Während der Klimawandel und die Versorgungssicherheit erhebliche Investitionen und Innovationen erfordern, um die Energiewende voranzutreiben, ist der Wärmesektor nach wie vor stark von fossilen Brennstoffen abhängig.

Technologische Fortschritte in der Geothermie haben jedoch die Machbarkeit und Erschwinglichkeit und damit die Attraktivität der geothermischen Wärmegewinnung erhöht.

Ebenso erfahren Großwärmepumpen zunehmende Aufmerksamkeit und politische Unterstützung, um zu einem Schlüsselelement für die Dekarbonisierung der Fernwärmenetze und der Industrie in Europa zu werden.

Die Komplementarität von Wärmepumpen mit erneuerbaren Wärmeerzeugungstechnologien wie Geothermie, ermöglicht eine breite Anwendung von Großwärmepumpen.
Die Präsentation zeigt interessante Konfigurationen und Vorteile von großen industriellen Wärmepumpen in Kombination mit Geothermie, die mit entsprechenden Anpassungen auch auf vielfältige Industrieprozesse angewendet werden können.

Der Vortrag gibt eine Übersicht über die Potenziale und den aktuellen Status von Großwärmepumpen und deren Einsatz in Wärmenetzen . Es werden die Potenziale möglicher Wärmequellen für Deutschland und speziell für Brandenburg aufgezeigt sowie die Entwicklungspotenziale der Großwärmepumpentechnologie im Allgemeinen. Darüber hinaus wird anhand einer Markübersicht und einer Übersicht über Großwärmepumpenprojekte der aktuelle Stand von Großwärmepumpen in Deutschland aufgezeigt.

In den vergangenen vier Jahren hat die Energie und Wasser Potsdam GmbH (EWP) mit Hilfe von seismischen Messungen und dem Abteufen einer Bohrungsdublette das geothermische Potential des Aalen-Sandsteins am Standort Heinrich-Mann-Allee erkundet und erschlossen. Die Untersuchungen haben gezeigt, dass das Reservoir ausreichend geothermische Energie für eine wirtschaftliche Nutzung liefern kann. Derzeit erfolgen letzte bauliche Fertigstellungen sowie die Inbetriebnahme der Geothermieanlage, um die Erdwärme gewinnen zu können. Mit den nächsten Schritten will die EWP das geothermische Potential im Untergrund von Potsdam erkunden und, bei nachgewiesener Eignung, sukzessive erschließen. Dazu werden in den kommenden Jahren weitere, über das gesamte Stadtgebiet verteilte Standorte untersucht.

Die geologischen Prozesse von vielen Millionen Jahren haben im Untergrund von Potsdam ein intensives Relief hervorgerufen. Das hat auch Auswirkungen auf die Lage und die Eigenschaften der Thermalwasser führenden Horizonte. So variiert die Tiefenlage der Basis des Aalen-Sandsteins im Stadtgebiet von Potsdam um mehr als 1.000 m. Teilweise sind die Schichten auch an Störungen vertikal versetzt. Die damit verbundenen Unsicherheiten und die unzureichende Datenlage erfordern eine umfassende Erkundung. Zu den geplanten Maßnahmen gehören die Erarbeitung detaillierter Studien, die Durchführung seismischer Messungen und, als Ergebnis der Voruntersuchungen, die Abteufung weiterer Bohrungen an geeigneten Standorten. Mit thermohydrodynamischen Modellsimulationen wird die Lage der Standorte bzw. Reservoiraufschlüsse optimiert.

Im ersten Schritt sollen in den Jahren 2025 bis 2026 an zwei Standorten im Süden Potsdams Erkundungsbohrungen abgeteuft und getestet werden. Bei ausreichender Fündigkeit werden diese mit weiteren Bohrungen jeweils zu Dubletten ergänzt, im Verbund getestet und später die obertägigen Anlagen geplant sowie errichtet.

Der Umbau der Fernwärme hin zu einer klimafreundlichen Wärmeversorgung erfolgt auf vielen Ebenen. Die Quellen für die Wärmebereitstellung müssen in Zukunft weitgehend klimaneutral sein. Geothermie, Solarthermie, Bioenergie, PtX und unvermeidbare Abwärme stellen die wichtigsten Quellen dar. Darüber hinaus werden Fernwärmenetze der vierten Generation als Niedertemperatur-Prosumer-Netze ausgelegt werden. Eine Feinsteuerung und effektive Modellierung der zukünftigen Fernwärmenetze über u.a. digitale Zwillinge und „intelligente“ Netze werden sich durchsetzen.

Mitteltiefe Geothermie fand bisher nur in einzelnen Projekten den Weg in die Fernwärmesysteme. Gründe hierfür sind vielseitig. In der Vergangenheit blieben die Gestehungskosten für Fernwärme aus Erdgas (GuD) weit unter den Kosten für Fernwärme aus Mitteltiefer Geothermie in Verbindung mit Großwärmepumpen. Die zu erwartenden Temperaturen der Tiefenwässer zwischen 30°C und 80°C eigneten sich zudem nicht für eine direkte Nutzung in bestehenden Fernwärmenetzen mit Vorlauftemperaturen von 70°C bis 130°C. Für den Temperaturhub notwendige Großwärmepumpen (500kW+) waren nur schwer verfügbar und teuer.

Technische Weiterentwicklungen ändern das Umfeld, u.a. Netztemperaturabsenkung, geringere Temperaturverluste im System und stärkere Temperaturspreizung beim Rücklauf sowie eine bessere Verfügbarkeit bei Großwärmepumpen. Zusätzlich erfordern die neuen gesetzlichen Rahmenbedingungen die Einbindung von klimafreundlichen Wärmequellen, u.a. durch das Gebäude-Energie-Gesetz, das Gesetz zur kommunalen Wärmeplanung und die CO2-Bepreisung.

Die deutlich verbesserten Voraussetzungen für eine stärkere Einbindung der mitteltiefen Geothermie in den Fernwärmemix der Zukunft stehen einem Bündel von Herausforderungen gegenüber. In dem Vortrag werden, am Beispiel von aktuellen Projekten, Prognosen für die Nutzung mitteltiefer Geothermie in Verbindung mit Fernwärmenetzen zur Diskussion gestellt.

Das niedersächsische Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) stellt die Markentwicklung von Erdwärmeanlagen in Niedersachsen vor. Der Fokus liegt auf großen geothermische Anlagen (>30kW), hier wird in einer Übersicht die statistische Auswertung der Niedersächsischen Erdwärmeanlagendatenbank mit seinen über 14.000 errichteten Anlagen im Zeitraum 2015 bis 2023 dargestellt.

Es sind im Projekt 10 Großanlagen messtechnisch begleitet worden und der Vortrag adressiert die Wärmepumpeneffizienz, Planungsunsicherheiten, Energiebilanz des Erdsondenfelds sowie gemachte Erfahrungen.

In Simulationsstudien werden verschiedene Regenerationsoptionen zum langfristig nachhaltigen Betrieb eines bestehenden Erdwärmesondenfeldes verglichen und bewertet.

Through parameter studies and comparison with results from the use of established planning tools, the impact of groundwater on the operation of geothermal systems is examined and quantified, and selected approaches to optimize energy production are presented.

Der Wärmemarkt in Deutschland ist für mehr als 52 % der gesamten energiebedingten CO₂-Emissionen verantwortlich. Tiefengeothermie bietet eine vielversprechende Lösung, um einen signifikanten Teil der bislang nahezu vollständig fossilen Wärmeerzeugung zu ersetzen. Jüngste Gesetzgebung in Form der Verordnung über das Herkunftsnachweisregister für Wärme eröffnet Betreibern und Entwicklern von Fernwärmenetzen nun neue Möglichkeiten, Wärme aus Tiefengeothermieanlagen mit einer vertraglichen Beschaffenheitsvereinbarung zu vermarkten.

Das Konzept der Herkunftsnachweise für Energie kommt in Deutschland bereits seit Jahren bei Strom zur Anwendung. Stromerzeuger haben hiermit die Möglichkeit, ein umweltfreundliches Produkt gezielt zu vermarkten und einen eventuellen Preisaufschlag für die positiven Produkteigenschaften sachlich zu begründen. Mit Errichtung des Herkunftsnachweisregisters für Wärme im Umweltbundesamt seit dem 24.04.2024 ist dies nun auch für Wärmeerzeuger möglich.

Der Bedarf für hochqualitative Produkte im Bereich grüner Wärme wird absehbar zunehmen: Mit Inkrafttreten der flächendeckenden ESG-Berichterstattungspflichten besteht besonders bei Industriekunden ein verstärktes Interesse an belastbaren Nachweisen über ihren ökologischen Fußabdruck, zu welchem die Wärmebereitstellung in der Regel in großem Umfang beiträgt.

Mit der Errichtung des Herkunftsnachweisregisters erhalten Betreiber von Fernwärmenetzen die Möglichkeit, die Wärme aus Tiefengeothermieanlagen gezielt zu vermarkten. Unternehmen, welche ESG-Berichterstattungspflichtig sind bieten sich in diesem Zusammenhang besonders als Neukunden an.

In diesem Vortrag wird erläutert, welche Möglichkeiten sich durch das Herkunftsnachweisregister für Wärme aus Tiefengeothermie ergeben und welche Herausforderungen dabei zu beachten sind. Weiterhin wird erläutert, warum Wärme aus Tiefengeothermie im Zusammenhang mit der ESG-Berichterstattung eine besondere Bedeutung genießen wird.

Im Bereich der Quartiere hat die Oberflächennahe Geothernie zweifelsohne eine ihrer effizientesten Anwendungsgebiete. Der Vortrag zeigt anhand einiger Praxisbeispiele den Ablauf solcher Projekte aus technischer und planerischer Sicht.

Voraussetzung für ein erfolgreiches Geothermieprojekt ist zunächst die Auswahl eines geeigneten Standortes zum Abteufen der Tiefbohrungen. Zur detaillierten Erkundung des Untergrunds – und Identifizierung eines geeigneten Standorts – ist das Messverfahren mittels 3D-Seismik besonders praxisrelevant. Der Vortrag behandelt wichtige vergabe- und vertragsrechtliche Aspekte der 3D-Seismik, die u. a. potentiellen Vergabestellen bekannt sein sollten. Insbesondere sind viele kommunale Stadtwerke als Auftraggeber von Geothermieprojekten im Bereich der Wärmeversorgung und mithin als Sektorenauftraggeber gemäß §§ 100 Abs. 1, 102 Abs. 3 Nr. 2 GWB tätig. Derartige Energieversorger unterliegen dementsprechend (auch bei der Beschaffung der 3D-Seismik) den Vorgaben des Vergaberechts. Aus vertraglicher Sicht sollten Auftraggeber auf die konkrete Festsetzung des Leistungssolls und des Leistungserfolgs der 3D-seismischen Erkundung achten und insofern einen Werkvertrag nach § 631 BGB vereinbaren.

The North German Basin faces unique challenges and prospects for geothermal reservoirs due to its geological structure and geothermal potential. Eocene deposits show particular challenges as they are mainly marine in nature with calcareous influences. Transgressive sequences signify former sea level changes. Furthermore, diagenetic processes during geological time can change sediments' original depositional characteristics greatly leading to uncertainty of reservoir features. This research focuses on identifying and studying shallow to medium-deep geothermal plays within the Brussels Sands found in the middle Eocene and upper part of the lower Eocene section. This formation was chosen for its appropriate thickness and suitable lithology properties for geothermal reservoirs. This study introduces an approach that combines well and mud logs to understand the sedimentary environments and to build rock model with geothermal reservoir characterization. A comprehensive evaluation of the geothermal potential of the North German Basin has been carried out, focusing on play type classification. This is important for understanding the range of geothermal systems as well as their characteristics. The first step involves selecting areas that could have geothermal potential depending on the thickness of deposits, the presence of 3D seismic data, and the density of drilled wells. Based on these available data, primary analysis and literature review showed that the formation‘s sand bodies have good geothermal prospects, especially in sandstone layers which are characterized by promising potentials.

In the Göttingen region of Germany, Variscan metasedimentary rocks are expected at a depth of about >1500m, and are overlain by Permomesozoic rocks. The Zechstein layers are composed of rock salt, potash salt, gypsum, and carbonate layers (up to 500 m thick). The Zechstein lithologies are overlain by ~ 1000 m of Mesozoic sandstones (Buntsandstein), carbonates (Muschelkalk) and the clay-rich Keuper lithologies. The sedimentary cover is structurally overprinted by the N-S trending, Cenozoic Leinetal Graben. Analogue studies of the Paleozoic greywackes and slates in exposures in the Western Harz Mountains have been carried out for the exploration of deep Enhanced Geothermal Systems (EGS) within the EU-funded project MEET. Limited well data are available, but valuable information comes from two recent seismic lines.

Scientifically supported by the Geoscience Center of the University of Göttingen, The Stadtwerke Göttingen AG aims in a first step to implement a medium deep geothermal doublette system with the Middle Bunter Sandstone as a target horizon and assigned economic feasibility studies while the geosciences are running further field and experimental analogue studies to better parametrize the geological input data. Focus is on the primary and secondary permeabilities of the local sandstones in regard to burial and exhumation history as well as the tectonic overprint. In such an underexplored area, however, only a research well can decisively help to reinterpret the existing seismic lines and derisk the geothermal development path for Göttingen and the wider region.

Stadtwerke Göttingen AG aims to develop medium-deep geothermal systems in various potential target horizons. To support this, field and experimental analogue studies were conducted to parameterize better the geological input data necessary for economic feasibility studies. Variscan metasedimentary rocks in the Göttingen region of Germany are overlain by up to 1500 m of Permo-Mesozoic rocks. Zechstein layers, up to 500 meters thick, consist of rock salt, potash salt, gypsum, and carbonates, and are overlain by up to 1000 meters of Mesozoic sandstones (Buntsandstein), carbonates (Muschelkalk), and clay-rich Keuper layers. The sedimentary cover is structurally affected by the N-S trending Cenozoic Leinetal Graben.

Sixteen samples from the Zechstein, Buntsandstein, and Muschelkalk formations were collected from local natural exposures and quarries. Parameter measurements show porosities of 4 to 20% for the sandstones, 0.2 to 22% for carbonates, and 2.4 to 16.4% for dolomitic rocks. Respective density values are 2.0 g/cm³, 2.1 to 2.7 g/cm³, and 2.4 to 2.7 g/cm³. Permeability values range from 4.3 mD for the carbonates to 210 mD for the sandstones. Thermal conductivity values are 1.4 to 3.0 W/(m·K) for sandstones, 1.7 to 2.6 W/(m·K) for carbonates and 4.3 to 5.4 W/(m·K) for dolomites.

Samples from the Middle Bunter sandstone, with their high porosities and permeabilities, indicate significant geothermal potential when considering primary matrix permeability. Secondary permeability, such as through joints and faults, could greatly enhance reservoir quality. Therefore, this parameter needs further study.

Bezüglich der Fernwärmenutzung in städtischen Gebieten in Deutschland bieten die Ressourcen der mitteltiefen Geothermie ein großes Potenzial, das aufgrund der erforderlichen Mindesttemperatur in Fernwärmenetzen noch nicht vollständig ausgeschöpft wird. Auch sind die entscheidenden Faktoren für die optimale und nachhaltige Entwicklung dieser mitteltiefen Ressourcen noch nicht vollständig geklärt. Innerhalb des ArtemIS Projektes analysieren wir systematisch den Einfluss der Lagerstättenqualität und betrieblicher Steuerungsfaktoren auf die Leistung typischer mesozoischer Sandsteinlagerstätten im Norddeutschen Becken (NDB), unter Verwendung von smarten Multi-Well Anordnungen. Zum ersten Mal vergleichen daher wir umfassend frühere analytische Ergebnisse mit unseren numerischen Resultaten, um den Einfluss verschiedener Kontrollfaktoren auf die Zeit des Auftretens des thermischen Durchbruchs, die maximale Abkühlrate nach dem Auftreten des thermischen Durchbruchs und die endgültige Produktionstemperatur zu quantifizieren. Basierend auf unseren numerischen Ergebnissen erstellen wir ein Ranking-Schema, das den Einfluss variierender Eingabeparameter auf die betrachteten Leistungsparameter zeigt. Weiterhin präsentieren wir eine beispielhafte Prognoserechnung für die geothermische Wärmenutzung von zwei typischen städtische Gebiete des NDB. Unsere umfassende numerische Studie veranschaulicht daher im Detail die komplexe thermohydraulische Wechselwirkung von geothermischen Dubletten-Arrays, die Steuerung der definierten thermischen Lebensdauer sowie die Optimierungsmöglichkeiten mitteltiefer geothermischer Ressourcen.

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Ende Juni 2024 hat das BMWK den Entwurf eines Geothermiebeschleunigungsgesetzes in die Verbändeanhörung gegeben. Es soll durch ein separates Gesetz des BMUV zur Änderung des Wasserrechts flankiert werden.

Mit dem Beitrag sollen wesentliche Regelungen des Gesetzentwurfs und, soweit er vorliegt, des Entwurfs zurÄnderung des Wasserrechts vorgestellt werden. Die praktischen Auswirkungen der Entwürfe sollen auch im Vergleich mit den bereits erlassenen Beschleunigungsgesetzen für andere Vorhaben, insbesondere im Bereich der erneuerbaren Energien, gewürdigt werden. Diskussionen und Stellungnahmen des Bundesverbandes Geothermie, anderer Verbände und der Länder werden berücksichtigt. Ferner wird aufgezeigt, was möglicherweise noch fehlt und ob und inwieweit fehlende Regelungen in diesem oder in künftigen Gesetzgebungsverfahren noch berücksichtigt werden sollen.

_{Mit dem erwarteten Anstieg von Geothermieprojekten in Deutschland im Zuge der kommunalen Wärmeplanung steigt auch die Notwendigkeit der Kommunikation rund um diese Projekte. Was können wir von der Vergangenheit lernen? Was machen Projektenwickler schon heute für die Akzeptanz - und lassen sich daraus Leitlinien formulieren?}

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Im Rahmen des aktuellen Forschungsprojekts ArtemIS, gefördert durch das 7. Energieforschungsprogramm des BWMK, wurde eine webbasierte Anwendung für das Geothermische Informationssystem (GeotIS) entwickelt, um bestehende Untergrunddaten zu sammeln und zu analysieren. Ziel dieser Anwendung ist es, die Daten (auch für Laien) leicht verständlich darzustellen und neue Erkenntnisse über die geothermischen Potenziale und Herausforderungen, wie z. B. Datenlücken, zu gewinnen. Diese sogenannte Steckbrieffunktion bietet eine grobe Einschätzung des geothermischen Potenzials in mitteltiefen bis tiefen (>400m) Bereichen des Untergrundes. Die sich dahinter verbergende GeotIS-Datenbankstruktur wird kontinuierlich erweitert und um neue Erkenntnisse ergänzt. Mittels der Anwendung wird die Eignung eines ausgewählten Standorts auf der Karte für verschiedene geothermische Nutzungstypen durch eine Punktleiste mit fünf Kategorien plakativ dargestellt. Für die Bewertung werden die Reservoirtemperatur, die Mächtigkeit des Reservoirs und dessen Durchlässigkeit herangezogen. Darüber hinaus bietet die Anwendung eine Reihe von Parametern, die für eine dynamische Modellierung erforderlich sind. Geplant ist, auf der Plattform eine einfache Simulation mittels der COMSOL App zu ermöglichen. Mit Hilfe dieses Simulators lassen sich Erkenntnisse über das System und die Menge der nutzbaren Energie gewinnen.

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