Die Roche-Gruppe mit Hauptsitz in Basel, Schweiz, betreibt am Standort im oberbayrischen Penzberg auf einer Fläche von 590.000 Quadratmetern (83 Fußballfeldern) eines der größten Biotechnologie-Zentren Europas mit ca. 7.500 Mitarbeitenden. Hier werden für den Weltmarkt diagnostische Proteine, Reagenzien und Einsatzstoffe sowie therapeutische Proteine biotechnologisch hergestellt. Das Unternehmen beabsichtigt mit diesem Projekt, seine Wärmeversorgung am Standort Penzberg zukünftig CO 2 -frei zu gestalten und unabhängig von fossilen Energieträgern zu werden. Derzeit erfolgt die Wärmeversorgung über die drei Verteilungsnetze Dampfnetz, Nahwärmenetz mit 90/70 Grad Celsius und Wärmerückgewinnungsnetz (WRG-Netz) mit 20/30 Grad Celsius, wobei die Versorgung des Dampf- und Nahwärmenetzes noch vollständig auf Erdgas basiert. Dieses wird in verschiedenen BHKWs und Dampfkesseln eingesetzt, um das gesamte Werk zu versorgen. Nunmehr soll das bestehende WRG-Netz zwar weiterverwendet, jedoch zu einem NT45 Netz (NiederTemperaturNetz, 45 Grad Celsius Vorlauftemperatur) umgebaut werden, um auf Grundlage des höheren Temperaturniveaus nun auch Gebäude beheizen und die bestehende Dampf-Luftbefeuchtung durch Wasserbefeuchtung ersetzen zu können. Die Temperaturerhöhung von 30 Grad Celsius (des Wassers aus dem WRG-Netz) auf 45 Grad Celsius erfolgt mittels Wärmepumpen, die als Wärmequelle vorhandene Abwärmepotenziale (Prozesswärme) des Werks einsetzen. Dazu werden von den bestehenden Kältemaschinen zwei zusätzlich für die Nutzung als Wärmepumpen umgebaut und können in beiden Funktionen betrieben werden. Die Wärmepumpen werden mit 100 Prozent (zertifiziertem) Grünstrom betrieben. Mit dem NT45-Netz werden die Gebäude mit Niedertemperatur versorgt, die bisher mit Erdgas beheizt wurden. Des Weiteren setzt der Standort bei raumlufttechnischen Anlagen auf Wasserbefeuchtung statt Dampfbefeuchtung. Die Temperierung der Luft erfolgt ebenso mit dem Niedertemperaturmedium. Der COP (“Coefficient of Performance” - Heizleistung je elektrische Antriebsleistung) von sieben und mehr ist erheblich größer als bei standardisierten Wärmepumpen, die einen COP von drei bis fünf haben. Durch die Nutzung der Abwärme wird zusätzlich der Einsatz von Kühltürmen minimiert, woraus sich Einsparungen von Wasser (36.000 Kubikmeter/Jahr), Strom (18.200 Megawattstunden/Jahr) und Bioziden ergeben. Die jährlichen CO 2 -Einsparungen liegen für 2023 bis 2025 bei 1.737 Tonnen CO 2 , steigern sich dann bis 2029 um weitere 2.171 Tonnen CO 2 , so dass diese dann ab 2030 insgesamt bei 3.908 Tonnen CO 2 liegen werden. Diese Größenordnungen zeigen, welche Potenziale in der Nutzung von Prozesswärme liegen.
Branche: Chemische und pharmazeutische Erzeugnisse, Gummi- und Kunststoffwaren
Umweltbereich: Klimaschutz
Fördernehmer: Roche Diagnostics GmbH
Bundesland: Bayern
Laufzeit: seit 2022
Status: Laufend
Für die Medizinische Hochschule Hannover hat das GeothermieZentrum Bochum gemeinsam mit der GeoDienste GmbH (Garbsen) im Zeitraum von August 2007 bis März 2008 eine Vorstudie zur Einbindung der Geothermie in das Energiekonzept des Klinikums erstellt. Im Anschluss an diese Vorstudie wurde eine Wirtschaftlichkeitsanalyse erstellt, welche die petrothermale und hydrothermale Versorgung betrachtete. Vorstudie: Die Medizinische Hochschule Hannover (MHH) wird derzeit von den Stadtwerken Hannover mit den Medien Gas, Strom und Fernwärme zur Erzeugung ihrer dreigliedrigen Energieversorgung, bestehend aus Dampf, Raumwärme und Klimakälte, versorgt. Aufgrund der hydrogeologischen Situation am Standort der MHH in Hannover wird eine Einbindung der Geothermie sowohl in den Heizkreislauf (direkte Integration über Wärmetauscher) als auch in den Kälteklimakreislauf (modular betriebene Absorptionskältemaschinen) vorgeschlagen. Ziel der Einbindung ist es konventionelle, preislich fluktuierende und primärenergetisch nachteilige Energieträger, wie in erster Linie elektrischen Strom und nachrangig Fernwärme oder Gas, durch den Einsatz der Geothermie vollständig, oder im Rahmen der Leistungsfähigkeit des geothermischen Reservoirs teilweise, zu ersetzen. Wirtschaftlichkeit, CO2-Bilanz und Versorgungssicherheit stehend dabei im Vordergrund. Die Grundlastfähigkeit der Geothermie wird in der vorgeschlagenen Anlagenkonfiguration vollständig ausgenutzt. Im Bereich der Spitzenlastdeckung spielt die Geothermie daher keine Rolle. Die geothermisch unterstützte Dampferzeugung findet im betrachteten Szenario keinen Eingang. Dies liegt in der internen Wärmerückgewinnung im Dampferzeuger durch den Economizer zur Vorwärmung des Speise- und Verbrauchswassers begründet. Da die Geothermie bei der Dampfherstellung nur einen geringen energetischen Beitrag leisten kann und Investitionen für ihre Anbindung an das Dampferzeugersystem entstehen, wird von der Betrachtung dieser Systeme abgesehen. Übersteigt die Bereitstellung von geothermischer Energie im Heiz- oder Kühlfall die Energienachfrage, lassen sich Pufferspeicher integrieren um diese überschüssig Energie effizient zu speichern. Bei Lastspitzen kann die Energie zurückgewonnen werden. Somit erhöht sich der geothermische Anteil an der Gesamtenergiebereitstellung. Wirtschaftlichkeitsanalyse: Hier wurden 9 verschiedene Szenarien untersucht, welche sich aufgrund ihrer Art (petrothermal / hydrothermal), der Bohrtiefe (4500 / 3000 m), ihrer Schüttung (15-50 l/s), Temperatur (115 / 160 Grad C) oder Bereitstellung (Wärme / Strom+Wärme) unterscheiden. Die höheren Investitionskosten für die petrothermalen Systeme werden durch die höhere Energieausbeute (Schüttung und Temperatur) abgefangen und diese somit wirtschaftlicher als die hydrothermalen Systeme, welche sich in der Amortisationsrechnung nur aufgrund der steigenden Energiepreise nach einigen Jahren rechnen.