Eine Analyse von Heinz Wraneschitz

Aus oberrheinischen Geothermieanlagen nicht nur Wärme und Strom, sondern auch Lithium gewinnen: Die hoffnungsvolle Vision ist vor einem halben Jahrzehnt und dann immer wieder in den Medien aufgetaucht. Doch wie weit ist die Umsetzung der Ideen? Beim Webinar „Tiefe Geothermie verstehen – Strom, Wärme und bald auch Lithium?“ der „Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg e.V.“ (EE-BW) gab es vor allem detaillierte Informationen zu einem EnBW-Kooperationsprojekt in Bruchsal. Doch gerade bei Vulcan Energy scheint man wesentlich weiter.

Zwar empfindet auch Moderatorin Stefanie Hähnlein von EE-BW „Tiefengeothermie überraschend vielfältig“. Doch für Thomas Kölbel ist sie offensichtlich sogar Berufung. Seit über 20 Jahren arbeitet der Geowissenschaftler für den Konzern Energie Baden-Württemberg (EnBW), der zu 47 Prozent dem Land gehört. Seit 2024 ist Kölbel – neben seiner Tätigkeit bei EnBW Forschung & Entwicklung – Geschäftsführer des Geothermiekraftwerks Bruchsal im Oberrheingraben. In diesem Gemeinschaftsprojekt von EnBW und den Stadtwerken Bruchsal ist man nach sechs Jahren Planung gerade dabei, auch wirklich ziemlich reines Lithium aus dem geförderten, heißen Tiefenwasser zu extrahieren. Dafür wird nun ein bereits 2024 vorgestelltes Verfahren in einem Demonstrator umgesetzt, mit dem immerhin 200 Tonnen (t) 99,5 Prozent reines Lithium-Konzentrat pro Jahr produziert werden sollen.

Zur Einordnung: Angenommen, eine (z.B. bei VW-ID.3-Modellen gebräuchliche) 60 kWh-Batterie enthält 10 kg reines Lithium, ließen sich mit der in Bruchsal erwarteten Menge Jahr um Jahr Akkus für 20.000 E-Autos herstellen. Doch weil in Bruchsal bald nicht nur wie bisher 28, sondern 55 l Thermalwasser pro Sekunde gefördert werden soll, würde sich die Lithium- und Automenge ebenfalls knapp verdoppeln.

Wärme steht im Vordergrund bei Geothermie – noch!

Dennoch stellt Thomas Kölbel klar: „Lithium ist perspektivisch zwar ein zusätzliches Produkt. Doch für Bruchsal ist das Wärmethema evident“, also zunächst einmal der Hauptgrund für die Geothermie-Anlage. Dazu passt, dass man auch im Regierungspräsidium Freiburg sicher ist: „Geothermie könnte den Oberrheingraben mit Strom und Wärme versorgen“. Zusätzlich aber könnten allein die jährlichen 200 t aus der dem- und zunächst möglichen Demonstrator-Lithium-Gewinnung bei heutigen Preisen um die 4 Mio. Euro einbringen. Doch erst eine laut Kölbel „schon in Planung befindliche wirtschaftliche Anlage für 100 bis 200 Mio. Euro“ könne gewinnbringend arbeiten.

Lithium-Bedarf steigt weltweit massiv

Fakt aber ist: Bis 2030 wird weltweit der Bedarf an der für Akkus notwendigen Lithium-Verbindung Li₂CO₃ (Lithium-Carbonat, kurz LCE) auf über 300.000 t jährlich steigen, dreimal so viel wie 2023 nötig war. Aktuell kommt der Rohstoff vor allem aus Australien und Chile, werde aber größtenteils in China zu LCE verarbeitet, wie EnBW-Mann Kölbel anmerkt. Dank des nachgewiesenen, riesigen Geothermie-Lithium-Reservoirs im Oberrheingraben, aber auch im Norddeutschen Becken könnten per Geothermie „die drei Produkte Wärme, Strom und Lithium jeweils regionale Wertschöpfung generieren“. Bei dem gefragten Leichtmetall Lithium würde das aber vor allem die Abhängigkeit von China massiv reduzieren. Und das nachhaltig. Denn KIT-Wissenschaftler:innen haben errechnet: „Die Lithiumgewinnung durch Geothermie-Kraftwerke wäre ohne Versiegen des Nachschubs für Jahrzehnte möglich.“ Noch dazu, als Geothermie-Anlagen nur wenig Platz beanspruchen und recht leise arbeiten. Wohl deshalb ist laut dem Referenten auch „in Bruchsal keine einzige Beschwerde“ bekannt. „Es ist also kein schlechter Gedanke, sich so um die eigene Lithium-Versorgung zu kümmern“, so Kölbel.

Schnelle Lösungen sind nicht wahrscheinlich

Doch das geht augenscheinlich nicht von jetzt auf gleich. Schon 2023 hieß es freudig in den VDI-Nachrichten: Die Lithiumförderung am Oberrheingraben „geht jetzt los“. Dabei läuft gerade mal seit zwei Jahren parallel zu der EnBW-HELM-Entwicklung beispielsweise das Forschungsprojekt „Thermion – Extraktion von Lithium aus thermalen Solen.“

Ebenfalls im Jahre 2024 hat sich das australische Unternehmen Vulcan Energy Ressources aufgemacht, mit Hilfe der nach Firmenangaben „branchenführenden VULSORB®-Technologie Lithium aus der geothermischen Sole des Oberrheingrabens“ zu gewinnen. Doch mit der „kommerziellen Produktion der Adsorbens VULSORB“ hat Vulcan erst am 21. September 2026 begonnen, also Anfang dieser Woche. Nun soll „die „Inbetriebnahme des Lionheart-Projekts in der zweiten Jahreshälfte 2028 vorbereitet“ werden.

Für dieses Projekt, mit dem die Firma künftig in Landau/Pfalz jährlich laut Cleanthinking „zunächst 24.000 Tonnen Lithiumhydroxidmonohydrat (LHM) pro Jahr – genug Rohstoff für etwa 500.000 Elektroauto-Batterien“ gewinnen will, wurden über 2 Mrd. Euro gesammelt. Darunter sollen allein 350 Mio. Euro staatliche Fördermittel sein. An Lionheart beteiligt haben sich u.a. HOCHTIEF als strategischer Partner oder Siemens Financial Services. Langfristige Abnahmeverträge wurden bereits mit Volkswagen, Stellantis, LG Energy Solution, Umicore und Glencore geschlossen – Firmen also, die Batterien nicht nur in Autos einbauen. Zudem hat Vulcan bereits mit „Ludwig“ neue Ideen angekündigt.

Viele Bohrlöcher nötig…

Dass das nicht allein an den bestehenden fünf Geothermie-Anlagen im Oberrheingraben geschehen kann, ist sicher. EnBW-Forscher Kölbel hat für Bruchsal, Soultz, Rittershoffen, Insheim und Landau zusammen eine „Technisch realisierbare Gewinnungsmenge Lithium von 6.500 t LCE pro Jahr“ errechnet, also gerade mal ein Viertel der von Vulcan bereits versprochenen Menge.

Es dürfte also spannend werden, wo Vulcan Energy und andere Unternehmen künftig Bohrlöcher setzen werden, um im Dreiklang Wärme, Strom und Lithium aus Geothermie zu gewinnen. Wichtig für die Stärkung der Unabhängigkeit nicht nur von China bei Energie und Rohstoffen ist diese Entwicklung allemal.

PS: Das Geothermiekraftwerk Bruchsal kann man beispielsweise am 7. Oktober 2026 gemeinsam mit dem dortigen Bürgerenergie-Verein besuchen. Anmeldung ist nötig.