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Im Zuge der angestrebten Wärmewende ist auch in Deutschland die thermische Speicherung von Wärme und Kälte im Grundwasser in den Fokus gerückt. Forschungsvorhaben und Pilotprojekte konzentrieren sich hierbei meist auf die Speicherung hoher Temperaturen (> 70 °C), insbesondere zur Dekarbonisierung von Fernwärmenetzen. Niedrigtemperatur-Aquiferspeicher (NT-ATES) mit Speichertemperaturen unter 40 °C finden dagegen bisher in den energiepolitischen Debatten kaum Berücksichtigung. Anders als in Nachbarländern wie den Niederlanden oder Dänemark kommen in Deutschland ausschließlich unidirektionale Systeme (pump and dump) zur thermischen Grundwasserbewirtschaftung zum Einsatz.

Dies liegt nicht nur an der fehlenden Bekanntheit der Technologie, sondern ist auch in der technischen und betriebswirtschaftlichen Verwandtschaft beider Nutzungsformen begründet. Trotz langjähriger Forschungsarbeit im Bereich der Aquiferspeicherung wurden die Systeme nicht gegenübergestellt oder verglichen. Aufbauend auf der historischen Aquiferspeicherentwicklung weltweit werden in diesem Beitrag mögliche Vor- und Nachteile von NT-ATES im Vergleich zu klassischen Grundwasserbrunnenanlagen analysiert.

Die Gegenüberstellung erfolgt anhand mehrerer Projektbeispiele in Deutschland unter Berücksichtigung der standortspezifischen unter- und obertägigen Randbedingungen. Die Vorzüge der beiden Technologien werden aus energetischer, genehmigungsrechtlicher sowie raumplanerischer Sicht bewertet. Ziel ist die Entwicklung einer ersten Entscheidungsgrundlage für die Systemfrage: NT-ATES oder monodirektionales Doublettensystem? Anhand von realen Projektbeispielen wird gezeigt, wie NT-ATES-Systeme unter verschiedenen Bedingungen erfolgreich implementiert werden können und welchen Beitrag sie zur Wärme- (und Kälte-)wende leisten können.

Niedrig-Temperatur Aquiferspeicher (NT-ATES) existieren nur wenige in Deutschland. Wir präsentieren die ersten Ergebnisse der DemoSpeicher Machbarkeitsstudie eines NT-ATES im urbanen Gebiet. Ziel ist die Errichtung einer Demonstrationsanlage, wobei deren thermisch-hydraulische, geochemische sowie ökologische Einflüsse auf den Untergrund analysiert werden. Als erster Standort wurde der Hinterhof eines Gebäudekomplexes in Berlin-Mitte gewählt. Aufgrund der dicht bebauten Verhältnisse konnte kein klassisches Dubletten-System umgesetzt werden. Implementiert wurde daher ein Grundwasserzirkulationsbrunnen (GWZB) mit 27 m Bohrtiefe und 6 m Filterstreckenabstand. Der Ausbau des GWZB wurde als Koaxialbrunnen mit einer Rohrtour konzipiert, der nur im Durchflussprinzip betrieben werden kann. Die zulässige Temperaturspreizung ist in Berlin auf 3 K limitiert. Das Brunnensystem wurde als integrierte Wärme- und Kältequelle im Zuge der energetischen Gebäudesanierung geplant und dient zur Abdeckung der Grundlast mit einem Durchfluss von 6 m³/h. Die Heiz- und Kühllast werden voraussichtlich 150 kW und 40 kW betragen. Die Inbetriebnahme ist für Ende Juni 2024 geplant.

Das Monitoring erfolgt über drei Messstellen, die sich ebenfalls im Hinterhof befinden. Glasfaserkabel wurden zur tiefendifferenzierten Temperaturmessung installiert. Zudem werden kontinuierlich Messungen von Pegeldruck, Leitfähigkeit sowie Wärme-, Kälte und Durchflussmengen durchgeführt. Um die thermischen Einflüsse auf die Grundwasserökologie erfassen zu können, werden am Standort regelmäßig Grundwasserproben genommen und mit weiteren Proben im Stadtgebiet verglichen.

Die Berliner Aquifere stellen günstige hydrogeologische Bedingungen für NT-ATES dar. Die Implementierung wird allerdings durch Altlasten, Bohrtiefenrestriktionen, geringer Flurabstand, limitierte Temperaturvariationen und komplizierte Liegenschaften erschwert. GZWB können bei diesen Bedingungen ein Kompromiss sein. In Zusammenarbeit mit den Behörden werden Empfehlungen entwickelt um Umsetzungshürden abzubauen.

Aktuell wird etwa die Hälfte der in Deutschland benötigten Energie für die Bereitstellung von Wärme und Kälte verwendet, wobei nur etwa 19 % dieser Heiz- und Kühlenergie aus regenerativen Energiequellen gewonnen wird. Um eine Dekarbonisierung der Energieversorgung zu erreichen, ist die Integration saisonaler Wärmespeicher unerlässlich. Eine Möglichkeit könnte dabei die Nutzung von teilgefluteten Bergwerken bieten.

Im Rahmen des vom BMBF geförderten F+E-Projektes „MineATES“ wurde ein In-Situ-Reallabor in der Reichen Zeche (Himmelfahrt Fundgrube in Freiberg, Sachsen) eingerichtet. Untertägig kann über einen mobilen Wärmepumpenversuchsstand Wärmeenergie zyklisch in ein Versuchsspeicherbecken (Volumen ca. 21 m³) eingebracht (Einspeicherung) und wieder entzogen werden (Ausspeicherung). Durch über neunzig Temperatursensoren im Wasser und Gestein, zahlreiche Wasseranalysen sowie quasi-kontinuierliches Leitparameter-Monitoring werden dabei die Auswirkungen auf das umliegende Gestein (Freiberger Gneis), auf die Wasserchemie sowie die technische Infrastruktur (z.B. Wärmeübertragerplatten, Schlauchsysteme) betrachtet.

Die ersten Versuchsreihen zeigen, dass eine temporäre Speicherung von Wärme möglich ist, wobei sowohl das Versuchsbecken als auch das anliegende Gestein als Speichermedium fungieren. Bezüglich Letzteren konnte eine Temperaturänderung in einem Abstand vom Versuchsbecken von mehr als 2 m binnen weniger Tage nachgewiesen werden.

Parallel zu den untertägigen Untersuchungen wird die Anbindung von Bergwerken an die übertägige Wärmeversorgung betrachtet. Durch GIS-gestützte Modellierung werden mögliche Abwärme-Quellen aus Industrie, aktiver Gebäudekühlung oder Solarthermie systematisch erfasst und ihre mögliche Kopplung mit einer Wärmespeicherung im Bergwerk untersucht. Die beispielhafte Betrachtung von Freiberg zeigt dabei, dass sich insgesamt 16 von 139 Quartieren gut für eine netzgebundene Wärmeversorgung inklusive Bergwerks-Wärmespeicher eignen. Weitere 11 Quartiere weisen zudem eine vom erneuerbaren Energiemix abhängige Eignung auf.

Europa und insbesondere auch Deutschland wurde über Jahrtausende durch den Bergbau geprägt. Die Bergwerke bieten dabei auch nach der Stilllegung ein Potenzial: als regenerative Energiequelle zum Heizen und Kühlen mit Grubenwasser.

Zur Gewinnung der Energie ist meist ein Wärmeübertrager zwischen Grubenwasser und einem Zwischenkreislauf zum Transport der Energie notwendig. Standortabhängig führt das Grubenwasser verschiedene Frachte mit, wie z.B. gelöste und ungelöste Metalle, Schwebstoffe oder Bakterien. Diese Frachten können sich dann im Wärmeübertrager ablagern (Fouling) und die Effizienz des Systems erheblich beeinflussen. Bereits ein Biofilm von ca. 250 μm reduziert die übertragene Wärmemenge um etwa 50 %.

Um mögliche Grubenwassergeothermiestandorte vergleichen zu können, wurde eine Standortbewertung entwickelt, die anhand verschiedener Eingangsparameter, z.B. Temperatur, geplante Abkühlung, Elementgehalte verschiedener Metalle, TOC, etc. eine Bewertung ermöglicht. Zusätzlich wurde analysiert, ob durch die Modifizierung der Wärmeübertrageroberflächen, z.B. durch Beschichtungen, die Ablagerungen reduziert werden können. Durch die Verknüpfung von Oberflächeneigenschaften (z.B. Rauigkeit, Kontaktwinkel, Oberflächenenergie) mit der für die Standortbewertung notwendigen Prognose der Ablagerungen wurde eine Möglichkeit geschaffen, für jeden Standort die bestmöglichen Oberflächenparameter und damit das effektivste Material auszuwählen. In insgesamt 10 Testreihen an unterschiedlichen ehemaligen Bergwerksstandorten konnte die Funktionsfähigkeit der Standortvorbewertung validiert werden. In über 80 % der Fälle stimmte die Vorbewertung des Standortes mit der späteren Ablagerungsmenge überein. Darüber hinaus zeigte sich, dass durch die standortabhängige Materialauswahl für den Wärmeübertrager eine Verbesserung von bis zu 60 % gegenüber einem Standardedelstahl möglich ist.

In Bad Schlema ist die Liegenschaft mit dem größten Wärmebedarf im Ort das Kurbad mit etwa 3 GWh Strombedarf und 6 GWh Wärmebedarf. Die kombinierte Strom- und Wärmeversorgung basiert aktuell auf lokaler gasbasierter KWK (2 BHKW-Anlagen). Aufgrund hoher Kosten besteht dringender Handlungsbedarf zur Transformation der Wärmeversorgung des Kurbads.

Gleichzeitig war Bad Schlema Zentrum des Uranerzbergbaus. Das Grubengebäude erreichte eine übertägige Größe von etwa 22 Quadratkilometer. Nach der Stilllegung wurde das Grubengebäude geflutet. In 3 km Entfernung vom Kurbad befindet sich eine Wasseraufbereitungsanlage für aufsteigendes Grubenwasser. Dieses tritt mit 24 °C zu Tage.

Im Rahmen der Studie werden verschiedene Konzepte zur Erschließung des Grubenwassers zur Versorgung der Kurgesellschaft und des Quartiers in Bad Schlema untersucht. Dafür erfolgt auch eine systematische Versorgungstemperaturanalyse der Wärmebedarfe inklusive Temperaturabsenkungspotenziale als Grundlage zur Ermittlung einer optimalen Wärmenetztemperatur. Neben erheblichen Absenkungspotenzialen zeigt sich, dass das Verhältnis von Sommer- zu Winterlast des Kurbads sehr günstig ist für das Zusammenspiel mit anderen Abnehmern im Quartier und sich positiv auf die Wirtschaftlichkeit eines Wärmenetzes auswirkt

Es wird Großwärmepumpe am Standort der Wasseraufbereitungsanlage vorgeschlagen die ein Niedertemperaturnahwärmenetz speist, das weite Teile des Quartiers versorgt. Der Deckungsanteil der Wärmepumpe soll 95 % betragen. Eine PV-Freiflächenanlage auf einer Abraumhalde kann wesentliche Anteile des Strombedarfs der Kurgesellschaft sowie der Heizzentrale decken. Wärmegestehungskosten werden für verschiedene technische Lösungen diskutiert.