Lithium-Förderung in Deutschland kann den Bedarf nicht decken

Rhein-Neckar. Die Suche nach heißen Quellen unter der Metropolregion läuft auf Hochtouren. Mindestens drei Unternehmen (Vulcan aus Karlsruhe, ein Joint Venture der MVV und der EnBW namens GeoHardt sowie die Stadtwerke Speyer und Schifferstadt) wollen mit Geothermie Fernwärme und Strom gewinnen, zwei davon auch Lithium fördern, das im Wasser gelöst ist. Insgesamt könne der Bedarf an Lithium, das zur Herstellung von Batterien in Deutschland benötigt wird, jedoch alleine in Deutschland mittelfristig nicht gedeckt werden. Dies ist das Ergebnis einer Studie von Geowissenschaftlern. „Grundsätzlich ist das Potenzial da“, sagt Valentin Goldberg zu den Ergebnissen, die in der Fachzeitschrift „Grundwasser“ veröffentlicht wurden. „Das geothermische Lithium kann allerdings nur eine Ergänzung zu den Importen sein.“

Die Autoren der Studie am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) halten eine jährliche Produktion von 2600 bis 4700 Tonnen Lithiumkarbonat-Äquivalent in Deutschland für möglich, wenn alle aktuell betriebenen Geothermiestandorte mit hohen Lithium-Konzentrationen mit entsprechenden Anlagen ausgerüstet werden. Allein im Vulcan-Werk in Insheim bei Landau sei die Förderung von 1000 bis 1800 Tonnen Lithiumkarbonat-Äquivalenten möglich, sagte Mitautor Fabian Nitschke. Für Landau schätzt die Studie das Potenzial auf 950 bis 1720 Tonnen.

Maximales Potenzial 2260 Tonnen

Die Berechnung für Insheim, wo das Wasser aus 3800 Metern Tiefe kommt, beruht auf einem Lithiumgehalt von 168 Milligramm je Liter und einer Fließrate von 80 Litern pro Sekunde. „Diese beiden Parameter bestimmen die Ressourcenverfügbarkeit“, erklärte Goldberg. „Betrachtet man nur sie, ergibt sich ein maximales Potenzial von 2260 Tonnen – mehr ist rein mathematisch auch bei modernsten Technologien nicht möglich.“

Allerdings müsse man für den kommerziellen Betrieb mit gehörigen Abschlägen rechnen, erklärt der Wissenschaftler. Eine Anlage könne maximal 90 Prozent des Jahres laufen. Und wegen Ausfällungen unterschiedlicher chemischer Verbindungen könne das Lithium nicht zu 100 Prozent extrahiert werden. „Realistischer sind 50 Prozent.“

Nach Einschätzung der Geowissenschaftler seien somit etwa 1000 Tonnen pro Jahr an diesem Standort realistisch. „Damit bräuchten wir mindestens 37 Geothermieanlagen mit diesen idealen Bedingungen, um den Bedarf der geplanten deutschen Batteriezellfertigung zu decken“, sagte Goldberg im Gespräch mit der dpa. Vulcan sucht aktuell weitere Standorte für Anlagen in Nordbaden und Südhessen.

Extraktion im Labormaßstab

Im Geothermiekraftwerk Insheim beschränken sich die Aktivitäten zurzeit auf die Extraktion im Labormaßstab und die Entwicklung der Technik, erklärte das rheinland-pfälzische Wirtschaftsministerium. „Für die gewerbsmäßige Gewinnung von Lithium im Bereich des Oberrheingrabens in Rheinland-Pfalz liegen derzeit keine Anträge zur Zulassung von Betriebsplänen vor.“

Vulcan hatte jüngst mitgeteilt, in der Pilotanlage in Insheim Lithiumhydroxid hoher Wertigkeit und mit der geringsten Verunreinigung auf dem Markt produziert zu haben. Das Unternehmen hat nach eigenen Angaben schon Abnahmeverträge mit LG, Umicore, Renault, Stellantis und Volkswagen geschlossen.

Bislang gebe es in Deutschland zwei Regionen mit dem Potenzial zur Lithium-Förderung, sagt Goldberg. Neben dem Oberrheingraben zählt dazu eine Region im norddeutschen Becken. Rund 60 Prozent der globalen Lithium-Förderung wird im klassischen Bergbaubetrieb in Australien gewonnen, 22 Prozent aus Salzseen in Chile und Argentinien. „Nachfrage und Produktion entwickeln sich stark auseinander“, sagte Goldberg. „Wir rechnen mit einem großen Defizit, das nicht gedeckt sein wird.“ Für den geplanten Ausbau der Batteriezellfertigung in Deutschland könne dies schwerwiegende Folgen haben. lsw/bjz