Lithium steckt in Batteriezellen für Elektro-Autos und wird vor allem in Südamerika abgebaut. Doch auch in Deutschland ist der Rohstoff vorhanden. Ein Unternehmer will die Vorkommen im Oberrheingraben ausbeuten.

Die wachsende Zahl von Elektroautos könnte einem exotisch anmutenden Projekt zum Durchbruch verhelfen. Wenn der Unternehmer Horst Kreuter Recht hat, müsste der für die Batterien der E-Autos nötige Rohstoff Lithium nicht länger aus fernen Regionen Südamerikas oder Australiens herangeschafft werden, sondern könnte aus Thermalwasser in der Tiefe des Oberrheingrabens gewonnen werden. Kreuter, Mitgründer des Unternehmens Vulcan Energy Resources, sieht in dem geologisch aktiven Gebiet im Südwesten Deutschlands das größte Lithium-Reservoir in Europa, eines der größten weltweit. Nach Schätzungen von Geologen birgt die Region genug Lithium für mehr als 400 Millionen Elektroautos. Kreuters Unternehmen, das in Deutschland und Australien börsennotiert ist, arbeitet seit Längerem darauf hin, diesen Schatz zu heben.

"Das Lithium-Vorkommen, über das wir hier reden, ist gigantisch und von seiner Beschaffenheit ideal für unser Ziel, hochqualitatives Lithium im industriellen Maßstab in Deutschland zu gewinnen", sagt Kreuter. Bis 2024 könnten in zwei Anlagen 15.000 Tonnen Lithium-Hydroxid im Jahr gewonnen werden. In der zweiten Phase ab 2025 plant die Firma drei weitere Anlagen für ein Volumen von 40.000 Tonnen. Das wäre genug Lithium für die Batteriezellen von einer Million E-Autos. Die Investitionen belaufen sich laut Kreuter auf 1,7 Milliarden Euro. Bislang hat Vulcan Energy 75 Millionen Euro eingesammelt. Unterstützt wird das Startup bei der Entwicklung einer Pilotanlage vom australischen Investor Hancock Prospecting, dem zweitgrößten Aktionär von Vulcan Energy Resources.

Gespräche mit potenziellen Kunden aus der Chemieindustrie und der Autoindustrie sowie mit Batterieherstellern liefen schon, ergänzt Kreuter. So erklärte Daimler, in Kontakt mit dem Unternehmen aus Karlsruhe zu stehen. Bisher bezieht der Stuttgarter Autobauer Lithium nicht selbst, sondern kauft Batteriezellen ein, in denen Lithium aus Australien und Südamerika steckt. Doch prüfe Daimler ständig alle Optionen und werde die Situation neu bewerten, sobald Vulcan Energy Produktionsmengen in Aussicht stellen könnte, erläutert eine Unternehmenssprecherin.

Das Lithium aus der rheinischen Tiefebene könnte zwei Fliegen mit einer Klappe schlagen: Die Autoindustrie in Europa wäre weniger abhängig von Importen und liefe damit weniger Gefahr, beim weltweiten Vormarsch von E-Autos bei der Rohstoffbeschaffung zu kurz zu kommen. Das Mineral aus dem Thermalwasser ist nach Darstellung von Vulcan EneBis 2024 will der baden-württembergische Energiekonzern nach Tests mit Prototypen in einer Pilotanlage klären, ob der Rohstoff nachhaltig und wirtschaftlich sinnvoll gewonnen werden kann.rgy außerdem CO2-neutral zu gewinnen oder kann mit Wärmeerzeugung als Nebenprodukt sogar Klimagas reduzieren helfen. Außerdem fällt kein weiter, klimaschädlicher Transport an. Damit wären auch Anforderungen der EU an eine klimafreundliche Batterieproduktion zu erfüllen, die ab 2022 gelten sollen. Die EU setzt beim Umsteuern der Autoindustrie hin zu mehr Klimaschutz vor allem auf batterielektrische Autos. Lithium steht dabei auf der Liste kritischer Rohstoffe der EU, deren Versorgung gesichert werden soll. Nach Schätzung der EU-Kommission braucht Europa bis 2030 bis zu 18 mal so viel Lithium wie heute, bis zur angestrebten CO2-Neutralität 2050 sogar 60 mal so viel.

"Überzeugungsarbeit leisten"

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Die Förderung in Deutschland soll umweltfreundlicher sein als die wegen ihres hohen Wasserverbrauchs kritisierte Methode in Chile zum Beispiel, wo Lithium durch Verdunstung aus hochgepumptem Salzwasser extrahiert wird. Bauern dort klagen, der Grundwasserspiegel sei dadurch gesunken. Im Unterschied dazu wird lithiumhaltiges heißes Thermalwasser aus Tausenden Metern Tiefe an die Oberfläche gepumpt, wobei Wärme und Strom entstehen. Der Batterierohstoff kann aus dem Wasser extrahiert werden, das dann wieder in die Tiefe zurückfließt.

Auch der Energieversorger EnBW prüft, ob sich mit Lithium Geld verdienen lässt. Denn der begehrte Stoff könnte als lukratives Nebenprodukt eines Geothermie-Kraftwerks in Bruchsal anfallen. Bis 2024 will der baden-württembergische Energiekonzern nach Tests mit Prototypen in einer Pilotanlage klären, ob der Rohstoff nachhaltig und wirtschaftlich sinnvoll gewonnen werden kann. Das potenzielle Produktionsvolumen schätzt die EnBW auf 900 Tonnen Lithiumsalz im Jahr, was für 20.000 Batterien reicht.

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Allerdings haben Geothermie-Verfahren auch ihre Risiken: Im Schwarzwaldort Staufen wurden 2007 Hunderte Häuser beschädigt durch Risse, die durch eine missglückte Tiefenwasserbohrung verursacht worden waren. Dabei saugte eine Gesteinsschicht so viel Wasser auf, dass Gips enstand, der sich ausdehnte und die Erde anhob. "Überall, wo man neue industrielle Anlagen plant, muss man als Unternehmen zunächst Überzeugungsarbeit in den Kommunen leisten und die Bevölkerung informieren", sagt Kreuter und hofft, Anwohner mit der Aussicht auf eine Versorgung mit regenerativer Energie zu stabilen Preisen gewinnen zu können.

Nach Einschätzung von Reg Spencer, Experte von Canaccord Genuity in Sydney, könnte der Schlüssel für ein profitables Produkt darin liegen, dass der Energieverkauf die Lithium-Produktion mitfinanziert. Die Deutsche Rohstoffagentur (DERA) geht davon aus, dass es Mitte des Jahrzehnts zu Versorgungsengpässen und steigenden Lithiumpreisen kommt. Ein Marktstart von Vulcan Energy und anderen Projekten dann käme zum perfekten Zeitpunkt, sagte DERA-Lithium-Experte Michael Schmidt. "Jede Tonne, die Deutschland nicht importieren muss, wäre somit besser für die Industrie hierzulande. Auch im Sinne einer nachhaltigen Wirtschaft."