Vulcan in Landau: Lithium „made in Germany“

Jetzt dürfen keine Fehler mehr passieren. Nicht einmal bei der Anfahrt. Warum man den Feldweg genommen habe, ruft die Wächterin dem Besucher zu und kommt gestikulierend aus dem Tor. Der Weg sei nur für Traktoren gedacht, die Firma habe schließlich eine eigene Zufahrtsstraße gebaut. Verärgert zieht sich die Frau wieder in ihren Container zurück. Dass der Besuch am Zaun des Bohrgeländes enden muss, war schon vorher klar. Schließlich geht es hier und jetzt ans Eingemachte und gefährlich ist es obendrein. Besucher zu bespaßen, dafür haben die Arbeiter keine Zeit.

Hier, das ist ein Bohrplatz zwischen Äckern und Reben, keine drei Kilometer vom Weinörtchen Insheim bei Landau entfernt. Ruhig geht es zu an der Südlichen Weinstraße. Obwohl fast sechzig Meter hoch, fällt der Bohrturm in der sanften Hügellandschaft kaum auf. Es braucht schon Phantasie, um sich vorzustellen, dass hier, unweit der französischen Grenze, die Zukunft der europäischen Batteriezellenproduktion mit verhandelt wird.

Und doch ist es so: Seit Mai bohrt das deutsch-australische Bergbauunternehmen Vulcan seine ersten beiden Löcher fast vier Kilometer in die Tiefe. Von dort unten, will Vulcan im ersten Rohr heißes Thermalwasser an die Oberfläche holen, das darin gebunden Lithium lösen und die Wärme nutzen, um Energie zu erzeugen. Im zweiten Rohr soll das Wasser dann wieder zurück gepumpt werden in die Tiefe. Ein im besten Fall umweltschonendes und lukratives Konzept zugleich.

Lithium ist einer der wichtigsten Bestandteile für moderne Antriebsbatterien, der Bedarf wird nach Schätzung des Fraunhofer Institutes bis 2030 um den Faktor sechs steigen. Lithium gilt deshalb schon länger als „weißes Gold“. Für das Gelingen der Energiewende ist der Stoff elementar: Lithium-Ionen-Batterien werden nicht nur in Fahrzeugen, sondern auch in elektronischen Geräten und stationären Energiespeichern verbaut.

Der Großteil des Lithiums stamme aktuell allerdings aus China, sagt Christian Freitag der F.A.Z in einem kleinen Besprechungsraum der Aufbereitungsanlage im nahen Landau. Deutschland und Europa sind nach seinen Worten von Importen abhängig. Seine Botschaft ist klar: Das Projekt sei nicht nur eine unternehmerische Frage, es liege im nationalen Interesse. Der achtundvierzigjährige Ingenieur hat lange bei Wintershall gearbeitet, später das Batteriegeschäft der BASF mit aufgebaut. Seit Ende 2024 soll er als Chief Commercial Officer und Mitgeschäftsführer von Vulcan Deutschland das Projekt zum Erfolg führen.

Zwei kleinere Geothermiekraftwerke hat Vulcan schon zugekauft. Ältere Anlagen, die seit Jahren ihren Dienst tun. Die eine produziert für die Stadt Landau Wärme, die andere für die Gemeinde Insheim Strom. Und aus beiden filtert das Unternehmen zu Probezwecken Lithium und verarbeitet es. In Landau hat Vulcan dazu eigens eine Anlage gebaut, die aus der lithiumhaltigen Sole das Lithiumchlorid extrahiert. Das wiederum wird als wässrige Lösung mit Tanklastwagen ins 130 Kilometer entfernte Frankfurt gefahren. Dort im Chemiepark Hoechst wird es im letzten Schritt zum Batteriegrundstoff Lithiumhydroxidmonohydrat weiterverarbeitet und dann von dort verkauft. Beide Anlagen laufen nach Freitags Worten erfolgreich im Testbetrieb, das Endprodukt durchlaufe gerade die Zertifizierungsprozesse von Automobilunternehmen und Zellherstellern.

Um die notwendigen Lithium-Mengen zu fördern, hat Vulcan im Frühjahr mit der ersten eigenen Bohrung begonnen. Das eigene Großprojekt – Eigenname „Lionheart“ – muss gelingen. Im Endausbau will Vulcan damit Thermalwasser aus 28 Bohrungen an sieben Standorten in der Südpfalz zur Lithiumanlage nach Landau leiten und so die gesamte Wertschöpfungskette erstmals dauerhaft schließen.

Auf 2,2 Milliarden Euro schätzt das Unternehmen die Gesamtausgaben inklusive Finanzierungskosten, die reinen Investitionsausgaben beziffert Manager Freitag auf 1,4 Milliarden Euro. Die kommerzielle Produktion soll voraussichtlich im Jahr 2028 starten – das ist der Plan. Dann will Vulcan anfangs 24.000 Tonnen Lithium im Jahr produzieren, Material, das nach Darstellung von Geschäftsführer Freitag für 500.000 Antriebsbatterien reicht.

Vulcan ist nicht alleine. Etliche Unternehmen haben sich auf die vermeintlich lukrative Suche nach deutschen Lithium-Quellen aufgemacht. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) listet in ihrem Report „Deutschland – Rohstoffsituation“ für 2023 – einen aktuelleren gibt es noch nicht – allein fünfzig Genehmigungen für die Lithium-Gewinnung aus Geothermie auf. Zudem laufen Bergbauprojekte zum direkten Abbau von Lithium.

Als eines der größten Vorkommen in Europa gilt dabei nach Angaben der Bundesanstalt die Lagerstätte Zinnwald in Sachsen. Dort plant die Zinnwald Lithium GmbH von 2030 an den Abbau von Lithium. In Altmark, Sachsen-Anhalt, will das Bergbauunternehmen Neptune Lithium aus Lagerstättenwasser des ehemaligen Erdgasfelds Altmark gewinnen. Zudem arbeiten nach Angaben des BGR auch lokale Energieversorger an dem Thema. So betreibe der Energiekonzern ENBW gemeinsam mit den örtlichen Stadtwerken eine Pilotanlage in der Kraichgau-Gemeinde Bruchsal.

Im Oberrheingraben ist das Potential nach Freitags Worten groß. In der Region südlich von Frankfurt bis nach Basel gebe es auf einer Länge von 300 Kilometer und einer Breite von 30 Kilometer gesicherte Reserven von 28 Millionen Tonnen Lithiumäquivalent – sogenanntes LCE. Das sei das größte Vorkommen in Europa, also auch international relevant.

Im Mai hat die Europäische Union „Lionheart“ als strategisches Projekt unter dem Critical Raw Materials Act eingestuft – ein wichtiger Achtungserfolg. Denn das Vorhaben ist nicht nur ambitioniert, es ist auch umstritten und wird mit großen Summen staatlich unterstützt. Ende 2024 schon hat das Bundeswirtschaftsministerium 100 Millionen Euro für die Dekarbonisierung der Fernwärme in Landau beigesteuert. Geld, um den geothermischen Teil des Projektes zu unterstützen, wie es heißt, also Infrastruktur, Erzeugung, den Transport und die Lieferung von Erdwärme. Ende Juli flatterte die zweite Förderung ins Haus. Mit 104 Millionen Euro unterstützen der Bund und die Länder Rheinland-Pfalz und Hessen den Lithium-Teil des Projektes, konkret also die Aufbereitungsanlagen in Landau und Frankfurt.

Dieses Geld fließt im Rahmen des „Temporary Crisis and Transition Framework“, mit dem die EU die Förderung von sauberem Lithium für die Zellfertigung fördern will. Die Subvention sei, hieß es vom Bundeswirtschaftsministerium, „ein weiterer Schritt hin zu einer sicheren und bezahlbaren Versorgung der deutschen Wirtschaft mit Rohstoffen“. Der nächste – und wichtigste Schritt – dürfte bald folgen. Über den eigens aufgelegten Rohstofffonds könnte sich der Bund direkt an Vulcan Energy beteiligen.

Dem Vernehmen laufen die Gespräche gut, im September könnte die Entscheidung fallen. Bis zu 150 Millionen Euro soll es geben. Es wäre die erste Beteiligung des Ende 2024 von der Bundesregierung mit einer Milliarde Euro ausgestatten Rohstofffonds. Auch dessen Ziel ist es, die Abhängigkeit der deutschen Industrie von wenigen Lieferländern zu reduzieren.

Um das Projekt zu stemmen, hat Vulcan nach eigenen Angaben von seinen Investoren zudem knapp 500 Millionen Euro eingesammelt und mehrere Kreditvereinbarungen geschlossen. So soll die Europäische Investitionsbank 500 Millionen Euro beisteuern. Eine Gruppe von Privatbanken habe umgerechnet weitere 879 Millionen Euro zugesagt.

Vulcan, das sowohl in Australien als auch in Frankfurt an der Börse notiert ist, hatte zumindest in Australien anfangs mit kritischen Kommentaren von Analysten zum Geschäftsmodell zu kämpfen. Gegründet von zwei Geologen – dem Deutschen Horst Kreuter und dem Australier Francis Wedin – ging Vulcan 2018 mit seiner Idee von umweltfreundlich gefördertem Lithium an die australische Börse. Kreuter ist weiter im Beratergremium, Wedin Teil des Managements und mit einem Anteil von acht Prozent zudem größter Einzelaktionär. Zwischen fünf und sechs Prozent halten zudem der Opel-Mutterkonzern Stellantis und der australische Baukonzern Cimic , eine Tochtergesellschaft von Hochtief.

Mit weiteren Großunternehmen hat Vulcan nach eigenen Angaben schon Partnerschaften geschlossen. So testet der Chemieriese BASF gerade, ob und wie er gemeinsam mit Vulcan Geothermie zur Energieversorgung seines Großstandortes in Ludwigshafen nutzen könnte. Zudem habe man mit Stellantis, der belgische Umicore und den südkoreanischen Batteriehersteller LG Energy bereits Vorverträge zur Lieferung von Lithium unterzeichnet.

Skepsis über die Tragfähigkeit des Konzeptes weist Freitag zurück. Im Gegenteil, die Wirtschaftlichkeit sei enorm, sagt er. Vulcan könne das Lithium nicht nur billiger, auch umweltschonender als vergleichbare Bergbauprojekte produzieren. Die Hitze des Thermalwassers liefere die Energie gleich mit, zudem sei die Sole „sauber“, benötige also keinen Einsatz von Chemikalien. Das so produzierte Lithium könne zu einem „minimal“ höheren Preis als Lithium aus China verkauft werden.

Der stark schwankende Aktienkurs des Unternehmens sei keine Kritik der Investoren, sondern dem Lithiumpreis geschuldet. Wie bei allen Projekten dieser Art schwanke der Kurs mit dem Lithiumpreis, und der werde auch noch länger volatil bleiben. Auch die möglichen Gefahren von Erderschütterungen durch den Bohrbetrieb habe Vulcan im Griff. Sensoren würden Erdbewegungen schon zeigen, bevor sie von Menschen wahrgenommen würden. Dann würden die Bohrungen sofort gestoppt. Passiert sei das noch nicht. Die Gefahr sei schon deshalb gering, weil Vulcan nicht ins Muttergestein bohre.

Noch ist das Unternehmen nicht am Ziel. Sowohl finanziell als auch auf dem Bohrplatz bleiben Risiken. Dort auf dem Acker in Insheim, parken alle Autos mit dem Heck zum Zaun: Nur so sind sie bei einem Störfall schnell wieder weg.