Wieviel kostet Geothermiewärme?

Die Wärmeverbund Riehen AG (zu 73 Prozent im Besitz der Gemeinde Riehen, Rest im Besitz der IWB, dem Versorgungsunternehmen der Region Basel) erschliesst mit ihrem Erdwärme-Projekt in Riehen seit dem Jahr 1994 erfolgreich die Wärme im tiefen Untergrund im Kanton Basel-Stadt. Aus rund 1‘500 Metern Tiefe, wo eine Temperatur von rund 67 ^oC herrscht, wird heisse Sole in eine optimierte Grundlastzentrale an der Oberfläche geführt. Von dort werden mit zwei gasbefeuerten Blockheizkraftwerken, Wärmepumpen sowie mit zugekaufter Fernwärme rund 450 Kunden in Riehen und Stetten (D) über ein 36 km langes Verteilnetz mit Wärme versorgt. Die Geothermie trägt pro Jahr rund 10 Gigawattstunden (GWh) zu den insgesamt abgesetzten 40 GWh bei.

Nach rund 20 Betriebsjahren kann die Kostenstruktur dieses Projektes zur direkten Nutzung geothermischer Wärme und deren optimierte Einspeisung in eine Heizzentrale analysiert werden. Eine von EnergieSchweiz finanzierte Studie liefert eine gesamtheitliche ökonomische Analyse der geothermischen Komponente dieses Projekts:

Hauptkostentreiber sind einerseits die unterirdischen Erschliessungskosten zum «Flansch» der Geothermiebrunnen (Vorstudien/Erkundungen, Geothermiebrunnenund Ersatzinvestitionen) und andererseits der «geothermische» Anteil an der Grundlastzentrale und deren Ersatzinvestitionen. Die spezifischen Wärmegestehungskosten setzen sich aus der Summe der diskontierten Kapitalinvestitionen und den diskontierten Betriebskosten dividiert durch die diskontierte produzierte Wärmemenge zusammen. Bei der Kalkulationen wurde das Fündigkeitsrisiko nicht berücksichtigt. Die Kapitalinvestitionen für die Geothermiekomponente belief sich auf rund 23 Millionen Franken (Mio. CHF), wobei rund 7 Mio. CHF an Förderungen des Kantons Basel-Stadt und zu einem geringen Teil (0.6 Mio. CHF) des Bundes geflossen sind. Die damalige Risikogarantie wurde auf Grund des Erfolgs nicht ausgelöst. Für Vorstudien wurden 5.5 Mio. CHF, für die Geothermiebrunnen 11.8 Mio. CHF und für den geothermischen Anteil der Grundlastzentrale 5.7 Mio. CHF investiert. Die Ersatzinvestitionen summierten sich auf 0.6 Mio. CHF im Bohrloch (Förderpumpen) und 2.6 Mio. CHF für eine Wärmepumpe zur Optimierung der geothermischen Wärmeproduktion. Die Betriebskosten belaufen sich auf rund 0.5 Mio. CHF pro Jahr.

Bei Kapitalkosten von 5 Prozent betragen die gesamten spezifischen Wärmegestehungskosten bei einer Abschreibungsdauer von 30 Jahren 16.8 Rappen pro Kilowattstunde (Rp./kWh), mit der Förderung durch die öffentliche Hand 13.2 Rp./kWh. Die «unterirdische» Komponente der spezifischen Wärmegestehungskosten betragen 9.4 Rp./kWh, mit Förderung 7.8 Rp./kWh. Die «oberirdische» Komponente der spezifischen Wärmegestehungskosten betragen 3.8 Rp./kWh, mit Förderung 1.9 Rp./kWh. Der Anteil der Betriebskosten beläuft sich auf 3.6 Rp./kWh. Während erfolgreiche Erschliessungskosten für die Ressource Geothermie (noch) hoch sind, sind die Betriebskosten für die verfügbare Energiequelle Geothermie im Vergleich zum Erdgas rund halb so tief, da man – ungleich dem Erdgas – den primären Energieträger nicht mehr auf dem Markt einkaufen muss. Erdgaspreise schwanken und da erweist sich die Geothermie neben ihrer verhältnismässig hohen Umweltfreundlichkeit als interessantes Sicherungsgeschäft. Ohne Berücksichtigung von Fördermitteln sind die spezifischen Wärmegestehungskosten in Riehen nur bei überproportional langen Abschreibungszeiträumen (> 30 Jahre) mit jenen der Wärmegewinnung aus Erdgas vergleichbar.

Aber wie berücksichtigt man das Fündigkeitsrisiko? Anstatt über die spezifischen Wärmegestehungskosten wird hier Wahrscheinlichkeit gewichtet und die Nettobarwerte eines fündigen und nicht-fündigen Projektes addiert. Für Riehen wurde eine Prognose erstellt: Nutzt man das heute bereits gewonnene Wissen und verfolgt man den Stand der Technik, kann man davon ausgehen, dass eine Kostenreduktion von rund 25% bei einem weiteren Projekt aus demselben Reservoir realisiert werden könnte – das heisst, bei einem für die Region postulierten geringen Fündigkeitsrisiko. Bei einem Wärmeabsatzpreis von rund 13.5 Rp./kWh und mit einer Abschreibungsdauer von 30 Jahren würde man einen ökonomischen Mehrwert erzeugen. Allfällige Gutschriften aus vermiedenen CO₂-Emissionen sind nicht einkalkuliert; würde man Erdgas als Wärmequelle vermeiden, würde das mit 0.2 kg/kWh vermiedenen CO₂-Emissionen zu Buche schlagen oder einem Bonus von 0.7 Rp./kWh bei einem Abgabesatz je Tonne CO₂ von 36 CHF.

Während die technischen und ingenieurwissenschaftlichen Disziplinen oft im Scheinwerfer stehen, darf nicht vergessen werden, dass auch gekonntes «financial engineering», Steueroptimierungen und buchhalterisches Können die spezifischen Wärmegestehungskosten signifikant senken können.

Aus ordnungspolitischer Sicht kommen die Autoren zum Schluss, dass es durch eine gezielte Förderung von geeigneten Projekten unter Berücksichtigung von Lerneffekten (durch die Durchführung mehrerer solcher Geothermieprojekte) potenziell möglich sei, die Wettbewerbsfähigkeit der geothermisch erzeugten Wärme mittel- und längerfristig sicherzustellen. Eine allfällige Förderung von Projekten der direkten geothermischen Wärmegewinnung durch den Bund sollte sich dabei auf die Reduktion des Fündigkeitsrisikos in Verbindung mit Technologieentwicklung konzentrieren. Dadurch könnte das Zögern von potentiellen Investoren (Gemeinden, Energieversorgungsunternehmen) in geothermische Wärmeprojekte zu investieren, tendenziell reduziert werden. Schliesslich sollte die weitere Projektentwicklung nach erfolgtem Fündigkeitsnachweis nicht Bestandteil einer Förderung durch den Bund sein.

Gunter Siddiqi, Fachspezialist Energieforschung