Im Rahmen der Energie- und Wärmewende ist die Nutzung der tiefen Geothermie ein wichtiger Baustein zur Klimaneutralität des Landes Schleswig-Holstein (SH). Aufgrund der Lage SHs im Norddeutschen Becken mit einer teilweise komplexen geologischen Entwicklung ist ein gutes Verständnis des Untergrundes unerlässlich, da nicht alle Regionen des Landes die Voraussetzungen für die tiefe Geothermie erfüllen.

Bereits 2014 hat der Geologische Dienst SH in einer Studie eine erste Abschätzung des hydrothermalen Potenzials vorgenommen. Als Datengrundlage dienten reflexionsseismische Untersuchungen und Tiefbohrungen der Erdöl-/Erdgasindustrie sowie der Geotektonische Atlas Nordwestdeutschlands. Der Schwerpunkt der Potenzialstudie lag auf den Sandsteinformationen des Mittleren Buntsandsteins, des Oberen Keupers und des Mittleren Jura (Dogger). Kenntnisstand und Datengrundlagen wurden in zahlreichen Beratungsgesprächen mit Kommunen, Industrie bzw. Energieversorgern sowie interessierten Bürgern kommuniziert. Mittlerweile bestehen drei laufende bergrechtliche Aufsuchungsgenehmigungen und weitere Vorhaben sind in Vorbereitung.

Technische Entwicklungen sowie Fortschritte im Bereich der Auswertungs- und Bewertungsmethodik geologischer und geophysikalischer Daten ermöglichen eine kontinuierliche Weiterentwicklung der hydrothermalen Potenziale. Ein Modul ist die mineralogische, geochemische und petrophysikalische Charakterisierung relevanter Sandsteinformationen. Hierfür werden neben den bekannten Nutzungshorizonten auch Eozäne Kalksandsteine untersucht, die insbesondere für den südlichen Landesteil einen relevanten Aquifer darstellen. Die Ergebnisse dieser Untersuchungen fließen in die Parametrisierung des landesweiten 3D-Untergrundmodells ein, dass seinerseits kontinuierlich weiterentwickelt wird. Für die nächsten Jahre sind eine Reprozessierung und Neuinterpretation reflexionsseismischer Daten sowie ergänzende neue Reflexionsseismik geplant. Ziel ist die vorhandene Datenlage zu optimieren, nutzungsfertige Datenprodukte öffentlich bereitzustellen und weitere geeignete Gebiete für eine geothermische Nutzung zu identifizieren.

Geothermische Potenziale für Nordrhein-Westfalen (NRW) wurden bisher nicht systematisch und oft nicht flächendeckend quantifiziert. Im Zuge der „Potenzialstudie zur zukünftigen Wärmeversorgung in NRW“ des Landesamtes für Natur, Umwelt und Verbraucherschutz NRW (LANUV) wurden flächendeckend für das Land Nordrhein-Westfalen erstmalig mitteltiefe und tiefe hydrothermale geothermische Potenziale ermittelt und bewertet.

In diesem Beitrag zeigen wir Auszüge des Potenzialanalyseteils der mitteltiefen und tiefen Geothermie der LANUV Wärmestudie NRW, sowie weitere Potenzialabschätzungen im Untersuchungsgebiet anhand volumenabhängiger Berechnung und setzen diese Potenzialabschätzungen in Bezug zueinander. Dies trägt zum erweiterten Verständnis im Umgang mit Potenzialabschätzungen in der Geothermie im Allgemeinen bei und soll Unsicherheiten bezüglich nutzbarer Chancen beim Ausbau der Geothermie mindern.

Mitteltiefe Geothermie definieren wir hier bis 1,5 km Tiefe und tiefe Geothermie von 1,5 km bis 5 km Tiefe. In NRW liegt der Fokus für hydrothermale Systeme aktuell auf den Karbonat-reservoiren der Kreide (Cenoman/Turon), des Karbons (Kohlenkalks) und des Devons (Massenkalks). Die geothermischen Potenziale der Reservoire werden anhand von zwei verschiedenen Methoden, Heat-In-Place und stochastischen Leistungsberechnungen einer geothermischen Dublette, ermittelt. In NRW kann theoretisch bei der Wahl eines jeweils besten Reservoirs pro Standort nach stochastischer Leistungsberechnung ein mitteltiefes hydrothermales Potenzial von bis zu 5,25 GW und für die tiefe hydrothermale Geothermie von bis zu 17,24 GW erreicht werden.

Das Fündigkeitsrisiko stellt eines der größten Hemmnisse für die Umsetzung tiefer hydrogeothermaler Projekte dar. In der Regel wird das Fündigkeitsrisiko einzelner Standorte über die Unsicherheiten der geologischen Begebenheiten, die maßgeblich Produktionstemperatur und Förderraten beeinflussen, an erhoffte thermische Leistung bzw. Wärmegestehungskosten gekoppelt. Um das Fündigkeitsrisiko finanziell zu kompensieren, ist idealerweise ein Portfolioansatz, in dem das Risiko auf eine Vielzahl von Projekten verteilt wird, notwendig. Dabei ist insbesondere zu Beginn der Erschließung eines Portfolios die Erschließungsrangfolge der Projekte maßgeblich für die Minimierung der Explorations- und Bohrkosten nichtfündiger Projekte. Für die Rangfolgenfestlegung müssen die geologischen Unsicherheiten, daraus resultierende Verteilungen erwartbarer thermischer Leistungen und Fündigkeitsrisiken sowie die ökonomischen Aspekte an jedem Standort einbezogen werden.

Wir testen am Beispiel des Bayerischen Molassebeckens typische Kriterien (Maximal- und Medianwerte der thermischen Leistung bzw. Minimal- und Medianwerte der zu erwartenden Wärmegestehungskosten) zur Erstellung einer Rangfolge und vergleichen diese mit einem weiteren Kriterium, nämlich den risikominimierten Wärmegestehungskosten (LCOH_risk). LCOH_risk berücksichtigt die Kosten einer Fehlbohrung und der vorangegangen Explorationsunternehmungen als Funktion des Fündigkeitsrisikos. Wir können zeigen, dass sich über LCOH_risk als Rangfolgenkriterium gerade zu Beginn einer Portfolioerschließung das Fündigkeitsrisiko und die Kosten nichtfündiger Projekte signifikant minimieren lassen. Gleichzeitig wird die thermische Gesamtleistung des Portfolios in dieser Erschließungsphase maximiert. Die Ergebnisse unterstreichen die Notwendigkeit eines Portfolioansatzes, der die flächendeckende Charakterisierung der geologischen Begebenheiten mit den ökonomischen Aspekten kombiniert, um einen kosteneffizienten und risikominierten Ausbau der tiefen Hydrogeothermie und Aufbau etwaiger (staatlicher) Fündigkeitsversicherungen zu gewährleisten.

In frühen Explorationsphasen geothermischer Systeme ist aufgrund meist mäßiger geowissenschaftlicher Datenlage die Unsicherheit in der Bestimmung von grundsätzlichen Reservoir-Parametern wie die Größenordnung der Durchlässigkeit sehr groß. Entscheidungen für konkrete Explorationsmaßnahmen wie 2D- oder 3D-Seismik oder das Abteufen einer Erkundungsbohrung sind daher mit Risiken behaftet, da nicht sicher ist, ob eine gewählte Maßnahme den gewünschten Informationsgewinn bringt und eingesetzte Investitionsmittel verloren sind. Methoden aus der Informations- und Entscheidungstheorie unterstützen fundierte Entscheidungen in der Exploration geothermischer Systeme.

Basierend auf Fallstudien in Nordrhein-Westfalen präsentieren wir zwei Methoden, die unterschiedliche Aspekte der Entscheidungsfindung von Explorationsmaßnahmen beleuchten. In einer ersten Fallstudie wird auf Basis stochastischer geologischer Modellierungen eines geothermischen Reservoirs der Informationswert (Value of Information, VOI) verschiedener Bohrstandorte für geplante Erkundungsbohrungen quantifiziert. Dabei wird zwischen verschiedenen Ausgangspunkten unterschieden: Bohren von ausschließlich einem Bohrloch oder mit der Option eines zweiten Explorations-Bohrloches.

In einer zweiten Fallstudie wird der Einsatz sogenannter Risikofunktionen (auch Verlustfunktion genannt, im Englischen loss function) in der Entscheidungsfindung erörtert. Diese Funktionen ordnen bei jeder Entscheidung, die immer von einer Schätzung eines Wertes, z.B. der Reservoirtiefe, abhängt, eine Differenz zu dem wahren Wert zu. Über- oder Unterschätzung dieses Wertes können durchaus verschiedene finanzielle Auswirkungen auf das Projekt haben. In dieser Fallstudie stellen wir loss functions für Bohrtiefen auf und zu erwartenden thermischen Leistungen von Dubletten auf und analysieren die Auswirkungen von Über- oder Unterschätzung dieser Parameter auf die Wärmegestehungskosten. Die Risikoaffinität verschiedener Stakeholder dargestellt wird über skalierbare Risikofunktionen berücksichtigt.

Die Tiefengeothermie ist weltweit ein wichtiger Bestandteil der Wärmewende und spielt eine entscheidende Rolle bei der Dekarbonisierung. Um das volle Potenzial dieser Energiequelle zu erschließen, sind ein tiefes Verständnis des geologischen Untergrunds sowie sichere und wirtschaftliche Bohrungen notwendig.

DGMK und BVEG haben einen Leitfaden erstellt, der sich an Institutionen und Personen richtet, die mit der Planung, Umsetzung und Finanzierung von tiefer Geothermie befasst sind. Der Leitfaden bietet eine standardisierte Methode zur geologischen und wirtschaftlichen Bewertung hydrothermaler Projekte. Er beschreibt die geologische Bewertung im Kontext eines risikominimierenden geothermischen Projektmanagements. Der Leitfaden zeigt einen standardisierten Weg zur Quantifizierung der geologischen Erfolgswahrscheinlichkeit, welche die notwendige Basis für Investitionsentscheidungen darstellt. Geologische Unsicherheiten sind Teil jedes bergbaulichen Projektes, also auch des geothermischen Systems. Die vorgestellte Methodik beschreibt die geologischen Analysenmethoden und weist einen Weg, geologische Wahrscheinlichkeiten als auch natürliche Variabilität der geologischen Parameter in die wirtschaftliche Bewertung sowie technische Detailplanung einzubeziehen. Zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit und zur Auswahl des geeigneten Projektdesigns müssen die Verteilungen der geologischen Parameter betrachtet werden. Eine genaue Vorhersage der geologischen Parameter in der Tiefe ist aufgrund unvollständiger Daten und vor allem aufgrund der natürlichen Variabilität nicht möglich. Daher werden statistische Vorhersage-Verfahren angewandt.

Bei der Realisation eines Einzelprojektes oder einiger weniger, vollfinanzierter Einzelprojekte kann der Investor im Rahmen der hier vorgestellten Methodik den genannten Unsicherheiten mit angepasster Planung oder verschiedener Risikoabsicherungen begegnen, er kann sie jedoch nicht umgehen.

Erst auf dieser Basis können unter- und obertägige Planungen sowie strukturierte bankengestützte Finanzierung- und Versicherungspläne adäquat umgesetzt und die begleitenden Kosten realistisch eingeschätzt werden.