Der Schlüssel zu Europas Fernwärme liegt in der Tiefe

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Als grundlastfähige CO2-freie Erneuerbare Energien mit dem größten Potenzial – aber auch als eine der zumeist missverstandenen klimafreundlichen Energien – hat die Tiefengeothermie ein immenses Potenzial, die Energiebranche weltweit grundlegend zu revolutionieren und zukunftssicher zu machen. Besonders in Osteuropa kann Tiefengeothermie bestehende Wärmenetze klimafreundlich und unabhängig von fossilen Energieträgern versorgen, Wärmepreise stabilisieren und zu regionaler Wertschöpfung beitragen.

Grundlagen: Tiefengeothermie

Als Geothermie wird die Wärme bezeichnet, die in der Erde in tiefen Gesteinsschichten gespeichert ist. Ein Teil dieser Wärme kommt aus dem heißen Erdkern, während der größte Teil durch den radioaktiven Zerfall natürlicher Elemente im Erdmantel entsteht. Je tiefer die Gesteinsschicht liegt, desto höher ist die Temperatur. Dabei kann Wärme zwischen 20 °C und 40 °C bereits zur Wärmegewinnung für Häuser genutzt werden.

 

Oberflächennahe Geothermie umfasst Bohrungen bis etwa 400 m und Temperaturen bis 25 °C und wird ausschließlich zur Wärmegewinnung genutzt. Tiefengeothermie hingegen macht von Wärme aus weitaus tieferen Gesteinsschichten Gebrauch, die teilweise Temperaturen von mehr als 100 °C haben und sich damit auch zur Stromerzeugung eignen. Nachstehend konzentriert sich dieser Artikel allerdings nur auf die Wärmegewinnung aus Tiefengeothermie. Tiefengeothermische Wärme kann entweder in tiefgelegenen wasserführenden Schichten, sogenannten Aquiferen (hydrothermale Systeme), oder aber in heißem Gestein (hot dry rock) gespeichert sein (petrothermale Systeme). Hydrothermale Systeme sind naturgemäß technisch und wirtschaftlich leichter zu erschließen, da das warme Wasser direkt nach oben gepumpt werden kann (Produktionsbohrung), wo es mittels Wärmetauscher ein anderes Medium erwärmt (z.B. Wasser), das wiederum als Fernwärme oder zur Stromerzeugung genutzt wird. Das abgekühlte Thermalwasser wird anschließend zurück in die wasserführende Schicht gepumpt (Reinjektionsbohrung), wo es sich wieder erwärmt und erneut genutzt werden kann. In petrothermalen Systemen hingegen muss zunächst Wasser in die heiße Gesteinsschicht gepumpt werden, das sich dort erwärmt und dann genutzt werden kann. Dieses System wird auch als EGS (vom Englischen „enhanced geothermal systems” für „verbesserte geothermische Systeme”) bezeichnet. Wird die Ressource mit Bedacht erschlossen, ist Geothermie nach menschlichem Ermessen unerschöpflich.

 

Abb. 1: Verfahren zur Erschließung von Geothermievorkommen in verschiedenen Tiefen (Quelle: LFU Bayern)

 

Obwohl petrothermale Ressourcen im Gegensatz zu hydrothermalen Systemen technisch gesehen überall nutzbar sind, begrenzt sich die wirtschaftlich sinnvolle Nutzung petrothermaler Ressourcen derzeit auf eine erste Pilot-Geothermieanlage im französischen Soultz-sous-Forêts (50 km nördlich von Straßburg). Hydrothermale Anlagen mit Wasser- und Dampfförderung hingegen machen den Großteil der Projekte in Europa aus.

 

Vorteile der Tiefengeothermie

Neben der Tatsache, dass Geothermie komplett emissionsfrei und damit klimaschonend ist, besteht einer der herausragenden Vorzüge der Tiefengeothermie in ihrer Grundlastfähigkeit und Steuerbarkeit: Im Gegensatz zu anderen erneuerbaren Ressourcen wie Wind und Solar, die ohne Speicher nur periodisch genutzt werden können, ist es möglich, Wärme aus Tiefengeothermie je nach Nachfrage jederzeit zu fördern. Dies erlaubt der Tiefengeothermie, auf regionaler Ebene Grundlastanlagen abzulösen, die momentan noch mit Öl oder Gas befeuert werden. Durch die Steuerbarkeit der Energiegewinnung sind keine Tages- oder Saisonspeicher notwendig. Tiefengeothermie ist nach menschlichem Ermessen unendlich verfügbar, was sowohl für den Versorger als auch für Kunden vorteilhaft ist, da es im Normalfall nicht zu Lieferengpässen kommt und somit Versorgungssicherheit gewährleistet werden kann.

 

Die Umstellung von konventionellen Energieträgern auf Tiefengeothermie gestattet den jeweiligen Regionen größere Unabhängigkeit vom Import fossiler Brennstoffe, wie z.B. Erdöl oder Gas, sowie von deren naturgemäß volatilen Preisen. Durch die Umstellung auf diese CO2-freie Alternative kann zudem die Feinstaubbelastung vermieden werden, die ein fester Bestandteil fossil betriebener Wärmenetze ist.

 

Zudem nehmen Geothermieanlagen weit weniger Fläche ein als beispielsweise Solaranlagen mit dem gleichen Versorgungsgrad. Dies macht Tiefengeothermie auch von einem Landnutzungsstandpunkt aus zu einer durchweg zukunftsträchtigen Energieform.

 

Nicht zuletzt bedeutet die Nutzung von Tiefengeothermie vor Ort eine regionale Wertschöpfung: Von der Schaffung neuer Arbeitsplätze über die Erforschung neuer Energien und die Möglichkeit, Know-how zu exportieren, bis hin zu einem erhöhten Lebensstandard dank emissionsarmer Wärme – Tiefengeothermie nutzt sowohl der Region, als auch langfristig dem Land.

 

In Deutschland unterliegt die Förderung von Erdwärme dem Bundes-Berggesetz. Dieser Rechtsrahmen ist sehr investorenfreundlich und sichert das Eigentum an der Ressource verbindlich für den Investor. Weiterhin gilt bei Stromprojekten für die Einspeisung des gewonnenen Stroms ein Einspeisevorrang sowie eine feste Vergütung für einen Zeitraum von 20 Jahren. Im Wärmebereich sind Verträge mit einer Mindestlaufzeit von 10 Jahren üblich.

 

Herausforderungen

Naturgemäß sind Energieprojekte mit einer Reihe von Herausforderungen verbunden. Wie es bei den meisten Projekten im Bereich der Erneuerbaren Energien der Fall ist, fällt der Großteil der Kosten für den Kraftwerksbau an. Im Fall der Tiefengeothermie begründen sich die hohen Anfangsinvestitionen in den kostenaufwändigen Bohr- und Erschließungsphasen. Hier können Kombinationen von Investoren miteinbezogen werden, um das nötige Kapital zu beschaffen und es dem Entwickler zu ermöglichen, die gewünschte Rendite zu erwirtschaften.

 

Zudem sind eine Reihe von Voruntersuchungen wie beispielsweise eine Seismik, die eine erste Einschätzung darüber liefert, wo genau sich die tiefengeothermische Ressource am risikolosesten erschließen lässt, für die geologische Vorerkundung und die Einholung von Genehmigungen notwendig.

 

Trotz Voruntersuchungen kann nicht ausgeschlossen werden, dass eine Bohrung „trocken” bleibt, sprich nicht genug Energie gefördert werden kann. Auch wenn z.B. in Bayern von 37 Bohrungen nur zwei Bohrungen keinen Erfolg hatten, geht es beim einzelnen Projekt um hohe Summen. Naturgemäß bevorzugen Investoren entsprechend Projekte mit einem professionellen und unabhängigen Risikomanagement. Risiken bewusst zu identifizieren hilft dabei, die notwendigen Maßnahmen zu ergreifen, um diese Risiken entweder komplett zu vermeiden oder aber sie zu begrenzen, zu vermindern oder zu überwälzen. Wie Abbildung 2 zeigt, lässt sich durch risikopolitische Handlungen das wirtschaftliche Gesamtrisiko vermindern, sodass ein akzeptables wirtschaftliches Restrisiko bleibt, was von den Projektverantwortlichen getragen werden kann.

 

 

Abb. 2: Phasen des Risikomanagements


Als weitere Herausforderung muss die vergleichsweise hohe und lange Bindung von Risikokapital genannt werden. Bei den wirtschaftlich besonders interessanten Stromprojekten kann der Bedarf an Risikokapital im zweistelligen Millionenbereich pro Projekt liegen. Bei Wärmeprojekten ist der Anteil der Bohrkosten geringer.

 

Zudem unterliegt die Geothermie einer Reihe komplexer Rechtsprechungen aus verschiedenen Gebieten. Je nach Land fallen geothermische Untersuchungen unter das Bergrecht und, im Falle von hydrothermalen Ressourcen, Wasserrecht. In diesem Zusammenhang müssen beispielsweise Erlaubnisse für die Aufsuchung von Erdwärme in einem bestimmten geografischen Gebiet, Bohr- und Baugenehmigungen erworben oder Umweltverträglichkeitsstudien durchgeführt werden. Fundiertes Projektmanagement, das entsprechenden Zeit- und Arbeitsaufwand für derartige Aufgaben einplant, und eine entsprechende Rechtsberatung können hier wertvolle Instrumente in der Projektumsetzung sein.

 

Zurzeit sieht sich die Geothermie gerade in der Wärmebranche mit dem Vorwurf konfrontiert, nicht mit Wärme aus konventionellen Energieträgern wie Gas oder Öl wettbewerbsfähig zu sein, da deren Preise sich derzeit in einer historischen Tiefphase befinden. Da diese Preise aufgrund der immer aufwendigeren Erschließung und begrenzten Verfügbarkeit sowie Maßnahmen hinsichtlich des CO2-Zertifikatspreises langfristig aber wieder steigen werden, wird Geothermie in Zukunft wesentlich wettbewerbsfähiger sein als konventionelle Energieträger. Ein professionelles Projektmanagement kann zudem dafür sorgen, dass bereits vor dem Bohrbeginn die attraktivsten Wärmekunden mit langfristigen Verträgen gebunden werden.

 

Aktueller Stand: Geothermie in Europa

Zurzeit gibt es über 5.000 Fernwärmenetze in Europa, hauptsächlich in West- und Zentraleuropa sowie Skandinavien, wovon lediglich 280 mit Geothermie betrieben werden. Das Potenzial für Fernwärme aus Geothermie ist allerdings weit umfassender.

 

Von allen Ländern Europas produzierte Island im Jahr 2015 mit 6.421 GWh mit Abstand am meisten Fernwärme aus Geothermie. Weit dahinter lag Frankreich auf Platz 2 mit 1.335 GWh, welche auch Deutschland mit 662 GWh weit zurück ließen.

 

 

Abb. 3: Top 7 Länder Wärmeerzeugung in 2015 (Quelle: EGEC, 20171) 

 

Potenzial für zukünftige Entwicklung der Wärme aus Tiefengeothermie besonders in Osteuropa

Fernwärme aus Geothermie in Europa hinkt ihrer Leistungsfähigkeit zurzeit noch weit hinterher, hat die Technologie doch das Potenzial, eine Lösung für Europas Wärmeversorgung zu sein – langfristig unabhängig von fossilen Energieträgern und nachhaltig CO2-frei. In Westeuropa ist man bereits dabei, diese Entwicklung voranzutreiben, aber gerade in Osteuropa, wo geothermische Ressourcen umfangreich vorhanden sind, bleibt man noch zurück.

 

Insbesondere in der pannonischen Tiefebene ist das Geothermiepotenzial vergleichsweise gut zu erschließen, da sich hydrothermale Reservoire mit Temperaturen von 90 °C und mehr bereits in Tiefen von 2.000 m befinden. Folgende Grafiken illustrieren die Verteilung der Ressource in dieser Region:


Abb. 4: Wasserführende Gesteinsschichten in der Pannonischen Tiefebene (Quelle: http://geodh.eu/)

 

 

Abb. 5: Karte der Temperaturverteilung in 2.000 m Tiefe in der Pannonischen Tiefebene (Temp. > 90°C)

 

Eine genaue Untersuchung der Daten von geoDH2 (einer Studie, die das Potenzial und die Marktbedingungen für Fernwärme aus Geothermie in insgesamt 14 europäischen Ländern untersuchte) zeigt, dass es allein in Ungarn, Slovenien, Kroatien und der Slovakei über 120 solcher Fernwärmenetze gibt, die momentan noch mit fossilen Brennstoffen betrieben werden, aber in der Nähe zu geothermischen Ressourcen mit Temperaturen von über 90 °C in nur 2.000 m Tiefe liegen, die sich sehr gut für die Verwendung von Energie aus Tiefengeothermie zu Fernwärmezwecken eignen. Die folgende Grafik illustriert die Verteilung dieser Netze in den vier genannten Ländern.

 

 

Abb. 6: Anzahl der Fernwärmenetze mit Nähe zu hohem Tiefengeothermiepotenzial in jeweils Ungarn, Slowenien, Kroatien und der Slowakei (Insgesamt: 121)

 

Diese Länder bieten im Besonderen die Möglichkeit, alternde fossil betriebene Fernwärmenetze auf Tiefengeothermie umzustellen. Das erlaubt den Fernwärmenetzbetreibern, ihre Wärmesysteme sowohl konsumentenfreundlicher als auch unabhängig vom Import fossiler Brennstoffe zu gestalten und gleichzeitig durch klimafreundliche Wärmebereitstellung regionale Wertschöpfung zu betreiben.

 

Die Umstellung dieser 121 Wärmenetze alleine würde rein rechnerisch eine Einsparung von über 119 Millionen Tonnen CO2-Äquivalent erlauben. Da im Moment der Großteil von Fernwärmenetzen in Ungarn, Slowenien, Kroatien und der Slowakei mit Erdgas betrieben wird3, wird für diese beispielhafte Rechnung davon ausgegangen, dass komplett gänzlich Erdgas für die Energiegewinnung genutzt wird: Angenommen, dass eine Geothermieanlage für eines dieser Netze eine durchschnittliche installierte Grundlastleistung von 15 MWth hat und das ganze Jahr über läuft (8.760 Stunden pro Jahr), können über alle Anlagen hinweg pro Jahr 16 TWh Wärme produziert werden4. Dies entspricht gemäß folgender Tabelle etwa 4 Millionen Tonnen CO2-Äquivalent pro Jahr.

 

 

Abb. 7: Treibhausgasemissionen für Wärmeerzeugung aus 100 Prozent Gas (Quelle: GEMIS, verfügbar auf der iinas-Webseite)

 

Über 30 Jahre hinweg bedeutet dies eine Einsparung an CO2-Äquivalent-Emissionen von über 119 Millionen Tonnen allein in diesen vier Ländern, was in etwa den jährlichen Emissionen aller Autos in Deutschland, Kroatien und Ungarn zusammen entspricht. Diese CO2-Vermeidung bedeutet wirtschaftlich gesehen Einsparungen von knapp 916 Millionen Euro in der Region über die 30 Jahre.

 

Wirtschaftlich betrachtet bedeuten diese 119 Millionen Tonnen CO2-Äquivalent Einsparungen von Vermeidungskosten in der Region. Außerhalb der vier betrachteten Länder finden sich in ganz Ost- und Zentraleuropa zahlreiche weitere Fernwärmenetze in unmittelbarer Nähe zu geothermischen Ressourcen, die sich auch hervorragend zur Wärmebereitstellung eignen.

 

Zunächst bereits existierende Fernwärmenetze auf Geothermie umzustellen anstatt komplett neue Fernwärmenetze auf Geothermiebasis zu bauen ist eine akzeptable Möglichkeit, sich als Region dem Thema Wärme aus Tiefengeothermie zu nähern. Hierdurch können zunächst die Kosten, die für die Errichtung komplett neuer Fernwärmenetze anfallen würden, gespart und mehr über Technologien zur Erschließung von Tiefengeothermie-Reservoirs gelernt werden. Aus dieser Erfahrung und Erkenntnis heraus können anschließend Projekte von deutlich größerem Umfang umgesetzt werden.

 

In einigen Fällen wird es schwierig sein, selbst bestehende Fernwärmenetze sofort komplett auf Tiefengeothermie umzustellen; hier könnte in einem ersten Schritt eine teilweise Einbindung von Tiefengeothermie erfolgen. Je nach Größe des Netzes könnte dies in der Größenordnung von z.B. 30 Prozent liegen. Bereits eine Geothermieanlage mit 10 MWth Leistung kann pro Jahr knapp 88 GWh an Wärme aus fossilen Energieträgern ersetzen.

 

Tiefengeothermie entwickelt sich neben Wind- und Solarenergie zu einer der bedeutendsten Erneuerbaren Energien: Im Jahr 2017 wurden weltweit 792 MW an geothermischer Leistung zur Stromnutzung installiert, was die Leistung insgesamt auf 14.060 MWel bringt5. Für diese Stromproduktion wird kontinuierlich eine thermische Leistung von mehr als 140 GWhth gefördert. Der Schlüssel zu Europas langfristiger, klimafreundlicher Wärmeversorgung liegt in der Tiefengeothermie und Investoren und Contractoren eröffnen sich bei der Realisierung von Tiefengeothermieprojekten eine Reihe von Möglichkeiten zur Umsetzung verschiedener Wärmevorhaben.

 

Herausforderungen der Tiefengeothermieentwicklung in Osteuropa

Momentan sehen sich potenzielle Projektverantwortliche von Tiefengeothermie-Wärme-Projekten in Ost- und Zentraleuropa einer Reihe von Hürden gegenüber, die sich je nach Land in Komplexität und Umfang unterscheiden. In Slowenien beispielsweise ist der Fernwärmemarkt teilweise neuen Marktteilnehmern verschlossen oder Gaspreise werden reguliert und der Anschluss an das Gasnetz zwingend notwendig gemacht. Letzteres ist auch in Bulgarien, Tschechien, Polen und Ungarn der Fall, was den Wettbewerb in der Wärmesparte naturgemäß stark einschränkt. Länder wie Polen und die Slowakei unterstützen Tiefengeothermie-Unterfangen kaum; allerdings denkt der slowakische Energieminister László Sólymos derzeit über ein Auslaufen der Kohleenergie und eine Umstellung hin zu Erneuerbaren Energien nach, im Zuge derer die Region um die Stadt Nitra im Westen der Slowakei auf Tiefengeothermie umstellen könnte6.

 

Zudem erschweren lange und aufwändige Verwaltungsverfahren in Slowenien und Ungarn oder regulatorische Lücken (wie beispielsweise die Nichtregulierung des Rechts zur Nutzung von Tiefengeothermievorkommen) in der Tschechischen Republik die Entwicklungen im Tiefengeothermiebereich.7

 

Diese Hürden sind der Grund dafür, dass in manchen (ost-)europäischen Ländern die dort vorhandenen Tiefengeothermieressourcen trotz großen Potenzials für Wärmesysteme noch nicht genutzt werden.

Um das immense technische und wirtschaftliche Potenzial für Wärme aus Tiefengeothermie zu erschließen, identifizierte die geoDH Studie8 als Teil umfassender Rahmenbedingungen für die Entwicklung dieser Technologie folgende Schlüsselelemente:

 

  • Landes- und regionale Bestimmungen sollten eine Definition geothermischer Ressourcen und zugehöriger Bezeichnungen gemäß Richtlinie 2009/28/EC beinhalten
  • Bestimmungen zu Erlaubnis- und Lizenzverfahren sollten angepasst und vereinfacht werden und regionalen oder, wo angemessen, örtlichen Behörden übertragen werden; der bürokratische Aufwand an sich muss minimalisiert werden
  • Informationen über geothermische Ressourcen, die sich für Fernwärmenetze eignen, sollten frei und einfach zugänglich sein
  • Eigentumsrechte sollten garantiert werden
  • Regelungen über Fernwärme sollten soweit als möglich dezentralisiert werden, um sie dem jeweiligen kommunalen Kontext anpassen zu können; ferner sollte ein Mindestanteil Erneuerbarer Energien am Gesamtenergieverbrauch festgelegt werden, der Artikel 13 § 3 der Richtlinie 2009/28/EC entspricht
  • In Einklang mit Artikel 13 der Richtlinie 2009/28/EC sollten administrative Verfahren für Geothermie-Lizenzen je nach Möglichkeit verschlankt werden und der Aufwand des Antragstellers die Komplexität sowie die Kosten und die potenziellen Auswirkungen des beantragten Geothermieprojekts widerspiegeln
  • Es sollte eine Behörde eigens für Erlaubnisse im Zusammenhang mit Erdwärmeaufsuchungsvorhaben eingerichtet werden
  • Politische Entscheidungsträger und Beamte sollten über Geothermie gut informiert sein
  • Techniker und Energiedienstleister sollten in Geothermie-Technologien geschult werden
  • Gesetze sollten sich das Schützen der Umwelt als Ziel setzen und Richtlinien für die Nutzung unterirdischer Ressourcen festlegen: So sollte der Tiefengeothermie beispielsweise Priorität über anderweitigen Nutzen (z.B. fossile Energieträger, CO2-Speicherung oder nukleare Endlager) eingeräumt werden
  • Die Öffentlichkeit sollte gut über Geothermie informiert und zur Umsetzung geothermischer Projekte herangezogen werden, um höhere öffentliche Akzeptanz für Geothermieprojekte zu schaffen

 

In Afrika und Lateinamerika werden bereits erfolgreich Fonds zur Unterstützung von Geothermieprojekten eingesetzt: Der Geothermal Development Facility (GDF) Fonds in Lateinamerika bietet Zuwendungen von der Forschungsphase über die Bohr- und Bauphase bis hin zu einem Forum, um den Dialog mit politischen Entscheidungsträgern und Partnerregierungen zu fördern. Als erste Klimainitiative im lateinamerikanischen Raum, die von mehreren Geldgebern wie der KfW Entwicklungsbank, der Zentralamerikanischen Bank für wirtschaftliche Integration, der Entwicklungsbank für Lateinamerika und der Interamerikanischen Entwicklungsbank getragen wird, nimmt der GDF eine Pionierrolle innerhalb dieses von Rödl & Partner entwickelten Konzeptes ein. Ähnlich dem GDF unterstützt der Geothermal Risk Mitigation Facility (GRMF) Fonds der African Union Commission (AUC) und der KfW Entwicklungsbank, bei dem Rödl & Partner als Fondsmanager tätig ist (AUC), mit Mitteln des deutschen Bundesministeriums für Wirtschaft, Kooperation und Entwicklung, des EU-Afrika Infrastruktur Fonds sowie von DFID (UK) Geothermievorhaben in Ostafrika. Um eine ernsthafte Entwicklung hin zur Tiefengeothermie in Osteuropa anzustoßen, wäre ein vergleichbarer Fonds aus den oben genannten Gründen ein ideale Unterstützung, um den Markt in Osteuropa zu fördern. Die Verbände EGEC/IGA sind hierfür bereits in Gesprächen mit der EU-Kommission.

 

Obwohl ein Geothermieprojekt auch ohne finanzielle Unterstützung wirtschaftlich ist, bleibt es nichtsdestoweniger wichtig, dass Gemeinden mit Fernwärmenetzen in der Nähe von Tiefengeothermieressourcen nicht müde werden, Forderungen nach Unterstützung – sowohl finanziell als auch regulatorisch – für die Erschließung dieser Vorkommen an sowohl ihre Landes- als auch die EU-Regierung zu stellen.

 

Rödl & Partner ist in neun der zehn Länder mit der meisten installierten Geothermie-Leistung mit eigenen Niederlassungen oder durch zuverlässige Kooperationspartner vertreten. Wir setzen auf jahrelange Erfahrung in allen Phasen von Tiefengeothermieprojekten, von Risiko- und Kapitalbeschaffung über Wirtschaftlichkeitsanalysen bis hin zu fundiertem Projektmanagement und optimaler Abstimmung von geologischen, technischen, wirtschaftlichen, rechtlichen und organisatorischen Aufgabenbereichen.

 

__________________________

1 EGEC, 2017. Geothermal Market Report 2016: Key Findings.
2 Geo = Geothermie; DH = district heating („Fernwärme”)

3 Mikulandric, R., Krajacic, G. (UoZagreb): Faculty of Mechanical Engineering: „Perspectives of district heating systems in Eastern Europe” [PDF] (24 – 26 March 2013)
4 15 MWth installierte Leistung x 8.760 h p.a. x 121 Anlagen = 15,8 TWh
5 Richter, 2018. Top 10 Geothermal Countries based on installed capacity – Year End 2017. [Webseite] Think Geoenergy

6 Richter, 2018. Geothermal energy could help in transition from coal to Slovakia. [Online-Artikel]
7 geoDH, 2015. Developing geothermal district heating in Europe. [PDF]

8 ibid

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