Begierig nach Lithium

Transport und Verwendung als Salz

Aus diesem Grund wird Lithium meist als Salz, etwa als Karbonat – sogenanntes LCE –, und manchmal auch als Hydroxid oder Chlorid verschifft. In dieser Form ist es stabiler als in Reinform und fünf Mal so schwer. Und in dieser Form wird es auch verwendet, in Batterien etwa zunehmend als Hydroxid.

Das Problem bei der Lithium-Förderung: Das Leichtmetall kommt in der Erdkruste zwar häufiger vor als zum Beispiel Blei. Aber es ist viel feiner verteilt. Daher gibt es nur wenige ergiebige Lagerstätten. Aktuell existieren vor allem zwei Hotspots der Lithium-Gewinnung: Australien und Südamerika, wo das Metall vor allem in Chile und Argentinien gefördert wird – dort allerdings nicht bergmännisch, sondern mit sogenannten Salaren, zum Beispiel in der Atacama-Wüste: Im Wasser dieser fußballfeldgroßen Sedimentbecken liegt Lithium in gelöster Form vor, wie auch viele andere Bestandteile. Denn das sehr salzhaltige Wasser stammt aus der Tiefe, wo es in Poren und Rissen des Gesteins aus diesem unter anderem Salze, Karbonate und Sulfate löst. Über Bohrlöcher wird es in den Salar gepumpt und der heißen Wüstensonne ausgesetzt. Ziel ist, andere Inhalte durch Kristallisation und Abschöpfen aus dem Wasser zu entfernen, sodass am Ende nur noch mit rund sechs Prozent konzentriertes Lithium übrig bleibt. Der Prozess dauert je nach Witterung rund anderthalb Jahre. Am Ende wird auch das Lithium durch Kristallisation aus der Sole gewonnen.

Noch keine europäischen Quellen

In Europa dagegen gibt es aktuell keine Quelle für batteriefähiges Lithium. Die einzigen zurzeit betriebenen Bergwerke liegen in Portugal. Deren Lithium ist aber nicht rein genug für den Einsatz in Batterien, sondern dient anderen Branchen. Etwa zwei Drittel der weltweiten Produktion von Lithium fließen heute in die Herstellung von Batterien – der Rest findet vor allem in der Keramikindustrie, in Schmierstoffen, Polymeren sowie im Metallguss Verwendung.

Europa und die ganze Welt hängen also am Lithium-Tropf der großen Förderländer. Und das ist nicht nur geopolitisch ungünstig, sondern auch ökologisch schädlich: Zumindest in Australien herrschen zwar strenge Standards für den Bergbau. Dennoch zerstören die Bergwerke und riesigen Tagebaue viel Landschaft.

Vor allem aber sorgt der lange Transport des Lithiums – von Australien aus zuerst nach China und von dort dann weiter nach Europa – mit schwerölbetriebenen Containerschiffen für eine erhebliche Klimabelastung. Zudem wird ein Großteil des aus Australien stammenden Lithiums in China unter hohem Energieeinsatz aufbereitet, was die CO₂-Bilanz des Rohstoffs weiter trübt.

In Südamerika sind die unmittelbaren CO₂-Emissionen deutlich geringer. Den energieintensiven Job, das Lithium aus der Sole zu konzentrieren, übernimmt vor allem die Wüstensonne. Andererseits werden offenbar auch im Wasser gelöste Schadstoffe aufkonzentriert und danach vom Wind verweht. Allerdings: In der Umgebung vertrocknen Brunnen und Vegetation, weil der Grundwasserspiegel sinkt. Und durch den Lithium-Abbau vermischt sich das Salz- mit dem Grundwasser und macht es als Trinkwasser unbrauchbar.

Das Problem der hohen Kosten

Es gäbe also gute Gründe, in Europa eigenes Lithium zu fördern. Doch das zu tun, wäre vergleichsweise teuer: Die Südamerikaner produzieren aktuell für rund 2000 bis 2500 US-Dollar pro Tonne, die Australier für das Doppelte, und in Deutschland oder Österreich würden die Kosten nicht zuletzt wegen der hohen Umwelt- und Sozialstandards ungefähr beim Dreifachen liegen. „Aber dafür könnte Lithium in Europa nicht zuletzt aufgrund der kurzen Wege zur Industrie umweltschonender gewonnen werden, und die Liefersicherheit wäre größer“, sagt Michael Schmidt, Lithium-Experte bei der BGR. „Wir könnten die Abhängigkeit von den wenigen Exportnationen zumindest etwas reduzieren.“ Abgesehen davon würden regionale Wertschöpfungsketten und Arbeitsplätze auch im Umfeld der Bergwerke entstehen.

Was also verhindert einen Lithium-Bergbau in Europa? Vorkommen gibt es durchaus – nicht nur in Österreich, sondern etwa auch im östlichen Erzgebirge an der deutsch-tschechischen Grenze: in einer alten Zinn-Mine bei Altenberg. Zudem existieren Lagerstätten in Spanien, Portugal, Finnland und Serbien. Insgesamt gibt es europaweit 16 Projekte zum Abbau von Lithium für Batterien. Doch noch keines produziert das Metall.

Das größte Problem scheint der schlechte Ruf zu sein, den der Bergbau in Europa hat. Stets regt sich Widerstand, wo immer die Montanindustrie tätig werden will. Mit Bergbau bringen die Menschen vor allem riesige Löcher in der Landschaft in Verbindung, dazu gerodete Wälder, mit Schadstoffen kontaminierte Abwässer, Abraumhalden und Lärm.

Eine Branche mit schlechtem Ruf

„Der Bergbau hat in Europa leider ein dreckiges Image“, bestätigt Dietrich Wanke, deutscher Geschäftsführer der Firma Critical Metals, die das Projekt in der Koralpe für den kommerziellen Abbau vorbereitet. „Dabei hat er sich stark verändert und Verfahren entwickelt, um die Beeinträchtigung der Umwelt zu verringern.“ Mit Helm auf dem Kopf und Taschenlampe in der Hand deutet er auf eine große Kaverne am Ende des Stollens. Sie zu betreten sei strengstens verboten, weil dort für Tests bereits abgebaut wurde und Gestein nachbrechen könnte.

Auf dem Boden der Kaverne liegen verstreut lauter große und kleine Felsbrocken, Abraum vom Abbruch des Erzes. „Wir arbeiten hier im sogenannten Teilsohlenbau mit Versatz“, erklärt Wanke. Er funktioniert so: Zum lithiumhaltigen Pegmatit, den die Bergleute mit Erkundungsbohrungen von Hunderten Metern Länge ausfindig gemacht haben, bohren und sprengen sie sich zunächst mit einem horizontalen Stollen vor – möglichst zum tiefsten Punkt einer abbauwürdigen Ader. Dort angekommen arbeiten sie sich mehr oder weniger senkrecht entlang der Ader nach oben und bauen den Pegmatit ab.

Das Abbruchmaterial wird noch unter Tage maschinell zerkleinert, vorsortiert und in sogenannten Flotationsbecken zu Vorkonzentrat mit einem hohen Anteil an Lithium selektiert. Bei der Flotation wird das zu feinen Körnern gemahlene Material in Wasser getaucht, durch einen Schnellrührer Luft eingetragen und fein verteilt. Dabei bilden sich viele kleine Luftblasen, die durch Seifen stabilisiert werden. An diese Bläschen heften sich die wasserabweisenden lithiumhaltigen Mineralkörnchen und schwimmen mit ihnen an die Wasseroberfläche, wo sie dann abgeschöpft werden können.

Totes Gestein bleibt in der Mine

Dadurch verlassen die Grube nur noch Vorkonzentrate der Wertstoffe, die sich in Aufbereitungsanlagen zu LCE weiterverarbeiten lassen. Der Versatz des Abbruchmaterials dagegen, vom Bergmann „totes Gestein“ genannt, wird wieder am Boden der Abbaukaverne verfüllt, sodass der Hohlraum quasi nach oben wandert und die Bergleute auf immer höherem Niveau stehen: der „Sohle“.

Das hat zwei große Vorteile: Das tote Gestein, das sich nicht verkaufen lässt, kann im Berg bleiben, anstatt es draußen auf Halde legen zu müssen, wofür große Flächen benötigt würden. Und der Hohlraum bleibt relativ klein, was der Stabilität des Bergwerks zugutekommt.

Alle ungefähr 25 Höhenmeter wird ein neuer seitlicher Stollen über dem alten gebohrt, durch den der Abtransport erfolgt. Die Bergleute betreten die Kaverne gar nicht, die Arbeiten nach dem Sprengen übernehmen vielmehr ferngesteuerte Frontlader. „Das erhöht die Sicherheit für die Bergleute vor möglicherweise nachbrechenden Felsen und verbessert den Durchsatz“, erläutert Wanke. Denn die Maschinen müssen nicht warten, bis die schädlichen Gase der Sprengungen abgezogen sind. Sie können sofort nach der Sprengung loslegen.

Der Einsatz von Robotern sowie neue Abbau- und Aufbereitungsverfahren sind nur einige der Fortschritte, die der Bergbau gemacht hat. Insgesamt kommt heutzutage viel weniger Chemie und dafür mehr umwelt- und arbeiterfreundliche Hochtechnologie zum Einsatz. Viel weniger Gestein wird bewegt, viel weniger Fläche benötigt. „Die Grube Niederschlag bei Oberwiesenthal im Erzgebirge zum Beispiel liegt inmitten eines Naturschutzgebiets“, bestätigt Holger Lieberwirth, Direktor des Instituts für Aufbereitungsmaschinen und Recyclingsystemtechnik an der Technischen Universität Bergakademie Freiberg. „Trotzdem hat sie alle Genehmigungen erhalten. Denn das Einzige, was man von ihr mitbekommt, sind zwei Lastwagen pro Stunde, die mit jeweils 40 Tonnen Flussspat das Mundloch der Mine verlassen.“

Ähnlich unauffällig und außerdem CO₂-neutral soll es in Wolfsberg zugehen, beteuert Dietrich Wanke. Laut den aktuellen Planungen soll die Produktion dort 2025 beginnen. 800.000 Tonnen Pegmatit will European Lithium dann pro Jahr verarbeiten und daraus ungefähr 11.000 Tonnen LCE gewinnen. Das würde – umgewandelt in Hydroxid – theoretisch für eine Viertelmillion Elektroauto-Akkus reichen, in denen je zehn Kilogramm reines Lithium stecken. Insgesamt knapp zehn Millionen Tonnen Pegmatit sind in der Lagerstätte nachgewiesen, etwa noch einmal so viel wird an anderer Stelle des Berges auf der Basis weitergehender Erkundungsbohrungen vermutet. Das Unternehmen wäre das erste in Europa, das für Batterien verwendbares Lithium produziert.

Weißes Gold aus dem Tiefenwasser

Derweil gibt es neben dem Bergbau und den Salaren in Südamerika noch eine dritte Möglichkeit, Lithium zu gewinnen: eine, die zwar ähnlich wie in Südamerika das Lithium aus dem Tiefenwasser holt, die jedoch viel umweltschonender ist – und noch dazu in Deutschland möglich. Die Rede ist von Geothermie.

Die Geothermie ist primär eine regenerative Energiequelle. Bis zu 200 Grad Celsius heißes und unter hohem Druck stehendes Tiefenwasser wird durch eine zwei bis fünf Kilometer tiefe Bohrung an die Oberfläche geleitet. Dort wird ihm per Wärmetauscher ein Großteil der Wärme entzogen, um es dann durch eine zweite Bohrung wieder in die Tiefe zurückzuführen. Die entzogene Wärme wird entweder gleich in eine nahe gelegene Wohnsiedlung oder einen Gewerbepark geleitet – oder in eine Turbine, die daraus elektrischen Strom gewinnt und ihn ins Netz speist. Die Idee ist, diesem ohnehin geförderten Tiefenwasser nach der Entnahme von Wärme auch noch das enthaltene Lithium zu entziehen, bevor es zurück unter die Erde kommt.

Möglich wäre das in Deutschland vor allem im Oberrheingraben. Dort gibt es im Untergrund nicht nur heißes Wasser, sondern dieses enthält auch eine ordentliche Menge Lithium. „Wir haben bis zu 200 Milligramm pro Liter gefunden“, berichtet Jens Grimmer vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT), der das Potenzial zur Lithium-Förderung im Oberrheingraben erforscht. Das ist nicht so viel wie in den Salaren Südamerikas, aber es sollte für eine wirtschaftliche Produktion reichen.

Auch im Alpenvorland und in der norddeutschen Tiefebene gibt es heißes Tiefenwasser, mit dem man Geothermie betreiben kann. Aber im Alpenvorland steckt leider kaum Lithium darin. Und in Norddeutschland ist zwar sogar mehr davon enthalten als am Oberrhein, aber das Wasser kommt nicht mit genügend Druck aus der Tiefe für eine ergiebige Lithium-Filtration. Zudem müsste man für eine geothermietaugliche Temperatur von über 120 Grad Celsius tiefer bohren.

Im Oberrheingraben dagegen werden zurzeit fünf Testanlagen an bestehenden Geothermieanlagen entwickelt. Drei davon befinden sich in Deutschland (Bruchsal, Insheim und Landau), zwei in Frankreich (Rittershofen und Soultz-sous-Forêts). Grundsätzlich bieten sich für die Lithium-Gewinnung zwei Optionen: In Bruchsal testet der Energieversorger EnBW in Kooperation mit den Stadtwerken und Forschern des KIT ein Absorberverfahren. Vor der Injektion zurück in den Boden wird das auf rund 60 Grad Celsius abgekühlte Wasser in eine Art Silo umgeleitet. Darin wartet ein Pulver aus Manganoxid. Es weist eine spezielle molekulare Gitterstruktur auf, in der nur die kleinen Lithium-Ionen und keine anderen Elemente hängen bleiben. Danach wird der Silo mit einem sauren Lösungsmittel wie Essigsäure gefüllt, das die Lithium-Ionen herauswäscht. Schließlich wird die so entstandene Lösung per Elektrolyse zu einem Lithium-Salz veredelt.

Der Vorteil dieser Methode: Es entstehen keine Abfälle, weil sich das Manganoxid wiederverwenden lässt. Doch es gibt auch einen Nachteil: Der Fluss des Wassers muss für die Behandlung gestoppt und das Wasser später wieder aktiv gepumpt werden.

Membrantechnik im Test

In Insheim testet das Unternehmen Vulcan Energy Resources zusammen mit den Pfalzwerken und ebenfalls Forschern des KIT stattdessen in einer im August 2023 in Betrieb genommenen Demonstrationsanlage ein Membranverfahren. Entwickelt hat es der KIT-Wissenschaftler Jens Grimmer gemeinsam mit der auch am KIT tätigen Chemieingenieurin Florencia Saravia. Das Prinzip: Das abgekühlte Tiefenwasser wird durch eine Membran gepresst, in der die Lithium-Ionen hängen bleiben wie in einem Kaffeefilter. Dafür muss der Wasserfluss nicht gestoppt werden, sondern er wird sogar genutzt. Ob es auch Nachteile gibt, muss sich noch zeigen. Bislang arbeitet die Pilotanlage mit einem Absorberverfahren – allerdings mit organischen Harzen statt Manganoxid.

Ob Absorbieren oder Filtrieren – beide Methoden müssen sich in Pilotanlagen erst noch beweisen. Im Vergleich zu den südamerikanischen Salaren hätten sie enorme Vorteile: Man muss keinerlei Aufwand betreiben, um an das lithiumhaltige Tiefenwasser zu kommen – denn es wird ja ohnehin gefördert. Den elektrischen Strom für die Anlage könnte die Geothermie liefern, der Betrieb wäre daher weitgehend CO₂-neutral. Das Ganze funktioniert außerdem in einem geschlossenen Kreislauf, es treten also keinerlei Schadstoffe aus. Und der Flächenverbrauch ist minimal.

Schnell und wetterunabhängig

Hinzu kommt der Faktor Zeit: Das Verfahren dauert nicht Monate, sondern nur Stunden und ist vollkommen unabhängig vom Wetter. Bei einem Vollbetrieb könnten alle fünf Geothermie-Anlagen entlang des Oberrheins zusammen ungefähr 1500 Tonnen reines Lithium liefern, was rund 8000 Tonnen Lithiumkarbonat entspricht. Genügend Lithium-Vorräte sind unter dem Oberrheingraben vorhanden. Das belegt eine Datenanalyse von KIT-Wissenschaftlern, die ihre Ergebnisse im Sommer 2023 veröffentlich haben. Die Resultate der Karlsruher Forscher belegen: Mit bestehenden Geothermiebohrungen ließe sich in der südwestdeutschen Region mehrere Jahrzehnte lang zuverlässig Lithium fördern, ohne dass die Rohstoffquelle versiegt.