Im Lithium-Rausch

Verzehnfachung der Produktion

Zwischen 2008 und 2018 hat sich die Weltproduktion an Lithium bereits von 25.400 auf 95.000 Tonnen pro Jahr fast vervierfacht. Bis 2028, so prognostiziert die auf Rohstoffpreis-Reporting spezialisierte Agentur Benchmark Minerals, wird sich der Bedarf nochmals verzehnfachen. Dabei beziehen sich die Tonnagen auf reines Lithium. Das ist aber gar nicht transportabel und handelbar. Dafür ist es viel zu reaktionsfreudig. Es würde sofort mit Luft, Wasser und anderen Stoffen der Umgebung reagieren. Es ist zudem leicht entflammbar und daher brandgefährlich.

Darum wird Lithium in der Regel als Salz, meist als Karbonat – sogenanntes LCE –, und manchmal auch als Hydroxid oder Chlorid verschifft. In dieser Form ist es stabiler 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 lieferte 2018 mit knapp 59.000 Tonnen über 60 Prozent der gesamten Weltförderung – wobei fast alles davon zunächst in Form von Vorkonzentrat nach China geht, wo es zu einem Salz verarbeitet und danach rund um den Globus verkauft oder lokal in Batterien verwendet wird.

Der Rest des Lithiums wird größtenteils in Südamerika gefördert, insbesondere in Chile und Argentinien – 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 übrigbleibt. Der Prozess dauert je nach Wetterlage rund 18 Monate. 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 Batterien – der Rest findet vor allem in der Keramikindustrie, in Schmierstoffen, Polymeren und im Metallguss Verwendung.

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

Erhebliche Klimabelastung

Vor allem aber sorgt der lange Transport des Lithiums erst nach China und von dort dann nach Europa mit schwerölbetriebenen Containerschiffen für eine erhebliche Klimabelastung. Zudem wird das Lithium in China unter sehr 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 anschließend vom Wind verweht. Es gibt Berichte von erkrankten Menschen und verendeten Tieren. In der Umgebung vertrocknen Brunnen und die Vegetation, weil der Grundwasserspiegel sinkt. Wie Hydrologen der Universität Buenos Aires gemessen haben, vermische sich außerdem durch den Lithiumabbau das Salz- mit dem Grundwasser und mache dieses als Trinkwasser unbrauchbar. Zu alledem ist die Transportstrecke per Schiff von Südamerika nach Europa mehrere Tausend Kilometer lang, und dabei entstehen enorme CO2-Emissionen.

Hohe Kosten in Europa

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 hindert uns daran, in Europa Lithium-Bergbau zu betreiben? 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 der Stadt Altenberg. Außerdem 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 begehrte Metall.

Das Hauptproblem scheint der schlechte Ruf zu sein, der dem Bergbau in Europa anhängt – so viel Tradition er etwa in Deutschland auch 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, Lärmbelästigung, Konflikte um Ressourcen und Menschenrechtsverletzungen.

Eine Branche mit schlechtem Ruf

„Der Bergbau hat leider ein dreckiges Image“, bestätigt Dietrich Wanke, deutscher Geschäftsführer der Firma European Lithium, die zu einem australischen Konzern gehört und das Projekt in der Koralpe vorantreibt. „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 nahe gelegenen 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. Wozu die Bergleute die Kaverne allerdings gar nicht betreten, 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.

Robotereinsatz und neue Abbau- sowie 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 mitten in einem Naturschutzgebiet“, 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.“

Klagen und Verzögerungen

Ähnlich unauffällig und dazu CO2-neutral soll es in Wolfsberg zugehen, beteuert Dietrich Wanke. Doch es kommt immer wieder zu Verzögerungen. Zuletzt musste sein Unternehmen aufgrund der Klage des Wasserverbands Koralm einen Gutachter bestellen, der bestätigte, dass der Betrieb das Grundwasser, aus dem die Region ihr Trinkwasser bezieht, nicht beeinträchtigen wird.

Wenn von nun an alles glattginge und die behördlichen Genehmigungen erteilt würden, könnte die Produktion 2024 beginnen, sagt Wanke. 800.000 Tonnen Pegmatit will European Lithium pro Jahr verarbeiten und daraus ungefähr 11.000 Tonnen LCE gewinnen. Das würde – umgewandelt in Hydroxid – theoretisch für eine Viertelmillion Elektroauto-Batterien ausreichen, in denen jeweils rund zehn Kilogramm reines Lithium stecken. Insgesamt knapp zehn Millionen Tonnen Pegmatit sind in der Lagerstätte nachgewiesen, ungefähr noch einmal so viel werden an anderer Stelle des Berges auf der Basis weitergehender Erkundungsbohrungen vermutet. Wankes Unternehmen wäre das erste in Europa, das batteriefähiges Lithium produziert.

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 nun, diesem ohnehin geförderten Tiefenwasser nach der Entnahme von Wärme auch noch das enthaltene Lithium zu entziehen, bevor es zurück unter die Erde kommt.

Lithium aus heißem Tiefenwasser

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 die Fließrate des Wassers ist für einen wirtschaftlichen Betrieb zu niedrig. Das Wasser kommt nicht mit genügend Druck aus der Tiefe für eine ergiebige Lithium-Filtration. Außerdem 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 die Firma 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 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 unter Energieaufwand aktiv gepumpt werden.

In Insheim will das Unternehmen Vulcan Energy Resources zusammen mit den Pfalzwerken und ebenfalls Forschern des KIT stattdessen ein Membranverfahren testen, das KIT-Forscher Jens Grimmer gemeinsam mit der ebenfalls am KIT tätigen Chemieingenieurin Florencia Saravia entwickelt hat. Das Prinzip: Das abgekühlte Tiefenwasser wird durch eine Membran gepresst, in der die Lithium-Ionen hängenbleiben 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. Im Frühjahr 2022 wollen die Forscher das Verfahren erstmals im Probebetrieb testen. Bislang arbeitet die Pilotanlage von Vulcan Energy auch 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. Hinzu kommt der Faktor Zeit: Das Verfahren dauert nicht Monate, sondern nur Stunden und ist vollkommen wetterunabhängig.

Risse in den Häusern

Mögliche Risiken durch die Geothermie sind inzwischen ausgeräumt, meint Jens Grimmer. 2007 wölbte sich in Staufen bei Freiburg infolge einer Bohrung der Boden, und zahlreiche Häuser bekamen Risse. 2009 gab es kleinere Erdbeben in Landau in der Pfalz, die ebenfalls durch Geothermie verursacht waren. „Staufen war eine flache Bohrung, wie man sie zur Gewinnung geothermischer Heizwärme per Wärmepumpe macht“, erklärt Grimmer. Dabei stieß man in 200 Metern Tiefe auf einen Anhydrid-Körper, in den durch ein Leck Wasser geriet, sodass er zu Gips aufquoll. „Ein solches Missgeschick wäre bei unseren über zwei Kilometer tiefen Bohrungen unkritisch. Denn der Auflastdruck ist viel zu groß, als dass sich der Boden heben könnte.“ Die Beben von Landau wiederum seien eine Folge von zu hohem Druck beim Zurückpumpen des Wassers in die Tiefe gewesen. „Die haben mit 45 Bar injiziert. Darum gibt es heute die Auflage, 35 Bar nicht zu überschreiten.“

Dennoch sind Fragen offen, räumt Jens Grimmer ein: zum Beispiel ob durch das Zurückpumpen des vom Lithium befreiten Wassers in der Tiefe Verdünnungseffekte auftreten und in welcher Qualität das Lithium am Ende vorliegt. Letztlich wird auch erst der bevorstehende Probebetrieb der Pilotanlagen zeigen, welches Verfahren das effizienteste ist.

Bei Vollbetrieb könnten alle fünf Geothermie-Anlagen zusammen etwa 1500 Tonnen reines Lithium liefern, was rund 8000 Tonnen Lithiumkarbonat entspricht. Die Produktionskosten lägen trotz der Synergieeffekte mit der Geothermie auch hier sicher höher als in Südamerika oder Australien, aber bei einem Marktpreis von fast 30.000 US-Dollar pro Tonne Lithium würde sich auch das lohnen. Allerdings schwankt der Lithium-Preis wegen der Dynamik des Marktes sehr stark. Ende 2020 war er vorübergehend weit unter die Marke von 10.000 US-Dollar gesunken.

„Ob das Verfahren im industriellen Maßstab genauso gut funktioniert, bleibt abzuwarten“, sagt Michael Schmidt. Dann aber habe auch die Lithium-Gewinnung per Geothermie viel Potenzial. Ankündigungen von Betreibern, Deutschland und Europa könnten den Bedarf an Lithium bald weitgehend selbst decken, weist der BGR-Experte allerdings zurück: „Selbst wenn alle Lithium-Projekte, die europaweit in Planung sind, bis 2030 mit 100 Prozent Kapazität in Produktion gehen würden – was unrealistisch ist –, könnten sie nur etwa 20 bis 25 Prozent des dann erwarteten Bedarfs decken.“ Vor allem zwischen 2025 und 2030, wenn die Elektromobilität schon weit verbreitet ist, aber viele der Lithium-Projekte noch nicht produzieren, erwartet der Experte einen globalen Angebotsmangel an Lithium.

„Darum muss die Industrie heute Entscheidungen fällen und in eine entsprechend weitsichtige Rohstoffsicherung investieren“, sagt Michael Schmidt. „Jedenfalls wäre jede Tonne Lithium, die wir hier in Europa gewinnen können, wünschenswert.“

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