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May 15, 2023

Das Energieprojekt West Kern würde erschöpfte Ölvorkommen in einen synthetischen Geothermiespeicher umwandeln

Premier Resource Management LLC mit Sitz in Bakersfield schlägt den Bau eines vor

Das in Bakersfield ansässige Unternehmen Premier Resource Management LLC schlägt den Bau eines 100-Megawatt-Geothermiespeichers im Westen von Kern vor, der 100 Millionen US-Dollar kostet und ihn anschließend für 1,8 Milliarden US-Dollar auf 400 Megawatt erweitert.

Die alten Ölfelder von Western Kern haben in letzter Zeit neues Interesse als Ort für die Lagerung von Kohlendioxid erlangt. Aber wie wäre es, wenn man die ausgedehnten unterirdischen geologischen Formationen des Gebiets auch als Energiespeicher für das staatliche Stromnetz nutzen würde?

Ein Unternehmen aus Bakersfield arbeitet mit Bundeswissenschaftlern an der Entwicklung einer Anlage in Antelope Hills, die mithilfe von Parabolspiegeln das Sonnenlicht auf Grundwasser bündelt, das dann heiß in ein unterirdisches Reservoir eingespritzt wird. Wenn später Strom benötigt wird, treibt Dampf aus dem heißen Wasser eine Turbine an, die an ein nahegelegenes Umspannwerk angeschlossen ist.

Ein erstes 100-Millionen-Dollar-Demonstrationsprojekt, dessen Start frühestens 2025 geplant ist, würde fünf Stunden pro Nacht 10 Megawatt Strom erzeugen. Wenn alles gut geht, könnte die Leistung auf 400 Megawatt anwachsen, was 1,8 Milliarden US-Dollar kosten würde.

Das Projekt von Premier Resource Management LLC könnte eine neuartige Innovation im immer vielfältiger werdenden Energiemix von Kern darstellen. Das National Renewable Energy Laboratory, einer von mehreren Partnern des Projekts, stellt fest, dass ähnliche Geothermieprojekte in den Vereinigten Staaten und Europa seit Jahrzehnten funktionieren, aber keines davon ein erschöpftes Öl- und Gasreservoir genutzt hat.

Das Unternehmen sagt, dass das Projekt erdölgespeiste „Peak“-Kraftwerke durch einen emissionsfreien, geschlossenen Prozess ersetzen würde, der bereits vorhandenes brackiges Grundwasser nutzt und nur minimalen Abfall erzeugt. Wenn das Konzept auf die kalifornischen Ölfelder ausgeweitet würde, könnte die Technologie in Zeiten der Spitzennachfrage einen erheblichen Teil der Energieversorgung des Staates übernehmen.

„Wir glauben, dass die Ölfelder etwa die Hälfte der kalifornischen Ziele für die langfristige Energiespeicherung bis 2045 erreichen könnten – mit einem Potenzial von 45 Gigawatt allein auf der Westseite (von Kern)“, sagte Mike Umbro, Unternehmensentwicklungspartner bei Premier, per E-Mail.

Es gibt einige Einschränkungen: Es würde etwa 15 Monate dauern, den Speicher ausreichend aufzuheizen, um effizient Strom zu erzeugen. Außerdem würde es bei einem ununterbrochenen Betrieb von bis zu 40 Tagen mehrere Monate dauern, bis der Betrieb wieder aufgeheizt wäre.

Ein Beitrag des NREL vom 9. März auf seiner Website beleuchtete seine Partnerschaft bei dem Projekt, zusammen mit dem Geothermal Technologies Office des US-Energieministeriums, dem Lawrence Berkeley National Laboratory und dem Idaho National Laboratory. Es hieß, die Arbeit würde zur Dekarbonisierung des Energiesektors beitragen und gleichzeitig Vielfalt, Gerechtigkeit und Inklusion unterstützen, „wenn sie in Gemeinden umgesetzt würde, die am stärksten von hohen Heiz- und Kühlrechnungen betroffen sind“.

„Die Nutzung dieser Ressource wird nicht nur zu erheblichen Kosteneinsparungen führen“, sagte NREL in dem Beitrag, „sondern wird auch die Öl- und Gasindustrie ermutigen, sich am Übergang zu einer dekarbonisierten Energiewirtschaft zu beteiligen, indem sie vorhandenes Kapital und Vermögenswerte nutzen.“

Die oberste Energiegenehmigungsbeamtin der Kern County-Regierung, Lorelei Oviatt, teilte per E-Mail mit, dass sie keine Anträge für das Projekt habe, und hielt einen Kommentar zurück.

Premier sagte, seine größten Bedenken hinsichtlich der Genehmigung lägen bei der wichtigsten Ölregulierungsbehörde des Staates, der California Geologic Energy Management Division, deren Projektprüfungen seiner Meinung nach in letzter Zeit langsamer geworden seien. Das vorgeschlagene Projekt würde Ausnahmen von Grundwasserleitern und Genehmigungen für unterirdische Injektionen erfordern.

Das Unternehmen möchte 37 geothermische Brunnen, eine 60 Hektar große Solaranlage und eine Reihe von Tanks zur Wassertrennung und -reinigung errichten. Es wird geschätzt, dass die Anlage mehr als 50 Jahre halten würde. Es ist geplant, es an ein nahegelegenes Umspannwerk und eine Stromübertragungsleitung der Pacific Gas and Electric Co. anzuschließen.

Unbro stellte fest, dass Premier im Jahr 2020 mit der Geldbeschaffung begann und weiterhin nach staatlicher und bundesstaatlicher finanzieller Unterstützung sucht.

„Es gibt viele Privatinvestoren, die nach sauberen Energieprojekten suchen, insbesondere angesichts der Tatsache, dass Kaliforniens Klimaschutzmaßnahmen in erstaunlichem Tempo voranschreiten“, schrieb er.

Die Energiespeicherung hat sich als heikles, aber entscheidendes Element für die Erreichung der kalifornischen Ziele im Bereich der erneuerbaren Energien erwiesen. Wenn Solar- und Windenergie ausfallen und die Nachfrage immer noch ihren Höhepunkt erreicht, will der Staat mehr als nur Batterien, um das Licht am Laufen zu halten. Andere Formen der Großspeicherung, wie Druckluft und Pumpwasserkraft – beide wurden vor Ort vorgeschlagen – sind mit hohen Preisen und einzigartigen Vor- und Nachteilen verbunden.

Geothermie nutzt traditionell Dampf aus heißem Gestein zum Betrieb von Turbinen. Nach Schätzungen des Bundes müssen zwar noch viele Kapazitäten erschlossen werden, es gibt jedoch auch Nachteile wie unerwünschte Emissionen und begrenzte Übertragungskapazitäten.

Laut Resource besteht ein Vorteil der sogenannten geothermischen Energiespeicherung (GeoTES), wie das Unternehmen sie vorschlägt, darin, dass sie enorme Wärme speichern kann, die praktisch unbegrenzt zur Stromerzeugung übertragen werden kann.

Man rechnet damit, in diesem Jahr Umweltuntersuchungen abzuschließen und Abhilfemaßnahmen zu planen. Gleichzeitig beginnt man mit einem Verfahren zur Ausnahmegenehmigung für Grundwasserleiter und Injektionsgenehmigungen, das man hoffentlich nächstes Jahr abschließen kann.

Der Wirtschaftsredakteur John Cox ist telefonisch unter 661-395-7404 erreichbar.

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