Durchaus vielversprechend: Die Gewinnung des begehrten Batterie-Rohstoffs Lithium aus deutschen Geothermieanlagen könnte sich lohnen, wie eine erste Abschätzung nahelegt. Demnach könnten die schon existierenden Tiefbohrungen im Idealfall mehr als 4.000 Tonnen Lithium pro Jahr aus den Reservoiren im Oberrheingraben und in Norddeutschland fördern. Das wäre genug, um bis zu elf Prozent des Lithiumbedarfs der geplanten deutschen Batterieproduktion abzudecken. Allerdings sind viele Detailfragen noch ungeklärt.
Lithium gehört zu den begehrtesten Hightech-Rohstoffen weltweit, denn es liefert den Grundstoff für Lithium-Ionen-Akkus. Mit dem Aufschwung der Elektromobilität und anderen batteriebasierten Technologien könnte der Lithiumbedarf schon in den nächsten Jahren die globalen Fördermengen überschreiten – es droht eine Lithiumknappheit. Bisher stammt das „weiße Gold“ vorwiegend aus Australien und Südamerika, Deutschland ist zu 100 Prozent von Lithium-Importen abhängig.
Lithiumgewinnung aus Geothermie-Bohrungen im Check
Doch das müsste nicht sein: Unter deutschem Gebiet liegen die größten Lithiumvorkommen Europas. Ein Teil davon ist im Gestein des Erzgebirges gebunden, ein noch größeres Lithium-Reservoir findet sich in den heißen Tiefenwässern Norddeutschlands und des Oberrheingrabens. In den letzten Jahren wurden daher mehrere Pilotprojekte initiiert, die die Gewinnung dieses Lithiums untersuchen. Der große Vorteil dabei: In diesen Regionen existieren bereits Geothermie-Kraftwerke, die das Thermalwasser anzapfen und zur Wärmegewinnung nutzen.
Ob sich diese Lithiumgewinnung in heimischen Geothermie-Kraftwerken wirklich lohnt und wie ergiebig dies sein könnte, war jedoch bisher nur in Teilen geklärt. Valentin Goldberg und seine Kollegen vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) haben dies nun genauer untersucht. Dafür werteten sie die Fördermengen und Betriebsdaten der bestehenden Geothermie-Anlagen aus, die Lithiumkonzentration im Tiefenwasser, sowie die zu erwartende Effizienz der Lithium-Extraktion.
Voraussetzungen am Oberrhein besonders günstig
Das Ergebnis: Vor allem die Geothermie-Anlagen im Oberrheingraben bieten günstige Bedingungen für die Lithium-Gewinnung. Denn die Tiefenwässer dort haben Lithiumkonzentrationen von 163 bis 190 Milligramm pro Liter und die förderbaren Fließraten liegen meist bei 70 bis 80 Litern pro Sekunde. Dadurch könnten einige dieser Kraftwerke, darunter Insheim und das im Elsass liegende Rittershoffen, unter optimalen Bedingungen jeweils bis zu 1.800 Tonnen Lithium pro Jahr fördern, wie das Team ermittelte.
Etwas weniger reichlich flösse das Lithium bei den Geothermie-Kraftwerken im Nordosten Deutschlands. Diese haben meist deutlich geringere Lithiumgehalte und geförderte Wasservolumen von nur 15 bis 35 Liter pro Sekunde. Allerdings gibt es auch dort einzelne Standorte, wie im brandenburgischen Groß-Schönebeck, in denen das Thermalwasser mehr als 200 Milligramm Lithium pro Liter enthält. Wegen der geringen Fließrate läge die förderbare Lithiummenge dort aber nur bei 240 bis 440 Tonnen pro Jahr.
Fördermenge könnte gut ein Zehntel des Bedarfs decken
Insgesamt kommen Goldberg und seine Kollegen zu dem Schluss, dass Deutschland allein mit den bestehenden deutschen Geothermie-Kraftwerken zwischen gut 2.600 und 4.700 Tonnen Lithiumcarbonat-Äquivalenten jährlich fördern könnte. Mit den beiden Geothermie-Kraftwerken im französischen Teil des Oberrheingrabens wären im Idealfall sogar 7.200 Tonen jährlich möglich. Das entspräche immerhin einem bis zwei Prozent der weltweiten Lithiumproduktion im Jahr 2020. Der Marktwert läge zwischen 36 und 200 Millionen US-Dollar – je nach angesetztem Lithiumpreis.
Zwar würden diese Mengen den deutschen Lithiumbedarf nicht decken, aber die heimische Lithiumförderung könnte damit die bisherige Importabhängigkeit zumindest zum Teil verringern. „Das mögliche Produktionsvolumen entspräche drei bis elf Prozent des Jahresbedarfs für die in Deutschland geplanten Batteriezellfertigungen“, so die Forscher. Der Zubau weiterer Geothermie-Kraftwerke könnte die Fördermengen erhöhen. Bis solche Anlagen neu in Betrieb gehen können, dauert es allerdings fünf bis acht Jahre. „Das Lithium aus der Geothermie kann mittelfristig also nur eine Ergänzung darstellen“, sagt Koautor Fabian Nitschke.
Viele Detailfragen noch offen
Allerdings sind die Prognosen von vielen Unsicherheiten geprägt, wie das Forscher betonen. Denn die genaue Größe und Erneuerungsrate der Geothermalsysteme sind bisher nicht vollständig untersucht. Letzteres ist deshalb wichtig, weil das Thermalwasser nach Abtrennung des Lithiums wieder in den Untergrund zurückgeleitet wird. Wenn es im Reservoir wenig Austausch und Nachschub frischen Wassers gibt, würde diese Rückleitung in relativ kurzer Zeit den Lithiumgehalt des geförderten Thermalwassers senken – es würde quasi verdünnt.
Erste Analysen mithilfe von Tracer-Tests zeigen, dass es bei den bestehenden Geothermie-Bohrungen große Unterschiede gibt: Am Standort Ritterhoffen wurden nach 25 Tagen nur 0,2 Prozent markierten Wassers wiedergefördert, im ebenfalls im Oberrheingraben liegenden Geothermie-Kraftwerk Soultz-Sous-Forêts waren es dagegen 25 Prozent. „Daher kann eine Lithiumpotenzialabschätzung und deren zeitliche Änderung nicht pauschal von einem Standort auf einen anderen übertragen werden“, so Goldberg und seine Kollegen.
Hinzu kommt, dass sich die Extraktionstechnologien erst in einem frühen bis mittleren Entwicklungsstadium befinden – entscheidende Entwicklungsstufen sowie Langzeittests stehen noch aus. Um das Potenzial für eine deutsche Lithiumgewinnung aus Thermalwässern genauer einschätzen zu können, seien daher noch einige Fragen zu klären, konstatieren die Forscher. (Grundwasser, 2022; doi: 10.1007/s00767-022-00523-4)
Quelle: Karlsruher Institut für Technologie (KIT)
