Im Untergrund der Pfalz schlummert ein kritischer Rohstoff. Ein deutsches Unternehmen will ihn künftig gewinnen – doch ein Faktor entscheidet über alles. Lithium ist der zentrale Rohstoff der Batterieindustrie – und damit ein Schlüssel für Elektromobilität, Stromspeicher und die Energiewende. Gleichzeitig ist Europa bei Förderung und Verarbeitung stark von Importen abhängig, die Preise schwanken teils stark, und Staaten wie China kontrollieren fast die gesamte Lieferkette. Im Oberrheingraben könnte sich das ändern. Im heißen Tiefenwasser unter der Pfalz steckt Lithium in gelöster Form. Die Firma Deutsche Erdwärme gewinnt dort bereits Wärme und Strom aus Geothermie – und prüft nun, ob sich der Rohstoff zusätzlich aus dem Thermalwasser extrahieren lässt. Projektleiter Sebastian Homuth erklärt im Interview, warum das Potenzial groß ist, aber am Ende besonders ein Faktor über den Erfolg entscheidet. Experte warnt : "Wir sind extrem verletzlich in diesem Bereich" Neuer Antrieb für die Wirtschaft: In der Pfalz liegt ein "Riesenschatz" t-online: Herr Homuth, Lithium ist ein kritischer Rohstoff und gilt als unverzichtbar für die Wirtschaft. Aktuell decken wir 100 Prozent unseres Bedarfs über Importe ab. Ginge das auch anders? Sebastian Homuth: Ja, es gibt in Deutschland genug Lithiumvorkommen, um einen großen Anteil des gesamten Bedarfs zu decken. Ach ja? Zumindest theoretisch. Wir testen aktuell, ob die Deutsche Erdwärme das Lithium über unsere Geothermie-Kraftwerke fördern kann. Doch bevor wir das großflächig machen, gibt es noch viele Fragezeichen zu klären. Woher wissen Sie denn, dass da genug Lithium im Untergrund ist? Aus einer ganzen Reihe Tiefbohrungen zur Erkundung von Öl und Gas oder um Geothermie für Wärme und Stromerzeugung zu nutzen. Dabei nehmen wir Tiefenproben und untersuchen das Thermalwasser. So konnten wir sehen: In Deutschland gibt es interessante Vorkommen, besonders im Oberrheingraben, teils auch in Norddeutschland. Warum ist der Oberrheingraben so interessant? Geologisch ist das eine Region mit vielen Rissen und tektonischen Brüchen, durch die das Wasser zirkuliert. Dadurch kommt auch sehr heißes Tiefenwasser in erreichbare Tiefen nach oben. Deshalb ist auch Geothermie dort so interessant. Außerdem ist die Lithiumkonzentration im Thermalwasser hier vergleichsweise hoch. Wir reden über grob 200 Milligramm pro Liter. 200 Milligramm klingt nicht viel. Im Vergleich zu Südamerika ist es auch wenig. In den dortigen natürlichen Quellen sind teils 1.000 Milligramm pro Liter und mehr enthalten. Doch bei uns in der Pfalz können wir mit dem Geothermiekraftwerk sehr viel Wasser aus der Erde hochholen. Dadurch kann es trotzdem funktionieren. Warum hat Deutschland das nicht längst genutzt? Ehrlicherweise verhindern das bis heute die Marktfaktoren. Klassischerweise wird Lithium vor allem im Bergbau oder über sogenannte Salare gewonnen. Diese Salzseen in Südamerika sind die weltweit größten Lagerstätten für Lithium. Der Rohstoff wird durch Verdunstung gewonnen und dabei übernimmt die Sonne sehr viel Arbeit kostenlos. In der Vergangenheit war der Lithiumpreis nicht hoch genug, um große Investitionen in Tiefbohrungen zu rechtfertigen. Warum gibt es jetzt genau solche Projekte in Deutschland? Das ist eine Wette. Wer jetzt investiert, setzt darauf, dass der Lithiumpreis steigt. Wenn das nicht der Fall ist, ist das Wirtschaftsmodell meist unwirtschaftlich. Denn die Investitionskosten sind am Anfang hoch. Auch die laufenden Kosten sind nicht zu verachten. Aktuell kostet Lithium 13.000 Euro pro Tonne. Ab welchem Preis würde sich die Gewinnung in Deutschland für Sie rechnen? Das hängt vom konkreten Standort und den Investitionskosten ab. Was wir sehen: Der Marktpreis müsste schon deutlich Richtung 20.000 Euro pro Tonne gehen, damit sich das rechnet und wir Schwankungen abfedern können. Ist das nicht gefährlich? Ja. Vor allem, weil der Preis sehr stark von China abhängt. Wie bei vielen anderen Rohstoffen hat China die Hand drauf, weil Peking große Teile der Wertschöpfungskette kontrolliert: von der Gewinnung in Südamerika bis zur Verarbeitung in Raffinerien. Wenn China die Förderung oder Nachfrage verändert, wirkt sich das stark auf den Preis aus. Und was passiert, wenn China den Markt dreht? Dann kann der Preis sehr schnell in die eine oder andere Richtung kippen. Wir haben das gesehen, als China die E-Auto-Förderung zurückgefahren hat. Der Preis hat sich danach auf nur noch 7.000 Euro halbiert. Sie wollen die Gewinnung des Rohstoffes nun selbst vorantreiben. Was ist Ihr Plan? Gemeinsam mit Partnern aus der Wissenschaft beteiligen wir uns an dem Forschungsprojekt "ThermIon", das vom Bundeswirtschaftsministerium finanziert wird. Unser Ziel ist es, direkte Lithium-Extraktion aus Thermalwasser zu ermöglichen. Dafür bauen wir Simulationsmodelle und eine Testanlage, die an unserem Geothermiestandort Graben-Neudorf erprobt werden soll. Wie läuft das Prinzip ab? Wir fördern Thermalwasser aus rund 3,5 Kilometern Tiefe, entnehmen Lithium, und das Wasser geht wieder zurück. Dafür verwenden wir eine Ionenpumpe. Die zieht selektiv die Lithiumionen aus dem Wasser und lässt andere Stoffe wie Schwermetalle zurück. Was sind die Herausforderungen dabei? Es sind extreme Bedingungen. Unten haben Sie hohe Temperaturen von rund 200 Grad und extrem hohen Druck bis 350 Bar. Im Geothermieprozess kühlen wir das Wasser über Wärmetauscher auf etwa 70 Grad herunter, um Energie zu gewinnen. Die Ionenpumpe funktioniert aber nur in einem bestimmten Temperatur- und Druckfenster – deshalb müssen wir das System stabil halten. Was ist der beste Beleg, dass das im Dauerbetrieb funktioniert? Den gilt es erst zu erbringen. Im Labormaßstab wurde viel nachgewiesen – aber noch nicht in der Praxis. Die große Herausforderung ist das Hochfahren: vom Labor hin zu einem Prozess, der mit Hunderttausenden Litern zuverlässig läuft. Wann soll das gehen? Das Projekt läuft drei Jahre. Einen Test im Feld wird es nicht vor 2027 geben. Es gibt bislang weltweit noch niemanden, der das auf einem großindustriellen Maßstab umgesetzt hat. Deshalb müssen wir erst viele grundlegende Prozesse klären. Welche Umweltbelastungen erwarten Sie dabei? Das ist der große Vorteil gegenüber anderen Methoden, denn sie sind deutlich geringer. Wir brauchen nur ein Geothermieprojekt: Bohrungen, ein Standort – und daneben ein Extraktionsgebäude. Große Salare wie in Südamerika oder riesige Minen sind bei uns in Europa ohnehin kaum vorstellbar. Gegen Tiefbohrungen und Extraktionsprojekte regt sich regional Widerstand. Wie begegnen Sie Kritikern? Wir bekommen kaum öffentliche Kritik zu hören. Das liegt wohl auch daran, dass die Menschen fast nichts davon mitbekommen. Am auffälligsten ist die Seismizität. Sie meinen also die Entstehung von Erdbeben ? Richtig. Bei der Umwälzung großer Wassermengen können Mikro-Erdbeben entstehen. Aber die Erfahrung im Oberrheingraben zeigt: Es ist beherrschbar. Es rumpelt ab und zu mal – und als Konsequenz kann es vereinzelt Putzrisse geben. Während der Bauphase kommen Lärm, Staub und 24/7-Bohrarbeiten dazu, aber das sind wenige Monate. Danach steht dort im Wesentlichen ein Industriegebäude. Was treibt die Kosten am stärksten? Das Vorab-Investment ist hoch: Bohrungen, Kraftwerksinfrastruktur und dann die Extraktionsanlage. Dazu kommt noch, dass wir nur ein Vorprodukt gewinnen. Es muss dann noch in einer Raffinerie weiterverarbeitet werden, damit es etwa in einer Batterie verwendet werden kann. Davon gibt es aber nur wenige. Das stimmt. Es gibt in ganz Europa nur eine Raffinerie in Salzgitter und eine in Portugal . Das Unternehmen Vulcan Energy, das auch im Oberrheingraben Lithium gewinnen will, plant ebenfalls, eine Raffinerie zu bauen. Dafür haben sie mehr als eine Milliarde Euro zurückgestellt. Der Raffinerieprozess ist sehr schwierig, weil die Hauptabnehmer strenge Qualitätsanforderungen haben. Denn keiner möchte, dass einem am Ende die Batterien um die Ohren fliegen, weil das Lithium nicht rein genug ist. Die australische Firma Vulcan Energy hat für das Projekt im Oberrheingraben schon Milliardeninvestitionen angezogen , es gibt staatliche Unterstützung und Abnahmeverträge. Ab 2028 sollen 24.000 Tonnen kommen – genug für eine halbe Million E-Autos. Setzt Sie das unter Druck? Vulcans Förderanlage ist nur wenige Kilometer von uns entfernt, die Untergrundbedingungen dort sind ähnlich. Trotz der Konkurrenz schauen wir uns begeistert an, was sie machen. Wenn deren Raffinerieprozess läuft, wären wir bereit, unser Vorprodukt zu liefern – das wäre ein potenzieller Abnehmer. Herr Homuth, vielen Dank für das Gespräch.