Der Handlungsdruck zur Dekarbonisierung des Wärmesektors steigt rasant. Ein Schlüssel zur Erreichung dieses Ziels ist der Geothermieausbau. Geothermie wird derweil auch von der Bundesregierung als „Schlüsseltechnologie“ gehandelt, deren CO2-neutraler Einsatz das Potential hat, die Wärmewende entscheidend voranzubringen. Dazu stehen immer mehr Geothermieprojekte in den Startlöchern. Die Vorhabenträger von Morgen sehen sich dabei diversen öffentlich-rechtlichen Genehmigungsanforderungen aus verschiedenen Umwelt- und Fachplanungsgesetzen ausgesetzt. Wegweiser durch diesen „Genehmigungsdschungel“ sind eine vorausschauende Planung und eine effektive Koordination der verschiedenen Verfahren.

Die Tiefengeothermie stellt sich in genehmigungsrechtlicher Hinsicht wesentlich komplexer dar als die oberflächennahen Geothermie. Neben den einzuholenden Bergbauberechtigungen sind jeweils bergrechtliche Betriebspläne aufzustellen, die die konkreten Aufsuchungs- und Gewinnungs- sowie Injektionsbohrungen gestatten. Erforderlich sind dazu regelmäßig Hauptbetriebspläne sowie ggf. weitere Sonderbetriebspläne. Sollte eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich werden, besteht eine Rahmenbetriebsplanpflicht, die die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens erfordert. Weiterhin bedarf es einer wasserrechtlichen Erlaubnis sowie diverser Baugenehmigungen für die übertägigen Anlagen des Geothermiekraftwerks.

Angesichts dieser Komplexität ist es unerlässlich, bei der technischen Planung auch die genehmigungsrechtliche Umsetzung von Beginn an mitzudenken, um „alles unter einen Hut“ zu bringen. Potentiellen Vorhabenträgern soll dazu eine Roadmap an die Hand gegeben werden, welche Genehmigungen einzuholen sind und wie ein effektives Projektmanagement dafür aussehen könnte. Eine abgestimmte, umfassende „Genehmigungsstrategie“ ist unerlässlich, damit das Gesamtvorhaben ohne Verzögerungen zielgerichtet umgesetzt werden kann.

Die Vortragenden verfügen über Know-how und Branchenwissen aus der langjährigen Erfahrung aus zahlreichen komplexen Energieprojekten in der Rechtsberatung sowie dem juristischen Projekt- und Verfahrensmanagement.

Fachkräftemangel wird als eine der bedeutendsten Hürden für den Erfolg des Geothermieausbaus gesehen. Während Windenergie und Photovoltaik mittlerweile deren Weg in die Lehrpläne geschafft haben, geht Geothermie weiterhin an der schulischen Ausbildung vorbei. Somit lernt man Geothermie heute, wenn überhaupt, erst in einer relativ späten Phase der Berufsausbildung kennen. Wie können wir so erwarten, dass genügend Jugendliche ihren Weg zu geothermierelevanten Berufen finden?

Zum Fachkräftemangel kommt erschwerend hinzu, dass Mädchen sich nach wie vor aufgrund von Stereotypen gegen MINT-Berufe entscheiden. Das TUM Entdeckerinnen Projekt hat das Ziel, die technisch-naturwissenschaftliche Begeisterung von Mädchen zu wecken. Schülerinnen können im Rahmen des Projektes kurz vor der Berufswahl (8. bis 10. Klasse) an einem Projekttag in einem ausgewählten MINT-Fach, darunter auch die Tiefengeothermie teilnehmen. Die Experimente umfassen drei Bereiche, die in der geothermischen Energiegewinnung essentiell sind. An Stationen können die Schülerinnen eine selbst zubereitete Lockergesteinsabfolge mit einem Schneckenbohrer durchteufen und das Reservoir anzapfen, konduktiver und konvektiver Wärmetransport mithilfe von angefärbten Flüssigkeiten vergleichen sowie die Porosität und die Permeabilität von Lockergesteinen untersuchen und gegenüberstellen. Nachdem sie selbstständig die Herausforderungen an den einzelnen Stationen gelöst haben, dürfen sie das Zusammenspiel an unserer aquarium-großen Geothermieanlage anschauen und eine Modellsiedlung mit Gewächshaus beheizen.

An den ersten Schulfahrten konnten schon über 40 Schülerinnen erreicht werden, die allesamt eine sehr positive Rückmeldung zum Format und Thema des Experimentiertages gegeben haben. Die ersten Fahrten konnten aber auch bestätigen, dass vor dem Projekttag nur einzelne Schülerinnen den Begriff Geothermie oder Erdwärme gehört haben, obwohl sie alle im Molassebecken wohnen.

Im Oberrheingraben, wo die Temperaturen am höchsten sind, und im Molassebecken um München, wo am intensivsten gebohrt wird, ist das Risiko einer geothermischen Exploration relativ gering. In Norddeutschland sind die Temperaturen nicht niedrig und die historische Bohraktivität sehr hoch, aber das Erkundungsrisiko bleibt unbequem groß, da die öffentlich zugängliche Temperaturdatenbank sehr wenig Licht auf die Tiefen und Temperaturen wirft, die für die beste Fernwärmeeffizienz, erforderlich sind, oder die zur Stromerzeugung ausreichen, oder die für viele industrielle Anwendungen gebraucht werden.

In einem repräsentativen Gebiet historischer Öl- und Gasbohrungen in Niedersachen greift das geothermische Informationssystem GeotIS auf 3461 Temperaturmessungen aus 1509 einzelnen Bohrungen zurück. Etwa 80% den Messungen sind flacher als 2000m und/oder kühler als 100°C. Die sehr spärlichen Messungen die tief und heiß sind deuten auf eine starke geografische und stratigraphische Variabilität des geothermischen Gradienten hin, die wahrscheinlich Variationen in der Krustendicke, der Wärmeproduktion des Grundgebirges, der Wärmeleitfähigkeit, und der Flüssigkeitszirkulation widerspiegelt.

Deswegen kann ein rein statistischer Ansatz zur Temperaturextrapolation oder -interpolation, wie in GeotIS, keine angemessene Auflösung der erwarteten Temperaturen in der Tiefe für eine effektive Verringerung des Explorationsrisikos liefern. Ein besserer Ansatz ist die physik-basierte 3D-Geothermiemodellierung, die eine hochauflösende geologische Interpretation (wie TUNB3D-NI, zB) und vernünftige Annahmen zur basal Wärmefluss, Wärmeerzeugung, und Wärmeleitfähigkeit für diese Geologie einbezieht. Der Untergrundabfluss kommt auch noch dazu. Dieses Verfahren hat die beste Chancen, Temperaturen in unbeobachteten Tiefen mit einer Auflösung vorherzusagen, die eine vernüftige wirtschaftliche Entscheidungsfindung unterstützen kann. Sonst tappen wir im Dunkeln.

Due to the growing demand for renewable energy, there is a pressing need for the exploitation and use of geothermal energy in Germany. A notable initiative in this regard is the WärmeGut project, which is funded by the Federal Ministry of energy and climate protection (BMWK). One of the research goals places significant emphasis on evaluating the potential of shallow to medium-depth geothermal resources of the Tertiary sandstones in the North German Basin (NGB).

In this study, we conducted an analysis of well logs from 15 sites, which included gamma ray, density, sonic, resistivity and photoelectric factor data. We investigate the temporal and spatial distribution of sandstone facies within the sequence stratigraphic framework of the Tertiary sequence in the NGB Basin. Primarily, the focus of the study revolves around the examination of four-sandstone units located in the uppermost portion of the Lower Eocene, the Middle Eocene (Brüsselsand), the lower Oligocene (Neuegammer Sand), and the Upper Miocene.

We have conducted a petrophysical analysis to evaluate the quality of sandstones as a geothermal reservoir. Preliminary findings reveal that the porosity exceeds 20%, with variations influenced by the thickness, shale content, and depth of the respective sandstone units. However, both the thickness and petrophysical characteristics of the sandstone units demonstrate variations across different spatial scales within the North German Basin. The data will be used to construct a 3D geologic model and perform thermal-hydraulic modeling to assess reservoir performance.

Dem Nutzen bereits vorhandener Untergrunddaten bei der Aufsuchung und Erkundung geothermischer Energie wird durch die Entwicklung einer Steckbrieffunktion für das geothermische Informationssystem (GeotIS) besondere Bedeutung beigemessen. Durch das Forschungsprojekt ArtemIS (gefördert durch das 7. EFP des BWMK) soll die Steckbrieffunktion dem Benutzer an einem vom ihm ausgewählten Ort auf der Karte die aktuell in der Datenbank erfassten Untergrunddaten, welche für die Planung von Geothermieprojekten relevant sind, übersichtlich dargestellt und einfach verständlich zusammenfassen. Die Entwicklung der Steckbrieffunktion ist angelehnt an das PlayType-Konzept als Teil des Play-basierten Explorationsworkflows, ein Standardworkflow in der Erdölindustrie, der für den Einsatz in der Geothermieexploration übernommen und angepasst wurde. Der gesamte Workflow umfasst drei Ebenen: i) die Geosystem-Fokus, ii) die Play-Fokus und iii) die Prospect-Fokus Ebene. Die Zuordnung der bereits vorhandenen und verfügbaren Daten zu den Ebenen gibt Aufschluss über den Status eines (imaginären) Projekts. Jede Ebene spiegelt den Grad des geologischen Kenntnisstands und der damit verbundenen Risikoeinschätzung über den Untergrund wider. Dieser Bewertungsgrad nimmt von Geosystem-Fokus über Play-Fokus zu Prospect-Fokus zu. Neue Ergebnisse fließen in die vorherige Workflow-Ebene zurück, und so können zukünftige Projekte von den Erkenntnissen profitieren. Im Idealfall ermöglicht dieser systematische, ganzheitliche Explorationsansatz eine volumetrische Bewertung und eine konsistente Risikobewertung innerhalb des vorhandenen Projektportfolios.

Ein wichtiger Baustein zur Nutzung erneuerbarer Energien, insbesondere auf kommunaler Ebene, ist die mitteltiefe und tiefe Geothermie. Doch die Nutzung von Erdwärme setzt umfassende Informationen zur geologischen Beschaffenheit des Untergrundes voraus. Die Landesregierung von Nordrhein-Westfalen hat sich die stärkere Nutzung der mitteltiefen und tiefen Geothermie zur Aufgabe gemacht und den Geologischen Dienst NRW beauftragt, die Potenziale des Landes zu erfassen und die Daten für potenzielle Nutzer zur Verfügung zu stellen.

Bereits seit 20 Jahren wird das Portal „Geothermie in NRW“ erfolgreich zur Planung von Erdwärmeanlagen genutzt. Unter der Rubrik „oberflächennahe Geothermie“ ist eine Standortabfrage für Erdwärmesonden bis 100 Meter Tiefe möglich. Bei höherem Wärmebedarf stellt das Portal nun Daten für die Planung und die Bemessung von Erdwärmesonden bis 1 000 m bereit. Das von der RWTH Aachen entwickelte und im Portal integrierte Planungstool WebEWS gibt die Möglichkeit, Entzugsleistungen und Temperaturentwicklungen zu berechnen. Zudem lassen sich für eine saisonale Aquiferwärmespeicherung (ATES) potenziell geeignete Standorte erkennen.

Für Geothermievorhaben, die deutlich höhere Wärmebedarfe haben, gibt das Portal Auskunft über die Verbreitung, Tiefenlagen, Mächtigkeiten und Temperaturen von potenziellen Zielhorizonten bis ca. 5 000 m für eine hydrothermale Nutzung. Ergänzend bietet das Portal Informationen zu Bohrungen und seismischen Messungen, zu Wasserschutzgebieten, zu Erdbebenzonen und zu bestehenden Bergbauberechtigungen. Das Portal dient als eine wichtige Entscheidungsgrundlage für Projektplaner und nimmt bereits in der frühen Planungsphase ein Teil des Risikos aus den Vorhaben. Derzeit stehen Daten zur mitteltiefen und tiefen Geothermie für die zwei Bearbeitungsräume „Rheinland“ und „Nordrand Rheinisches Schiefergebirge“ bereit. Weitere Regionen sind in Bearbeitung.

Eignet sich ein Flusssystem des Aquitan (Untere Süßwassermolasse) im süddeutschen Molassebecken als geothermisches Reservoir? Neben der Temperatur sind vor allem die interne Struktur und die petrophysikalischen Parameter relevant. Für ein fluviatiles Reservoir sind folgende Eigenschaften von Bedeutung: der Typ des Flusssystems: verzweigt oder mäandrierend, die räumliche Dichte der Flussläufe, wie hoch ist die Periodizität, welche Dimensionen lassen sich beschreiben, gibt es einzelne Flussläufe oder Komplexe, wie ist die interne Struktur eines Flusslaufes. Anhand eines seismischen 3D – Datensatzes ein Flusssystem der unteren Süßwassermolasse analysiert. Hierbei kommen verschiedene Interpretationstechniken zur Anwendung. Die Flussläufe sind an die jeweilige Geomorphologie und damit an bestimmte Schichten gebunden. Durch die Extraktion vieler Schichten, die die Paläotopographie berücksichtigen wird die 3D-Seismik vertikal gegliedert. Auf diesen Flächen werden fluviatile Strukturen in Form verschiedener seismischer Attribute sichtbar. Einzelne Strukturen werden durch Kohärenzverfahren Im Raum markiert. Hierdurch wird die Verteilung und die geometrische Form als einzelne Körper festgelegt. Der gesamte Bereich wird in verschieden seismische Muster gegliedert. Dies Muster werden durch ein maschinelles Lernen gegeneinander abgegrenzt. Dies ermöglicht die räumliche Trennung von Bereichen des Flusssystems und der Überflutungsflächen. Bohrungsinformation aus dem Gebiet geben Aufschluss über die generellen lithologischen Bedingungen. Die Untersuchungen zeigen ein verzweigtes Flusssystem, das sich über die die gesamte seismische Untersuchungsfläche ausbreitet. Die Ausrichtung ist im wesentlichen Ost – West. Der Tiefenbereich des Systems erstreckt sich über mehrere hundert Meter. Es lassen sich größere Kanäle über hundert Meter Breite erkennen und deutliche schmalere Kanäle über mehrere Kilometern Länge sowie weitere fluviatile Ablagerungsformen.

Das Bayerische Molassebecken ist sowohl bezüglich des hohen geothermischen Potentials als auch der Nutzung von untertägigen Speichern in Porenräumen für die Energie- und Wärmewende von großer Bedeutung. Für die erfolgreiche und sichere Hebung dieses Potentials ist ein Verständnis der regionalen Variationen des Spannungsfelds und der petrophysikalischen Eigenschaften notwendig. Durch die intensive Bohrungshistorie der Kohlenwasserstoff-Industrie in Südbayern stehen an über 580 Standorten Datensätze verschiedenen Umfangs und Qualität zur Verfügung. In dieser Studie konzentrieren wir uns auf lithologisch differenzierte Beziehungen zwischen Rohdichte und seismischen Geschwindigkeiten, die u.a. für die Modellierung der akustischen Impedanz große Bedeutung haben, und der Herleitung von Vertikalspannungsprofilen, die für geomechanische Studien einen essentiellen Basisparameter darstellen. Hierzu wurden an einer Auswahl von über 90 beckenweit verteilten Bohrungen durchgängige Dichte-Logs erzeugt, die sich sowohl aus qualitätskontrollierten Dichte-Logs als auch aus konvertierten Geschwindigkeitsdaten des Sonic-Logs zusammensetzen. Die Parameter der dafür verwendeten Gardner Transformation (Gardner, 1974) wurden in einem separaten Kalibrierungsdatensatz lithologisch differenziert, um eine valide Konvertierung zu gewährleisten. Durch die somit vervollständigten Dichte-Profile bis zum geothermischen Reservoir des Oberjura können die Vertikalspannungen an den entsprechenden Bohrungsstandorten dargestellt werden. Dies geschieht unter Berücksichtigung der Porendruckverhältnisse in den verschiedenen Einheiten des Känozoikums und der Oberkreide (nach Drews et al., 2018) und als Funktion der exponentiellen Porositätsabnahme nach Athy (1930). Dabei zeigt sich, dass die Dichte-Geschwindigkeitsbeziehungen stark von der jeweiligen Lithologie abhängen und die abgeleiteten Vertikalspannungsgradienten im Bayerischen Molassebecken sowohl vertikal als auch lateral signifikant variieren können.

Im Süden von Bayern, unterhalb des nordalpinen Vorlandbeckens in Tiefen von bis zu 4.000 m wurden bereits hydrothermale Reservoire für die Tiefengeothermie erschlossen und erfolgreich zur Wärme- und auch Stromerzeugung betrieben. Auch im Norden von Bayern ergibt sich durch eine nachgewiesene Anomalie von erhöhten Untergrundtemperaturen in den kristallinen Gesteinen unterhalb des Fränkischen Beckens ein potenzieller Standort für petrothermale Tiefengeothermie.

Allerdings stellen die variablen geomechanischen Eigenschaften der Reservoirgesteine an beiden Standorten ein wirtschaftliches Risiko dar, da diese die Bohrlochstabilität maßgeblich beeinflussen können. Besonders im Falle des Standorts in Nordbayern besteht zuweilen eine immense Datenlücke bezüglich der in Tiefen von 1.500 bis 3.000 m vorherrschenden Eigenschaften. Zu diesen geomechanischen Kennwerten zählen unter anderem die Risszähigkeiten der Reservoirgesteine, da diese die komplexen Prozesse der Rissausbreitung im Reservoir steuern und somit auch eine realistische Simulation in numerischen Modellen ermöglichen.

Da Gesteinsproben aus dem Reservoir in der Regel nur in limitierter Anzahl und Größe verfügbar sind, werden Analoggesteine mit ähnlichem Alter und den Reservoirproben entsprechender Genese und Lithologie zur experimentellen Erhebung der Risszähigkeiten verwendet. Dabei werden Semi-Circular Bend-Tests (SCB-Tests) und Double-edge notched Brazilian Disk Tests (DNBD-Test) durchgeführt und die Rissausbildung mit einer Hochgeschwindigkeitskamera aufgenommen, welche eine quantitative sowie qualitative Charakterisierung der Rissausbildungen zulässt.

Durch eine umfassende Kenntnis der geomechanischen Eigenschaften, der verschiedenen Faktoren zur Rissausbreitung und somit der Minderung der Risiken von Instabilitäten, soll die Umsetzung von Geothermieprojekten in Bayern effizienter und kostengünstiger werden.

Diese Untersuchungen wurden im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern (GAB) durchgeführt, welche vom Bayerischen Staatsministerium für Wissenschaft und Kunst (StMWK) gefördert wird.

Für den weiteren Ausbau der tiefen Geothermie in Deutschland und die dafür notwendige soziale Akzeptanz der Projekte, ist die Vorhersage und Schadensbegrenzung induzierter seismischer Ereignisse von großer Bedeutung. Die Beschaffenheit von Klüften und Störungen spielt hierbei eine besondere Rolle.

In geothermischen Reservoiren aus Carbonatgesteinen, wie im Oberjura in der Region des Nordalpinen Vorlandbeckens, ist die Trennflächenbeschaffenheit stark durch die Wechselwirkungen der zirkulierenden geothermisch genutzten Tiefenwässer beeinflusst. Durch den Temperaturentzug sind die injizierten Wässer in Bezug auf das Reservoirgestein untersättigt: Im Umfeld der Injektionsbohrungen wird die Gesteinsmatrix entlang der Trennflächen aufgelöst. Die Auflösung wurde rechnerisch und experimentell quantifiziert (Baumann et al. 2017). Derzeit ist noch nicht experimentell belegt, wie sich die Auflösung auf die Trennflächenbeschaffenheit und damit die Integrität des spannungsbelasteten Reservoirs auswirkt. Zur Darstellung der Oberflächenveränderungen werden Autoklavenversuche an Gesteinsproben des Oberjura durchgeführt. Temperatur und CO₂-Partialdruck entsprechen den naturräumlichen Bedingungen. Veränderungen der Morphologie und des Mineralbestand der Oberflächen werden mit 3D-mikroskopischen Aufnahmen und Raman-Mikroskopie ermittelt. Mit einem 3D-Mikro-Scanner werden die Beträge der Auflösung quantifiziert. Die Massenbilanz wird mit hydrochemischen Analysen des eingesetzten Versuchsfluids geschlossen.

Die Kombination aus hydrogeochemischen Messdaten und lokalen morphologischen Änderungen liefert die Basis für Modelle zur Bewertung der geomechanischen Integrität des Geothermiereservoirs.

Diese Arbeit ist als Teil der Geothermie-Allianz Bayern durch das Bayerische Staatsministerium für Wissenschaft und Kunst (StMWK) gefördert.

Baumann, T., Bartels, J., Lafogler, M., Wenderoth, F. (2017): Assessment of heat mining and hydrogeochemical reactions with data from a former geothermal injection well in the Malm Aquifer, Bavarian Molasse Basin, Germany. In: Geothermics 66, 50–60.

Das noch vorhandene Tiefengeothermiepotential im Bereich der Stadt München und der angrenzenden Kommunen beträgt nach aktueller Abschätzung ca. 1,4 GWth. Bisher sind in diesem Raum bereits ca. 400 MWth erschlossen. Nun ist seit Mitte 2022 das BEW in Kraft getreten und die Vorrausetzung zur Förderung ist die Transformation der Fernwärmenetze bis 2045 hin zur CO2-Neutralität. Das noch zur Verfügung stehende Potential bietet damit der Region München die riesige Chance, die gesteckten Ziele auch wirklich bis 2045 zu erreichen. Hierfür ist aber ein großer Kraftakt aller Beteiligten und Betroffenen erforderlich. Die Stadtwerke München haben sich in den letzten Jahren für diese herausfordernde Aufgabe gerüstet. So wurde in Bezug auf die Reservoirerschließung ein Portfolio aus zahlreichen Projekten konzeptionell, aber auf hohem qualitativem Niveau ausgearbeitet, so dass jedes einzelne Konzept auch zeitnah in den Status „drill ready“ gebracht werden kann. Für die zunehmend intensive geothermische Nutzung wurde damit bei SWM ein Prozess etabliert, der eine rasche Reaktion auf ein Projektportfolio aus Tiefbohrungen im Großraum München ermöglicht, das sich sowohl extern als auch SWM- intern durch jede konkretere Planung oder Erschließung stetig verändert. Auch für die Umsetzung des Projektportfolios wurde ein Konzept erarbeitet, das die hierfür nötigen Vorrausetzungen aufzeigt und Lösungsmöglichkeiten skizziert.

Die Ziele einer CO2-Neutralen Wärmeversorgung können jedoch nur gemeinsam erreicht werden. Das geothermische Reservoir richtet sich weder nach Gemeinde- noch nach Konzessionsgrenzen. Auch auf diese, vielleicht größte Herausforderung soll der Vortrag mögliche Antworten aufzeigen.

Mitteltiefe geothermische Ressourcen sind in Deutschland bisher wenig erforscht, besitzen jedoch durchaus ein hohes Potenzial zur Wärmeerzeugung, auch in Gebieten, die bisher als ungünstig für die Nutzung der Tiefengeothermie galten, und könnten somit einen wesentlichen Beitrag zur Deckung des Wärmebedarfes in Deutschland leisten. Um die Wärmewende in Deutschland voran zu bringen und die Thematik auch Kommunen und Laien näher zu bringen, soll im Rahmen des ArtemIS Projektes das öffentlich zugängliche Geothermische Informationssystem "GeotIS" um die mitteltiefe Geothermie ergänzt sowie die verschiedenen geologischen Regionen Deutschlands, eingeteilt in sogenannte „play types“ (Fündigkeitstypen), hinsichtlich ihres mitteltiefen geothermischen Potenzials untersucht werden. Zu diesem Zweck werden regionalisierte Wärmewende-Steckbriefe entwickelt, die alle relevanten Untergrundinformationen enthalten, die für geothermische Vorerkundungen benötigt werden, wie z. B. geologische Beschreibungen potentieller geothermischer Reservoire, Reservoirmächtigkeiten, hydraulische und thermische Gesteinseigenschaften sowie Hinweise zur Fluidchemie. Darüber hinaus werden statische geologische 3D-Modelle erstellt, die als Grundlage für numerische 2D- und 3D-Simulationen des regionalen Wärmepotenzials sowie verschiedenen geothermische Nutzungsszenarien dienen. Machine Learning Algorithmen werden eingesetzt, um die Extraktion und Analyse von Bohrdaten zu beschleunigen und die Bewertung des geothermischen Potenzials sowie wirtschaftliche Prognosen zu verbessern, insbesondere in Gebieten mit geringer Datendichte. Die Ergebnisse werden anschließend auf der Internetplattform GeotIS in benutzerfreundlicher Form zur Information und Weiterverwendung zur Verfügung gestellt. Hier stellen wir die ersten Ergebnisse des ArtemIS-Projekts für das Teilgebiet „Oberrheingraben“ vor.

Das VESTA Forschungsprojekt (Very-High-Temperature Heat Aquifer Storage) untersucht an verschiedenen Demonstrationsprojekten den Einsatz von HTS-Systemen mit Ein- und Ausspeichertemperaturen von >100°C um die Energiewende mit kommerziell nutzbaren Wärmespeichern zu unterstützen. Hierfür hat sich das VESTA-Konsortium aus acht internationalen Partnern gebildet um die Hochtemperaturspeicher und die damit verbundenen technischen, regulatorischen, rechtlichen, ökologischen und wirtschaftlichen Herausforderungen gemeinsam zu lösen.

Zu dem übergeordneten Gesamtforschungsvorhaben gehören vier Teilvorhaben, in denen unterschiedliche Aspekte untersucht werden. Im Teilprojekt VESTA CONTRAST soll mittels einer 2-D Linienseismik ein besseres Verständnis für die geologische Situation, das tektonische Spannungsfeld, das hydraulischen Regimes und des hierfür benötigten Bohrlochdesigns am Standort erlangt werden. Der Standort befindet sich unterhalb der Fraunhofer Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie (IEG) in Bochum, wo sich die gefalteten und geklüfteten Sandsteine des Karbons befinden und im Zuge der Untersuchung auf die Speicherfähigkeit und das Führen von Thermalwässern untersucht werden sollen. Anhand der gewonnenen Daten soll die Machbarkeit eines solchen HTS erörtert werden.

Die geplante Messkampagne soll den Untergrund möglichst bis in Erkundungstiefen von 2000 m erschließen, um die gefalteten Sandsteinhorizonte des Namur B und deren Kluft-Systeme optimal zu erfassen. Anhand der gesammelten Daten soll im Anschluss ein groß angelegtes Aquiferspeicherexperiment mit einer detaillierten Reservoirmodellierung durchgeführt werden, wobei die gesammelten Daten aus der Seismik die Grundlage für die Modellierung bilden sollen.

Karbonatgesteine in NRW, im Speziellen der Devonische “Massenkalk”, sind durch ihre Verkarstung bekannt und spielen eine bedeutende Rolle als regionale Grundwasserleiter.

Es besteht Forschungsbedarf, ob die Eigenschaften als Aquifer auch in großen Tiefen erhalten bleiben, sodass geothermische Anwendungen zur Deckung des Wärmebedarfs in NRW möglich sind (Bracke & Huenges 2022).

Die Bohrarbeiten einer neuen Erkundungsbohrung begannen im März 2022. Aufgrund von bohrtechnischen Schwierigkeiten im Steinbruch, bei der Erbohrung großer Karst-Hohlräume, wurden die Bohrarbeiten bei einer Teufe von 224 m abgeschlossen. Dies wies bereits vor Durchführung jeglicher Experimente auf eine stark durchlässige Formation hin, hauptsächlich aufgrund von Merkmalen wie Hohlräumen oder offenen Brüchen. Schon während der Bohrarbeiten wurden hydraulisch aktive Intervalle dokumentiert (Krämer 2023).

Die Lokalisierung produktiver, geothermischer Reservoire ist eine große Herausforderung in den Geowissenschaften. Die Kombination von geophysikalischen Methoden mit Pumptests ist gängige Praxis, um hydraulisch wirksame Zonen zu identifizieren. Bohrlochmessungen können oberflächennahe Forschung ergänzen und komplettieren.

Die in dieser Arbeit präsentierten Ergebnisse zeigen, dass der Massenkalk bei Vorhandensein von Verkarstung ein ergiebiges Reservoir mit ausgeprägter Sekundär-Porosität darstellt.

Um eine Regionalisierung der gewonnenen Erkenntnisse zu ermöglichen und die Strategie gemäß Bracke & Huenges (2022) weiterzuverfolgen, sollte die Studie um zusätzliche Bohrungen ergänzt werden. Sowohl Tief- als auch Flachbohrungen werden dazu beitragen, die Karbonate in NRW, insbesondere den Massenkalk, als Reservoir zu charakterisieren.

1 Bracke, R. & Huenges, E. (2022): Roadmap Tiefengeothermie für Deutschland (Fraunhofer-Gesellschaft). 2 Krämer, J. (2023): Exploration drilling in the Devonian Massenkalk: Combining hydraulic groundwater tests with a fracture analysis. Masterthesis, Aachen (RWTH Aachen University).

In der Stadt Straelen existiert ein hoher Bedarf an Heizwärme, durch eine Fokussierung von Unterglasgartenbaubetrieben. Derzeit wird der Wärmebedarf überwiegend durch zunehmend teure, CO₂ intensive Energieträger gedeckt, was eine Umstellung auf erneuerbare Energien motiviert. Es wurde daher eine Potentialuntersuchung für die Anwendung mitteltiefer bis tiefer Geothermie durchgeführt.

Straelen liegt in Nordrhein-Westfalen an der Niederländischen Grenze und geologisch in der Niederrheinischen Bucht. Der Viersener Sprung mit bis zu 500 m Versatz verläuft in Nord-Süd Richtung durch das Gemeindegebiet und trennt den Krefelder Block vom Venloer Block. Regional werden der karbonische Kohlenkalk und der devonische Massenkalk als potentielle geothermische Reservoire im Untergrund vermutet. Diese können durch Verkarstung und Klüftung sekundäre Permeabilitäten von > 1 Darcy erreichen. Darüber hinaus ist der oberdevonische Condroz-Sandstein aufgrund seiner möglichen primären Permeabilität von Interesse.

In dieser Studie wurde ein Strukturmodell basierend auf seismischen Bestandsdaten der Niederlande erstellt und mithilfe von Bohrungen tiefenmigriert. So konnten Tiefen und Mächtigkeiten der drei Reservoire in den entsprechenden tektonischen Stufen abgeleitet werden. Aus den Bohrungen, Offset- und Literaturdaten sowie Versenkungskurven wurden anschließend petrophysikalische Parameter wie die Porosität, Salinität oder das Net/Gross Verhältnis in Bandbreiten abgeschätzt.

Basierend auf diesen Informationen wurde eine statistische Abschätzung der möglichen thermischen Leistungen aus einem Dublettenbetrieb errechnet. Neben der Berücksichtigung der Variabilität der Parameter (geologische Unsicherheit) wurde auch das Risiko betrachtet, kein nutzbares Reservoir vorzufinden (Fündigkeitsrisiko). Abschließend wurden jeweils die sog. „Levelized Cost of Heat“ berechnet und mit den thermischen Leistungen und Fündigkeitsrisiko bewertet, um ein geothermisches Portfolio als Grundlage für zukünftige Entscheidungen bereit zu stellen.

Most of the planned “Middle Deep Geothermal Wells” will be drilled in densely populated urban areas to deliver warm or even hot water.

To do that economically all the surface equipment needs to be mobile (trailerized), self erecting (moving to site, installation and deinstallation in six hours) on a very small drill pad, electrically driven and operated by a small dill crew (2,5 people per shift).

To drill all sections of a geothermal well efficiently the top drive has to allow for air-lift drilling as for handling any kind of BHA for direct circulation drilling (down-hole-motors, air-and mud-hammers as well as large diameter wire-line coring systems).

Furthermore the top drive has to have a high torque and a hydraulic clamp system to drill with casing, minimizing the risks of mud losses and hole collapses while drilling in loose and soft formation. A pipe and casing handler attached to the rig operates with highest possible automation and the drilling is automated to great extent as well.

Because of the automation up to 450 m/hour API Range 3 drill pipes can be pulled out or installed in hole and 450 m of API Range 3 casings with max. 16 inch diameter can be installed as well.

Closed-loop geothermal technology offers a flexible approach to develop geothermal resources in various locations whether for direct use or power generation needs. GreenFire Energy Inc. (GFE) has been developing its versatile GreenLoop closed-loop geothermal technology, a downbore tube-in-tube (co-axial) heat exchanger circulates large volumes of a variety of working fluids. The working fluid returns to the surface at elevated temperatures through an insulated tube and can be flashed to produce power either at an existing steam condensing power plant, or an integrated Organic Rankine Cycle power-generating system. Besides, the hot working fluid can also directly be used for district heating/cooling applications. This paper will expand upon the successes of GFE’s technology over the past few years which include 1) case studies using existing geothermal wells in California, USA, 2) the development of a closed-loop laboratory at the Baker Hughes Innovation Center, Oklahoma USA, and 3) the scale and model resource development to understand Levelized Cost of Energy to deploy this technology using existing oil and gas wells, existing geothermal wells, or drilling fit for purpose wells for geothermal applications. Additional highlights will feature the future of closed-loop with other decarbonization efforts which include pre-heating for green hydrogen generation or for the desorption process in direct air capture to help further decarbonization efforts.

Accurate characterization of the hydraulic properties of geothermal reservoirs is important in understanding and improving their performance. Numerical models ae crucial in simulating geothermal systems, and their reliability depends on calibration using real-world data. Pumping tests provide valuable information for calibrating numerical models and improving their predictive capabilities.

This study focuses on inversely estimating the hydraulic properties of a reservoir by calibrating simulated pumping tests with real-world ones conducted in deep geothermal wells. The construction of the numerical model started with creating an unstructured tetrahedral mesh which is then processed using a multiphysics framework to simulate pumping tests. To calibrate the model, pumping rates and the duration of the drawdown and the build-up of the simulated tests have to match those of the actual tests to estimate the hydraulic properties of the reservoir in the complex geological setting. A framework for parametric and stochastic analysis was then used to conduct a large number of Monte Carlo simulations to allow enough parameter combinations for calibration. After running the simulations on a well, the pressure measurements recorded at the surrounding wells are calibrated with real-world interference tests. Pressure history, Bourdet derivative, and interference curves were plotted for all the runs and the fitting simulation was ultimately derived based on the visualization of these curves.

This research demonstrates the effectiveness of pumping tests in calibrating and validating numerical models and estimating hydraulic properties. The validated model, which forms the basis for conducting predictive simulations, can be further used in sensitivity and parametric studies.

Lithium ist ein wichtiger Rohstoff für die EU, der für die Energiewende und insbesondere für die Batterieproduktion von strategischer Bedeutung ist. Es sind Lösungen erforderlich, um die Abhängigkeit der EU von der gesamten Wertschöpfungskette und die geopolitischen Risiken im Zusammenhang mit der wachsenden Li-Nachfrage auf einem konzentrierten Markt zu verringern. Die tiefen geothermischen Reservoire im Oberrheingraben (URG) entlang der deutsch-französischen Grenze weisen nicht nur gute Bedingungen für die direkte energetische Nutzung auf, sondern auch hohe Li-Gehalte (160-200 mg/L). Dabei weist das tiefe geothermische Reservoir generell sehr ähnliche geothermische und hydrochemische Eigenschaften auf. Ein von ERAMET und IFPEN für argentinische Solen entwickeltes innovatives Lithium-Extraktionsverfahren wurde daher direkt auf einer Extraktionseinheit am Reinjektionszweig einer bestehenden Geothermieanlage im ORG installiert. Im Rahmen von Pilotversuchen wurde Anfang 2021 in Zusammenarbeit mit Electricité de Strasbourg im Rahmen des EUGELI-Projekts die Möglichkeit der Lithiumextraktion aus geothermischer Sole demonstriert.

Inwieweit die Lithiumextraktion die Nutzung geothermischer Ressourcen maximieren kann, indem die Lithiumextraktion mit der Strom- und/oder Wärmeproduktion über eine einzige Bohrung kombiniert wird, wird in dieser Posterpräsentation im Rahmen einer wirtschaftlichen Sensitivitätsanalyse gezeigt, indem die verschiedenen Schlüsselparameter bewertet und anschließend einer spezifischen Variation unterzogen werden. Letztlich wird diese kombinierte Nutzung geothermischer Ressourcen in einer bestehenden Anlage zeigen, inwieweit Umwelt- und Sozialauswirkungen im Vergleich zum konventionellen Bergbau bzw. zur konventionellen Sole-Lithiumgewinnung vermieden werden können.

Der weltweite Bedarf an Lithium steigt beinahe täglich, nicht zuletzt durch die wachsende Nachfrage von Lithium-Ionen-Batterien. Die größten Förderstätten liegen aber meist außerhalb von Europa und konzentrieren sich auf wenige Staaten, was zu einer starken Abhängigkeit von diesen führt. Um dem entgegenzuwirken, hat die EU Regularien zur Nachhaltigkeit von Batterien festgelegt und fördert die Gewinnung von Lithium aus verschiedenen Rohstoffquellen innerhalb von Europa. Dabei wird das Wasser aus Geothermie Anlagen des Rheingrabens als eine mögliche Lithium-Quelle betrachtet. Es enthält eine hohe Salzfracht, welche jedoch nur einen kleinen Anteil an Lithium beinhaltet. Diese geringe Menge aus dem Geothermie-Wasser zu fördern, ist mit einigen Herausforderungen verbunden, beispielsweise der selektiven Trennung von Lithium und Natrium, da der Natrium-Anteil um das knapp 300-Fache höher liegt. Adsorptionsverfahren werden schon seit längerem getestet, jedoch ist die Verunreinigung mit Natrium immer noch recht hoch, sodass zwingend alternative Trennungsverfahren gefunden werden müssen.

Im Rahmen des EU-Projekts „LiCORNE“ wird die Freifluss-Elektrophorese (FFE) als eine neue Methode zur selektiven Trennung von Lithium und Natrium untersucht. Die Trennung erfolgt über die Wandergeschwindigkeit der verschiedenen Ionen in wässrigen laminaren Strömungen. Dabei handelt es sich um ein membranfreies Trennverfahren, das Lithium und Natrium bei diskontinuierlichem und kontinuierlichem Betrieb vollständig separiert. Um eine nachhaltige und kosteneffiziente Trennung zu gewährleisten, wurden verschiedene Prozessparameter wie z.B. Art der Eluenten in unterschiedlichen Konzentrationen und pH-Werte getestet und optimiert.

Die FFE bietet ein membranfreies Trennverfahren und ermöglicht durch die vollständige Separation neue Methoden der Gewinnung von Lithium. Zukünftig sollen die Skalierbarkeit und Umsatzsteigerung im Fokus der Forschung stehen.

Bei der Energiegewinnung oder der Verarbeitung von Rohstoffen, beispielweise in der Geoenergie, Erz- und Erdöl-/Erdgasindustrie, kann es zu einer Anreicherung natürlicher Radionuklide in industriellen Rückständen kommen. Seit 2017 sind Rückstände aus der Tiefengeothermie als Rückstände mit erhöhtem Gehalt natürlicher Radionuklide, im Strahlenschutzgesetz aufgeführt. Die Leitstelle für Fragen der Radioaktivitätsüberwachung bei erhöhter natürlicher Radioaktivität (ENORM) am Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) befasst sich mit der Untersuchung radioaktiver Rückstände. Zu den Aufgaben der Leitstelle gehören Beratung von Behörden und Messstellen, Verfassung von Reglungen zur Überwachung von Umweltradioaktivität, und Erstellen von Messanleitungen. In den Laboren des BfS werden mit Gamma- und Alphaspektrometrie die spezifischen Aktivitäten natürlicher Radionuklide in festen und flüssigen Materialien hochauflösend ermittelt. Seit über 10 Jahren werden in Kooperation mit dem Deutschen Geoforschungszentrum (GFZ) Reservoirgesteine, Fluide und Scales aus Anlagen der Tiefen-Geothermie untersucht und Rückschlüsse über (geo)chemische Prozesse im Reservoir und in der Anlage gezogen. Eine gammaspektrometrische Herausforderung ergibt sich aus Proben einer Geothermieanlage im Oberrheingraben, wo eine Zunahme der spezifischen Aktivitäten im Scale nach dem Wärmetauscher gemessen wurde. Die Radionuklide innerhalb ihrer Zerfallsreihen liegen nicht im radioaktiven Gleichgewicht vor. Neben der starken Pb-210 Anreicherung (6600 – 680000 Bq/kg) wurde eine außergewöhnliche Anreicherung der Actinium Isotope (Ac-227 = 150 Bq/kg; Halbwertszeit = 21,8 Jahre) festgestellt. Die spezifischen Aktivitäten lassen sich durch ein Zusammenspiel der unterschiedlichen Mobilität zwischen Actinium, Radium und Thorium und der Halbwertszeiten der einzelnen Isotope erklären.

Möglichen Effizienzsteigerungen von geothermischer Energieproduktion durch Verringerung der Reinjektionstemperatur stehen meist hydrochemische Randbedingungen entgegen. Hoch mineralisierte Thermalwässer tendieren verstärkt zu unkontrollierten Mineralausfällung (Scalings) bei größerer Druckentlastung oder Abkühlung. Sie sind ein stark limitierender Faktor für den effizienten und kontinuierlichen Betrieb von Geothermieanlagen. Komplexe standortspezifische Thermalwasserchemie erschwert deren Vorhersage und Quantifizierung mittels deterministischer geochemischer Modelle. Im MALEG Projekt werden geochemische Modelle durch eine künstliche Intelligenz ergänzt, welche mit hydrogeochemischen Daten aus vor Ort Experimenten trainiert wird.

Hierfür wird ein Demonstrator gebaut, der als Hardware-Zwilling in der Lage ist, Prozesse in einer Geothermieanlage vollständig abzubilden. Der Demonstrator wird lokal, per Bypass, mit der Geothermieanlage verbunden und als Feldlabor für hydrogeochemische Ausfällungsexperimente genutzt. Ein engmaschiges Fluid- und Feststoffmonitoring begleitet die Experimente zur Evaluierung möglicher Ausfällung von Mineralen. Dabei sind Ausfällungsprozesse vom chemischen Milieu abhängig. Änderungen der Systemparameter wie der Temperatur, des pH-Wertes, des Druckes oder der Ionenkonzentration ermöglicht die Bildung potenzieller Minerale. Experimente an mindestens drei verschiedenen Geothermieanlagen in unterschiedlichen Reservoiren sind geplant. Dadurch wird ein umfangreicher, diverser hydrogeochemischer Datensatz aufgebaut, anhand dessen das KI-basierte Vorhersagetool „MALEG“ entwickelt wird. Die Vorhersagen von MALEG werden mit einem digitalen Zwilling, bestehend aus einer geochemischen Modellierungsumgebung, validiert. Die präzisere Vorhersage der Thermalwasserchemie und des Potenzials für mineralische Ausfällungen ermöglicht die Optimierung der Betriebsparameter der Geothermieanlagefür eine gesteigerte Effizienz, der Einführung einer Kaskadennutzung, Integration von Prozessen zur Mineralienextraktion oder Kostenreduzierung des hydrogeochemischen Routinemonitorings.

In the last three years, there have been some significant R&D breakthroughs in geothermal. This paper discusses three of those with some field case studies and their application to secondary use systems

Well Cleaning: This abstract will discuss the last development of innovative cleaning programs that improve the performance of production and reinjection wells. The paper will describe case studies where the ability to clean geothermal wells allowed not only to recover their capacity, but, also to stimulate them to above 100% of their historic capacity. Thanks to this innovative method, one end user saved over $100 million by improving the capacity of dead or declining wells without drilling new wells. This is the first time this has been achieved in the 65 years of Geothermal history and the paper documents successful cases of production and reinjection wells that have been cleaned with the new technique and the capacity increases. This paper will explain the technique and pre work / investigation needed to decide whether the technique is appropriate for the well in question.

This is an exciting development for companies with production (or reinjection) wells that are dead or declining due to formation scaling, and/or with clean wells who wish to increase their capacity.

Corrosion: the second breakthrough has been in corrosion control. Extreme cases in the geothermal world are where the well is too acidic to be able to put into operation because of the corrosion on pipelines. In Southeast Asia, some 20% of the total wells cannot be used because they are too acidic. This problem has now been overcome and the paper will cover a brief case history.

Scaling: the final discussion will be around the development of innovative scale control program for preventing of carbonate, silica and silt deposition that often cause issues in secondary systems. The paper will present new generation chemistries used for minimizing and control scaling in geothermal plant, including case histories on silica prevention.

The paper will explain the technique for selecting and customizing a tailor made scale inhibitor on the specific field conditions by laboratory intensive study, modelling tool and an innovative and patented online monitoring system.

Die Auswahl der optimalen geothermischen Wärmeübertragungstechnologie ist von entscheidender
Bedeutung für die effiziente Nutzung geothermischer Ressourcen. In dieser Studie wird der
Vergleich der Effizienz von geothermischen Sonden und Dubletten an einem spezifischen Standort
unter ähnlichen Bedingungen durchgeführt. Es wird untersucht, wie geometrische Parameter,
Wärmeübergangskoeffizienten und die Art der Rohre, die Leistung beider Systeme beeinflussen.
Mithilfe von mathematischen Modellen wird der Wärmetransport in den geothermischen Sonden
und Dubletten analysiert. Dabei werden die geometrischen Eigenschaften, der Bodenwiderstand
sowie relevante Randbedingungen berücksichtigt. Durch die Variation der Parameter werden die
Auswirkungen auf die Effizienz untersucht und optimale Betriebsbedingungen ermittelt.
Zusätzlich wird die Einflussnahme verschiedener Bohrlochwandbeschichtungen auf den
Wärmeübergang analysiert. Dabei werden unterschiedliche Beschichtungsmaterialien untersucht
und ihre Auswirkungen auf die Wärmeübertragungseffizienz der Sonden und Dubletten analysiert.
Die Ergebnisse dieser Studie liefern wertvolle Erkenntnisse und tragen zur Auswahl der optimalen
geothermischen Wärmeübertragungstechnologie bei. Die gewonnenen Erkenntnisse werden zur
Verbesserung der Effizienz geothermischer Systeme beitragen und einen Beitrag zur
wirtschaftlichen und nachhaltigen Nutzung geothermischer Ressourcen leisten.

When aiming toward CO₂-neutral heat production, the application of renewable heat production facilities such as geothermal energy/heat plants or other facilities becomes a necessity. However, as heat demand is subjected to regional, short-term, and seasonal fluctuations, while heat production is most efficient when operating continuously or when originating from the cooling of large solar parks, produced anti-cyclic to the demand, methods for efficient, locally available and quickly accessible heat storage need to be developed. Aquifer thermal energy storage systems (ATES) can provide an easy and efficient method to overcome the discrepancy between decarbonized district heating provision and demand if sized and realized correctly. To do that, extensive and detailed explorational work, from gathering geological data from the subsurface target lithologies across short- and long-term heat input and extraction simulations towards dimensioning according to the particular demand needs to be conducted and requires profound expertise. However, subsurface data often is scarce and detailed surveys are cost and time expensive as well as difficult to execute, particularly in urban areas where the demand is high but space for ATES facilities is rare. In this study, we aim to work out the typical procedure from the exploration to the production of ATES systems to give legal and practical guidance for future projects of small to large energy suppliers. We then apply this workflow to three geologically and geographically different model sites.

Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) systems are used to temporarily store heat or cold in open aquifers in order to regulate building temperatures. Although the basic concept of storing heat in summer for winter (and vice versa) is simple, the efficient operation of ATES is not trivial. For instance, ATES are necessarily combined with conventional heating systems or heat pumps to handle peak loads, which complicates their efficient operation. Moreover, it is important to maintain a certain heat balance in the underground to ensure the long-term operation of ATES. Both challenges are addressed with modern control technologies. In particular, model predictive control (MPC) enables to optimize the current operation while taking constraints and long-term requirements into account.
The performance of MPC crucially depends on the quality of the model. In fact, the model should accurately capture the dominant system dynamics while being numerically cheap to evaluate. Existing approaches often address only one of these aspects. For instance, Rostampour et al. (2016) consider a simplistic battery-like model whereas Beernink et al. (2022) build on a complex MODFLOW model. In our contribution, we present a novel MPC scheme which reflects a sweet-spot between these extremes. More precisely, our model builds on linearizations of the heat transport equation for three operation modes injection, extraction, and storing. Incorporating these modes in the MPC leads to a mixed-integer (optimization) program, which can be solved efficiently compared to MODFLOW. We conclude our contribution with a numerical case study showing the effectiveness of our approach.

In Zeiten des Kohleausstiegs und der Dekarbonisierung von Energieinfrakstrukturen gewinnt die Wärmespeicherung eine immer größere Bedeutung. Bei Betreibern von Nah- und Fernwärmenetzen besteht großes Interesse, die saisonal schwankende Nachfrage und den daraus resultierenden Wärmeüberschuss in warmen Jahreszeiten auszugleichen und überschüssige Wärme speichern zu können. Die Speicherung von thermischer Energie in Untergrundwärmespeichern (engl. UTES) bietet dabei großes Potenzial den saisonalen Wärmeüberschuss nutzbar zu machen, nicht nur auf Grund von potenziell hohen Kapazitäten und Effizienzen, sondern auch durch geringeren Flächenbedarf im Vergleich zu oberirdischen Speichern. Um eine Machbarkeit für die jeweilige Netzsituation und Geologie abschätzen zu können, sind numerische Planungswerkzeuge wichtige Mittel. Spezialisierte Codes und Software ermöglichen eine detaillierte Modellierung der ober- und unterirdischen Systeme, um eine optimierte Integration und Betrieb planen zu können. Durch die Kopplung und Co-Simulation dieser Systeme können Dynamiken und gegenseitige Beeinflussungen von Wärmenetz und UTES detailliert dargestellt werden, um somit Grenzen und Potenziale zu quantifizieren. In dieser Studie werden verschiedene technische Lösungen und Konzepte zur Co-Simulation von solchen Softwaresystemen dargestellt und gezeigt, wie numerische Simulationstools von Grundwasser- und Wärmetransport im Untergrund mit Simulationssoftware zur Abbildung von Energieinfrastruktur, TRNSYS und Modelica, gekoppelt werden. Dafür wurden dynamische Systemmodelle von existierenden Energienetzen aus den Projekten DELTA (BMWK), PotAMMO (BMBF) und PUSH-IT (EU Horizon) erstellt, für die spezifische Kopplungstrategien notwendig waren. Neben der Implementation werden in unserer Studie auch Stabilität, Komplexität sowie Geschwindigkeiten der Schnittstellen miteinander verglichen und alternative, vereinfachte Lösungen vorgestellt, die größere Parameterstudien ermöglichen sollen.

Decarbonization of industry and building heating and cooling sector is a critical step towards achieving carbon neutrality, which requires novel and sustainable solutions for the over-seasonal storage of excess heat energy. With Germany alone having approximately 10,000 abandoned underground mines, repurposing such sites to implement a controlled thermal energy storage strategy (i.e., mining-based TES), has emerged as a potential solution. To effectively utilize these partially groundwater-filled artificial cavities, it is crucial to fully understand the heat transport and storage behavior in these systems. A robust and adaptive numerical model allowing for simulating multiple usage scenarios, accounting for variations in mine types, fractured rock types and technical usage settings, is needed. In this work, a 3D Thermo-Hydro-Component (THC) model was therefore developed in the open-source simulation software OpenGeoSys (OGS). The model was firstly verified against analytical solutions of the single fracture flow of heat and solute transport, respectively. Subsequently, stochastic discrete fracture network (DFN) geometries and meshes were generated by using the computational suite Frackit based on the site data of a pilot mining cavity in Freiberg, Germany. This test site is geologically characterized as the Freiberg Gneiss, a metamorphic fractured rock formation. The developed setup allows for investigating the thermal energy storage capacity and the energy recovery efficiency based on process simulations in OGS. The study evaluates the thermally affected zone in the fractured formation and quantifies the heat input / extraction during cyclic operation periods. The modeling outcomes provide a basis for conducting techno-economic analysis of mining-based TES systems.

Aquiferthermische Energiespeicher (ATES) werden in Deutschland vergleichsweise selten genutzt. Da es bundesweit an Demonstrationsanlagen mangelt, ist es das Ziel unseres vom BMBF geförderten Verbundprojekts "DemoSpeicher" (Entwicklung und Monitoring von saisonalen Wärme- und Kältespeichern zur Demonstration von Aquiferspeichern), die Machbarkeit eines oberflächennahen Niedrigtemperaturspeichers (NT-ATES) im urbanen Raum zu erarbeiten und nach Möglichkeit zu realisieren. Die Umsetzung wird wissenschaftlich begleitet und der gesamte Bauzyklus eines NT-ATES, von der Auslegung und Planung über die Netzintegration und Inbetriebnahme bis zur thermischen Energieversorgung betrachtet. Dabei werden auch die gesetzlichen Zulassungsvoraussetzungen evaluiert. Für die Realisierung der Demonstrationsanlage wurde ein Standort in Berlin-Mitte ausgewählt, der als Referenz für ein dicht bebautes Gebiet dienen soll, an dem aufgrund der hydrogeologischen Verhältnisse kein Doubletten-System realisiert werden kann. Für die thermisch-hydraulischen Untergrundprozesse ist ein umfangreiches Monitoringprogramm geplant. Ein weiterer Schwerpunkt des Projekts sind mögliche Veränderungen der Grundwasserchemie und Grundwasserökologie durch die thermische Belastung. Zur Abschätzung des thermischen Energieaustausches zwischen dem Aquifer und der Gebäudetechnik ist zudem ein Monitoring der Energieflüsse geplant. Dies beinhaltet eine Analyse des Heiz- und Kühlbedarfs sowie eine Bewertung möglicher synergetischer Nutzungseffekte mit anderen Technologien, die z.B. zur thermischen Beladung des Aquifers eingesetzt werden könnten. Alle Ergebnisse werden in einer gekoppelten thermisch-hydraulischen Modellierung dargestellt. Das Projekt und die ersten Ergebnisse der Implementierung werden in diesem Beitrag vorgestellt.

Um die Verbreitung von Geothermie und EWS-Systemen zu fördern, gilt es den Planungsprozess zu vereinfachen. Im Vergleich zu konventionellen Heizsystemen ist es für Entscheidungsträger häufig nur in Zusammenarbeit mit Fachplanern möglich, die Eignung und Investitionskosten für ihren Standort abzuschätzen. Um wichtige Größen wie die erforderliche Sondenanzahl oder Bohrtiefe zu bestimmen sind spezielle Berechnungsprogramme sowie Informationen zur Geologie erforderlich. Das neue Informationsportal des Geologischen Dienstes NRW bietet Fachplanern sowie technisch versierten Privatanwendern durch die Erweiterung „WebEWS“ seit Anfang 2023 einen ganzheitlichen Lösungsansatz.

Das am Institut für Geomechanik und Untergrundtechnik (GUT) der RWTH Aachen im Rahmen des GeTIS Forschungsprojektes entwickelte Berechnungswerkzeug ermöglicht sowohl die automatisierte Dimensionierung von Erdwärmesonden als auch die Berechnung der Fluidtemperaturen im Sondenkreislauf für beliebige Konfigurationen an Standorten in Nordrhein-Westfalen. WebEWS greift dabei direkt auf das Untergrundmodell des Geologischen Dienstes zu und verwendet die hinterlegten thermischen Untergrundeigenschaften als Eingangsparameter für die Sondenberechnung.

WebEWS ermöglicht die schnelle, kartengestützte Berechnung verschiedener Systemvarianten. Durch eine Kartenoberfläche können per Mausklick ein oder mehrere Standorte für Bohrungen definiert werden. Der Benutzer kann zwischen Koaxial-, 1U- und 2U-Sonden wählen und die geometrischen und thermischen Eigenschaften definieren. Die Lasteingabe erfolgt aus einer Kombination von Monatsmittelwerten und zeitlich begrenzten Spitzenwerten. Die automatische Sondenauslegung basiert auf vom Benutzer eingegebenen zulässigen Fluidtemperaturen. Die Rechenzeiten für die automatische Dimensionierung liegen zwischen wenigen Sekunden und ca. einer Minute.

Im eingereichten Beitrag sollen das WebEWS Berechnungswerkzeug und dessen Anwendung im Detail vorgestellt werden.

Die Wärmeleitplanung ist ein strategischer Planungsprozess, durch den Leitplanken für die Transformation der Wärmeversorgung gesetzt werden, insbesondere im Rahmen der kommunale Wärmeplanung. Ein zentraler Schritt ist dabei die Einteilung des zu beplanenden Gebiets in Wärmeversorgungsgebiete. Hierbei wird unterschieden in Gebiete, die sich für eine zentrale Wärmeversorgung eignen, und Gebiete, die sich für dezentrale Versorgungstechnologien eignen. Unter den dezentralen Versorgungsoptionen stellen Erdwärmepumpen eine zukunftsfähige Wärmeversorgungstechnologie dar. Um in einem Planungsgebiet eine Entscheidung für eine Wärmeversorgungstechnologie treffen zu können, werden Kennzahlen benötigt, die die Eignung von Erdwärmepumpen zur Wärmeversorgung beschreiben. Ansätze, wie die Wärmepumpen-Ampel des FfE oder Geodatendienste der Bundesländer wurden bereits umgesetzt. Diese Daten sind jedoch nicht entscheidungsorientiert für den strategischen Planungsprozess innerhalb der kommunalen Wärmeplanung aufbereitet. In diesem Beitrag wird aufgezeigt, wie Kennzahlen für die Erdwärmepumpeneignung zur Wärmeversorgung von Wohngebäuden geodatenbasiert berechnet und visualisiert werden können. Betrachtet werden Erdwärmepumpen mit Erdwärmesonden oder Erdwärmekollektoren zur dezentralen Wärmeversorgung von Bestandswohngebäuden. Dabei werden die Flächenbedarfe der Technologien sowie spezifische Eigenschaften des Erdreichs berücksichtigt, um flurstücksscharf Wärmeerzeugungspotentiale abzuschätzen. Zudem werden Wärmebedarfe von Wohngebäuden einbezogen. Die geodatenbasiert ermittelten Kennzahlen werden räumlich aggregiert und für entscheidungsrelevante Teilgebiete einer Kommune visualisiert. Interaktive Dashboards bieten den Anwender_innen verschiedene Filter- und Auswahlmöglichkeiten, damit die Akteur_innen das Kennzahlensystem innerhalb der kommunalen Wärmeplanung verwenden können. Die Ergebnisse der vorgestellten Methodik wurden im Rahmen des BMBF-Projektes WärmewendeNordwest mit kommunalen Akteur_innen evaluiert und sind positiv bewertet worden.

Grundwasservorkommen sind die wichtigste Trinkwasserressource Deutschlands (Bannick et al. 2008). Daher orientiert sich die Grundwasserbewirtschaftung und -beurteilung an strikten Nachhaltigkeitskriterien (VVWas 2014). In Bayern ist die Bohrtiefenbegrenzung eines dieser Kriterien, welches Tiefengrundwasser besonders gut schützen soll und festlegt, dass keine Durchörterung von grundwasserstockwerks-trennenden Schichten stattfindet (LfU 2009). Gleichzeitig bietet der Untergrund über die Nutzung von Grundwasserwärmepumpen und Erdwärmesonden ein hohes Potenzial für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung und somit Mitigation der Klimafolgen, welche sich ebenfalls auf Grundwasserressourcen auswirkt (UNESCO 2022). Da Informationen über den Untergrund, wie die Verbreitung und Identifizierung von Tiefengrundwasserleitern, oft nur unzureichend verfügbar ist, wird der Grundwasserschutz konservativ angewandt, wobei die restriktive Auslegung die Nutzung vorhandener geothermischer Potenziale limitiert. Um dies zu minimieren müssen Konzepte und Werkzeuge entwickelt werden, die Beides, den nachhaltigen Ressourcenschutz und die Nutzung regenerativer Energiepotenziale, berücksichtigen.

Nutzerorientierte geologische 3D-Untergrundmodelle sind solche Werkzeuge, denn sie können die Unsicherheiten in der Beurteilung der Untergrundpotenziale reduzieren und eine unterirdische Raumplanung optimieren. In einem Projekt, gefördert vom Bayerischen Umweltministerium (STMUV), wurde für die Stadt Augsburg ein innovativer lithologisch-orientierter 3D-Modellierungsansatz umgesetzt. Das resultierende 3D-Untergrundmodell liefert Aussagen über die relevanten Geometrien (Ausbreitung, Tiefenlage, Mächtigkeit) der geologischen Potenzialräume, ihre detaillierte Stockwerktrennung, hydraulischen Interaktionsbereiche und Ausprägungen (z.B. gespannte Verhältnisse) in hoher Auflösung. Damit lässt sich eine Neueinschätzung der Bewertungsgrundlage für die Untergrundnutzung durchführen, die oftmals eine deutliche Abweichung von der bestehenden Grundlage aufweist. Daher wurde weiter quantifiziert, wieviel des Potenzials der geothermischen Nutzung durch die Neubewertung nutzbar gemacht werden kann bzw. wieviel durch die bestehende Unsicherheit für eine Wärmewende nicht nutzbar ist.

Die oberflächennahe Geothermie (ONG) hat eine tragende Rolle, um die Ziele der Wärmewende in Deutschland zu erreichen. Das große Potenzial der ONG kann nur dann ausgeschöpft werden, wenn ein bundesweit einheitliches Bewertungssystem und flächendeckende Informationen über die Möglichkeiten der Geothermie zu Verfügung stehen. In dem Projekt WärmeGut planen das Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG), die Georg-August-Universität Göttingen, die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) und geoENERGIE Konzept GmbH Freiberg, in enger Zusammenarbeit mit den staatlich geologischen Diensten (SGD) der Länder die Datenlage zu vereinheitlichen und Datenlücken zu schließen.

Vorhandene Datensätze zu Nutzungskonflikten (z.B. Schutzgebiete, Bergbau) und Risikofaktoren (z.B. Karstgebiete, Erdrutschungen) sollen als bundesweit einheitliche Ampelkarten zur ONG im Geothermischen Informationssystem (GeotIS) bereitgestellt werden. Auf diesem Weg sollen das geologische Potenzial, das technische Potenzial und die Eignung verschiedener Technologien, ermittelt und gemeinsam visualisiert werden. Eine Umsetzung der Ampelkarten und ihrer Implementierung im GeotIS soll dazu beitragen, dass Potenzial der ONG schneller und effektiver auszuschöpfen.

Hierfür werden die frei verfügbaren Daten aus den Geoportalen der Länder gesichtet und durch die Daten der SGDs ergänzt. Eine besondere Herausforderung stellen die Grenzbereiche zwischen den verschiedenen Bundesländern und die Heterogenität der Daten dar. Erste Analysen zeigen, dass Datengrundlage und Gesetzgebung für jedes Bundesland unterschiedlich sind und die einheitliche Darstellung eine Anpassung erfordert.

Erste Arbeiten bei denen eine solche Ampelkarte erzeugt wurde, fanden in einem Pilotgebiet in Sachsen statt (Projekt: Shallow Geothermal Energy Planning, Assessment and Mapping Strategies in Central Europe (GeoPLASMA-CE)). Die Vorgehensweise kann als Vorbild für die neu zu erstellenden bundesweiten Karten angesehen werden.

Shallow geothermal energy has been widely used for heating and cooling by combining borehole heat exchangers (BHE) with heat pumps. The efficiency and sustainability of BHE systems have received increasing attention in recent years. When the heat load of a BHE system is continuously unbalanced in favor of heating demand, the regenerative capacity of the ground may be excessively depleted and the ground temperature continues to cool down, leading to a decrease in the efficiency of the heat pump or even system shutdown due to regulatory restrictions on operating temperatures. Active regeneration (e.g. by injecting solar, ambient, or waste heat into the ground) and groundwater flow are considered to be two positive factors in maintaining the sustainability of BHE systems. The purpose of this study is to investigate the impact of groundwater flow on the long-term efficiency of an actively regenerated BHE system, and to provide recommendations for optimizing operation of actively regenerated BHE systems. The investigated BHE system is located at a vocational school and is modeled by using TRNSYS and FEFLOW software. In TRNSYS, the superposition borehole model (SBM) is used to simulate the BHE field. In contrast to the SBM, FEFLOW can consider groundwater flow and a heterogeneous subsurface. A comparison of these two modeling approaches using measured data for calibration, shows the accuracy and field of application of these two models. The performance of the BHE system is further predicted based on the current measured heat strategy. Finally, recommendations for optimization of regeneration operations are given.

Um fossile Brennstoffe bis 2045 vollständig zu ersetzen und das Ziel von mehr als 65% erneuerbarer Energie als Heizquelle zu erreichen, gilt die oberflächennahe Geothermie als CO₂-neutrale Alternative mit geringem Installations- und Wartungsaufwand. Derzeit werden erdgebundene Wärmepumpen (GSHP) nach Faustregeln installiert, die auf nicht rigorosen wissenschaftlichen oder technischen Berechnungen basieren (z.B. VDI 4640 und DIN 12831). Viele solcher Installationen konnten die Erwartungen nicht erfüllen und zwangen die Eigentümer zur Rückkehr zu fossil betriebenen Systemen. Die GeoAnalysis-Engineering GmbH (GAE) hat numerische Modelle entwickelt und optimiert, um die Langzeitleistung von GSHP-Systemen und deren Integration mit Photovoltaik- und Windenergie zu berechnen. Wir verwenden ein voll gekoppeltes dreidimensionales Modell, um den Leistungszahl (COP) von horizontalen oder vertikalen Wärmetauschern mit variabler Anordnung in Heiz- oder Kühlungsszenarien zu simulieren. Alle möglichen Einflussfaktoren, einschließlich Form und Material des Wärmetauschers, dynamische Energiebilanz, Klimawandel und Heterogenität des Bodens, sind in ein solches Modell integriert. Das Modell kann die Auswirkungen innovativer Techniken für Verfüllmaterialien von Gräben und Arbeitsflüssigkeiten in Rohren auf die Leistung des Systems untersuchen. Mit unserer Erfahrung und unserem Wissen können wir mit Hilfe unserer hausinternen Geräte, die auf DIN- und ASTM-Standards basieren, das thermische Verhalten des Bodens besser identifizieren. Durch den Einsatz von künstlicher Intelligenz zur Datenanalyse und intelligenten Entscheidungsfindung können wir langfristige Vorhersagen treffen, die Gesamtleistung signifikant verbessern und die richtige Wahl für einzelne oder mehrere Systeme für bestmögliche Ergebnisse empfehlen. Die Interaktion mehrerer installierter GSHP-Systeme und deren Auswirkungen aufeinander in Bezug auf Leistung und langfristige Umweltauswirkungen ist mit modernster Technologie problemlos verfügbar.

In shallow subsurface borehole thermal energy storage (BTES), borehole heat exchangers (BHE) may (partially) be installed in unsaturated soil. The lower degree of saturation decreases the thermal properties and thus the heat transfer and storage capacity of the ground compared to saturated condition. However, in high-temperature BTES, induced processes such as phase change may additionally contribute to heat transfer and influence the heat exchanger efficiency. This work investigates the impact of unsaturated conditions and high-temperatures on the thermal behaviour and the heat balance of a BHE in a porous medium at a intermediate laboratory-scale.
An experimental analog of a single vertical coaxial BHE was constructed within a cylindrical polypropylene barrel of 1.4 m³. The grouted BHE was installed in the center of the barrel in a partly saturated sand. In sand matrix, two sensors grids of 68 thermocouples and 20 FDR monitored the temperature and moisture evolution during four short-term borehole heating/cooling experiments at 30, 50, 70 and 90°C.
The results reveal a quasi-stationary temperature evolution after 3 to 4 days of heating, depending on operating temperature. The observed radial propagation of the thermal front suggests conduction dominated heat transport and no clear evidence of heat transfer associated to phase change and vapour convection. Although the maximum temperature change observed (at 90°C heating) in sand are up to 17.54K higher than in previous experiments under saturated conditions, heat balance analysis reveals a reduction of BHE heat transfer rates of up to 50% and stored heat by about 36% to the saturated experiments.

Das Projekt "NULLplusNULL"

von Prof. Edwin Kohl, Perl

Seit 1991 betreibt kohlpharma, der größte deutsche Arzneimittelimporteur, eine emissionsfreie, kostengünstige und seit 30 Jahren störungsfreie Gebäudeenergieversorgung zur Beheizung eines 3.400 m² großen Firmengebäudes in Perl, Saarland, und setzt dabei auf eine innovative Kombination bereits bewährter Technologien zur Nutzung von kostenloser, regenerativer Erdreichenergie (= NULL) und ebenfalls kostenloser Sonnenergie (= NULL).

In ca. 1,4 m Tiefe sind 1.800 m² Erdwärmekollektoren (PE-Kunststoffleitungen mit Glykol – Wasser - Gemisch) verlegt. Auf dem Dach des Firmengebäudes befinden sich Sonnenkollektoren, die das Wasser in den Heizungspufferspeichern aufheizen. Während der Heizperiode entziehen die Wärmepumpen über die Erdwärme-kollektoren dem Boden Wärme.

Im Jahr 2021 lagen die Heizkosten (Stromkosten für Wärmepumpen und Pumpensystem) im Firmengebäude bei rund 2,20 € netto pro m² und Jahr.

Dieses bewährte Wirkprinzip wurde nun entscheidend zum System „NULLplusNULL“ weiterentwickelt: künftig wird Sonnenenergie durch eine sanfte Erwärmung des Erdreiches mit den zusätzlich neu installierten Sonnentracker im Boden gespeichert.

Zu Beginn der Heizperiode dürfte das Erdreich in ca. 1,4 m Tiefe statt 12 - 13 °C künftig ca. 18 °C erreichen. Während der Heizperiode wird das Erdreich mithilfe der Sonnenkollektoren und der Sonnentracker regeneriert.

Mit der jetzt deutlich verbesserten Wärmequelle lässt sich die Jahresarbeitszahl der Wärmepumpe (COP-Wert) erhöhen, was sich in niedrigerem Stromverbrauch und höherer Leistung niederschlägt. Die zu erwartende Lebensdauer der Wärmepumpen wird außerdem deutlich erhöht.

Die Ziele vorgestellt und die bisherigen Erfahrungen geschildert. Der Scherpunkt des Vortrages liegt auf der Energiespeicherung zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit der oberflächennahen Geothermienutzung.

https//:www.nullplusnull.com

Eine wesentliche Hürde am Weg in ein erneuerbares Energiezeitalter ist die Umstellung der Bestandsgebäude auf erneuerbare Energie. Diese Umstellung wird umso anspruchsvoller je urbaner (= höhere Verbauungsdichte) ein Standort aufweist. Es werden 4 Projekte vorgestellt wie historische, weit über hundert Jahre alte, Gebäude auf 100% CO2 freie Wärme- und Kälteversorgung umgestellt wurden. Drei diese Projekte sind in Wien und eines liegt in Neusiedl/See. Allen Projekten gemeinsam ist, dass viel Standardtechnologie verwendet werden konnte, aber jedesmal spezielle Lösungen zu finden waren um diese anzuwenden.

The development of sustainable energy use and carbon-neutral targets requires the usage of advanced solutions to meet today’s world demand. Geothermal is one of the most convenient green technology using the natural sources of the Earth efficiently. Corrosion and scaling are the common issues geothermal utilities face in the explorational and operational phases of the project. They tend to cause temporary and in severe cases, permanent damage to the process, decrease efficiency and increase the operational cost due to additional maintenance or equipment loss.

Kurita has a wide range of strong backgrounds belonging to process and water treatment applications. The technical and practical know-how gained in decades in several industries allows to transfer all this expertise in geothermal technology to present A-to-Z solutions for this unique process. This study aims to address Kurita’s customized developments on different steps of geothermal projects including exploration, operation, reuse of materials, and surveillance. The proven technologies in use such as Reverse Osmosis (RO), Cooling Water, Boiler Water, and Petrochemicals are key to supporting the improvement of geothermal utilization through providing systems saving energy and cost.

The objective is to provide valuable references for geothermal resource development and enhance the capacity of geothermal development areas. In this study, we first compiled geothermal geological data in the study area. We then selected a key exploration area covering 30 km², supplemented by a 0.5-meter resolution airborne LiDAR-derived DEM, for conducting field geological investigations and producing a geothermal geological map at a scale of 1/10,000th . Additionaly, we employed a 0.2-meter resolution UAV LiDAR-derived DEM and a 0.1-meter resolution ground-based LiDAR-derived DSM to measure key outcrop fractures, conduct stress analysis and performe other relevant tasks. Furthermore, Magnetotelluric (MT) and Electrical Resistivity Tomography (ERT) are planned in accordance with the regional geological architecture to obtain deep geothermal geological characteristics. The results are utilized to evaluate the chemical properties, hydrothermal sources, and temperature of thermal fluids in the region, helping to facilitate the estimation of the temperature of deep geothermal reservoirs. Finally, the geological, physical, and geochemical analysis results were integrated to select drilling sites for the verification of subsurface geological structure through drilling, probing, and well testing. The preliminary results indicate that the outcrop of Guguan hot spring is situated in the Miocene Jayang Formation, consisting of thick-layered metamorphic sandstone and slate. The water quality of Guguan hot spring is classified as weakly alkaline sodium bicarbonate spring, with a maximum temperature reaching 60°C. The ground temperature gradient in the Guguan area ranges between 20°C and 30°C/Km, and its power generation potential is estimated to be about 120 mW/m.

Als bevölkerungsreichstes Bundesland Deutschlands weist Nordrhein-Westfalen einen hohen Wärmebedarf auf, der im Zuge der Wärmewende insbesondere durch erneuerbare Energien abgedeckt werden soll. Um eine stärkere geothermale Nutzung des Untergrundes zu fördern, hat die Landesregierung von Nordrhein-Westfalen den Geologischen Dienst NRW mit der geothermalen Charakterisierung des mitteltiefen und tiefen Untergrundes von NRW (GTC) beauftragt.

Im Rahmen des GTC Projekts werden geologische Fachdaten akquiriert und digitalisiert, um Untergrundmodelle zu erstellen bzw. bestehende Modelle zu verfeinern und darauf aufbauend, potenzielle geothermisch nutzbare Zielhorizonte zu modellieren. Eigene petrophysikalische Messungen geben zudem Aufschluss über die Eigenschaften der Reservoirgesteine. Neben der Aufnahme neuer Daten durch das Abteufen von Bohrungen und großräumigen 2D Seismik Kampagnen, steht vor allem die Aufbereitung von Bohrungs- und Seismik Archivdaten im Fokus. Bohrlochgeophysik und 2D Seismik Daten, die teilweise aus den 1970er Jahren stammen, werden digitalisiert und vektorisiert um potentiellen Interessenten Zugang zu allen verfügbaren Daten zu ermöglichen.

Die Ergebnisse der Modellierung und der Datenaufbereitung für die Teilräume „Rheinland" und „Nordrand Rheinisches Schiefergebirge“ sind bereits in einem Online Portal verfügbar (www.geothermie.nrw.de). Die Modelle werden laufend um neue Erkenntnisse aus aktuellen und zukünftigen Explorationsmaßnahmen aktualisiert. Weitere Daten können beim Geologischen Dienst NRW angefragt werden. Die Bereitstellung alle Untersuchungsergebnisse und Daten bietet Kommunen, Städten und potenziellen Investoren gleichzeitig Hilfestellung und Anreiz für neue, zukunftsweisende Geothermieprojekte, um die Wärmewende nachhaltig zu unterstützen und voranzubringen.

Der Ausbau klimafreundlicher Heizanlagen für die Wärmewende erfordert die Aufbereitung und Bereitstellung von Geoinformationen zur Entscheidungsfindung, ob die Nutzung Oberflächennaher Geothermie (ONG) möglich ist oder nicht und ob ein bestimmter Wärmebedarf gedeckt werden kann. Derzeit sind im etablierten geothermischen Informationssystem Deutschlands (GeotIS) vorwiegend Daten für die Tiefe Geothermie ab 1500 m verfügbar. Eine zielgerichtete Förderung und Vermarktung von Erdwärmepumpen zur Erreichung der Ausbauziele der ONG kann nur dann optimal umgesetzt werden, wenn für ganz Deutschland eine einheitliche Darstellung der notwendigen Geoinformationen vorhanden ist und eine bundesweite Vergleichbarkeit des geologisch-technischen Potenzials mit anderen Heiztechnologien hergestellt wird.

Das Projekt WärmeGut verfolgt daher das Ziel, Geoinformationen für die ONG zusammenzutragen, zu harmonisieren und das ermittelte geothermische Potenzial der ONG in GeotIS bundesweit einheitlich darzustellen. In Zusammenarbeit mit den geologischen Diensten der Bundesländer wird die umfangreiche Datenaufbereitung, die Digitalisierung und die Entwicklung von Datenschnittstellen vorangetrieben um Datenlücken zu schließen, sowie Unterschiede in der Bearbeitung und in der Bereitstellung von Geoinformationen mittels Webdiensten zu reduzieren. Um die Übersichtlichkeit und die Handhabung der zusätzlichen Daten in GeotIS weiterhin gewährleisten zu können, ist eine IT-technische Weiterentwicklung und die Implementierung neuer Funktionalitäten geplant.

Landnutzungskonflikte und Risikofaktoren können die Nutzung von ONG einschränken oder verbieten. Daher wird eine klare Darstellung durch eine bundesweit einheitliche Ampelkarte zur ONG in GeotIS angestrebt. Ampelkarten können technologie- und tiefenspezifische Kriterien berücksichtigen und entsprechend spezifisch für Erdwärmesonden, -brunnen und -kollektoren angeboten werden. Auf Basis dieser Analysen werden schlussendlich Konzepte und Empfehlungen entwickelt, welche die Möglichkeiten und Vorzüge der ONG besser kommunizieren.