EnBW plant in Bruchsal 200-Millionen-Euro-Anlage für Lithium aus Thermalwasser

In Bruchsal plant EnBW am Geothermiestandort eine Demonstrationsanlage zur Gewinnung von Lithium aus Thermalwasser. Das Vorhaben soll den Schritt vom Forschungsbetrieb zur Förderung in industriell relevantem Maßstab vorbereiten. Laut den „Badischen Neuesten Nachrichten“ bestätigte EnBW die Planung; die Kosten sollen knapp 200 Millionen Euro betragen.

Der geplante Demonstrator würde die bisherige Pilotanlage ersetzen. Er soll zeigen, ob sich Lithium tatsächlich im Tonnenmaßstab gewinnen lässt. Ein verbindlicher Baubeginn wurde bisher nicht genannt. Nach Unternehmensangaben soll die Anlage allerdings innerhalb von etwa zweieinhalb Jahren eine Jahresproduktion von 200 Tonnen erreichen. EnBW prüft außerdem, ob das gewonnene Lithium direkt in Bruchsal weiterverarbeitet werden kann.

Thermalwasser aus 2.500 Metern Tiefe

In Bruchsal wird Thermalwasser aus etwa 2.500 Metern Tiefe gefördert. Es dient zunächst der Strom- und Wärmeerzeugung, danach wird es wieder in den Untergrund gepumpt. Das im Wasser gelöste Lithium soll künftig vor dieser Rückführung herausgefiltert werden.

Als erste Zielgröße gelten rund 200 Tonnen Lithium pro Jahr. Derzeit fördert die Anlage laut Bericht 28 Liter Thermalwasser pro Sekunde. Eine für das kommende Jahr geplante neue Pumpe könnte die Menge auf bis zu 55 Liter pro Sekunde erhöhen. Das würde theoretisch ein deutlich größeres Gewinnungspotenzial eröffnen. Ob daraus tatsächlich ein kommerziell tragfähiger Betrieb wird, ist aber noch offen.

Der von Lang & Schwarz ausgewiesene EnBW-Kurs lag am 29. Oktober 2026 um 23:00 Uhr Berliner Zeit bei 66,70 Euro. Dieser zeitlich datierte Kurs wird nicht mit einem verifizierten Xetra-Schlusskurs verglichen.

Warum Lithium aus Geothermie interessant ist

Die Gewinnung aus Thermalwasser zählt zu den Verfahren der „Direct Lithium Extraction“, kurz DLE. Dabei wird Lithium direkt aus einer Sole oder einem salzhaltigen Wasserstrom entzogen, statt die Flüssigkeit monatelang in großen Becken zu verdunsten. Ein großer Teil des kommerziellen Lithiums wird weiterhin auf diese Weise aus Salzlösungen in Salaren und Salzseen gewonnen. Die Verdunstung kann mindestens ein Jahr dauern und große Mengen Salzabfall erzeugen.

Geothermische Thermalwässer enthalten typischerweise 20 bis 200 Milligramm Lithium pro Liter. Für Bruchsal wurden 163 Milligramm pro Liter gemessen. Zum Vergleich: Im Oberrheingraben liegen die Werte in Landau bei 181, in Insheim bei 168, in Soultz-sous-Forêts bei 173 und in Rittershoffen bei 190 Milligramm pro Liter. Im Norddeutschen Becken reichen die Messungen von 215 Milligramm pro Liter in Groß-Schönebeck über 10 Milligramm in Neustadt-Glewe und 2,7 Milligramm in Waren bis zu 1,7 Milligramm in Neubrandenburg.

Das Prinzip klingt zunächst angenehm geradlinig: Die Sole liefert Wärme für die Stromerzeugung, das Lithium wird etwa zur Herstellung von Lithiumhydroxid entzogen, anschließend wird das Wasser wieder in das unterirdische Reservoir zurückinjiziert. Dort wird es erneut erhitzt und nimmt wieder Lithium auf. Genau diese integrierte Soleentsorgung gilt als Vorteil gegenüber manchen anderen Verfahren. Verdunstungsteiche wären nicht nötig, und das Wasser bleibt im Reservoir.

Die möglichen Ressourcen unterscheiden sich allerdings deutlich. Salzseen enthalten etwa 200 bis 7.000 Milligramm Lithium pro Liter. Dort wird die Sole stufenweise verdunstet, konzentriert und weiterverarbeitet. Der Flächen- und Wasserbedarf ist groß, bis zur ersten Produktion können mindestens 18 Monate vergehen. Dafür gibt es große Ressourcen, und die natürliche Verdunstungsenergie lässt sich nutzen.

Öl- und Gassolen liegen bei etwa 50 bis 100 Milligramm pro Liter. Ein dominantes, etabliertes Verfahren gibt es dafür bisher nicht. Die Konzentrationen sind niedrig, es müssten sehr große Flüssigkeitsmengen bewegt werden, und die mitgeförderten Wässer treten verteilt auf. Möglich wäre dennoch zusätzliche Wertschöpfung aus Öl- und Gasabwässern.

Viele Wege, viele offene Fragen

Bei der chemischen Ausfällung wird lithiumreiche Sole in Solarteichen schrittweise verdunstet. Natrium- und Kaliumchlorid fallen zuerst aus, während sich Lithium in der Restlösung anreichert. Calciumhydroxid entfernt Magnesium als Magnesiumhydroxid und Sulfat als Calciumsulfat; Calcium wird mit Natriumcarbonat als Calciumcarbonat ausgefällt. Bei 80 bis 90 Grad Celsius reagiert die Lösung anschließend mit Natriumcarbonat zu technischem Lithiumcarbonat. Für Batteriequalität muss dieses erneut gelöst und per Ionenaustausch gereinigt werden.

Teilweise wird zuerst Lithiumphosphat ausgefällt. Es entsteht wegen seiner rund 30-fach geringeren Löslichkeit schneller als Lithiumcarbonat und kann elektrochemisch in Lithiumhydroxid in Batteriequalität umgewandelt werden.

Andere DLE-Ansätze setzen auf Adsorption und Ionenaustausch. Untersucht werden unter anderem Lithiummanganoxide, Spinell-Lithiumtitanoxide und Lithiumaluminium-Schicht-Doppelhydroxidchlorid. Diese Materialien können Lithium selektiv aufnehmen. Dem stehen lange Kontaktzeiten, hohe Kosten und eine energieintensive Verarbeitung in Pulverform gegenüber; bei der säurebasierten Desorption kann es zudem zu Zersetzung kommen. Bei einem elektrochemischen Verfahren mit LiFePO₄/FePO₄-Elektroden werden Lithiumionen in FePO₄ eingelagert. Durch Umpolung wird LiFePO₄ zur Anode, anschließend kann Lithium zurückgewonnen werden.

Bei der Lösungsmittelextraktion kommen organische Phasen aus Kerosin sowie Extraktionsmittel wie Tributylphosphat, TOPO oder Beta-Diketonverbindungen zum Einsatz. Unter optimierten Bedingungen ist eine hohe Selektivität gegenüber Natrium und Magnesium möglich. Mögliche Gerätekorrosion und die notwendige Nachbehandlung der Restsole, um Lösungsmittelrückstände zu entfernen, bleiben jedoch Nachteile.

Auch Umkehrosmose und Nanofiltration werden zur Vorkonzentration oder Lithiumabtrennung untersucht. Typische Lithiumsolen enthalten mehr als fünf Gewichtsprozent Salzionen. Wie stark sich die Lösung konzentrieren lässt, hängt vom osmotischen Druck, der Selektivität der Membran und der mechanischen Stabilität der Anlagen ab. Chemische Enthärtungssysteme können Membrananlagen innerhalb ihrer Behandlungsgrenzen betreiben und die Ausbeute verbessern. Herkömmliche Nanofiltration trennt Lithium ohne starke Vorbehandlung – etwa eine Verdünnung mit großen Mengen Frischwasser – allerdings nur eingeschränkt. Elektrodialyse mit einwertig-selektiven Membranen kann Lithium von Calcium, Magnesium und Sulfat trennen; entscheidend ist dabei die Selektivität für einwertige gegenüber mehrwertigen Ionen.

Bruchsal im internationalen Rennen

Beispiele für Geothermie-Lithium-Ressourcen gibt es unter anderem an der Salton Sea in Kalifornien und im Oberrheintal. Mehrere Entwickler planen an der Salton Sea Anlagen. EnergySource, Berkshire Hathaway Energy und Ormat Nevada haben Interesse an DLE in bestehenden Geothermieanlagen bekundet. Simbol Materials betrieb 2012 eine DLE-Pilotanlage im Hudson-Ranch-Kraftwerk von EnergySource und strebte eine Kooperation mit Tesla an.

Auch im Oberrheintal gab es große Pläne: Koppar Resources plante für 2020–2021 den Bau einer Geothermie-Lithiumanlage, des Vulcan Lithium Project. An der Geothermieanlage Bruchsal waren Versuche durch EnBW geplant. Mehrere Geothermie-Lithium-Projekte befanden sich laut dem Fachartikel in fortgeschrittener Entwicklung und sollten innerhalb von fünf bis zehn Jahren in Betrieb gehen. Der Artikel wurde zuletzt im April 2025 bearbeitet.

Die Nähe zu Batterieherstellern ist ein Argument. Projekte in den USA und Deutschland liegen nahe potenziellen Abnehmern wie Tesla und Volkswagen. Lithiumhydroxid könnte in der Nähe von Batteriefabriken produziert werden, statt wie Lithium aus südamerikanischen Solen oder australischem Spodumen häufig über Ozeane transportiert zu werden. Europäische und US-amerikanische Autohersteller sowie Regierungen haben den Bedarf an einer sicheren Versorgung mit Lithium in Batteriequalität signalisiert.

Ganz ohne Haken ist die Sache trotzdem nicht. Lithium ist in der Erdkruste zwar häufig, aber fein verteilt; die Herstellung von für Batteriekathoden geeigneten Lithiumchemikalien bleibt technisch anspruchsvoll. Bei südamerikanischen Soleprojekten mit DLE müssen Restsolen anderweitig entsorgt werden. Eine Rückführung in lithiumreiche Sole kann diese verdünnen, weitere Möglichkeiten sind Verdunstung oder das Pumpen in andere Becken. Die geologischen und technischen Bedingungen sind noch nicht abschließend etabliert.

Hartgesteinsprojekte mit australischem Spodumen benötigen keine Soleentsorgung, erzeugen aber feste Abfälle – bei der Konzentration des Spodumens ebenso wie bei der anschließenden Lithiumgewinnung. Diese Abfälle können getrennt entsorgt werden, müssen aber in großen Mengen verwaltet werden.

Auch die rechtlichen Rahmenbedingungen werden als möglicher Vorteil geothermischer Lithiumprojekte in den USA und Deutschland genannt. Argentinien verfügt über hochwertige Lithiumsolen, ist jedoch von einer Währungskrise betroffen; im Fachartikel wird zudem ein hohes Verstaatlichungsrisiko genannt. Bolivien besitzt große Ressourcen, ausländische Investitionen gelten dort laut Artikel als besonders verstaatlichungsgefährdet. Chile gilt als investitionsfreundlicher, doch die Einstufung von Lithium als strategisch wichtiges Mineral und mehrere zuständige Behörden erschweren die Projektentwicklung. Australien bietet einen sicheren Rechtsrahmen für Spodumenabbau und -konzentration, der größte Teil des Konzentrats wird allerdings zur Weiterverarbeitung nach China geliefert.

In Bruchsal muss sich nun zeigen, ob aus dem tiefen, heißen Wasser mehr werden kann als ein Forschungsversprechen: 28 Liter pro Sekunde fließen derzeit durch das System, bis zu 55 könnten es mit der neuen Pumpe werden. Und irgendwann soll daraus Lithium im Tonnenmaßstab kommen – möglichst ohne dass am Ende nur eine sehr teure Anlage warmes Wasser im Kreis pumpt.