Untertägiger Anlagenteil

Bohrungen Triplette:
Es werden drei Bohrungen ausgeführt. Zwei Produktionsbohrungen und eine Injektionsbohrung.

Bohrtiefe:
5.000 Meter: Hängt ab von der Tiefenlage der Reservoirgesteine (z.B. Quarzit). Wahrscheinlich < 5.000 Meter.

Temperatur:
160°C am Bohrlochkopf: Bei durchschnittlichem geothermischen Gradienten (3°C/100m Tiefe) und 5°C Abkühlung zwischen Reservoir und Bohrlochkopf.

Reinjektionstemperatur:
Zwischen 80°C und 55°C je nach Wärmenutzung: Der Stromerzeugungsprozess kühlt das Wasser hier bis auf 80°C ab. Je nach Kraftwerkstechnologie und geplanter Wärmenutzung kann auch auf 65°C abgekühlt werden, dann mit einer größeren Stromausbeute. Tiefer als 55°C wird auch bei der Wärmenutzung selten abgekühlt, da ansonsten Probleme im Thermalwasserkreislauf mit Ausfällungen auftreten können.

Thermalwassermenge:
130 l/s: Förderung: 2 x 65 l/s, Reinjektion: 1 x 130 l/s
Die Tripletten-Anordnung ist bei petrothermalen Systemen üblich (z.B. Soultz). Eine zentrale Bohrung zur Reinjektion und zwei seitlich einander gegenüberliegend angeordnete Produktionsbohrungen. Die Förderrate von 65 l/s setzt voraus, dass das Projekt kein rein petrothermales System darstellt, sondern in den Quarziten eine natürliche Durchlässigkeit ebenfalls vorhanden ist (siehe Gutachten Geologischer Dienst NRW) (nach oben)

Technologie:
ORC- oder Kalina-Anlage: Die ORC Technologie ist eingeführt und hat bereits sehr gute Verfügbarkeiten nachgewiesen. Die Stromausbeute ist etwas geringer als bei der Kalina-Anlage, die jedoch aufwändiger (Anlagenteile) und noch nicht lange im Markt ist. Als Wirkungsgrad der Stromerzeugung wurden 12% angenommen, was sich bei der Temperatur von beiden Technologien erreichen ließe.

Verfügbarkeit:
7.900 Stunden/Jahr

Kühlung:
Hybridkühlung (Wasser und Luft). Reine Luftkühlung ist weniger effizient. Die effizienteste reine Wasserkühlung ist nur in der Nähe von größeren Wasserläufen einsetzbar.

Pumpen:
Es sind sowohl zwei Tiefpumpen für die Produktionsbohrungen als auch eine Verpresspumpe vorgesehen. Ob all diese Pumpen und mit welchen Leistungen benötigt werden, hängt vom Ergebnis der hydraulischen Tests ab.

Wärmeauskopplung:
Im Budget ist die Wärmeauskopplung mit Wärmetauschern und Leitungen zur Grundstücksgrenze vorgesehen. Ebenfalls vorgesehen ist ein Redundanz- und Spitzenlastkraftwerk, das mit Gas betrieben wird. (nach oben)

Leistung (Strom):
5.217 kW (el.): Errechnet sich aus den getroffenen Annahmen zu Thermalwassermenge, Temperaturspreizung (160-80°C) und Parametern zur Berücksichtigung der Dichte und der Wärmekapazität des Wassers sowie dem Wirkungsgrad der Kraftwerkstechnologie.

Strommenge:
41.211 MW(el.)h/a: Errechnet sich aus der Leistung multipliziert mit der Verfügbarkeit (7900h).

Wärmeleistung:
2.170 kW(th.): Errechnet sich aus den getroffenen Annahmen zu Thermalwassermenge, Temperaturspreizung (75-55°C) und Parametern zur Berücksichtigung der Dichte und der Wärmekapazität des Wassers. Des weiteren wurde eine Abgabe von 20% der nach der Stromerzeugung verfügbaren Wärmemenge angesetzt, um den Wärmebonus zu erhalten.

Wärmemenge:
4.340 MW(th.)h/a: Errechnet sich aus der Wärmeleistung mal 2000 h Nutzungsstunden.

Strombezug:
1.500 kW(el.): Werden vor allem für die Pumpen benötigt. Die Leistung der Pumpen ist vom sog. Produktivitätsindex bzw. Injektivitätsindex abhängig. Diese Indizes sind spezifisch für eine Bohrung und ihren Anschluss ans Reservoir. (nach oben)

Strom:
10.715.000 Euro/Jahr: Errechnet sich aus der Einspeisevergütung nach EEG. Da im Jahr 2010 die Degression einsetzt, wurde mit einer mittleren Einspeisevergütung von 26 ct/kWh gerechnet. Es wird zugrundegelegt, dass mindestens 20% der nach der Stromerzeugung zur Verfügung stehenden Wärme ausgekoppelt werden kann (Wärmebonus), und dass das Projekt als petrothermales Projekt betrachtet werden kann (Petrothermaler Technologien-Bonus).

Wärme:
Es wird nur der Wärmebonus beim Stromverkauf angesetzt. Ein Wärmeverkauf wird konservativ nicht angesetzt, da sich ein Wärmemarkt unter Umständen nur sehr langsam aufbaut.

Förderung:
0 Euro. In dieser Betrachtung wurden Fördergelder bzw. Zinsgünstige Kredite (KfW) nicht berücksichtigt. (nach oben)

Investitionen:
67.500.000 Euro für die Komplettanlage inkl. Wärmeauskopplung und Leitungen bis an die Grundstücksgrenze

Unvorhergesehenes:
3.000.000 Euro

Versicherung:
2.200.000 Euro: Ob eine Versicherung zur Abdeckung des Fündigkeitsrisikos zum Zeitpunkt der Bohrung verfügbar ist, ist bei der eingesetzten Technologie sehr zweifelhaft. Dieser Betrag steht dann ebenfalls für Unvorhergesehenes zur Verfügung.

Betriebskosten:
1.112.000 Euro/Jahr für die Gesamtanlage. Inbegriffen sind Rückstellungen, falls umfangreichere Arbeiten an der Untertageanlage bzw. Pumpenwechsel nach mehreren Jahren anfallen sollten.

Eigenverbrauch:
1.007.000 Euro/Jahr bei einem Einkaufspreis von 8,5ct/kWh.

Sonstige Kosten:
565.000 Euro/Jahr für Betriebsmittel Personal, Management, Gebühren,… (nach oben)

Berechnungsgrundlagen

Kapital:
Keine Aufteilung in Eigen- und Fremdkapital.

Berechnung:
Betrachtung über die Rendite über die Gesamtinvestitionskosten von 67.500.000 Euro.

Abschreibungsdauer:
15 Jahre

Betriebsdauer:
Nach dem Abschreibungszeitraum kann das Kraftwerk auf der Grundlage der Einspeisevergütung 5 Jahre weiter betrieben werden. Danach sinken die Einnahmen auf den Marktpreis. Geothermiekraftwerke können eine Betriebszeit von weit über 30 Jahren haben, wobei dann Ersatzinvestitionen für Bohrungen oder das Kraftwerk anfallen werden.
(nach oben)

Ergebnis

Gesamtergebnis:
Das Gesamtergebnis in der letzten Zeile muss = 0 Euro sein.

Verzinsung:
Die Verzinsung des Gesamtkapitals beträgt:
Bei einer Vergütung von 26ct/kWh = etwa 8,3 %
Bei einer Vergütung von 22ct/kWh = etwa 4,7 %

Eigenkapitalverzinsung:
In einem Energieprojekt liegt der Eigenkapitalanteil zwischen 30 und 35%. Die Bohrphase wird zu 100% aus Eigenkapital finanziert. Nach der Bohrphase kann das Eigenkapital zum Teil durch Fremdkapital ersetzt werden, bis eine Eigenkapitalquote von 30% im Gesamtprojekt erreicht wird. Die Verzinsung des Eigenkapitalanteils kann dann entsprechend höher sein. (nach oben)