, Jahreszeit); Tageszeit- und Wetterschwankungen lassen sich allerdings bei der Solarwärmenutzung mittlerweile durch Wärmespeichertechniken (z. B. Latentwärmespeicher) weitgehend ausgleichen. Die jahreszeitlichen Schwankungen sind gravierender, da Solarwärme für Heizzwecke genau dann am wenigsten zur Verfügung steht, wenn man sie benötigt. Eine langfristige Speicherung von Wärme vom Sommer zum Winter ist trotz der thermischen Verluste technisch möglich, scheitert zurzeit an der Wirtschaftlichkeit, dazu sind die Brennstoffpreise nicht hoch genug.

Bei solarthermischen Kraftwerken wird das Sonnenlicht über eine große Anzahl von Spiegeln auf einen Kollektor konzentriert, wodurch die für ein Kraftwerk mit Dampfkreislauf notwendigen Temperaturen erreicht werden. Aufwindkraftwerke erzeugen durch eine geeignete Konstruktion (ein umgekehrter Trichter) einen starken thermischen Aufwind, der sich mit Turbinen nutzen lässt. Wegen zu geringer Sonnenstrahlung sind diese Kraftwerke in Deutschland nicht einsetzbar.

Die zur Verwendung tauglichen biologischen Stoffe sind ebenfalls vielfältig, so können neben Pflanzlichen Ölen und Früchten für Biodiesel auch die restlichen Teile der Pflanzen, wie Holz, Stroh usw. für z. B. BtL-Kraftstoff sowie tierische Exkremente für Biogas und biologische Siedlungsabfälle (Deponiegas) zur Gewinnung von Heizstoffen eingesetzt werden.

Biomasse ist als Nischen-Energiequelle sinnvoll, soweit sie Abfallprodukte land- und forstwirtschaftlicher Prozesse bzw. biologisch abbaubare Siedlungsabfälle nutzt und bei deren Beseitigung mithilft. Ein großmaßstäblicher Einsatz mit speziell hierzu erzeugter Biomasse, z. B. zur großmaßstäblichen Umstellung von Diesel auf Biodiesel, scheitert weitgehend am enormen Flächenaufwand bei der Erzeugung der Biomasse. Zudem sind die ökologischen Belastungen bei der intensiven landwirtschaftlichen Nutzung problematisch. Nicht zuletzt ist die Ressource Biomasse durch die Erzeugungskapazität der Erde begrenzt (Energiebeitrag der Sonne, verfügbare Fläche) und durch den Menschen schon in erheblichem Maß genutzt.

Die geothermische Energie ist die in Form von thermischer Energie (umgangssprachlich Wärme) gespeicherte Energie unterhalb der Erdoberfläche. Im Erdinneren sind immense Mengen (rund 1.011 Terawattjahre) an thermischer Energie gespeichert, die teilweise aus der Zeit der Erdentstehung erhalten sind, überwiegend aber durch den Zerfall natürlicher radioaktiver Isotope entstehen. Die Temperatur im Erdkern beträgt schätzungsweise 6000 °C, im oberen Erdmantel noch 1300 °C. 99 % des Erdballs sind heißer als 1000 °C, nur 0,1 % sind kühler als 100 °C. Dabei nimmt im Schnitt die Temperatur um 3 °C pro 100 m Tiefe zu. Manche Gebiete haben jedoch einen höheren Temperaturgradienten, so zum Beispiel Gebiete in den USA, Italien, Island, Indonesien oder Neuseeland.

Die Nutzung der Erdwärme zur Stromerzeugung setzt Schadstoffe wie im Wasser gelöste Salze und Gase frei. Die Gewinnung von Erdwärme ist kaum mit anderen Emissionen (z. B. Infraschall) oder Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes verbunden.

Osmosekraftwerke sind Wasserkraftwerke, die aus dem unterschiedlichen Salzgehalt von Süß- und Salzwasser Energie gewinnen können. So durchdringt nach dem Prinzip der Osmose eine ionenarme Flüssigkeit (z. B. das Süßwasser aus einem Fluss) eine Membrane in Richtung einer ionenreicheren Flüssigkeit (z. B. Meerwasser), wobei sich ein Osmosedruck aufbaut. Bei geeignetem Aufbau kann der Flüssigkeitsstrom eine Turbine antreiben und dabei Strom erzeugen.

In Skandinavien gibt es bereits Versuchsanlagen an Flussmündungen, das Verfahren ist jedoch noch weit von der Wirtschaftlichkeit entfernt. Ein ungelöstes Problem ist die schnelle Verschmutzung der Membran. Wesentlicher Vorteil wäre (im Gegensatz z. B. zu Wind und Sonne) die stetige Verfügbarkeit von Energie, solange sowohl Süß- als auch Salzwasser verfügbar ist.

Bei der Kernspaltung von Uran oder Plutonium entstehen Energie und Neutronen, die ihrerseits wiederum weitere Spaltungen auslösen. Diese bei dieser Kettenreaktion frei werdende Energie wird in einem Kernreaktor kontrolliert genutzt. Der Betrieb eines Kernkraftwerkes ist CO2-frei und setzt keine klimaschädlichen Schadstoffe frei.

Ein Kernkraftwerk gibt auch im Normalbetrieb geringe Mengen radioaktiver Stoffe mit Abluft (Edelgase) und Abwasser an die Umgebung ab, die dadurch hervorgerufene Strahlenbelastung der Bevölkerung liegt dabei weit unterhalb der Schwankungsbreite der natürlichen Strahlenbelastung und ist auch etwa um den Faktor 50 geringer als die Strahlenbelastung, die beispielsweise ein Kohlekraftwerk durch die Freisetzung der im Brennstoff enthaltenen natürlichen Radioaktivität (40K, Uran, Thorium) abgibt. Kernkraftwerke sind – von jährlichen Wartungen abgesehen – hochverfügbar (mehr als 90 %), eignen sich besonders für eine konstante Leistungsabgabe und sind daher klassische Grundlastkraftwerke; ihre Stromerzeugungskosten liegen deutlich unter denen eine Kohlekraftwerkes (allerdings sind in diesen Kosten nicht enthalten die enorm hohen Kosten für das Abwracken stillgelegter Atomkraftwerke und für die Endlagerung strahlender Abfälle über Jahrzehntausende). Kernkraftwerke sind langlebig, einige haben in den USA Verlängerungen der Betriebsgenehmigungen auf bis zu 60 Jahre Laufzeit erhalten.

Der Zerfall von radioaktiven Stoffen kann als Energiequelle benutzt werden, dabei wird die entstehende Zerfallswärme in Radioisotopengeneratoren zur Stromgewinnung auf thermoelektrischer Basis und zum Heizen genutzt. Die gewinnbaren Energiemengen sind gering, dafür sind Radioisotopengeneratoren sehr robust, absolut wartungsfrei und langlebig. Kernzerfallsgeneratoren wurden früher u. a. für Herzschrittmacher verwendet, heutzutage werden sie vornehmlich als Stromquelle und Heizung für Raumsonden im äußeren Sonnensystem eingesetzt, da dort Solarzellen keine ausreichende Leistung und keine Wärme liefern. Im strengen Sinn ist die Erde ebenfalls ein Radioisotopengenerator, da die bei der Geothermie genutzte Erdwärme der gängigen Lehrmeinung zufolge zum großen Teil vom radioaktiven Zerfall langlebiger Radioisotope im Erdinneren herrührt.

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Raab (Fluss)

Raabursprung südlich der Teichalm

Die Raab (ung. Rába, slow. Raba, lat. Arrabo) ist ein rechtsufriger Zufluss zur Donau mit einer Gesamtlänge von 250 km. Sie entspringt in der Steiermark in Österreich, fließt an Sárvár vorbei und mündet im ungarischen Győr in die Mosoni Duna, einen rechtsseitigen Seitenarm der Donau.

Der Raabursprung befindet sich am Fuße des Ossers (Teichalm). Zwischen Passail und Oberdorf fließt die Raab durch die Raabklamm, die längste Klamm Österreichs. Zu ihren Nebenflüssen zählen der Weizbach, die Lafnitz, die Pinka und die Güns. Österreichische Orte an der Raab sind Hohenau an der Raab, Passail, Sankt Ruprecht, Gleisdorf, Feldbach, Fehring, Hohenbrugg und Jennersdorf. In Ungarn liegt der Ort Szentgotthárd an der Raab.

Die verstärkte Schaumbildung auf der Raab, die vor allem auf die Einleitung von chemisch gereinigten Abwässern zweier Lederfabriken in der Steiermark und im Burgenland sowie auf die Geothermie Fürstenfeld zurückgeführt wird, sorgen immer wieder für Streitigkeiten zwischen Österreich und Ungarn. Im Mai 2007 war in den Medien erneut Aufregung aus Ungarn über die schäumende Raab zu bemerken. Greenpeace hatte Grenzwertüberschreitungen u.a. bei Tensiden, Eisen und Phosphat festgestellt, dennoch blieben österreichische Behörden lange Zeit untätig, mit dem Hinweis darauf, dass Grenzwerte eingehalten würden oder dass andere Behörden zuständig seien. Nachdem die ungarische Umweltorganisation Pronas Anfang Juni 2007 zum Boykott von österreichischem Bier – mit der Anmerkung, dass dies genau so schäumt wie die Raab – und wenig später zum Boykott österreichischer Produkte generell aufriefen und weitere Protestaktionen ankündigten, bekam die Angelegenheit wieder mehr mediale Aufmerksamkeit und schließlich drohten ungarische Politiker damit, Österreich bei der EU wegen der grenzüberschreitenden Umweltverschmutzung zu verklagen. Der österreichische Umweltminister Josef Pröll und sein ungarischer Amtskollege Gabor Fodor trafen sich am 26. Juni 2007 und unterzeichneten ein Aktionsprogramm, wonach Österreich die Umweltauflagen für Gerbereien verschärfen, neue Grenzwerte für u.a. Chlorid festlegen und intensivere Kontrollen durchführen werde. Zudem soll die Geothermie Fürstenfeld bis 2009 geschlossen und durch ein Biomassekraftwerk ersetzt werden.

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Geothermieprojekt Unterhaching

Die Gemeinde Unterhaching verfügt über eine der modernsten geothermischen Wärme- und Stromerzeugungsanlagen Europas.

In enger Kooperation mit dem Bundesumweltministerium konnte die Gemeinde Unterhaching mittels der eigens gegründeten Geothermie Unterhaching GmbH & Co. KG das erste Geothermie-Projekt in dieser Dimension in Deutschland realisieren. Die Projektbetreuung erfolgte seitens des Prüfungs- und Beratungsunternehmens Rödl & Partner.

In Unterhaching wird heißes Wasser aus ca. 3.250 m an die Oberfläche gepumpt und in elektrischen Strom bzw. Wärme umgewandelt. Insgesamt stehen 38 MWth an geothermischer Energie zur Verfügung.

Der Weg für das Projekt wurde zum einen durch eine eigens konzipierte Fündigkeitsversicherung und zum anderen durch die Förderung des Bundesumweltministeriums bereitet.

In Unterhaching wird das Verfahren zur hydrothermalen Geothermie angewendet: In einer Tiefe von ca. 3.000 - 3.500 Metern befindet sich der Malmkarst, eine wasserführenden Gesteinsschicht (Aquifer). Von dort wird das heiße Wasser zur weiteren Nutzung an die Oberfläche gepumpt. Zur Nutzung des Thermalwassers ist eine Dublettenbohrung notwendig: Ein Bohrloch wird zur Förderung des Thermalwassers und das andere zu dessen Reinjektion verwendet. Die beiden Bohrungen werden durch eine 3,5 km lange Thermalwasserleitung verbunden. Beide Bohrungen weisen ausreichende Temperaturhöhen auf.

Die Stromerzeugungsanlage wurde von der Siemens AG errichtet und kann max. 4,1 MWel elektrische Leistung (durchschnittlich 3,36 MWel) produzieren. Dadurch können bis zu 10.000 Haushalte mit Strom versorgt werden. Deutschlandweit wurde in Unterhaching zum ersten Mal eine Stromerzeugungsanlage nach dem Kalina-Prozess gebaut. Diese hochinnovative Technologie ist vor allem bei niedrigen Thermalwassertemperaturen vorteilhaft, da eine Stromgewinnung bereits ab 90 bis 100 °C möglich ist. Dies wird durch die Nutzung eines Ammoniak-Wasser-Gemischs erreicht, das bei wesentlich geringeren Temperaturen als z. B. reines Wasser verdampft.

Im Jahr 2006 wurde mit dem Bau des Fernwärmenetzes begonnen, welches bis Mitte 2008 eine Länge von mehr als 22 km umfasste und eine Anschlussleistung von fast 40 MW erreichte. Mit Beginn der Versorgung durch geothermische Energie (4. Oktober 2007), konnten allein in der ersten Heizperiode bis einschließlich April 2008 7.000 Tonnen CO2-Emissionen eingespart werden. Da Geothermie jederzeit und ohne Schwankungen genutzt werden kann, wird die Grundlast ausschließlich durch Geothermie gedeckt. In Spitzen- und Ausfallzeiten hingegen wird die Versorgung durch ein Redundanzheizwerk sichergestellt, das mit fossilen Brennstoffen betrieben wird.

Besonders in Hinblick auf die Preisentwicklung von fossilen Energieträgern wird Geothermie trotz der hohen Investitionskosten immer profitabler. In Deutschland ist Geothermie die Energieressource mit den höchsten potenziellen Wachstumsraten in den nächsten Jahren. Die Bedeutung, die dieser Energieform durch die Politik beigemessen wird, kann beispielsweise an den Fördermöglichkeiten im Rahmen des EEG und EEWärmeG abgelesen werden.

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Source : Wikipedia