Wertvoller Rohstoff als Nebenprodukt: Heimisches Lithium aus Geothermieanlagen

Lithium-Ionen-Technik treibt mobile Endgeräte an, deshalb ist das importierte Alkalimetall ein teures Gut. Geologen erschließen erstmals Quellen in Deutschland.

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(Bild: Geothermieanlage Bruchsal, EnBW)

Von
  • Arne Grävemeyer

Gemeinhin gelten ja Daten als das Öl des 21. Jahrhundert. Aber ein Rohstoff hätte ebenfalls Anspruch auf diesen Titel: Lithium. Es ist elementarer Bestandteil von Lithium-Ionen-Akkus und macht damit Smartphones, Laptops und Elektrofahrzeuge erst mobil. Zudem gibt es die nicht wieder aufladbaren Lithiumbatterien, die sich vor allem in Kleinstelektronik durchgesetzt haben. Lithiumtechnik ist leicht, kompakt und bietet eine hervorragende Energie- und Leistungsdichte. Ernstzunehmende Alternativen wie Natrium-Ionen-Akkumulatoren und Magnesium-Schwefel-Batterien befinden sich derzeit noch im Laborstadium.

Eine Wissenschaftlergruppe am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) hat nun ein Verfahren ausgetüftelt, bei dem Lithium quasi als Abfallstoff bei der Energieerzeugung in Geothermieanlagen anfällt. Eine Pilotanlage soll noch bis Jahresende Lithium aus Deutschland fördern.

Heute ist die Gewinnung von Lithium problematisch. Es wird derzeit vor allem aus Salzseen im südamerikanischen Länderdreieck Chile, Argentinien und Bolivien abgebaut sowie aus Festgestein – hauptsächlich in Australien.

In Südamerika wird der Rohstoff gewonnen, indem lithiumhaltiges Wasser in großen Salzseen verdunstet. Der Prozess kann über ein Jahr in Anspruch nehmen. Das vorrangige Problem: Man braucht viel Wasser, um Lithium in der Konzentration zu erhalten, die für eine Batteriezellenproduktion notwendig ist. Wasser ist allerdings in den betroffenen Gebieten ein mindestens genauso kostbarer Rohstoff wie das zu gewinnende Lithiumsalz für die Industrie. "Da die Abbaugebiete beispielsweise in der Atacama-Wüste sehr trocken sind, können Auswirkungen auf die Hydrologie schwerwiegend sein", heißt es dazu in einer Studie des Freiburger Öko-Instituts. Die Wasserreserven am Salar de Atacama in Chile seien zwischen 2002 und 2017 mit einer Rate von 1,16 Millimetern pro Jahr zurückgegangen, was auch die letzten Flussläufe und Wiesen vertrocknen lässt.

Die Gewinnung aus Festgestein in Australien erfordert hingegen viel Energie und erzeugt eine große Menge Abraum. Weite Transportwege zu Produktionsstätten für Batterietechnik in Europa sind ein weiteres ökologisches und ökonomisches Problem.

Doch die Transportwege könnten sich künftig verkürzen. Jens Grimmer, Geologe am KIT, und seine Kollegin Florence Saravia haben ein vergleichsweise einfaches Verfahren entwickelt, um Lithium am Oberrheingraben zu fördern. Dort stehen Geothermieanlagen, die heißes Wasser aus dem tiefen Untergrund nach oben befördern, um daraus Strom zu produzieren. Die unterirdischen Thermalwasser-Reservoire liefern aber nicht nur Energie, in ihnen ist auch Lithium gelöst – und das in beträchtlichen Mengen. Grimmer geht von 200 Milligramm pro Liter aus. Das gesamte Potenzial im Oberrheingraben belaufe sich auf mehrere tausend Tonnen an förderbarem Lithium pro Jahr.

Die KIT-Wissenschaftler wollen bereits vorhandene Geothermieanlagen nutzen, von denen es auf deutscher und französischer Seite derzeit insgesamt fünf gibt, und zwar an den Standorten Bruchsal, Landau, Insheim, Soultz-sous-Forêts und Rittershoffen. Allein durch die Geothermieanlage Bruchsal strömen seit 2010 sekündlich 28 Liter Thermalwasser. Damit werden derzeit überschlägig etwa 800 Tonnen Lithiumchlorid pro Betriebsjahr gefördert und ungenutzt wieder reinjiziert, wie der Anlagenbetreiber EnBW mitteilt.

Jede dieser Anlagen besitzt prinzipiell zwei Wasserleitungen in die Tiefe. Durch die eine strömt das Thermalwasser in einen Wärmetauscher und gibt dort einen Teil seiner Energie ab. Anschließend fließt es durch die sogenannte Schluckleitung wieder in den tiefen Untergrund zurück. Genau hier wollen die Wissenschaftler ansetzen und mit einer Anlagenergänzung Lithiumionen herausfiltern.

Allein durch die Leitungen der Geothermieanlage Bruchsal strömen mit dem Thermalwasser im Jahr etwa 800 Tonnen Lithiumchlorid, die bislang ungenutzt bleiben.

(Bild: Amadeus Bramsiepe / KIT)

Für diesen Teil des Verfahrens setzen die KIT-Experten auf eine halbdurchlässige Membran, durch die sie das Wasser mit hohem Druck pressen. Auf diese Weise überwinden sie den osmotischen Druck, der der Konzentration von gelösten Ionen entgegenwirkt. Die Methode lässt sich vereinfacht mit der von Meerwasserentsalzungsanlagen vergleichen. Im Ergebnis trennt die KIT-Membran Wasser mit gelösten Lithiumionen vom restlichen Thermalwasser.

Insgesamt erfordert dieser Verfahrensschritt eine ganz erhebliche Membranfläche, in einer vollständigen Anlage voraussichtlich mehrere Hundert Quadratkilometer. Allerdings lässt sich diese Membran raumsparend aufwickeln und in mehrere Module verpacken. "Das ist der Grund, weshalb wir wahrscheinlich nicht viel Platz benötigen", sagt Grimmer.

Die im ersten Schritt erzielte Lithiumkonzentration reicht noch nicht aus, um das Lithium chemisch auszufällen. Um die Konzentration dafür auf 5000 bis 6000 Milligramm pro Liter zu steigern, erhitzen die Forscher das Wasser in einem zweiten Verfahrensschritt. Die dafür benötigten zusätzlichen Energiemengen sind überschaubar, da selbst die Temperatur des abgekühlten Thermalwassers vor der Reinjektion in die Tiefen der Gesteinsschichten noch 60 bis 70 Grad Celsius beträgt.

Das Ergebnis aus diesen beiden Verfahrensschritten ist Lithiumkarbonat – ein Zwischenprodukt, das die Industrie weiterverarbeiten kann. Grimmer rechnet damit, dass dieses Endprodukt noch in einer weiteren Verfahrensstufe zu reinigen ist. Doch die Frage nach dem dafür benötigten Wasser dürfte hierzulande nicht so heikel sein wie in den Salzwüsten Südamerikas. In Zukunft könnte eine zentrale Anlage für den gesamten Oberrheingraben das gewonnene Lithiumkarbonat zusammenführen und reinigen.

Das KIT-Verfahren ist im Vergleich zu anderen Abbauformen sehr schnell: Während die Gewinnung aus Salzseen Monate in Anspruch nimmt, gehen die KIT-Wissenschaftler davon aus, dass sich das Lithium im Thermalwasserzyklus der Geothermieanlage kontinuierlich innerhalb von Stunden extrahieren lässt. Europa müsste geringere Mengen an Lithium importieren, was das Risiko des Ausfalls von Lieferketten senkt.

(Bild: EnBW)

Ein weiterer Vorteil des neuen Verfahrens ist die gezielte Ausfilterung der Lithiumionen. Alle weiteren Inhaltsstoffe strömen mit dem genutzten Thermalwasser wieder zurück in die Tiefe. So verursachen sie keine Probleme in der Anlage – etwa indem sie in Form von Ausfällungen Rohre verstopfen und Wartungsarbeiten verursachen. Das Prinzip des Verfahrens von Grimmer und Saravia lautet: Dem Wasser werden nur die Lithiumionen entnommen.

Das ist gleichzeitig aber auch eine wichtige Bedingung, die das Verfahren erfüllen muss. "Das Wasser, das für die Geothermie verwendet wird, enthält auch Stoffe, die man nicht an der Oberfläche haben möchte", erklärt Grimmer. Dazu zählen zum Beispiel Schwermetalle. "Wir wissen, dass keine Probleme entstehen, wenn wir das Wasser so, wie es ist, wieder nach unten schicken. Wir wissen aber nicht, welche Reaktionen wir im Reservoir hervorrufen, wenn wir es wesentlich verändern würden." Dies technisch umzusetzen ist eine der Anforderungen an die künftige Pilotanlage.

Eine andere besteht darin, mit den hohen Fließraten des Thermalwassers zurechtzukommen. Diese sind überhaupt die Voraussetzung, um wirtschaftlich Geothermie zu betreiben. Lithiumkonzentration und Fließgeschwindigkeit sind die entscheidenden Größen, denn das Produkt aus beiden ergibt das Potenzial, das die teilnehmenden Partner heben können. Letztlich habe man sich wegen der hohen Fließraten für die Membrantechnologie entschieden.

Herausforderungen gibt es aber nicht nur bei der Technik. "Sobald man in den Thermalwasserkreislauf eingreift, bedarf das immer einer Zustimmung der Bergämter", sagt Grimmer. Es gibt also auch administrative Hürden zu überwinden.

Martin Wedig weiß, dass sich solche Genehmigungsverfahren hinziehen können. Er ist Geschäftsführer der Vereinigung Rohstoffe und Bergbau, ein Wirtschaftsverband der deutschen Rohstoff gewinnenden Industrie. Und seiner Meinung nach sind die regulatorischen Hürden einer der Gründe, weshalb es solche Projekte hierzulande schwer haben, Investoren zu finden. Aber grundsätzlich sieht er die Aktivitäten der KIT-Wissenschaftler positiv. "Jedes Vorhaben, in Deutschland oder Europa eine eigene Lithiumgewinnung aufzubauen, ist unterstützenswert", sagt Wedig. Er befürworte alles, was dazu führe, weniger abhängig von ausländischen Lieferungen zu sein. Die Coronakrise habe gezeigt, wie schnell Lieferketten reißen können.

Die KIT-Forscher gehen davon aus, dass die Lithiumerzeugung mit ihrem Verfahren günstiger sein wird als die Förderung aus Festgestein oder mit Salzseen – wenn sich das Verfahren an bestehende Geothermiekraftwerke ankoppeln lässt.

Zwar ist der Weltmarktpreis für Lithiumkarbonat seit einigen Jahren großen Schwankungen unterlegen und derzeit mit etwa 7,25 US-Dollar an der Londoner Metallbörse relativ niedrig – unter anderem, weil der Ausbau der Elektromobilität nicht so schnell vorankommt wie erwartet. Aber die deutsche Rohstoffagentur erwartet für die kommenden Jahre eine deutlich ansteigende Nachfrage.

Die Möglichkeit, Lithium aus Thermalwasser zu gewinnen, hat daher noch andere Interessenten gefunden. So hat etwa Pfalzwerke geofuture, eine Tochter des Energieversorgers Pfalzwerke aus Ludwigshafen, mit dem australischen Unternehmen Vulcan eine Absichtserklärung zur Lithiumgewinnung unterzeichnet. Die beiden Partner wollen dafür das Geothermiekraftwerk Insheim nutzen. Hier strömen in der Sekunde 50 bis 80 Liter Heißwasser aus der Tiefe, mit bis zu 200 Milligramm Lithiumsalzen pro Liter.

Weitere Interessenten an der Lithiumgewinnung im Oberrheingraben haben bereits Schürfrechte beantragt, darunter die Deutsche Erdwärme aus Karlsruhe und auf französischer Seite das Unternehmen Fonroche.

Noch befindet sich dieses Projekt der Pfalzwerke in einem sehr frühen Stadium, man startet gerade mit Laborversuchen. Jörg Uhde, Geschäftsführer von Pfalzwerke geofuture, geht davon aus, dass in etwa zwei Jahren die Voraussetzungen für erste Pilotversuche im Geothermiekraftwerk vorliegen können. Die Partner rechnen damit, allein am Standort Insheim etwa 190 Tonnen Lithium jährlich fördern zu können. Mit neuen Bohrungen in der Ortenau am rechten Oberrhein könne das Unternehmen noch zehnmal so viel Lithium fördern, erwartet man bei Vulcan.

In zwei Jahren soll das Verfahren des KIT längst erprobt sein. Die Wissenschaftler aus Karlsruhe wollen ihre Pilotanlage schon bis Jahresende 2020 in den Thermalwasserkreislauf in einem der existierenden Geothermiekraftwerke im Oberrheingraben installieren. Damit wollen sie nicht nur die Machbarkeit beweisen, sondern auch ermitteln, zu welchen Kosten die Lithiumgewinnung möglich ist. "Dieser Prototyp ist relativ klein und im Prinzip könnte man ihn auf einen Schreibtisch stellen", erklärt Grimmer. "Wir werden dabei zunächst auch nur mit geringen Fließraten von zehn Litern pro Minute arbeiten."

Mit der Pilotanlage werden dann verschiedene Experimente durchgeführt. Unter anderem wollen die Wissenschaftler unterschiedliche Druckstärken sowie Membrantypen testen. Die Daten des Prototyps sollen auch aufzeigen, ob das Verfahren wirtschaftlich sein kann. Die Pilotphase werde etwa ein halbes Jahr dauern.

Wenn der Betrieb im Prototyp-Maßstab funktioniert, könne man eine Großanlage planen und aufbauen. Das Verfahren sei so angelegt, dass sich auch diese auf der Fläche der existierenden Geothermiekraftwerke unterbringen lasse. Grimmer schätzt, dass der Aufbau der Großanlage ein Jahr dauern wird. Wenn alles gut läuft, könnten die Projektpartner bereits in zwei Jahren signifikante Mengen Lithiumkarbonat liefern.

Dieser Artikel stammt aus c't 22/2020.

(agr)