Dieses Projekt entsteht in Zusammenarbeit mit dem Geophysikalischen Institut des Karlsruher Institut für Technologie (KIT) und ist gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).
Der Herrenknecht UrbanVibroTruck ist ein mobiler P-Wellen-Vibrator, welcher im Rahmen von reflexionsseismischen Untersuchungen für die strukturelle geologische Erkundung des Untergrunds im urbanen Umfeld in den Einsatz kommen wird. Diese Entwicklung ist vor dem Hintergrund der Energiewende von hoher zukünftiger Bedeutung für die Erkundung geothermischer Lagerstätten in Deutschland und Europa. Die hier angestrebten Innovationen bestehen darin, dass der neue mobile Vibrator im urbanen Umfeld flexibel einsetzbar ist, da das Trägerfahrzeug den europäischen Richtlinien der Straßenzulassung entspricht.
Vor allem die Durchführung von reflexionsseismischen Messungen in städtischen Gebieten wird durch seine Wendigkeit und seinen leisen Betrieb verbessert. Des Weiteren wird der Shaker bezüglich der Qualität und Stabilität des Quellsignals optimiert, so dass Abbilder des geologischen Untergrunds von höherer Qualität erzeugt werden können. Ein weiterer Projektfokus wird auf die messtechnische Ermittlung der vom Vibrator in den Boden eingeleiteten Kraft gelegt. Daraus sollen Methoden zur Validierung der Shaker-Performance und zur Maximierung der Qualität von seismischen Abbildern entwickelt werden.
Gemäß dem aktuellen Zeitplan starten wir Mitte Oktober 2024 mit der Inbetriebnahme des Trucks und führen Anfang November eine Seismik durch.

Die Entwicklung von Tiefengeothermie-Projekten in urbanen Gebieten stellt Stadtwerke, Kommunen, Energieversorger, Investoren, etc. vor eine Vielzahl von Herausforderungen. Neben der fehlenden Erfahrung für die Entwicklung von untertägigen Projekten sind meist finanziellen Ressourcen sehr beschränkt. Eine der größten Herausforderungen ist die Minimierung des Fündigkeitsrisikos, das mit der Erschließung geothermischer Ressourcen in städtischen Umgebungen verbunden ist. Darüber hinaus spielen Fördermöglichkeiten eine entscheidende Rolle, um die wirtschaftliche Realisierung solcher Projekte zu ermöglichen.

Ein weiterer wichtiger Aspekt ist die Durchführung von seismischen Messungen, um geothermische Potenziale in urbanen Gebieten zu bestimmen. Diese Messungen sind entscheidend, um Risiken zu minimieren und die Effizienz von Tiefengeothermie-Projekten zu maximieren. Dabei müssen jedoch u.a. Brut- und Setzzeiten sowie Fahrgenehmigungen berücksichtigt werden. Die Information der Öffentlichkeit und die Erlangung von Betretungserlaubnissen sind weitere wichtige Schritte, um Akzeptanz und Unterstützung für derartige Projekte in urbanen Gebieten zu gewinnen.

Bisher sind vom Projektbeginn bis zur Projektrealisierung ca. 40 Anträge und behördliche Vorgänge zu meistern. In diesem Zusammenhang stellt das Geothermie-Beschleunigungsgesetz eine Chance dar, die Genehmigungsverfahren und die Prozesse zu beschleunigen.

Trotz dieser Herausforderungen bieten Tiefengeothermie-Projekte in urbanen Gebieten immense Chancen für eine nachhaltige Wärmeversorgung. Dieser Vortrag soll neben dem aktuellen Stand auch Hinweise und Ideen den konsequenten Ausbau bzw. Hochlauf der Tiefengeothermie aus praktischer Sicht geben.

Das Erfolgsrezept eines Geothermie-Vorhabens besteht nicht nur aus der Fündigkeit der ersten Bohrung, sondern auch darin, wie das Projekt in die Öffentlichkeit getragen wird. Das beginnt schon mit den ersten Erkundungsmaßnahmen. Der Geologische Dienst NRW (GD NRW) berichtet seit 2021 über seine seismischen Untersuchungen auf verschiedenen Plattformen. Mit viel Geo-Know-How und verständlicher Sprache ist das oberste Ziel: die Bevölkerung informieren und sie an die Hand nehmen. Insbesondere für Nordrhein-Westfalen, ist die positive Besetzung der Geothermie entscheidend für die kommunale Wärmeplanung. Die Landesregierung geht mit dem Masterplan Geothermie NRW in Vorleistung und unterstützt Erdwärmeprojekte. Dies beinhaltet auch ein Explorations- und Bohrprogramm zur Erkundung des tiefen Untergrundes, das vom GD NRW geplant und durchgeführt wird. Die erhobenen Geo-Daten sind die Basis zur Umsetzung künftiger Geothermie-Projekte im Land. Ein Vorzeigebeispiel ist Münster. Heute planen sie, gemeinsam mit den regionalen Stadtwerken, die nächsten Schritte in Richtung Zukunftswärme.

Um mehr solcher Projekte in NRW erfolgreich in die Umsetzung zu bringen, ist es essenziell, die Bevölkerung durch eine transparente Kommunikationsstrategie mitzunehmen. Gemeinsam mit der PR-Agentur Enerchange GmbH & Co. KG, die auf die Kommunikation geothermischer Projekte spezialisiert ist, hat der GD NRW während seiner drei Erkundungskampagnen das Thema Seismik und Geothermie breit in die Öffentlichkeit getragen. Ganz nach dem Motto: Mehr ist mehr. Neben der täglichen Berichterstattung auf Social Media wurde die Presse umfangreich bedient, die Kommunen, Bürgermeisterinnen und Bürgermeister durch technische Workshops informiert und die breite Öffentlichkeit bei Veranstaltungen mitgenommen. Dabei ist es elementar, sämtliche Sorgen und Bedenken schnell und kompetent aufzufangen und zu beantworten.

Um das auf 70 GW geschätzte energetische Potential der hydrothermalen Energie in Deutschland für eine erfolgreiche Wärmewende zu nutzen, ist eine verbesserte Potentialanalyse notwendig. Deutschlands Hotspot der hydrothermalen Tiefengeothermie ist das nordalpine Vorlandbecken in Bayern, und dort der Großraum München, in dem 18 Anlagen mit über 40 Einzelbohrungen derzeit Thermalwasser aus dem Oberjura und der Unterkreide für die Wärmebereitstellung oder Verstromung fördern. Im Rahmen des interdisziplinären Forschungsprojektes Geothermie-Allianz Bayern wurden hydraulische, thermische und hydrochemische Parameter aus dem hydrothermalen Reservoir umfassend ausgewertet und analysiert und im „Bewertung Masterplan Geothermie“ eine erste Zonierung der Produktivität veröffentlicht (Geothermie-Allianz Bayern, 2020; Zosseder et al., 2022; Anahi et al., 2022).

Die zunehmend hohe Datendichte im Großraum München erlaubt nun eine Verbesserung dieser Zonierung mit einem multivariaten, statistischen Ansatz. Für diesen wurden für 42 Bohrungen insgesamt 25 technische, geologische, hydraulische, thermische und hydrochemische Parameter erfasst und erweitert interpretiert. Anschließend wurde eine hierarchische Clusteranalyse (HCA) und Hauptfaktorenanalyse (PCA) durchgeführt, um Ähnlichkeiten zwischen den Bohrungsdatensätzen und ihrer Produktivität herauszuarbeiten. Der Datensatz kann auf 6 Hauptfaktoren und 5 übrige Parameter reduziert werden, denen spezifische Attribute zugeordnet werden konnten. Nach Durchführung der HCA zeigen sich 5 Hauptcluster und 2 untergeordnete Cluster, die sich auch örtlich voneinander abgrenzen und die im „Masterplan Geothermie“ beschriebenen Grenzen statistisch validieren. Vor allem der Hauptfaktor 1, der sich aus den geologischen Komponenten (u.a. Porosität, Thermalwassertemperatur) zusammensetzt, kontrolliert hier die Unterteilung der Cluster.

Durch eine kontinuierliche Aktualisierung und Integration neuester Forschungsergebnisse wird der Masterplan durch diese Erkenntnisse stetig verbessert und die Unsicherheiten in den Potentialabschätzungen verringert.

Die Gemeinde Weyhe prüft die Nutzung hydrothermaler Geothermie für die kommunale Wärmeversorgung. Insbesondere der Buntstandstein oberhalb des Salzkissens Barrien wurde auf Kohlenwasserstoffe intensiv exploriert, weshalb eine gute Datenbasis aus 3D-Seismik und Tiefbohrungen besteht. Reservoire der Trias und des Juras des Norddeutschen Beckens sind durch die Kohlenwasserstoffexploration gut bekannt und könnten geeignete Aquifere für eine hydrothermale geothermische Nutzung darstellen. Auch karbonatische Formationen der Kreide können geeignete Durchlässigkeiten aufweisen, zum Beispiel die Reitbrook Formation des Maastrichts der Oberkreide.

Im Projektgebiet liegen einige Reservoire vergleichsweise tief und sind daher aufwendig zu erschließen, sind nicht vorhanden, oder nur geringmächtig abgelagert. Daher wurde auch ein Augenmerk auf flacher gelegene potentielle geothermische Systeme der karbonatischen Kreide-Formationen als Ganzes gelegt, die im nördlichen Teil des Gebietes Tiefen von über 2000 m und Mächtigkeiten von bis zu 1000 m erreichen und vergleichsweise günstig zu erschließen wären.

Zur Charakterisierung wurde eine 3D-Seismik ausgewertet. Seismisch auflösbare Störungen wurden interpretiert und reflektieren das komplexe Spannungsfeld in der Umgebung oberhalb des Salzkissens. Störungsattribute geben Hinweise auf sub-seismische Störungen oder Zerrüttungszonen, vor allem an der nördlichen Flanke im Bereich des Oberbaus.

Um diese Strukturen besser abzubilden, wurden weitere Attribute berechnet, welche eine ca. 2x8 km große Ost-West streichende Dehnungszone oberhalb der nördlichen Flanke des Salzkissens innerhalb der Kreide zeigen. Hier wird das geklüftete Gesteinsvolumen als ausreichend für eine mögliche geothermische Entwicklung angesehen. Mit einer bohrtechnischen Erschließung senkrecht zur aktuellen lokalen minimalen Spannungsrichtung könnte, bei ausreichender Kluftdurchlässigkeit, ein geothermisches System erschlossen werden.

Im Rahmen der Energie- und Wärmewende ist die Nutzung der tiefen Geothermie ein wichtiger Baustein zur Klimaneutralität des Landes Schleswig-Holstein (SH). Aufgrund der Lage SHs im Norddeutschen Becken mit einer teilweise komplexen geologischen Entwicklung ist ein gutes Verständnis des Untergrundes unerlässlich, da nicht alle Regionen des Landes die Voraussetzungen für die tiefe Geothermie erfüllen.

Bereits 2014 hat der Geologische Dienst SH in einer Studie eine erste Abschätzung des hydrothermalen Potenzials vorgenommen. Als Datengrundlage dienten reflexionsseismische Untersuchungen und Tiefbohrungen der Erdöl-/Erdgasindustrie sowie der Geotektonische Atlas Nordwestdeutschlands. Der Schwerpunkt der Potenzialstudie lag auf den Sandsteinformationen des Mittleren Buntsandsteins, des Oberen Keupers und des Mittleren Jura (Dogger). Kenntnisstand und Datengrundlagen wurden in zahlreichen Beratungsgesprächen mit Kommunen, Industrie bzw. Energieversorgern sowie interessierten Bürgern kommuniziert. Mittlerweile bestehen drei laufende bergrechtliche Aufsuchungsgenehmigungen und weitere Vorhaben sind in Vorbereitung.

Technische Entwicklungen sowie Fortschritte im Bereich der Auswertungs- und Bewertungsmethodik geologischer und geophysikalischer Daten ermöglichen eine kontinuierliche Weiterentwicklung der hydrothermalen Potenziale. Ein Modul ist die mineralogische, geochemische und petrophysikalische Charakterisierung relevanter Sandsteinformationen. Hierfür werden neben den bekannten Nutzungshorizonten auch Eozäne Kalksandsteine untersucht, die insbesondere für den südlichen Landesteil einen relevanten Aquifer darstellen. Die Ergebnisse dieser Untersuchungen fließen in die Parametrisierung des landesweiten 3D-Untergrundmodells ein, dass seinerseits kontinuierlich weiterentwickelt wird. Für die nächsten Jahre sind eine Reprozessierung und Neuinterpretation reflexionsseismischer Daten sowie ergänzende neue Reflexionsseismik geplant. Ziel ist die vorhandene Datenlage zu optimieren, nutzungsfertige Datenprodukte öffentlich bereitzustellen und weitere geeignete Gebiete für eine geothermische Nutzung zu identifizieren.

Geothermische Potenziale für Nordrhein-Westfalen (NRW) wurden bisher nicht systematisch und oft nicht flächendeckend quantifiziert. Im Zuge der „Potenzialstudie zur zukünftigen Wärmeversorgung in NRW“ des Landesamtes für Natur, Umwelt und Verbraucherschutz NRW (LANUV) wurden flächendeckend für das Land Nordrhein-Westfalen erstmalig mitteltiefe und tiefe hydrothermale geothermische Potenziale ermittelt und bewertet.

In diesem Beitrag zeigen wir Auszüge des Potenzialanalyseteils der mitteltiefen und tiefen Geothermie der LANUV Wärmestudie NRW, sowie weitere Potenzialabschätzungen im Untersuchungsgebiet anhand volumenabhängiger Berechnung und setzen diese Potenzialabschätzungen in Bezug zueinander. Dies trägt zum erweiterten Verständnis im Umgang mit Potenzialabschätzungen in der Geothermie im Allgemeinen bei und soll Unsicherheiten bezüglich nutzbarer Chancen beim Ausbau der Geothermie mindern.

Mitteltiefe Geothermie definieren wir hier bis 1,5 km Tiefe und tiefe Geothermie von 1,5 km bis 5 km Tiefe. In NRW liegt der Fokus für hydrothermale Systeme aktuell auf den Karbonat-reservoiren der Kreide (Cenoman/Turon), des Karbons (Kohlenkalks) und des Devons (Massenkalks). Die geothermischen Potenziale der Reservoire werden anhand von zwei verschiedenen Methoden, Heat-In-Place und stochastischen Leistungsberechnungen einer geothermischen Dublette, ermittelt. In NRW kann theoretisch bei der Wahl eines jeweils besten Reservoirs pro Standort nach stochastischer Leistungsberechnung ein mitteltiefes hydrothermales Potenzial von bis zu 5,25 GW und für die tiefe hydrothermale Geothermie von bis zu 17,24 GW erreicht werden.

Das Fündigkeitsrisiko stellt eines der größten Hemmnisse für die Umsetzung tiefer hydrogeothermaler Projekte dar. In der Regel wird das Fündigkeitsrisiko einzelner Standorte über die Unsicherheiten der geologischen Begebenheiten, die maßgeblich Produktionstemperatur und Förderraten beeinflussen, an erhoffte thermische Leistung bzw. Wärmegestehungskosten gekoppelt. Um das Fündigkeitsrisiko finanziell zu kompensieren, ist idealerweise ein Portfolioansatz, in dem das Risiko auf eine Vielzahl von Projekten verteilt wird, notwendig. Dabei ist insbesondere zu Beginn der Erschließung eines Portfolios die Erschließungsrangfolge der Projekte maßgeblich für die Minimierung der Explorations- und Bohrkosten nichtfündiger Projekte. Für die Rangfolgenfestlegung müssen die geologischen Unsicherheiten, daraus resultierende Verteilungen erwartbarer thermischer Leistungen und Fündigkeitsrisiken sowie die ökonomischen Aspekte an jedem Standort einbezogen werden.

Wir testen am Beispiel des Bayerischen Molassebeckens typische Kriterien (Maximal- und Medianwerte der thermischen Leistung bzw. Minimal- und Medianwerte der zu erwartenden Wärmegestehungskosten) zur Erstellung einer Rangfolge und vergleichen diese mit einem weiteren Kriterium, nämlich den risikominimierten Wärmegestehungskosten (LCOH_risk). LCOH_risk berücksichtigt die Kosten einer Fehlbohrung und der vorangegangen Explorationsunternehmungen als Funktion des Fündigkeitsrisikos. Wir können zeigen, dass sich über LCOH_risk als Rangfolgenkriterium gerade zu Beginn einer Portfolioerschließung das Fündigkeitsrisiko und die Kosten nichtfündiger Projekte signifikant minimieren lassen. Gleichzeitig wird die thermische Gesamtleistung des Portfolios in dieser Erschließungsphase maximiert. Die Ergebnisse unterstreichen die Notwendigkeit eines Portfolioansatzes, der die flächendeckende Charakterisierung der geologischen Begebenheiten mit den ökonomischen Aspekten kombiniert, um einen kosteneffizienten und risikominierten Ausbau der tiefen Hydrogeothermie und Aufbau etwaiger (staatlicher) Fündigkeitsversicherungen zu gewährleisten.

In frühen Explorationsphasen geothermischer Systeme ist aufgrund meist mäßiger geowissenschaftlicher Datenlage die Unsicherheit in der Bestimmung von grundsätzlichen Reservoir-Parametern wie die Größenordnung der Durchlässigkeit sehr groß. Entscheidungen für konkrete Explorationsmaßnahmen wie 2D- oder 3D-Seismik oder das Abteufen einer Erkundungsbohrung sind daher mit Risiken behaftet, da nicht sicher ist, ob eine gewählte Maßnahme den gewünschten Informationsgewinn bringt und eingesetzte Investitionsmittel verloren sind. Methoden aus der Informations- und Entscheidungstheorie unterstützen fundierte Entscheidungen in der Exploration geothermischer Systeme.

Basierend auf Fallstudien in Nordrhein-Westfalen präsentieren wir zwei Methoden, die unterschiedliche Aspekte der Entscheidungsfindung von Explorationsmaßnahmen beleuchten. In einer ersten Fallstudie wird auf Basis stochastischer geologischer Modellierungen eines geothermischen Reservoirs der Informationswert (Value of Information, VOI) verschiedener Bohrstandorte für geplante Erkundungsbohrungen quantifiziert. Dabei wird zwischen verschiedenen Ausgangspunkten unterschieden: Bohren von ausschließlich einem Bohrloch oder mit der Option eines zweiten Explorations-Bohrloches.

In einer zweiten Fallstudie wird der Einsatz sogenannter Risikofunktionen (auch Verlustfunktion genannt, im Englischen loss function) in der Entscheidungsfindung erörtert. Diese Funktionen ordnen bei jeder Entscheidung, die immer von einer Schätzung eines Wertes, z.B. der Reservoirtiefe, abhängt, eine Differenz zu dem wahren Wert zu. Über- oder Unterschätzung dieses Wertes können durchaus verschiedene finanzielle Auswirkungen auf das Projekt haben. In dieser Fallstudie stellen wir loss functions für Bohrtiefen auf und zu erwartenden thermischen Leistungen von Dubletten auf und analysieren die Auswirkungen von Über- oder Unterschätzung dieser Parameter auf die Wärmegestehungskosten. Die Risikoaffinität verschiedener Stakeholder dargestellt wird über skalierbare Risikofunktionen berücksichtigt.

Die Tiefengeothermie ist weltweit ein wichtiger Bestandteil der Wärmewende und spielt eine entscheidende Rolle bei der Dekarbonisierung. Um das volle Potenzial dieser Energiequelle zu erschließen, sind ein tiefes Verständnis des geologischen Untergrunds sowie sichere und wirtschaftliche Bohrungen notwendig.

DGMK und BVEG haben einen Leitfaden erstellt, der sich an Institutionen und Personen richtet, die mit der Planung, Umsetzung und Finanzierung von tiefer Geothermie befasst sind. Der Leitfaden bietet eine standardisierte Methode zur geologischen und wirtschaftlichen Bewertung hydrothermaler Projekte. Er beschreibt die geologische Bewertung im Kontext eines risikominimierenden geothermischen Projektmanagements. Der Leitfaden zeigt einen standardisierten Weg zur Quantifizierung der geologischen Erfolgswahrscheinlichkeit, welche die notwendige Basis für Investitionsentscheidungen darstellt. Geologische Unsicherheiten sind Teil jedes bergbaulichen Projektes, also auch des geothermischen Systems. Die vorgestellte Methodik beschreibt die geologischen Analysenmethoden und weist einen Weg, geologische Wahrscheinlichkeiten als auch natürliche Variabilität der geologischen Parameter in die wirtschaftliche Bewertung sowie technische Detailplanung einzubeziehen. Zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit und zur Auswahl des geeigneten Projektdesigns müssen die Verteilungen der geologischen Parameter betrachtet werden. Eine genaue Vorhersage der geologischen Parameter in der Tiefe ist aufgrund unvollständiger Daten und vor allem aufgrund der natürlichen Variabilität nicht möglich. Daher werden statistische Vorhersage-Verfahren angewandt.

Bei der Realisation eines Einzelprojektes oder einiger weniger, vollfinanzierter Einzelprojekte kann der Investor im Rahmen der hier vorgestellten Methodik den genannten Unsicherheiten mit angepasster Planung oder verschiedener Risikoabsicherungen begegnen, er kann sie jedoch nicht umgehen.

Erst auf dieser Basis können unter- und obertägige Planungen sowie strukturierte bankengestützte Finanzierung- und Versicherungspläne adäquat umgesetzt und die begleitenden Kosten realistisch eingeschätzt werden.

Präsentiert werden vorläufige Erkenntnisse über die Verteilung von Gebirgsspannungen und Porendrücken aus Daten der ersten Eavor-Loop-Zwillingsbohrungen (Loop 1) in Geretsried, Bayern. Seit Bohrbeginn im Juli 2023 wurden bis dato bereits mehrere Lateralbohrungen erfolgreich innerhalb des knapp 600m mächtigen, mikritischen Malmkarbonats abgeteuft. Die möglichst genaue Kenntnis der im Untergrund vorherrschenden Druck- und Spannungsbedingungen ist eine wichtige Voraussetzung für das effiziente Abteufen der weiteren Bohrungen.

Um zunächst die Porendruckverteilung einzugrenzen, diskutieren wir zwei voneinander abweichende Tonsteindichteprofile aus Bohrkleinmessungen vor dem Hintergrund lokaler Bruchtektonik im Bereich der Bausteinschichten. Dieser als Mittelbau (Chatt mit basalen Bausteinschichten) beschriebene Abschnitt bildet den Übergangsbereich zwischen aufliegendem Aquitan, in dem laut Tonsteindichteverteilung bereits ein Porenüberdruck-Profil ansetzt, und den deutlichen Überdruckverhältnissen im unterlagernden Rupel.

In diesem Kontext deuten die Ergebnisse zweier im Bereich der Bausteinschichten durchgeführter Formation Integrity Tests (FIT), die sehr hohe horizontale Hauptspannungen (S_Hmax ≥ S_hmin) nahe der Vertikalspannung (S_v) suggerieren, nach derzeitiger Datenlage auf ein transpressives Regime (S_Hmax > S_v) im Grenzbereich eines isotropen Spannungszustandes (S_Hmax ≥ S_v ≥ S_hmin) hin. Die Voraussetzungen für eine mit der Profiltiefe zunehmende Konvergenz der Hauptspannungen im Mittelbau wären durch eine entsprechende Porendruckrampe gegeben.

Tektonischer Stockwerksbau sowie die Nähe zu der südlich im Mittelbau ausstreichenden Geretsried Blind Thrust (Shipilin et al. 2020) deuten also auf ein vielschichtiges und im Tiefenprofil möglicherweise bis heute in differenzierter Form vorliegendes Druck- und Spannungsregime hin. Hierzu werden abschließend die Spannungsverhältnisse im hydrostatisch veranlagten Malm vor dem Hintergrund bohrtechnischer Ereignisse und der noch in Auswertung befindlichen Borehole-Image-Logs diskutiert und den Erkenntnissen aus dem Mittelbau gegenübergestellt.

In order to maximize the potential of deep geothermal energy in Munich, while at the same time reducing the number of drilling sites, development costs and the implementation time of geothermal projects, it is important that individual well sites achieve the highest possible production rates. One evident strategy to enhance the productivity of a drilling site is to expand the development radius around the location as well as the number of boreholes. Wells in the Munich area have been drilled up to 3,000 m horizontal departure (HD), but there is potential for further horizontal reach. However, this requires the outer wells to be drilled at a considerable distance, almost horizontally, from the surface starting point to the landing point. This increasing horizontal distance of the target from the well site inevitably leads to increased technical effort, cost and risk. This paper presents the challenges and limitations arising when applying conventional drilling and liner running methods on wells with extended reach. A thorough risk analysis is provided, detailing the identified limitations. Additionally, various aspects of the well design are highlighted and reviewed.

Wässer aus geothermischen Tiefenbohrungen in hydrothermalen Systemen weisen standortspezifisch äußerst individuelle Zusammensetzungen und Mineralisation auf (von wenigen mg/l bis mehreren g/l). Die enthaltenen Elemente wie Fe, Ar, Li, Mg, Sr, die in großer Tiefe unter hohem Druck und hoher Temperatur gelöst sind, sollen in technischen Anlagen gewonnen werden. Mit Hilfe des technologischen Fortschritts ist es möglich, diese gelösten Elemente vor Ort in Europa zu gewinnen und als Rohstoff für die importabhängige Hightech- und Batterieindustrie zur Verfügung zu stellen. Darüber hinaus kann neben der stofflichen Nutzung auch das energetische Potenzial von Solewässern zu einer Verbesserung der Wirtschaftlichkeit führen.

Für die energetische und stoffliche Nutzung werden zum einen geeignete Solequellen in Europa aufgezeigt, die die erforderlichen hohen Mineralkonzentrationen aufweisen. 400 Bohrungen aus verschiedenen europäischen Ländern wurden dazu als Quellsystem auf ihr energetisches Wärmepotenzial untersucht. Zum anderen werden die neu zu entwickelnden Technologien und Verfahren zur Extraktion ausgewählter Elemente aufgezeigt. Diese Verfahren sind für die ganzheitliche Nutzung des geothermischen Potenzials von großer Bedeutung. Für zwei Extraktionsverfahren wird jeweils die Wärmeintegration der Prozesse vorgestellt. Beide Extraktionsprozesse wurden mittels Wärmeintegration analysiert und mit den jeweiligen Wärmequellen des Systems verschaltet. Als Ergebnis ist eine Energieeinsparung von bis zu 30 % innerhalb des Prozesses möglich, zusätzlich stehen weitere Wärmepotentiale auf unterschiedlichen Temperaturniveaus zur verfügbar. Ein standortspezifisches energetisches Überschusspotenzial von bis zu 800 kW kann weitere Abnehmerstrukturen, mit mehreren hundert Wohneinheiten bzw. weitere industrielle Prozesse mitversorgen.

Diese zusätzlichen Potenziale an Wärme können weitere Einnahmequellen darstellen, um die Gesamtinvestitionen zu unterstützen sowie eine gesamtheitliche Nutzung des Solewassers zu etablieren.

Geological modeling is an integral part of geothermal resource estimation, exploration and reservoir modeling. A geological model typically consists of two components: a geometric representation of boundaries between major lithological units and discontinuities (faults, unconformities), and a volumetric model of relevant property distributions within each lithological unit (e.g., porosity, permeability). Both aspects contain significant uncertainties, but while multiple established methods exist to consider uncertainties in the volumetric model (e.g., conventional geostatistics, machine learning approaches), the geometric representations are still often treated as known.

In this work, we review probabilistic geomodelling concepts to treat uncertainties in the geometric model. In a schematic scenario, we highlight the difference in subsequent geothermal resource estimates based on these models: first for the case of independent stochastic estimates (as performed in many studies today), and then for the case of statistical dependence, considered through the probabilistic geomodel. We then apply the method to an estimate of a hydrothermal resource in Germany, where we show the integration of probabilistic geomodelling methods into an actual resource estimation workflow.

In a next step, we integrate the model ensemble into a decision analysis workflow. This work is still in progress, but first results show how loss functions enable the consideration of specific risks of over- and underestimation of a resource. In combination with the probabilistic geomodelling workflow, this opens-up possibilities for a more integrated consideration of geological uncertainties in geothermal resource estimates.

In der tiefen Geothermie wird der Thermalwassertransport oft durch Strömungen in Klüften dominiert. Insbesondere in Bohrlochnähe werden dabei mittlere bis hohe Fließgeschwindigkeiten in den Klüften erreicht. Um das Fließverhalten unter diesen speziellen Bedingungen besser zu verstehen, werden Klüfte und deren Hydraulik in im F⁴aT-Labor (Forced fracture fluid flow and Transport Laboratory) experimentell untersucht. Dazu werden im ersten Schritt verschiedene Gesteinsproben auf ihre Rauigkeit hin analysiert. Mehrere Parameter, wie zum Beispiel der Hurst Exponent und die Höhenvarianz, werden untersucht und verglichen. Die gemessenen Rauigkeiten sind gesteinsabhängig und bilden die Randbedingungen der hydraulischen Versuche. Die Rauigkeit bestimmt die Apertur der Klüfte und ist damit der wichtigste Faktor für die Hydraulik und Fließdynamik des Systems. Die Durchflussversuche werden mit einer großen Variabilität an Fließraten durchgeführt um sowohl den laminaren Bereich bei kleinen Fließraten (Re <1) als auch den Beginn des nicht-laminaren Fließverhaltens darzustellen, wobei die Messungen einen signifikanten Einfluss der Rauigkeit auf die Hydraulik zeigen.

Eine nachhaltige Wärmeerzeugung ist die Grundvorraussetzung für jedes Geothermieprojekt. Neben vielen Faktoren ist die optimale Reservoirbewirtschaftung ein essentieller Baustein. Diese umfasst aus Perspektive der Ressource sowohl die Fragestellung einer langfristigen Sicherstellung der Produktivität und Injektivität als auch der Födertemperatur.

Die mesozoischen Reservoire des Norddeutschen Beckens sind insbesondere für ihre lokalen, fluviatilen Ablagerungen bekannt. Somit ist die Lage des Reservoirs im Hinblick auf den Projektstandort von großer Bedeutung. Aber auch Hetergoenitäten innerhalb der Flussysteme sind von Bedeutung.

Für das Reservoirmangements müssen daher die Fragen zur geometrischen Ausprägung der Ressource aber auch des geothermischen Entwicklungspotenzials frühzeitig berücksichtigt werden. Der Einfluss der Reservoirkomplexität auf die Prognosefähigkeit des geothermischen Modells werden im vorliegenden Beitrag untersucht.

Obwohl Tiefengrundwasser grundsätzlich Teil des hydrologischen Kreislaufs ist, muss es als begrenzte Ressource betrachtet werden. Dies betrifft die hydrochemische Zusammensetzung, die Altersstruktur und die im Grundwasser gespeicherte Wärme. Das Monitoring von Veränderungen im Reservoir ist essentiell für eine frühzeitige Erkennung von nutzungsbedingten und nutzungsabhängigen Veränderungen im Reservoir.

In dieser Studie wird ein Konzept vorgestellt, mit dem die Veränderungen im Reservoir anhand des hydrochemischen Fingerabdrucks erkannt, auf Fließprozesse zurückgeführt und bewertet werden können. Exemplarisch wird das Konzept auf einen Tiefengrundwasserleiter angewandt, der zur Produktion von Heil- und Mineralwasser genutzt wurde. Diese Daten dienen später dem Test eines Prognosemodells, dessen erste Phase mit Produktionsdaten aus Geothermiebohrungen kalibriert wird.

Im betrachteten Mineralwasserleiter zeigen Daten der letzten 40 Jahre eine hydrochemische Schichtung, wobei Salinität und Alter mit der Tiefe zunehmen. Mit fortlaufender Reservoirnutzung haben das hydraulische Potential, die Gesamtmineralisation des geförderten Wassers und dessen CO₂-Gehalt stetig abgenommen. Diese Ergebnisse lassen in Kombination mit Tiefenmessungen darauf schließen, dass der Salzwasserhorizont im Reservoir nutzungsbedingt signifikant abgesunken ist. Die Summe der Veränderungen sowie vorhandene Anzeichen einer dauerhaften Veränderung wären demnach ein Indikator für den "Abbau" des Mineralwassers.

Auch in den Carbonaten des Oberjura im bayerischen Molassebeckens lassen sich mehrere Grundwassertypen unterscheiden. Auch wenn Geothermieanlagen kein tiefenaufgelöstes Monitoring der hydrochemischen Zusammensetzung erlauben, muss bei den großen Mächtigkeiten der erschlossenen Reservoire eine Tiefenzonierung angenommen werden. Kontinuierliches faseroptisches Temperaturmonitoring ermöglicht die Überwachung der hydraulisch aktiven Zonen im Reservoir. In Kombination mit gemessenen Veränderungen der hydrochemischen Charakteristik am Brunnenkopf können die Entwicklung des Reservoirs und regionale Zuflüsse abgegrenzt werden.

Das hydrothermale Reservoir, bestehend aus den Karbonaten des Oberjura und Purbeck, im Süddeutschen Molassebecken ist das wichtigste Reservoir für die geothermische Energieversorgung in Bayern. Die komplexe Hydrogeologie des Oberjura Reservoirs wird durch eine heterogene Geologie mit Verkarstungen, Riff- und Beckenfazies und tiefen Störungszonen verursacht.

Das große Interesse an dem Reservoir für die geothermische Energieversorgung führte zu einem verstärkten Ausbau von Geothermiekraftwerken im Großraum München in den letzten Jahren. Heute werden in diesem Gebiet 18 geothermische Kraftwerke für die Fernwärme- und Stromerzeugung genutzt.

Das Verständnis der Dynamik innerhalb des Reservoirs ist wichtig, um eine lange und nachhaltige Nutzung der geothermischen Ressource zu gewährleisten. Tracerversuche sind ein dabei wichtiges Instrument zur Untersuchung der Grundwasserströmungswege, zur Erkennung möglicher thermischer Durchbrüche und zur Minimierung potenzieller negativer Interferenzen zwischen geothermischen Kraftwerken.

In den letzten Jahren wurden an den bestehenden Anlagen mehrere Tracerversuche durchgeführt, und die wachsende Zahl von Projekten wird in den kommenden Jahren auch zu einer Zunahme von Tracerversuchen führen. Die Zunahme führt zur Anforderung Tracerversuche ganzheitlich mit dem Blick auf Interferenzen zwischen Geothermie-Standorten und Hintergrundwerten zu planen. Da nur eine begrenzte Anzahl herkömmlicher Tracerstoffe für den Einsatz in der tiefen Geothermie bei hohen Temperaturen zur Verfügung steht und an einigen Anlagen bereits Versuche durchgeführt wurden, wird vom Lehrstuhl für Hydrogeologie der Technischen Universität München in Kooperation mit dem Bayerischen Landesamt für Umwelt ein Tracermanagement für das Oberjura Reservoir entwickelt, das Richtlinien zur Durchführung von Tracerversuchen, die Eignung verschiedener Tracer für den Einsatz in der Geothermie und standortspezifische Empfehlungen enthält.

Im Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz der Bundesrepublik Deutschland (BMWK) geförderten Forschungsprojektes „GFK-Monitor“ wurde erstmalig ein Glasfaserkabel (GFK) in eine tiefe Geothermie-Bohrung (4180m MD, 3141m TVD) von GOK bis über 900m des Open-Hole-Bereichs der Reservoirsektion eingebaut. Der Glasfaserkabeleinbau erfolgte an einem Sucker-Rod-Strang in eine seit 3 Jahren im Betrieb befindliche Reinjektionsbohrung der Stadtwerke München am Energiestandort Süd.

Um den Erfolg des GFK-Einbaus zu garantieren, wurden u.a. Lessons Learnt aus einem bereits erfolgten GFK-Einbau im Cased-Hole-Bereich in einer der benachbarten Bohrungen herangezogen, komplettierungstechnische Sonderlösungen entwickelt, sowie ein Befahrbarkeitsnachweis des Open-Hole-Bereichs am Bohrgestänge, inkl. Bohrlochmessung, vor dem GFK-Einbau durchgeführt. Es werden sowohl bohr- und komplettierungstechnische Aspekte aus der Planung und Umsetzung des GFK-Einbaus als auch erste Ergebnisse der Auswertung der faseroptischen, ortsverteilten Temperatur- (DTS) und Dehnungsmessung (DAS) sowie der zwei punktuellen Druckmessungen durch faseroptische Tiefensonden auf Endteufe und oberhalb des Reservoirs vorgestellt.

Anhand der gewonnenen Temperaturdaten aus dem Stillstand und während der Reinjektion werden die hydraulisch aktiven Zonen im open-hole Bereich interpretiert und quantifiziert. Durch Korrelation mit geophysikalischen Logs werden die hydraulisch relevanten Bereiche in den lokalen und regionalen geologischen Kontext gesetzt. Der Vergleich mit stationären Flowmeter Messungen, welche nach Fertigstellung der Bohrung durchgeführt wurden, könnte auf Änderungen in den Injektionszonen hinweisen. Diese stehen womöglich im Zusammenhang mit einer stark verbesserten Injektivität der Bohrung. Abschließend werden mögliche Gründe für diese hydraulische Dynamik im Reservoir diskutiert.

A significant increase in geothermal site construction and drilling activity is necessary to reach the ambitious goal of supplying 25% of the building heat used in Bavaria. Thereby, drilling efficiency and safety are often challenged by the subsurface's difficult-to-predict geological and geomechanical conditions. One critical safety aspect is identifying and mapping gas reservoirs in shallow and deep stratigraphic layers. To achieve this goal, seismic reflection profiles, mainly acquired in the 1970s and 1980s, will be analysed for direct hydrocarbon indicators (DHIs) and trap structures. To also reduce the risk of drilling into shallow gas accumulations that cannot be detected with regular seismic measurements, shallow seismic reflection (P- & S-wave) is to be tested in the region of Simbach a. Inn, an area historically known for its abundance of shallow gas shows. Gas accumulations at shallow depths pose an elevated drilling risk as the total weight of the mud column in the borehole is still relatively low and blow-out prevention in the top hole section is usually limited due to the large hole diameter. In the area of interest, close to Simbach, a diffuse spot in two older 2D seismic reflection profiles could indicate a fault zone with potential gas migration/accumulation. We will give an overview of the first results of the shallow seismic campaign and an outlook on further plans for seismic gas detection in deeper layers in the North Alpine Foreland basin in SE Germany.

The work is part of the GeoChaNce project funded by the Bavarian Environmental Agency.

In der Metropolregion Berlin sowie in großen Teilen Brandenburgs sind eine Vielzahl geothermischer Großprojekte in Planung bzw. in Vorbereitung. Viele Projektentwickler und Kommunen, die sich im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung mit dem Thema befassen, wenden sich mit Fragen an unterschiedliche Wissensträger aus der Region. Um das Wissen verschiedener Fachbereiche zu bündeln, von der Geologie und Erschließung über den Anlagenbau und die Energiebereitstellung bis hin zu sozio-ökonomischen

Aspekten haben im November 2023 acht akademische Partnerinstitutionen die GeoEnergie Allianz Berlin-Brandenburg (GEB²) gegründet (Deutsches GeoForschungsZentrum GFZ, Fraunhofer IEG, Technische Universität Berlin, Berliner Hochschule für Technik, Institut für ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW), Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senftenberg, Freie Universität Berlin und Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung (BAM)). Der Beitritt der Universität Potsdam steht kurz bevor. Im Mittelpunkt der GEB² stehen gemeinsame Forschungsvorhaben, Demonstrationsprojekte und die Förderung des wissenschaftlichen Nachwuchses. Ein Forschungsbeirat aus Vertretern von Industrie, Politik und Verbänden begleitet die Arbeit der GEB². So aufgestellt versteht sich die GEB² als erster Ansprechpartner für Kommunen, Energieversorger, Politik und Verwaltung zu Fragestellungen der GeoEnergie, also neben der Entwicklung geothermischer Energiesysteme auch die geologische Speicherung von Wärme, CO2 oder Wasserstoff. Erste Projekte in Planung sind u.a. (1) die Entwicklung einer neuen Forschungsbohrung gemeinsam mit einer Kommune, wo verschiedene Co-Nutzungspotenziale, wie z.B. die Gewinnung von Energie und Lithium im Norddeutschen Becken, untersucht werden sollen. (2) Für den Wissenstransfer soll eine Datentransferplattform entwickelt werden, in der alle verfügbaren Informationen zur energetischen Nutzung des Untergrunds bereit gestellt werden. In einem separaten DGK Workshop sollen erste Ideen dazu gesammelt und Umsetzungsmöglichkeiten diskutiert werden.­­­

Das Forschungsprojekt Geothermie-Allianz Bayern (GAB) startete 2016 unter Förderung des Bayerischen Staatsministeriums für Wissenschaft und Kunst. 2024 endet die zweite Förderphase des Projekts. Die angewandte Forschung der letzten vier Jahre umfasste die Entwicklung effizienter Anlagenkomponenten, die Untersuchung der Auswirkungen möglicher Seismizität auf Gebäude, das langfristige und nachhaltige Reservoirmanagement im Malm sowie die Erkundung des nordbayerischen Kristallins. Der Vortrag gibt einen Überblick über die Arbeiten und die erzielten Meilensteine in den vier Teilprojekten. Es wird dabei auf die spezifischen Fachvorträge aus dem Projekt im weiteren Kongressverlauf verwiesen.

2025 beginnt die nächste Förderphase der GAB. Der Forschungsschwerpunkt wird von der hydrothermalen Technologie im Malm auf alternative, mitteltiefe Horizonte, sowie petrothermale Bereiche in Nordbayern verlagert. Die Teilprojekte werden nicht nach Technologie, sondern nach dem methodischen Vorgehen gegliedert. Die zukünftige Forschung im untertägigen Bereich wird in klassische geologische Erkundung und skalenübergreifende Reservoirmodellierung unterteilt. Im obertägigen Bereich rückt die flexible Fahrweise, sowie die Systemeinbindung von geothermischer Energie in den Fokus. Das Arbeitsprogramm wird durch Simulationen zur Minimierung seismischer Einwirkungen in neuen Horizonten abgerundet.

Die günstigen geologischen Bedingungen im Untergrund des Großraums München weisen ein hohes Potenzial, nach aktuellen Schätzungen von mindestens 1,8 GWth, für die tiefengeothermische Fernwärmeversorgung auf und überschneiden sich mit einer sehr hohen Wärmebedarfsdichte im Großraum München. Bisher wurde dort ein geothermisches Potenzial von ca. 400 MWth erschlossen. Dies reicht jedoch für die Transformation der Fernwärmeversorgung in der Landeshauptstadt München und im Landkreis nicht aus. Derzeit ist höchstens ein Viertel des Potenzials im Bilanzraum erschlossen. Diese Lücke bildet die Motivation für das Projekt GIGA-M, in dem ein breites Bündnis von Akteur*innen aus der Stadt und dem umgebenden Landkreis München ein zeitnahes Hochskalieren der Tiefengeothermie in der Region anstreben. Ein strategischer Wechsel von der derzeitigen Umsetzung einzelner Standorte in Stadt und Umland zur synergetischen optimierten Nutzung eines geothermischen Feldes soll gelingen. Dafür und für die Verschiebung der Tiefengeothermie-Nutzung von der Grundlast in die Mittel- bis Spitzenlast erarbeitet das Projekt GIGA-M Lösungen für die folgenden Herausforderungen: i) für die Beurteilung des wirtschaftlich-technischen Risikos im Wärmebergbau aufgrund gegenseitiger Beeinflussung von Projekten sowie der nachhaltigen Nutzung des Geothermiefeldes wird ein Reservoir-Management-Modell und Bewertungsmodell erstellt, ii) um fehlende Grundlagendaten zur Verfügung zu stellen wird eine inter-kommunale 3D-seismische Erkundung von weiten Teilen des Großraums München durchgeführt, iii) zur Steigerung der Produktivität einzelner Anlagen werden technische Maßnahmen zur Vergrößerung der Bohrreichweite untersucht und iv) zur Überwindung nicht-technischer Barrieren werden gemeinschaftlich Konzepte für interkommunale Geschäftsmodelle, Priorisierung von Flächen und Kommunikationsstrategien entwickelt. Das Projekt wird durch das BMWK aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestags mit ca. 11,1 Mio. Euro gefördert.

Am Oberrhein steht einem bemerkenswertem Wärmebedarf ein hohes geothermisches Potential gegenüber. Gleichzeitig bietet sich in der Region die Chance, Lithium aus dem Thermalwasser zu gewinnen. Zusammen mit Partnern ist die EnBW derzeit in verschiedenen Geothermieprojekten aktiv: mit der Mannheimer MVV soll ein großes Fernwärmenetz anteilig dekarbonisiert werden, gemeinsam mit der Stadt Wörth und der Daimler Truck AG soll Prozess- und Heizwärme für den Industriestandort und das städtische Netz zur Verfügung gestellt werden. Parallel dazu prüft die EnBW Ausbauoptionen der gemeinsam mit den Bruchsaler Stadtwerken seit 14 Jahren betriebenen Geothermieanlage. An dem Standort wird zudem intensiv zum Thema Lithiumgewinnung geforscht. Der Vortrag soll einen Überblick zu diesen Aktivitäten geben.

Im Verbundprojekt AGENS soll demonstriert werden, dass durch einen multilateralen Aufschluss eines störungsdominierten geothermischen Reservoirs im Oberrheingraben die Wirtschaftlichkeit des Betriebs eines Geothermiekraftwerks optimiert und gleichzeitig das Risiko induzierter Seismizität minimiert werden kann. Ziel dieses interkommunalen Projektes ist die Erstellung einer geothermischen Dublette zur dauerhaften Wärmeversorgung in Speyer und Schifferstadt. Der Hauptfokus des fünfjährigen Projekts ist dabei die Erstellung einer Dublette mit zwei Haupt- und mehreren Lateralbohrungen. Durch einen von intensivem wissenschaftlichem Monitoring begleiteten Evaluationsbetrieb dieser Dublette soll verifiziert werden, dass mittels des im Projekt umgesetzten Aufschluss- und Monitoringkonzepts die Seismizität auf einem minimalen Niveau gehalten und gleichzeitig die für den wirtschaftlichen Betrieb notwendigen Fließraten erreicht werden können. Frühzeitige Öffentlichkeitsarbeit und Stakeholder-Engagement zielen darauf ab, breite Akzeptanz des Projekts sowohl bei Interessengruppen als auch in der Bevölkerung zu erreichen und werden wissenschaftlich evaluiert. In diesem Vortrag sollen erste Einblicke in das Verbundprojekt AGENS, die beteiligten Partner sowie weiteren Planungen gegeben werden.

Über die Hälfte der energiebedingten CO₂-Emissionen werden in Deutschland im Wärmesektor emittiert. Um die nationalen und europäischen Klimaschutzziele erreichen zu können, ist die Dekarbonisierung des Wärmesektor unerlässlich. Doch die Transformation steht noch ganz am Anfang: Energieversorger und Stadtwerke entwickeln nun die Strategien, die sie in den nächsten 20 Jahren umsetzen müssen. Zentrale Säule in vielen Wärmetransformationsplänen nimmt dabei die Tiefengeothermie ein, die grundlastfähig klimaneutrale Wärmeenergie langfristig bereitstellen kann.

Die Transformation des Wärmesektors und der damit verbundene Ausbau der Tiefengeothermie in Deutschland wird einen hohen Investitionsbedarf auf Seiten der Versorger, Stadtwerke und Projektentwickler in den nächsten Jahren erfordern. Entsprechend ist eine optimale Finanzierungsstruktur für diese Infrastrukturprojekte unerlässlich, um die Transformation erfolgreich zu gestalten.

Insbesondere die Finanzierung von Tiefengeothermieprojekten kann auf Grund des technologiespezifischen Risiko-Rendite-Profils viele Projektentwickler vor Herausforderungen stellen. Hinzu kommt eine zusätzliche Belastung durch Finanzierungskosten in Phasen hoher Fremdkapitalzinsen. Abgedämpft werden kann diese Mehrbelastung durch die Einbeziehung bestehender Fördermittel der öffentlichen Hand (bspw. durch das BEW, der EEW, dem Energieforschungsprogramm sowie diversen Förderprodukten von öffentlichen Förderbanken).

Neben den am Markt verfügbaren Fördermitteln erhalten Tiefengeothermieprojekte auch indirekt Unterstützung seitens der EU: Der Sustainable-Finance-Action-Plan mit seinen zehn Maßnahmenpaketen (EU-Taxonomie, etc.) umfasst einheitliche Definitionen und Standards zu nachhaltigen Geldanlagen in Deutschland und steigert damit das Interesse der Finanzwirtschaft an der Finanzierung der Transformation, bei der die sogenannten ”ESG-Kriterien” umfassend eingehalten werden.

Letztlich muss die Finanzierung von Tiefengeothermieprojekten individuell betrachtet und sämtliche Faktoren, wie Finanzierungsstruktur, verfügbare Fördermittel oder weitere Finanzierungsquellen in der Auslegung des Business Case berücksichtigt werden.

Die Auswahl eines Standorts für Tiefengeothermieanlagen ist komplex. Der Standort sollte nicht nur geologisch geeignet und über ein Versorgungsnetz erschlossen sein. Berücksichtigt werden muss auch, ob der vorgesehene Standort in einem Wasser- oder Naturschutzgebieten liegt. Denn eigentlich sind Bohrungen in solchen Schutzgebieten verboten. Das Gesetz sieht dabei aber auch Ausnahmen vor. Um Tiefengeothermieanlagen zu wirtschaftlich günstigen Konditionen zu realisieren und damit deutschlandweit für insgesamt erschwingliche Strom- und Wärmepreise zu sorgen, sind diese Ausnahmen zentral.

Mit dem Ende letzten Jahres in Kraft getretene Wärmeplanungsgesetz (WPG) hat der Gesetzgeber klargestellt: Geothermieanlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse. Damit sollen auch Ausnahmen in Wasser- und Naturschutzgebieten erleichtert werden. Welche Erleichterung die Neuregelung aber tatsächlich schafft, soll im Beitrag unter Bezug auf aktuellste Urteile näher betrachtet werden.

Schnell wird dabei deutlich, dass die neue Regelung im Wärmeplanungsgesetz noch nicht alle Hindernisse ausräumt. Schließlich fordert das Recht darüber hinaus, dass der Standort im Wasser- oder Naturschutzgebiet auch erforderlich, d.h. alternativlos ist. Der Beitrag zeigt auf, wie diese Anforderungen bereits bei der Standortauswahl berücksichtigt werden können und unterbreitet Empfehlungen für ein entsprechendes Vorgehen.

Die Vortragenden verfügen über Erfahrungen bei der Umsetzung von Projekten im Zusammenhang mit der Wärmewende und der Realisierung der dafür erforderlichen Infrastrukturen. Der Vortrag basiert auf den gewonnen Erfahrungen bei der Beratung von Tiefengeothermievorhaben.

In drei verschiedenen Studien wurden die Nachnutzungsmöglichkeiten bereits bestehender Tiefbohr-Infrastruktur zu qualitativ hochwertigen Wärmequellen mittels tiefer Erdwämesonden (TEWS) untersucht. Dadurch verlängert sich die Wertschöpfungskette von Explorations- und Produktionsbohrungen, wodurch erneuerbare Wärmeenergie effizient produziert werden kann, da sowohl der CO₂-Fußabdruck einer neuen Tiefbohrung als auch die damit verbundenen Kosten minimiert werden.

In diesem Beitrag stellen wir die Ergebnisse dieser Studien vor. Zum einen die Umnutzung alter, zur Verfüllung stehender Gasbohrungen als Wärmequelle für kommunale Wärmeversorgungskonzepte in umliegenden Regionen in Niedersachsen. Hier liegt die Möglichkeit der Umkomplettierung alter Kohlenwasserstoffbohrungen zu TEWS im Fokus. Mithilfe von Simulationen wird die zu erwartende Leistung umkomplettierter TEWS simuliert, die nach 30 Jahren konstanten Wärmeentzugs im Bereich von 200 kW bis 400 kW und mit innovativem Ausbau bis zu 600 kW liegt. Dazugehörige Wärmegestehungskosten für Verbraucher werden mit Wärmenetzsimulationen quantifiziert und sind vergleichbar mit anderen regenerativen Energieträgern, wie Biomasse, aber auch kompetitiv mit Gaspreisen (Jahr 2022).

Auch in der Einsparung von CO₂ in Industrieprozessen können TEWS eine Rolle spielen, beispielsweise als Wärmespeicher. In einer zweiten Studie zeigen Untersuchungen von saisonalen Speichermöglichkeiten in Salzdiapiren und solegefüllten Salzkavernen großes Potenzial. Infrastruktur aus Zeiten erhöhtem Gasspeicherbedarfs könnte dadurch effizient nachgenutzt werden.

Die Umsetzung der simulierten Ausbaukonzepte konnte in einem Forschungsprojekt in Eden (UK, Cornwall) kalibriert und getestet werden. Der Einbau eines vakuumisolierten Steigrohres ist eine zwar kostenintensive, jedoch solide und höchst effiziente Komplettierung.

Diese Projekte beleuchten das große Potenzial der geothermischen Nachnutzung umkomplettierter Altbohrungen als qualitativ hochwertige Wärmequelle für die kommunale Wärmeversorgung und können ein wichtiger Baustein der Wärmewende sein.

Die Kombination aus geothermischem Potenzial im Untergrund und den Abnehmerstrukturen an der Oberfläche ist eine große Herausforderung für mitteltiefe Geothermieprojekte. Insbesondere im Norddeutschen Becken muss der notwendige Bohrungsabstand von 1.000 bis 1.500 Metern oft bereits in Tiefen unter 1.500 Metern erreicht werden, was präzise Planung und geologische Untersuchungen erfordert. Eine Verbindung zwischen zwei Bohrplätzen über oberirdische Trassen ist wegen der Anforderungen an den Grundwasserschutz besonders herausfordernd.

Bei der Auswahl von Bohrplätzen sind verschiedene Aspekte entscheidend. Der Bohrplatz sollte möglichst nah an einem Einspeisepunkt ins Fernwärmesystem liegen, um Transportverluste zu minimieren. Das Grundstück sollte idealerweise im Eigentum des Abnehmers sein, um das Projektbudget im Rahmen zu halten. Zudem muss die umgebende Infrastruktur, insbesondere die Nähe zu Wohngebieten, berücksichtigt werden, was ein Schallschutzkonzept erfordert. Auch die langfristige Nachnutzung des Bohrplatzes ist relevant.

Erfahrungen aus verschiedenen Projekten mit Stadtwerken, Energieversorgungsunternehmen und privaten Investoren zeigen, dass die frühzeitige Einbindung aller relevanten Stakeholder, flexible Planungsansätze und eine solide finanzielle Planung entscheidend für den Erfolg sind. Diese Lessons Learned können helfen, zukünftige Geothermieprojekte im Norddeutschen Becken erfolgreicher zu gestalten.

Dieses Paper untersucht den Nachweisprozess von Geothermieanlagen zum Anschluss an öffentliche Stromnetze gemäß den Richtlinien des Verbands der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE). Der Fokus liegt auf dem Einzelnachweisprozess. Beschrieben wird der Prozess insbesondere anhand der Schritte Anmeldung, Planung, Dokumentation und Konformitätserklärung. Im Prozess sind eine Reihe von Akteuren wie z.B. Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Generatorhersteller und Planer involviert. Durch eine detaillierte Analyse werden die Herausforderungen, die in der praktischen Umsetzung dieses Prozesses auftreten können, aufgezeigt. Dabei werden Aspekte wie regulatorische Anforderungen, technische Komplexität, Ressourcenmanagement und Kommunikation zwischen den beteiligten Parteien berücksichtigt. Die Erkenntnisse dieses Papers bieten wichtige Einblicke für Fachleute und Organisationen, die mit der Zertifizierung und Überprüfung von Geothermieanlagen betraut sind, und tragen dazu bei, effizientere und zuverlässigere Verfahren für den Nachweisprozess zu entwickeln.