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Bürgerfragen

Auf dieser Seite beantworten wir Ihnen die Fragen, die von den Bürgerinnen und Bürgern
beim Infomarkt, bei den Forums-Terminen, bei den Bürgergesprächen sowie über die Webseite gestellt wurden.

Eine Übersicht zu den Themen Exploration, Sicherheit, Anlagenbau und Umweltschutz finden Sie hier
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Wenn Sie noch offene Fragen haben, reichen Sie diese gerne ein über folgendes Formular

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Kategorie: Medien und Informationen

Wann und wo werden die Präsentationsfolien und Plakate vom Infomarkt und vom Forum zur Verfügung gestellt?

Alle Unterlagen, Präsentationen und Poster vom Infomarkt am 24. Januar 2017 und vom Forum Geowärme am 25. Januar sind zeitnah am 1. Februar 2017 auf www.bürgerdialog-geowärme.de veröffentlicht worden. Anfang kommender Woche wird auch der Entwurf des Ergebnisprotokolls zur Verfügung stehen.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG


Kategorie: Thermalwasser & Grundwasser

Welche Temperatur hat das Thermalwasser beim Entnehmen aus und beim Zurückführen in das Reservoir?

Unsere Geologen erwarten eine Thermalwasser-Temperatur von rund 165 ºC, wenn es an der Erdoberfläche ankommt. Es wird nach der energetischen Nutzung mit 60 ºC bis 70 ºC wieder zurückgeführt.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Handelt es sich bei der Wasserentnahme und Zurückführung um einen geschlossenen Kreislauf?

Ja. Im Betrieb wird jeder Liter Wasser, der aus der Förderbohrung aus dem geothermischen Reservoir entnommen wird, über den Kreislauf zurück ins Reservoir gebracht. Dies ist gängige Praxis, es ermöglicht die langfristige Nutzung der Wärme im Reservoir, da die Thermalwassermenge im Reservoir nicht abnimmt (im Gegensatz zu Grundwasserbrunnen). Eine ständige Produktion von Dampfschwaden o.ä. ist nicht vorgesehen.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Wird dem Wasser Frostschutzmittel hinzugegeben?

Nein, das kommt aus der oberflächennahen Geothermie. Für Tiefe Geothermie wird das nicht benötigt. Das Thermalwasser wird mit 60 ºC bis 70 ºC zurückgeführt, ist also noch recht heiß.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Welches Volumen an Wasser wird gefördert?

Es werden ca. 80-120 l pro Sekunde entnommen und zurückgeführt.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Wird zusätzliches (externes) Wasser für den Produktionsprozess benötigt?

Nein.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Wird das Thermalwasser chemisch behandelt? Welche chemischen Mittel zur Behandlung des Thermalwassers werden evtl. eingesetzt? 

Wir erwarten eine für die Region typische Thermalwasserqualität, aus der Erfahrung der umliegenden Projekte enthält das Wasser etwa 10% Kochsalz und verschiedene gelöste Mineralien und Schwermetalle. Die Zugabe einer sehr kleinen Menge von Inhibitoren vor dem Durchlauf durch das Heizkraftwerk ist gängige Praxis, um die Mineralien bei der Abkühlung in den Wärmetauschern (von etwa 165°C auf 70°C) in Lösung halten. Die Inhibitoren verbinden sich nach Zugabe mit den gelösten Mineralien und bilden in der Regel chemische Komplexe, so dass die Komplexe nach dem durchströmen der Anlage nachweisbar sind, aber nicht mehr der Inhibitor. Die Zugabe von Inhibitoren verhindert eine langsames Verstopfen oder Verschmutzen der Rohrleitungen im System. Inhibitoren werden z.B. auch in Waschmitteln verwendet, um Kalk in Lösung zu halten. Das verhindert das Verkalken der Heizstäbe in der Waschmaschine.

Die Wahl von Inhibitoren ist individuell sehr abhängig vom vorgefundenenen Thermalwasser und den darin gelösten Stoffen. Die Wahl des Inhibitors kann deshalb erst nach Abschluss der Bohrungen und den Tests festgelegt werden. Ein Beispiel können wir nennen: In der Geothermie-Anlage Insheim wird im Rahmen eine Forschungsarbeit Imido-Triphosphorsäure zugesetzt. Die weitere Entwicklung von Inhibitoren ist Thema mehrerer Forschungsarbeiten, die aktuell in Deutschland durchgeführt werden. Sie werden vom Bundesministerium für Wirtschaft gefördert.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Kann Thermalwasser entlang der Störungsstrukturen von alleine an die Oberfläche geraten?

Prinzipiell können Störungen Wegsamkeiten für Thermalwasser sein. Hydrothermale Geothermieprojekte nutzen gezielt Störungszonen als Thermalwasserreservoir. Ob eine Störung Thermalwasser leitet oder nicht hängt von ihrer internen Struktur ab. Das Wasser (oder allgemein gesprochen das „Fluid“) bewegt sich in offenen Klüften der Bruchzone einer Störung (s. Abbildung). Nun hängt es davon ab, ob sich offene Klüfte in dem Gestein gebildet haben und über einen längeren Zeitraum offen bleiben. In weichen Gesteinen wie zum Beispiel tertiäre Tonsteine können sich rein mechanisch dauerhaft keine offenen Kluft-Systeme erhalten. In harten Gesteinen wie Basalt, Granit oder Sandstein dagegen bleiben Klüfte über einen sehr langen Zeitraum stabil offen und damit auch für Fluide leitfähig.

Im Projektgebiet GeoWärme Südpfalz liegt zwischen dem geothermischen Reservoir (= Störungszone im Buntsandstein) und dem oberflächennah nutzbaren Grundwasserleiter eine ca. 2 km mächtige Abfolge tonreicher Sedimente (Tertiär). Eine Störung, welche die ganze Abfolge durchschlägt ist in den Bereichen mit Sandsteinen für Thermalwasser gut durchlässig, in den Bereichen mit viel Tonstein nur schlecht durchlässig. Zudem sind manche Tone bei Kontakt mit Wasser quellfähig und reagieren dann plastisch wie Knetmasse. Das bedeutet, dass in diesen Bereichen die Störung zusätzlich durch die quellenden Tone abgedichtet wird und einen Thermalwasseraufstieg behindert.

Wäre dies nicht der Fall, dann würden wir auf ganz natürliche Weise an jeder Störung innerhalb des Oberrheingraben salzhaltiges Thermalwasser aufsteigen haben und an der Oberfläche sehen. Solche Aufstiege entlang von Störungszonen beobachten wir aber nur am Rand des Oberrheingraben (z.B. Baden Baden, Wiesbaden, Nierstein), wo keine mächtigen tonreiche Sedimente die Störung abdichten.

Beim Betrieb eines hydrothermalen Geothermiekraftwerks wird kein zusätzliches Fluid-Volumen in den Untergrund hineingebracht. Die Massenbilanz des geförderten und reinjizierten Fluids ist ausgeglichen. Es wird nur Wärme-Energie dem Fluid entzogen, bevor es wieder zurück ins Reservoir geführt wird. Der Betrieb eines hydrothermalen Geothermiekraftwerks begünstigt damit nicht den Thermalwasseraufstieg über eine Störungszone in das oberflächennahe Grundwasser. 

Fazit: Es ist sehr unwahrscheinlich bis ausgeschlossen, dass salzhaltiges Thermalwasser in nennenswerten Mengen über eine der Störungen im Projektgebiet in das Grundwasser gelangt.

Antwort von: Dr. Horst Kreuter, GeoThermal Engineering GmbH

 


Kategorie: Wald & FFH-Gebiet

Gibt es Erfahrungen mit dem Standort Wald?

Ja, die gibt es. Das Geothermie Heizkraftwerk Grünwald, das Geothermie Heizkraftwerk Dürrnhaar und das Geothermie Heizkraftwerk Kirchstockach südlich von München stehen jeweils am Waldrand, bzw. auf ehemaligen Wald-Flächen.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Welche Planungen gibt es zur Flächenkompensation? Gibt es im Gesamtzusammenhang bereits Überlegungen zu den erforderlichen Ausgleichsmaßnahmen? Gemäß § 14 LWaldG interessiert uns natürlich, inwieweit Ersatzaufforstungen geplant sind bzw. welche sonstigen Kompensationen angedacht sind.

Da das Projekt möglicherweise mitten im Wald oder am Waldrand entsteht, kommt es im Zuge der Realisierung zu Waldrodungen und damit zu Eingriffen in Waldlebensgemeinschaften. Welche Waldbiotope und Lebensgemeinschaften bzw. Tierarten betroffen sein werden, wird zur Zeit im Zuge umfangreicher Untersuchungen (zoologischer Erfassungen, Biotoptypenkartierung) ermittelt. Für die Waldrodungen werden nach Maßgabe des BNatSchG i.V. mit dem LNatSchG Ausgleichsmaßnahmen erforderlich, die sicherstellen, dass die ökologische Funktion der möglicherweise betroffenen Arten- und Lebensgemeinschaften im räumlichen Zusammenhang gewahrt bleiben. Nach dem aktuellen Kenntnisstand könnten diesbezüglich vor allem Maßnahmen zur Waldoptimierung in Frage kommen: z. B. Waldaufwertung durch Förderung standortheimischer Laubhölzer (Waldumbau), Beruhigung von Waldbereichen und Erhöhung des Alt- und Totholzanteils durch Nutzungsaufgabe/Ausweisung von Biotopbaumgruppen, strukturelle Aufwertungen, wie Installation von Nisthilfen oder Einbringen von Totholzstrukturen. Im Vordergrund der Maßnahmen zur Waldoptimierung steht die natur- und artenschutzrechtliche Kompensation. Idealerweise sollte die Umsetzung der Maßnahmen innerhalb des Bellheimer Waldes erfolgen. Hierzu ist eine intensive Abstimmung mit dem Forstamt Pfälzer Rheinauen und den zuständigen Naturschutzbehörden erforderlich. Konkrete Flächenvorschläge liegen bislang noch nicht vor.

Hinsichtlich der forstrechtlichen Kompensation gem. LWaldG werden nach Auskunft des Forstamtes Pfälzer Rheinauen Ersatzaufforstungen im Umfang der notwendigen Rodungsfläche (ca. 1,0 ha für den Bohrplatz) erforderlich. Die Ersatzaufforstungen sollen im räumlichen Zusammenhang mit bestehenden Waldflächen liegen, idealerweise an den Bellheimer Wald angrenzen. Weiterhin denkbar sind aber auch Aufforstungsflächen im Anschluss an bestehende Waldflächen anderer Natura 2000-Gebiete. Konkrete Flächen hierfür sind bislang noch nicht bekannt. Es muss diesbezüglich in den kommenden Planungsschritten eine entsprechende Flächensuche stattfinden.

Antwort von: Anette Weigel, Dipl.-Ing. (FH) Landespflege, L.A.U.B. Ingenieurgesellschaft mbH

 


Kategorie: Erschließung & Bohrung

Bezüglich der Abdichtung des Bohrloches, steigt Wasser drum herum hoch?

Während der Bohrarbeiten werden die oberflächennahen Grundwasserleiter zum einen durch das sog. Standrohr geschützt, das noch vor Beginn der Bohrarbeiten in den Untergrund eingebracht wird. Zum anderen darf im oberflächennahen Bereich nur mit Wasser plus nicht wassergefährdenden Stoffen (z. B. Bentonit d. h. Tonschlamm-Spülung) gebohrt werden. Nach Fertigstellung des ersten Abschnittes werden Stahlrohre eingebaut und der Ringraum zwischen der sog. Ankerrohrtour und dem Gestein sowie dem Standrohr mit Zement verfüllt. Die Bohrungen sind dann mit Stahlrohren ausgekleidet, die mit Beton fest mit dem Gebirge verbunden sind. Auf diese Weise wird sichergestellt, dass im weiteren Bohrungsverlauf und im Betrieb keine Flüssigkeiten ins oberflächennahe Grundwasser gelangen.

Bevor die Bohrung zur Produktion von Thermalwasser in Betrieb genommen werden darf, muss mit Ultraschall eine Überprüfung durchgeführt werden, dass der Zement sowohl mit dem Stahlrohr als auch mit dem umgebenden Gestein fest verbunden ist (sogenannter Cement Bond Log abgekürzt CBL). Sollte keine feste Verbindung vorhanden sein, wird die Bergbehörde diese Bohrung nicht zur Produktion von Thermalwasser freigeben.

Des Weiteren wird die Dichtheit der beiden Bohrungen durch Messungen des Drucks der Schutzflüssigkeit im Ringraum zwischen Produktionsrohrtour und Ankerrohrtour überprüft und Thermalwasser-Leckagen durch Temperaturmessungen im Zement der Ankerrohrtour (DTS – Distributed Temperature Sensing) erkannt. Alle genannten Maßnahmen sind eine deutliche Erweiterung gegenüber den in Landau angewendeten Verfahren.

Bei den Stahlrohren in der Bohrung wird in einer regelmäßig durchgeführten Inspektion die Wandstärke über Ultraschallsonden geprüft. Auch wird in den regelmäßig genommenen Thermalwasserproben der Gehalt an Eisen gemessen und zudem die Mineralpartikel (z. B. Eisen-Schwefel-Verbindungen) mineralogisch nachgewiesen. Diese Analysen geben einen Hinweis auf Korrosion an der Innenseite der Stahlrohre im Untergrund.

Unterhalb des oberflächennahen Grundwassers befinden sich im Suchraum sehr dicke Tonschichten (im geologischen Zeitabschnitt Tertiär), welche durch ihr plastisches Verhalten die Bohrung zusätzlich zum Zement außen abdichten und somit ein Aufsteigen von Thermalwasser an der Außenseite der Bohrung wirksam verhindern.

Um eine größtmögliche Sicherheit zu gewährleisten, wird noch vor Beginn der Bohrarbeiten ein Grundwasser-Monitoring im Umfeld der Bohrung und des späteren Kraftwerks eingerichtet. Dabei werden die Pegel, Temperatur, pH-Wert und Gesamtsalzgehalt kontinuierlich sowie in regelmäßigen Zeitintervallen die chemische Beschaffenheit der oberen Grundwasserleiter online überprüft und dokumentiert. Auf diese Weise kann ein Zustrom von Thermalwasser aus der Geothermiebohrung in das Grundwasser zuverlässig erkannt werden. Die Analyse ist über eine Ampelschaltung an ein Bewertungssystem mit Maßnahmenkatalog gekoppelt.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG


Kategorie: Induzierte Seismizität

Wie können Sie das mit der induzierten Seismizität steuern? Man regelt ja erst nach dem Erdbeben die Anlage runter? Ist doch zu spät?

Erfahrungen aus vielen Geothermieprojekten und das physikalische Prozessverständnis zeigen, dass die Stärke induzierter Seismizität zeitlich zunimmt. D.h. es entstehen zunächst nur sehr kleine Erdbeben, weit unterhalb der Spürbarkeit. Dies korreliert mit dem Ausbreiten der Druckfront im Untergrund, ausgehend von der Injektionsbohrung. Man kann das mit einem leisen Knistern eines unter Spannung gesetzten Probekörpers vergleichen, lange bevor er nachgibt. Bei gleichbleibenden Betriebsparametern kann sich sowohl die Anzahl als auch die Stärke (Magnitude) der induzierten Erdbeben steigern. Mit einer geeigneten seismischen Echt-Zeit-Überwachung und der Detektion gerade der sehr kleinen induzierten Erdbeben ist es möglich, durch Drosselung bzw. Herunterfahren der Geothermieanlage die Stärke induzierter Seismizität zu begrenzen. Dabei ist zu beachten, dass die Anlage nicht zu schnell heruntergefahren wird, um nicht Anlagenteile zu schädigen. Auch muss ein sogenannter Nachlaufeffekt in der induzierten Seismizität berücksichtigt werden, bei dem stärkere Ereignisse auch noch unmittelbar nach dem Herunterfahren auftreten können. Für die Regelung der Anlage müssen somit Schwellenwerte der Erdbebenstärke definiert werden, bei deren Überschreitung eine definierte Änderung der Betriebsparameter erfolgen muss. Es muss sichergestellt sein, dass die induzierten Erdbeben (inklusive Nachlaufeffekt) nicht die Stärke erreichen, welche einen Schaden an Gebäuden hervorzurufen.

Fazit: Man regelt erst nach dem Auftreten eines Erdbebens einer definierten Schwellenmagnitude die Anlage runter. Der Schwellenwert wird allerdings mit großem Sicherheitspuffer ausgelegt, so dass keine schadensrelevanten Erdbeben auftreten. Daher erfolgt die Regelung nicht zu spät sondern rechtzeitig.

Antwort von: John Reinecker, GeoThermal Engineering GmbH


Kategorie: Betrieb des Heizkraftwerks

Angenommen, die Anlage kommt zum Stillstand, wie wird das kompensiert? Wie wird die Wärmeleistung gewährleistet?

Das Wärmenetz muss neben den geothermischen Wärmetauschern eine zweite Heizquelle besitzen, eine „Redundanz-Heizanlage“. Dies kann mit Öl, Erdgas oder Holzhackschnitzeln betriebenen werden und versorgt das Wärmenetz zum Beispiel bei Wartungsarbeiten mit der notwendigen Wärme. Diese Redundanz-Heizanlage muss nicht im Wald oder in Waldnähe (FFH-Gebiet) gebaut werden. Sie ist nicht an den Standort des Geothermie-Heizkraftwerks gebunden, sie muss eine Hauptleitung des Wärmenetzes versorgen können. Ideal wäre eine zweite Geothermie-Anlage, die sich dann in der Wärmeleistung unterstützen könnten, wie dies bei den Geothermie-Heizkraftwerken in Unterhaching und Grünwald geschieht.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Wird die Anlage wasser- oder luftgekühlt und wenn sie wassergekühlt wird, woher wird das Kühlwasser bezogen?

Die Anlage ist luftgekühlt. Die Luftkühlung gehört zur Stromerzeugung und dient der Kondensation des Betriebsmittels nach dem durchströmen der Turbine. Die Luft wird beim durchströmen der Lüfter um etwa 15°C erwärmt, sie steigt durch die Konvektion und durch langsam laufende Propeller bewegt nach oben. Auch bei einer Inversionslage (kalte Luft am Boden) steigt die erwärmte Luft nach oben. Der Aufstieg endet dann, wenn die erwärmte Luft sich in der Höhe abgekühlt hat.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Wie verhält es sich mit dem Stromverbrauch und dem Eigenstromverbrauchskoeffizient einer Tiefen Geothermie-Anlage?

Der Stromverbrauch bei Tiefen Geothermie Anlagen hängt sehr stark von der Pumpleistung der Förderpumpen ab. Meist ist die Förderpumpe der größte Stromverbraucher in der Anlage. Alle Tiefe-Geothermie-Anlagen Wärmerzeugungsanlagen, die nur Wärme erzeugen, beziehen den Strom aus dem Netz oder haben eigene alternative Stromerzeugungsanlagen in Betrieb. Günstig sind BHKW, da die Wärme aus dem BHKW direkt in das Wärmenetz eingespeist werden kann. Hier gibt es also den Begriff Eigenverbrauchskoeffizient (Produzierte Strommenge im Verhältnis zu dem Verbrauch der Förderpumpe und anderen Stromverbrauchern der Anlage) nicht. 

Bei Wärmerzeugungsanlagen kann man den CoP für einen Vergleich heranziehen.(= Coefficient of performance, CoP, oder Arbeitszahl bei Wärmepumpen) Eine Erdwärmeanlage wie z.B. die Anlage in Rittershoffen produziert mit etwa 250kW Pumpenleistung 24 MW thermische Energie. Also ein Verhältnis von 1 zu 100. 1kWh Strom erzeugt hier 100kWh Wärme. GeoWärme Südpfalz dürfte einen ähnlichen CoP erreichen.
Oberflächennahe Geothermie hat hier typischerweise ein Verhältnis von 1 zu 5, die 5 wird in diesem Fall Arbeitszahl genannt. 

Bei Kombianlagen (Wärme-und Stromproduktion) kann man den Eigenverbrauchskoeffizient nicht richtig ermitteln, da der Eigenstromverbrauch ja zum großen Teil für die Thermalwasserförderung verwendet wird, die jedoch für die Produktion von Fernwärme und Strom eingesetzt wird. Das rechnerische Verhältnis wäre umso schlechter, je mehr Wärme und je weniger Strom produziert wird. Ein Eigenstromverbrauchskoeffizient muss also entsprechend gerechnet und hinterfragt werden.  

Man kann jedoch Beispiele betrachten: 

Anlage in Insheim, keine Wärmeproduktion, thermische Leistung etwa 25 MW, etwa 650kw Pumpleistung und 200kw Leistung der Komponenten in der Stromerzeugung bei 3,5 MW elektrischer Leistung, der Eigenverbrauchskoeffizient beträgt etwa 25%. 

Würde in Insheim die Hälfte der Wärme direkt genutzt werden, hätte man folgende Rechnung: 650kw Pumpleistung, 100kw Leistung der Komponenten in der Stromerzeugung bei 1,7 MW elektrischer Leistung, Ausspeisung von etwa 12MW Fernwärme oder Nahwärme wäre dann möglich. Der Eigenverbrauchskoeffizient beträgt dann etwa 45%. Eine Stadt wie Bellheim wäre mit Wärme versorgt. 

Wenn man dort etwa 20MW thermische Energie auskoppeln würde, würde die Stromerzeugung nur für die Förder-Pumpe benötigt werden, was ja ein guter, komplett autarker Zustand wäre. Der Eigenverbrauchskoeffizient beträgt dann etwa 100%. Mit den 20MW thermischer Leistung könnte eine Gemeinde wie Bellheim inkl. der Brauerei komplett CO2 frei mit Wärme versorgt werden.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Wie hoch ist die Einspeisevergütung? Wird der Strom für den internen Verbrauch zugekauft? Wird dafür die EEG-Umlage fällig?

Die Einspeisevergütung beträgt aktuell 25,2 Ct./kWh. Nach 2020 wird der Tarif pro Jahr um 5% abgeschmolzen (Degression). Der Strom für den Eigenbedarf kann fremd bezogen werden, als Industriestrom aus grünen oder nicht grünen Quellen. Der Strom wird vom Betreiber inklusive der EEG-Umlage bezahlt.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG

 

Welche Tiefe Geothermieanlagen gibt es in Deutschland, wann sind diese in Betrieb gegangen? Was war in den letzten 3 Jahren?

Eine vollständige Liste von Tiefen-Geothermie-Anlagen in Deutschland finden sie hier. Sie enthält Im Februar 2017 33 Anlagen. In unmittelbarer Nachbarschaft sind 2 weitere Anlagen in Frankreich (Soultz, Rittershoffen) in Betrieb, in der Ostmolasse, in Österreich, sind weitere 6 Anlagen in Betrieb.

2014 und die darauffolgenden Jahre sind in Deutschland 6 Anlagen in Betrieb gegangen, davon waren 2 Anlagen mit Stromerzeugung.

Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG


Kategorie: Kostenträger

Habe ich das richtig verstanden: Die DEW trägt die Kosten für die Errichtung und Unterhaltung des Kraftwerkes und die Kommunen bzw. Stadtwerke tragen die Kosten für die die Leitungen/ das Wärmenetz?

Ja, für den Bereich der nach dem Geothermie-Heizkraftwerk folgt, würden wir uns die Nutzung der Wärme durch einen kommunalen Zweckverband oder ein Stadtwerk wünschen. Diese Einrichtung müsste die Wärmenetze bauen und betreiben, es müsste zwischen dem Geothermie-Projekt und dem Wärmenutzer ein Übergabepreis für die Wärme vereinbart werden. Dies ist in einigen Gemeinden rund um München Praxis. So hat die Energieversorgung Ottobrunn erst kürzlich einen Wärmeliefervertrag mit einem Betreiber von zwei Geothermie-Kraftwerken abgeschlossen. Ottobrunn, Hohenbrunn, Höhenkirchen-Siegertsbrunn und Neubiberg sollen dann nach und nach mit Fernwärme aus tiefer Geothermie versorgt werden.

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Antwort von: Lutz K. Stahl, Deutsche ErdWärme GmbH & Co. KG