Die GeoSphere Austria hat im Rahmen eines Forschungsprojekts mit einer einheitlichen Methodik Planungsgrundlagen für die Oberflächennahe Geothermie in Österreich erarbeitet. Diese Datensätze wurden nun in den interaktiven online Geothermie-Atlas integriert, der mögliche Einschränkungen und Potentiale für die Nutzung von Grundwasserwärme und Erdwärmesonden in Wien zeigt.

Die dargestellten Geodaten für die Grundwasserwärme beinhalten eine Reihe von Parametern zur Aquifergeometrie und die daraus abgeleitete Jahresenergiemenge, sowie die Brunnenleistung und thermische Volllast-Leistung. Die Jahresenergiemenge bezieht sich einmal auf eine ausgeglichene Betriebsweise (gleich großer jährlicher Wärmeeintrag wie -entzug) und einmal auf Normbetriebsstunden, abgeleitet von den am Standort vorhandenen klimatischen Bedingungen (überwiegender Wärmeentzug). Für die Erdwärmesonden sind die maßgeblichen Eigenschaften Bodentemperatur, Untergrundtemperatur und Wärmeleitfähigkeit des Untergrunds, sowie die daraus ermittelten Jahresenergiemengen und spezifische Sondenleistungen. Die Sondenleistung bezieht sich dabei auf eine Einzelsonde und die Jahresenergiemenge für ein vorgegebenes Erdwärmesondenfeld, jeweils mit ausgeglichener Energiebilanz und den Betrieb mit Normbetriebsstunden. Die Datensätze für die Erdwärmesonden sind für das gesamte Stadtgebiet verfügbar, jene für die Grundwasserwärme beschränken sich auf die produktiven Grundwasserkörper mit ausreichender Datengrundlage.

Im Webmapviewer erstellt ein Abfragetool für jeden beliebigen Standort eine Zusammenfassung sämtlicher Geodaten. Für Erdwärmesondenanlagen ist zusätzlich eine individuelle Potenzialabschätzung möglich. Basierend auf der gewählten Lage und Tiefe der Sonden, sowie der Betriebsstunden erfolgt eine Abschätzung der verfügbaren Leistung und Energiemenge. Bei zusätzlicher Angabe des Wärme- und Kältebedarfs wird die Bedarfsdeckung ermittelt. Ein automatisch generierter PDF Bericht fasst die Ergebnisse zusammen.

Die Erweiterung der frei verfügbaren Applikation auf ganz Österreich erfolgt in mehreren Schritten, beginnend mit dem Bundesland Salzburg.

Link zum Geothermie-Atlas: https://geothermieatlas.geosphere.at/

Bis 2040 plant der Freistaat Bayern klimaneutral zu sein, bis 2030 sollen Treibhausgasemissionen um 65% pro Kopf im Vergleich zu 1990 gesenkt werden. Die Transformation der Wärmebereitstellung spielt hierfür eine wesentliche Rolle. Zur Unterstützung bietet der Energie-Atlas-Bayern Kommunen sowie Bürger:innen in Bayern einen Überblick über gebietsbezogene umsetzbare Potenziale Erneuerbarer Energien. Diese Information ist auch für die kommunale Wärmeplanung von zentraler Bedeutung.

Um Sichtbarkeit und Einbeziehung der oberflächennahen Geothermie in Bayern deutlich zu verbessern, ermittelten Technische-Universität-München, Friedrich-Alexander-Universität Erlangen (FAU) und das Bayerische Landesamt für Umwelt (LfU) das Potenzial für die drei gängigsten oberflächennahen geothermischen Systeme, Grundwasserwärmepumpe, Erdwärmesonde und Erdwärmekollektor auf jeweils zwei Arten: einerseits wurde das Potenzial zur flächendeckenden Information für Bestand und Neubau bayernweit im Energie-Atlas-Bayern anhand eines Rasterdatensatzes ausgewiesen. Andererseits wurde es für Kommunen flurstückscharf berechnet und gemeindeweise aggregiert. Die Potenziale wurden systemspezifisch mit unterschiedlichen Methoden quantitativ ermittelt und als thermische Leistung (MW) bzw. als Wärmemenge (MWh/a) bezogen auf eine definierte Fläche (10m x 10m Rasterdatensatz bzw. verfügbare Flurstücksfläche) dargestellt, um mit anderen Potenzialen der Erneuerbaren Energien vergleichbar zu sein. Im flurstückscharfen Ansatz wurde das umsetzbare Potenzial mit dem Wärmebedarf des dortigen Bestands abgeglichen, um zu analysieren, wieviel des derzeitigen Wärmebedarfs in Bayern durch oberflächennahe Geothermie gedeckt werden kann.

Oberflächennahe geothermische Systeme können bayernweit nahezu flächendeckend eingesetzt werden. Insbesondere bei Erdwärmekollektoren bestehen kaum Ausschlussflächen. Erdwärmesonden zeigen ein niedrigeres Gesamtpotenzial, das im Wesentlichen durch die in Bayern geltenden Bohrtiefenbegrenzungen beschränkt ist. Grundwasserwärmepumpen sind auf Räume beschränkt, bei denen eine oberflächennaher Grundwasserleiter vorhanden ist und zeigen ein signifikantes, aber geringeres Potenzial.

Die Kommunale Wärmeplanung ist ein wesentlicher Schritt zur nachhaltigen Energieversorgung und spielt eine zentrale Rolle in der Energiewende. In der bayerischen Kleinstadt Illertissen, mit einer Bevölkerung von rund 17.500 Einwohnern, gibt es Überlegungen geothermische Energie zu nutzen. Im Rahmen der Kommunalen Wärmeplanung wird die effiziente und umweltfreundliche Wärmeversorgung von örtlichen öffentlichen Gebäuden wie dem Schwimmbad, der Veranstaltungshalle und dem Schulzentrum geprüft.

Für die Umsetzung eines möglichen Geothermieprojekts sollten nicht nur die geologischen, sondern auch die soziologischen Voraussetzungen gegeben sein. Hierzu soll die gesellschaftliche Akzeptanz vor Ort durch eine Interviewstudie abgefragt werden, um die Perspektiven, Bedenken und Bedürfnisse der verschiedenen Akteure der Gemeinde zu erfassen. Dabei werden Gespräche mit Stadträten, lokalen Unternehmen, den Stadtwerken, Bauunternehmen und Bürgern geführt. Die Ergebnisse der Studie sollen der Planung und dem Vorgehen hinsichtlich gesellschaftlich relevanter Themen bei der Kommunalen Wärmeplanung in Illertissen nutzen und mögliche gesellschaftliche Herausforderungen identifizieren.

Die Interviewstudie wird so umgesetzt, dass die Ergebnisse und möglichen Lösungsansätze (bspw. Kommunikation) aus Illertissen als repräsentatives Fallbeispiel einer Kleinstadt genutzt werden können. Die daraus abgeleiteten Handlungsempfehlungen können deutschlandweit Gemeinden bei Überlegungen zum Einsatz von Geothermie in der Kommunalen Wärmeplanung und der damit verbundenen gesellschaftlichen Akzeptanz unterstützen.

Die Geothermie ist essentiell für die Wärmewende und den Übergang zu einer nachhaltigen Energieversorgung. In Deutschland entfallen über 50 % des gesamten Endenergieverbrauchs auf die Wärmeerzeugung, wobei der Anteil erneuerbarer Energien 2023 nur 18,8 % betrug. Das neue Wärmeplanungsgesetz (WPG) fordert bis 2030 mindestens 50 % Wärme aus erneuerbaren Energien und unvermeidbarer Abwärme. Die Tiefengeothermie stellt eine vielversprechende erneuerbare Energie dar, die zur Erreichung dieser Ziele beitragen kann. Geplante Gesetzesänderungen sollen bürokratische Hürden abbauen, Investitionen fördern und die Projektdurchführung beschleunigen.

Aktuell erfordern Tiefengeothermieprojekte umfangreiche bergrechtliche Genehmigungen einschließlich Haupt- und Sonderbetriebsplänen. Die Aufstellung eines Rahmenbetriebsplanes ist zu verlangen und ein Planfeststellungsverfahren durchzuführen, wenn ein Vorhaben einer Umweltverträglichkeitsprüfung bedarf. Zusätzlich sind wasserrechtliche Erlaubnisse und Baugenehmigungen für obertägige Anlagen notwendig. Zur Entlastung von Betreibern und Behörden sind gesetzliche Änderungen geplant, die die Planungs- und Genehmigungsverfahren im Bergrecht und Wasserrecht effizienter gestalten sollen.

Mit dem geplanten Geothermiebeschleunigungsgesetz sollen verwaltungsrechtliche Verfahren halbiert werden, um die Erschließung des energetischen Potentials der Geothermie sowie den Ausbau von Wärmepumpen zu beschleunigen. Dies soll durch Digitalisierungsvorgaben, Verkürzung behördlicher Fristen bei der Bearbeitung von Antragsunterlagen und der Reduzierung von Genehmigungsanforderungen erreicht werden. Besonders die Vereinfachung und Beschleunigung der wasser- und bergrechtlichen Genehmigungsverfahren nimmt eine zentrale Rolle ein.

Es wird ein Ausblick auf petrothermale Geothermiesysteme einschließlich der erforderlichen Genehmigungsverfahren gegeben, die zusätzliche Möglichkeiten zur Deckung des Wärmebedarfs bieten.

Die Potenziale der Geothermie stoßen in der Forschung auf ein zunehmendes Interesse. In der Praxis hingegen erfährt die Geothermie im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien jedoch weniger Akzeptanz. Dies kann daran liegen, dass in der Bevölkerung ein Mangel an Wissen über und Erfahrung mit der Technologie vorherrschen. Zudem war die öffentliche Darstellung der Technologie in der Vergangenheit häufig von Negativbeispielen geprägt. Hinzu kommen Herausforderungen wie steigende Energiepreise und die Debatte über die Wärmepumpe. Das negative Framing der Geothermie und ein mangelndes Bewusstsein über die Technologie erschweren daher eine sachliche Debatte.

Diese Studie ist Teil eines interdisziplinären Forschungsprojekts (2024-2026) zu den Potenzialen der oberflächennahen Geothermie zur Beheizung und Kühlung von Stadtquartieren. Die quantitative Framinganalyse (n = 600) untersucht den öffentlichen Diskurs über oberflächennahe und tiefe Geothermie der vergangenen zehn Jahre (2014-2024) in regionalen und überregionalen öffentlich-rechtlichen und privaten Medien in Deutschland (FAZ, SZ, Bild, WELT, MDR, LVZ, Sächsische Zeitung, Freie Presse, DNN). Die Ergebnisse geben Aufschluss über die Darstellung von Vor- und Nachteilen der oberflächennahen und tiefen Geothermie, der Differenzierung der beiden Verfahren sowie der Bedeutung relevanter Stakeholder. Die Ergebnisse ermöglichen es weiterhin, Missverständnisse in der Medienberichterstattung und besonders polarisierende Aspekte in der Diskussion über die Geothermie zu identifizieren. Daraus können im nächsten Schritt Informationsbedarfe und Akzeptanzfaktoren abgeleitet werden, die in der Wissenschaftskommunikation zukünftig adressiert werden sollten.

Das Geothermie-Informationssystem (GeotIS) ist das Informationssystem für die Abschätzung des Geothermiepotentials in Deutschland. GeotIS besteht aus (i) Informationen zur Nutzung Von Geothermie, (ii) einer E-Learning-Plattform und (iii) einer Kartenanwendung zur Erkundung der geothermischen Untergrundbedingungen vor Ort. GeotIS basiert auf Daten von mehr als 30.000 Bohrungen, hauptsächlich Erdöl und Erdgas-Bohrungen, aber auch Geothermiebohrungen und anderen. Vor kurzem wurde GeotIS mit einem Ampelkarten-System erweitert, um das Potenzial der oberflächennahen Geothermie zu erstellen.

Behörden verlangen die Verwendung von numerischen Modellen, um nachzuweisen, dass geothermische Anlagen (z. B. > 30 kW) die Untergrundbedingungen innerhalb zulässiger Grenzen verändern. Der Finite-Elemente-Software FEFLOW wird in vielen geothermischen Projekte aufgrund seiner Vielseitigkeit zur Modellierung von Grundwasserströmung, Massentransport und Wärmetransport unter variablen und vollständig gesättigten Bedingungen angewendet. FEFLOW wurde zur Modellierung von Anlagen mit wenigen bis Hunderten Erdwärmesonden verwendet.

In dieser Studie stellen wir einen neuen Workflow vor, der GeotIS-Datensätze halbautomatisch in FEFLOW verwendet. Der potenzielle Standort von Erdwärmesonden wird auf Grundlage der von GeotIS prognostizierten Machbarkeit ausgewählt. Datensätze wie die mittlere Untergrundtemperatur und hydrothermale bzw. petrophysikalische Parameter von GeotIS werden verwendet, um das FEFLOW-Modell zu parametrisieren. Das numerische Modell, das Grundwasserströmung und Wärmetransport einbezieht, wird verwendet, um die Machbarkeit der neuen Anlage am ausgewählten Standort zu bestätigen (oder nicht). Der Workflow ist standortunabhängig und kann angewendet werden, um das Potenzial oberflächennaher Geothermie in mehreren Bundesländern zu testen.

Bei den erdgekoppelten Wärmepumpen, die oberflächennahe geothermische Quellensysteme nutzen, dominieren bislang Erdwärmesonden. Erdwärmekollektoren haben inzwischen einen signifikanten Anteil und gewinnen im Zusammenhang mit Kalten Nahwärmenetzen weiter an Bedeutung. Als Beispiel kann angeführt werden, dass laut Aussage des Bundesverband Geothermie, im Dezember 2018,der Marktanteil dieser Quellensysteme bei 35 % lag. Für diese Art Quellensystemen gibt es jedoch noch keine allgemein anerkannte Möglichkeit, das thermische Verhalten im Untergrund zu bestimmen, wie es für Erdwärmesonden mit einem TRT der Fall ist.

Im Verbundvorhaben „QEWSplus – Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020) werden im Teilprojekt 1: „erweiterte thermische Testmethoden“ untersucht. Es wird ein Verfahren und ein Messgerät entwickelt, um Grabenkollektoren zu charakterisieren. Aufbauend auf Erfahrungen mit klassischen TRT-Geräten wurde ein modular erweiterbares Testgerät entwickelt, um neben Erdwärmesonden auch Erdwärmekollektoren untersuchen zu können. Das neuartige Testgerät ermöglicht die Beheizung oder Kühlung der Quellensysteme. Da Erdwärmekollektoren bei Wärmeentzug den Phasenwechsel des im Boden enthaltenen Wassers nutzen, bringt das Kühlen der Quellensysteme Herausforderungen mit sich. Wasser scheidet als Wärmeträgermedium aus, da das Temperaturniveau unter dem Gefrierpunkt liegt. Dadurch müssen Wasser-Glykol-Mischungen verwendet werden. Deren Dichte und Wärmekapazität müssen von dem Testgerät bestimmt werden, um ein exaktes Ergebnis zu bekommen. Zudem werden ein weiterentwickelter Testablauf sowie eine neue Auswertemethodik benötigt, welche den Phasenwechsel des Erdreichs berücksichtigen.

Für erste Testmessungen mit diesem neuen Gerät wurde am Testfeld der Hochschule Biberach ein Grabenkollektor verbaut und mit Messtechnik ausgestattet. In diesem Beitrag sollen das Konzept, die Konstruktion und der Aufbau des Testgerätes vorgestellt werden sowie Erfahrungen mit ersten Testmessungen im Geothermietestfeld der HBC.

Aufgrund der Abschaltung des RWE-Kohlekraftwerkes Weisweiler im Jahre 2029, das Wärme für Fernwärmenetze im Rheinischen Revier bereitstellt, werden Alternativen für die klimaneutrale, kommunale Wärmeversorgung gesucht. Hierbei könnte die mitteltiefe und tiefe Geothermie eine wichtige Rolle einnehmen, um einzelne Gebäude, Quartiere, Industriegebiete und ganze Stadtteile der Stadt Aachen mit regenerativer Fernwärme zu versorgen. Im Rahmen der Geothermie-Erkundung und des Aufbaus eines Forschungsstandortes in Weisweiler, wurden vom RWE Bohrbetrieb im Oktober 2023 eine 100 m tiefe und im Februar 2024 eine ca. 500 m tiefe Erkundungsbohrung abgeteuft. Im Nachgang wurde die erste Bohrung zu einem seismologischen Observatorium ausgebaut und in der zweiten Bohrung eine Doppel-U-Erdwärmesonde eingebaut. Beide Bohrungen sind bis zur Endteufe mit Glasfaserkabeln ausgestattet. In der zweiten Bohrung ist ein Enhanced Geothermal Response Test zur Bestimmung der effektiven Wärmeleitfähigkeiten des Oberkarbons durchgeführt worden. Die Auswertungen der geologischen und geophysikalischen Daten geben Aufschlüsse über die Verteilung von tertiären und paläozoischen Ablagerungen auf dem Weisweiler Horst der Niederrheinischen Bucht. Die paläozoischen Gesteine der Inde Mulde des Rhenoherzynischen Falten- und Überschiebungsgürtels stehen in beiden Bohrungen bei 70 m an. Die gewonnen Daten erlauben Rückschlüsse auf die Ablagerungssequenzen (Zyklotheme) im Oberkarbon sowie strukturelle und petrophysikalische Eigenschaften der identifizierten Ton-/Silt-/Sandstein/Steinkohlen Wechselfolgen. Mit Hilfe der stratigraphischen Grenzen der Basis Breitgang und Basis Aussenwerke Formation können Strukturmodelle aktualisiert und die Teufenlage der unterkarbonischen Kohlenkalke weiter eingegrenzt werden. Die Bohrungen dienen als erste Maßnahmen für die Erkundung tieferer Schichten im Raum Weisweiler. Für die kommenden Jahre sind seismische Vermessungen sowie Tiefbohrungen von den verschiedenen Partnern geplant.

Geothermie ist eine wichtige Säule für die Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung. Bei der Nutzung von Erdwärmesonden ist zu beachten, dass die aus dem umgebenden Erdreich nachströmende Wärme die Entzugsenergie der Erdwärmesonden in der Regel nicht ausgleicht. Somit ist der Untergrund häufig nicht als Energiequelle im eigentlichen Sinne zu betrachten, sondern vielmehr als Energiespeicher. Da Wärmepumpen besonders bei einem niedrigen Temperaturhub (Differenz zwischen Heizungsvorlauf- und Quellentemperatur) effizient sind, ist die Temperatur der Erdwärmesonden eine wichtige Größe. In Normen und Leitfäden sind Betriebsgrenzen für die Temperaturen von Erdwärmesondenanlagen festgelegt, die zum einen die Sicherheit, zum anderen aber auch den langfristigen und effizienten Betrieb der Anlagen sicherstellen sollen. Die aktuellen Regeln, die bei der Dimensionierung beachtet werden müssen und wie deren Einhaltung im Betrieb sichergestellt werden, werden in diesem Beitrag zusammengefasst. Anschließend wird eine reale Beispielanlage mit dem marktüblichen Simulationswerkzeug EED (Earth Energy Designer) anhand mehrjähriger Messdaten nachsimuliert und eine Prognose für den langfristigen Verlauf der Sondentemperaturen erstellt. Die gewonnenen Erkenntnisse dienen als Grundlage für weitergehende Untersuchungen, in denen der Einfluss verschiedener Optionen der thermischen Regeneration des Untergrunds, wie Solarthermie, Abwärme, und Gebäudekühlung, als auch baulicher Maßnahmen auf die Temperaturprognosen ermittelt wird. Darüber hinaus wird geprüft ob eine genauere Untersuchung der Grundwasserbedingungen und eine entsprechende Simulation, die diese berücksichtigt, zu signifikanten Unterschieden bei der Prognose führen. Unter Umständen ist dadurch die aktive Regeneration des Untergrunds nicht nötig. Abschließend werden Kosten- und Energieabschätzungen gemacht und daran die Ergebnisse bewertet.

Das Verbundvorhaben „Geo-Resume“ (FKZ 03EE4021) wird mit Mitteln des Landes Niedersachsen und des BMWK gefördert.

Seit 2022 entsteht in Berlin das Quartier KOKONI ONE mit 84 Doppel- und Reihenhäusern. Die nachhaltige Gestaltung fällt durch hölzerne Fassaden, Grünflächen und dachintegrierte Photovoltaikmodule auf. Seit 2023 sind die Wärmeerzeugungsanlagen in Betrieb und die ersten Bewohner:innen eingezogen. Entwickelt wird das Quartier vom Projektentwickler INCEPT GmbH, einem Teil der ZIEGERT Group. Das Energiekonzept verantwortet die naturstrom AG.

Einer der innovativsten Aspekte des Quartiers spielt sich unter der Erde ab. In 100 Metern Tiefe entziehen 68 Erdwärmesonden der Umgebung auf einem Temperaturniveau von 5 °C Wärmeenergie, die in die Energiezentrale des Quartiers geleitet wird. Dort heben zwei Sole-Wasser-Wärmepumpen mit einer elektrischen Eingangsleistung von 74 Kilowatt sowie einer thermischen Ausgangsleistung von 360 Kilowatt die Temperatur des Wassers auf 40 °C an. Das mehr als 1.200 Meter umfassende Niedertemperatur-Nahwärmenetz bringt die Heizenergie in die Gebäude. Die Trinkwarmwasserbereitung erfolgt dezentral in elektronischen Durchlauferhitzern.

Dank des hohen Baustandards nach BEG 55 und moderner Fußbodenheizungen reicht die niedrige Temperatur des Wärmenetzes aus, um ein komfortables Wohnklima zu schaffen. Das niedrige Temperaturniveau von maximal 40 °C sorgt für eine hohe Effizienz der Wärmepumpen und günstigere Wärmepreise.

Im Sommer werden die Energieflüsse zur passiven Kühlung umgedreht: Überschüssige Wärme wird den Gebäuden entzogen und ins Erdreich zurückgeführt. Ein Rückkühler mit 200 Kilowatt Leistung speichert zusätzliche Wärme aus der Luft im Erdreich. Der Rückkühler ermöglicht außerdem eine Reduktion der Sonden. Das senkt die Investitionskosten.

Die Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von 410 Kilowatt-Peak versorgen die Haushalte über das quartierseigene Stromnetz und betreiben die Wärmepumpen.

Zur Dekarbonisierung der Wärmenetze werden auch in Zukunft geothermische Energiequellen bei der Planung einbezogen. Stadtwerke stehen vor der Herausforderung wie sowohl technisch als auch finanziell diese Integration erfolgreich umgesetzt werden kann. Gerade in Ballungsgebieten, wo wenig Platz zur Erschließung erneuerbarer Energien steht können tiefe Erdwärmesonden ein wichtiges Standbein für die Wärmeversorgung bilden.

In diesem Beitrag stellen wir erstmalig eine gekoppelte Simulation einer tiefen geothermischen Anwendung mit einer Wärmenetzauslegung vor. Hierbei kombinieren wir eine detaillierte Wärmenetzsimulation basierend auf der Open-Source-Software pandapipes mit der Simulation einer tiefen Erdwärmesonde (TEWS) mit saisonaler Wärmespeicheroption unter Verwendung der Software Feflow. Diese direkte Kopplung beider Systemvorhersagen ermöglicht eine qualitativ hochwertige Netzsimulation unter Einbeziehung tiefer geothermischer Energiequellen. Die Interaktionen zwischen den beiden Systemen kann dann umfassend analysiert und in einem nächsten Schritt optimiert werden.

Unser Ansatz wird auf ein Wärmenetz in Bamberg angewendet, wobei eine Jahressimulation durchgeführt wird. Die Ergebnisse zeigen, wie die Modelle am besten miteinander interagieren und wie der Netzumbau ganzheitlich und effizient analysiert werden kann. Durch die Toolkopplung bieten wir Stadtwerken den ersten Ansatz einer wertvollen Methode, um die Integration von geothermischen Energiequellen in bestehende Wärmenetze zu planen und durchzuführen.

Die vorgestellten Ergebnisse und Methoden sollen dazu beitragen, das Verständnis und die Akzeptanz für geothermische Anwendungen in städtischen Wärmenetzen zu erhöhen und eine fundierte Entscheidungsgrundlage für zukünftige Infrastrukturprojekte zu schaffen.

Nachhaltige Nah- und Fernwärmenetze werden eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung des Wärmesektors in Deutschland und Nordwesteuropa spielen. Bei der Gestaltung dieser komplexen Systeme muss das Zusammenwirken von Erzeugern, Verbrauchern, Speichern und dem Netz optimiert werden. Erdsondenspeicher gehören zu den erfolgversprechendsten saisonalen Speicherlösungen, um der asynchronen Fluktuation von Wärmeangebot und -nachfrage zu begegnen.

Für die Optimierung solcher Fernwärmesysteme ist die gemischt-ganzzahlige lineare Programmierung (MILP) ein vielversprechender Ansatz. In diesem Beitrag wird die automatisierte Verknüpfung eines nichtlinearen Erdsondenspeichermodells mit einem technoökonomischen MILP-Optimierungstool für Fernwärmesysteme demonstriert.

Für das Erdsondenspeichermodell wird das auf dem g-Funktionsansatzes basierende open-source Python-Tool GHEDesigner ausgewählt. Es ermöglicht, die optimale Anzahl von Bohrlöchern und deren optimale Bohrlänge für gegebene Bodenparameter zu finden, während die Temperaturen des Bodens und des Arbeitsmediums in den Sonden vordefinierte Grenzwerte nicht überschreiten.

Bisher wurden solche detaillierten Erdsondenspeichermodelle vor allem für isoliert betrachtete Dimensionierungen oder Betriebsoptimierungen einzelner Nahwärmesysteme oder Gebäudeenergiesysteme verwendet. In unserer Arbeit sind sie jedoch in ein Optimierungsschema für die Entwurfs- und Auslegungsphase eines gesamten Nah- oder Fernwärmesystems integriert.

In einer Fallstudie wird die automatisierte Erstellung des Modells eines Nahwärmesystem basierend auf öffentlich zugänglichen Daten (Open-Data) unter Verwendung der neu im Projekt ODH@Juelich entwickelten Open-District-Hub-Tools demonstriert. Dies umfasst auch die automatisierte Erstellung von Lastgängen der einzelnen Gebäude. Das System wird einschließlich eines Erdsondenspeichers dimensioniert, simuliert und optimiert. Die Untersuchung umfasst auch eine Sensitivitätsanalyse bezüglich wichtiger Parameter wie beispielsweise der Wärmeleitfähigkeit des Bodens oder der Bohr- und Stromkosten, die einen hohen Einfluss auf die Wärmegestehungskosten des Gesamtsystems haben.

Das geothermische Informationssystem GeotIS ist ein öffentlicher, digitaler Geothermie-Atlas im Internet, das vom LIAG-Institut für angewandte Geophysik betrieben wird. GeotIS nutzt moderne WEB-GIS- und Datenbanken-Technologien zur Bereitstellung von geowissenschaftlichen Karten, Explorationsdaten und weiteren Daten, die für eine erste Einschätzung von Geothermie-Potenzialen relevant sind. Spezielle Funktionen, wie z. B. der interaktive Profilschnitt ermöglichen einen detaillierten Blick in den geothermisch nutzbaren Untergrund. Darüber hinaus können die jährlich erhobenen Energiedaten der einzelnen tiefen Geothermie-Anlagen in Deutschland abgerufen werden. Neu ist, dass auch Daten für die kommunale Wärmeplanung, z. B. die räumliche Wärmebedarfsdichte und die maximal erforderliche Heizlast, in GeotIS abrufbar sind. Ursprünglich als System für Tiefengeothermie ausgelegt, wird GeotIS in den laufenden Forschungsprojekten ArtemIS und WärmeGut für die mitteltiefe und oberflächennahe Geothermie erweitert. Im Zuge dieser Erweiterung wird die zur Auslegung von Erdwärmesonden entwickelte Software GEOHAND^light der Hochschule Biberach in einer speziell angepassten Version in GeotIS integriert. Damit wird es möglich, für ein beliebiges Areal interaktiv den potenziellen Deckungsgrad von Erdwärmesondenfeldern am lokalen Wärmebedarf abzuschätzen. Dies stellt eine wichtige Informations- und Handlungsgrundlage für die kommunale Wärmeplanung dar. Zum ersten Mal entsteht ein Online-Werkzeug, mit dem relativ einfach und schnell abgeschätzt werden kann, ob eine bestimmte Siedlungsfläche besser durch oberflächennahe, mitteltiefe oder tiefe Geothermie mit Wärme versorgt werden kann.

Siehe Publikation Geothermische.Energie.Nr.108

Bis zum Jahr 2045 soll die Energieversorgung in Deutschland treibhausgasneutral werden, so auch der Wärmesektor und damit die Versorgung der Bestandsgebäude. Mit dem Wärmeplanungsgesetz und der Novelle des Gebäudeenergiegesetzes sind gesetzliche Grundlagen geschaffen worden, die die Wärmewende in Richtung klimafreundliches Heizen unterstützen. Die Planung und Umsetzung einer gänzlich regenerativen Energieversorgung und damit der Tausch von fossilen Versorgern zu Wärmepumpen in Wohngebäuden stellt in diesem Zusammenhang eine Herausforderung dar. Auch wenn Wärmepumpen, genau wie Heizkessel, Wärme permanent und regelbar bereitstellen können, gibt es zwischen beiden Wärmeerzeugern wesentliche Unterschiede.

Im Vortrag sollen anhand von Umsetzungsbeispielen zunächst die Historie und Hintergründe für den Heizungstausch beleuchtet und dargelegt werden. Über die Konzeptentwicklungen werden dann die vorhandenen Beispiele (Mehrfamilienhäuser) vorgestellt. Die gesammelten Erfahrungen und Erkenntnisse aus der Planung und Umsetzung des Umbaus stellen die häufig auftretenden Bottelnecks dar, wie Konzept zur Raumheizungs- und Trinkwarmwasserbereitung, Ausbau des Stromnetzes und des Stromanschlusses sowie der Aufstellort der Wärmepumpen ist frühzeitig zu betrachten, da Heizzentralen meist nicht groß genug sind, um zusätzliche Speicher und Geräte unterzubringen. An den Umsetzungsbeispielen kann grundlegend gezeigt werden, das die Vorraussetzung für einen Wärmeerzeugertausch gegeben sind, diese aber richtig angewendet und erarbeitet werden müssen. Ein effizienter Wärmepumpeneinbau kann nur in Verbindung mit fachkundigem Personal, einer qualitätsgessicherten Umsetzung und einem effizienzgeprüften Betrieb der Anlagentechnik erzielt werden. Nach der Inbetriebname der Wärmepumpe ist eine Anlagenüberwachung, die Analyse der Betriebsdaten und die Anpassung an neue Randbedingungen (Einregulierungsphase) erforderlich.

Im Gebäudesektor liegt das größte Potenzial zur Senkung der Treibhausgas-Emissionen im Bereich der Bestandswohngebäude. Zusätzlich müssen viele dieser Gebäude vor einer sommerlichen Überhitzung geschützt werden. Ein gemeinsamer Lösungsansatz für beide Problemstellungen wird im Rahmen des Projektes KUEHASystem[1] in einem Feldtestobjekt in Leipzig mit 36 Wohneinheiten erprobt.

Bei diesem Lösungsansatz wird hauptsächlich auf Wärmepumpentechnologien gesetzt, da diese zur Wärme- und Kältebereitstellung genutzt werden können. Synergieeffekte entstehen insbesondere bei Anlagenkonfigurationen in Verbindung mit Erdwärmesonden. Für die verbraucherseitige bzw. raumseitige Energiebereitstellung werden die im Objekt bereits vorhandenen freien Heizflächen sowohl im Heiz- als auch im Kühlfall genutzt.

Zur Validierung der Systemlösung wurde im Feldtestobjekt ein besonders detailliertes Monitoring mit über 400 Datenpunkten und ca. 500.000 Messwerten pro Tag aufgebaut. Erfasst werden neben den Energieströmen der zentralen Wärme- und Kältebereitstellungsanlage und aller Wohneinheiten ebenso alle relevanten Temperaturen zur Bewertung des Anlagenverhaltens und der Raumluftzustände.

Neben der Erprobung und Validierung der Systemlösung liefern die Untersuchungen am Objekt zusätzliche Ergebnisse hinsichtlich des reglungstechnischen Zusammenspiels von bi- bzw. multivalenten Anlagen, Ergebnisse zur besseren Einschätzung der gegenseitigen Beeinflussung von Sondenbohrungen, der Möglichkeit zur Nutzung des Sondenfeldes als Saisonalspeicher sowie abschließend Aussagen zur Regenerationsfähigkeit des Erdreiches.

[1] KUEHASystem – Ganzjährige Gesamtsystemoptimierung zur Reduzierung der CO₂-Emissionen von Bestandheizungsanlagen – Demonstration einer Systemlösung für Heizen und Kühlen

Als zentraler Baustein für die Wärmewende gelten Wärmepumpen, welche Umweltwärme zum Heizen oder Kühlen von Gebäuden nutzen. Als Wärmequellen dienen meistens Außenluft, Erdreich, oder Grundwasser, wobei die Quelle und das dafür nötige System zur Erschließung die Kosten und Effizienzen im späteren Betrieb bestimmen.

Die Effizienz einer Wärmepumpe hängt entscheidend von der Temperatur der Wärmequelle ab. Die Erdreichtemperatur in direkter Umgebung von Erdwärmesonden ist nicht direkt durch klimatische Temperaturschwankungen beeinflusst und zeigt eine vergleichsweise geringe jährliche Variabilität in Folge des Wärmeentzugs. Hingegen zeichnen sich Luftwärmepumpensysteme durch ausgeprägte Schwankungen der Quellentemperatur aus – von jahreszeitlich bis tageszeitlich. Erdkollektorsysteme zeigen sowohl eine ausgeprägte Abhängigkeit der Erdreichtemperaturen vom Klima als auch von der Wärmeentzugsmenge.

In unserer Studie vergleichen wir für unterschiedliche Klimastandorte in Deutschland die jahreszeitliche Entwicklung der Wärmequellen Luft und Erdreich für unterschiedliche Wärmeentzugsleistungen. Hierfür nutzen wir klimatologische Daten (Außentemperatur), Messdaten aus dem Monitoring von Erdwärmesonden, sowie modellierte Daten der Erdreichtemperaturen für Erdwärmekollektoren. Wir vergleichen zu welchen Zeiten Luftwärme bzw. Erdwärme die energetisch bevorzugte Quelle ist und ziehen Schlüsse mit Blick auf die Effizienz über ein ganzes Jahr. Dabei betrachten wir kritisch die gängige Praxis des Effizienzvergleichs von Luftwärmepumpen und Erdwärmepumpen auf Basis des SCOP (Seasonal Coefficient of Performance) und diskutieren Unterschiede in der Effizienz zu Spitzenlastzeiten.

Eine ausreichend niedrige Netzrücklauftemperatur ist für die Wirtschaftlichkeit von tiefen und mitteltiefen Geothermie Projekten von hoher Bedeutung. Mit Hilfe neu entwickelter Absorptions-Hausanschlussstationen (AHCS) ist es möglich, die Rücklauftemperatur im Wärmeverteilnetz unter die Rücklauftemperatur des Gebäudeheizungssystems zu senken. Dadurch ist auch einer Erhöhung der Thermalwasserauskühlung bzw. eine Verringerung der Injektionstemperatur möglich. Außerdem wird für die gleiche Gebäudeheizleistung ein geringerer Volumenstrom im Wärmeverteilnetz benötigt, so dass entweder weitere bzw. zusätzliche Verbraucher mit versorgt werden können oder der Leistungsbedarf der Netzförderpumpen reduziert werden kann. Im Beitrag wird die technische Funktionsweise der AHCS dargestellt und die wirtschaftlichen Auswirkungen einer verringerten Rücklauftemperatur betrachtet.

In der oberflächennahen Geothermie werden bei geschlossenen Systemen, d.h. bei Erdwärmesonden und Flächenkollektoren, aber auch bei Nieder­temperatur­netzen, überwiegend Frost­schutzmittelgemische als Wärmeträgerflüssigkeit (WTF) verwendet, um einen Betrieb nahe bzw. unter 0 °C zu ermöglichen. Frostschutzmittel ist eine Bezeichnung für verschiedene chemische Substanzen wie z.B. Glykol. Zusätzlich zum Frostschutzmittel werden auch Additive zugesetzt, die beispielsweise als Korrosionsschutzmittel, Tensid oder Duftstoffe dienen. Im Falle eines Defekts können Frostschutz­mittelgemische in den Untergrund und ins Grundwasser gelangen, d.h., sie stellen ein Risiko für die Umwelt und insbesondere für das Trinkwasser dar.

In Deutschland wird als Frostschutzmittel überwiegend Ethylenglykol mit einem Volumenanteil zwischen 25 % und 30 % am WTF eingesetzt. Außerdem werden weitere Alkohole wie z.B. Propylen­glykol und Ethanol aber auch Solen verwendet. Die Frostschutzmittel beeinflussen nicht nur den Gefrierpunkt des WTF, sondern auch dessen thermische Eigenschaften sowie dessen Dichte und Viskosität und damit auch die Wärmeübertragung und die für die geothermische Anlage erforderliche Pumpleistung.

In einer von E.ON finanzierten Studie haben wir die Vor- und Nachteile von Frostschutzmitteln und Additiven analysiert, um eine Bewertungs­grundlage für den Betrieb von erd­gebundenen Wärmetauschern mit und ohne Frostschutzmittel und andere Zusatzstoffe zu erhalten. Beim Geothermiekongress diskutieren wir insbesondere das Umweltgefährdungspotenzial der WTF-Bestandteile sowie den Einfluss von Frostschutzmitteln auf die Gesamtkosten und die CO₂ Emissionen eines Erdwärmesondenfeldes.

Für eine optimale Nutzung nachhaltiger Wärme ist die Speicherung großer Wärmemengen notwendig, um saisonalen Angebots- und Nachfrageschwankungen Rechnung zu tragen. Hier kann die großtechnische Wärmespeicherung in geothermischen Reservoiren einen entscheidenden Beitrag leisten. Insbesondere in urbanen Strukturen, wo wenig Fläche verfügbar ist, aber eine hohe Nachfrage an Speicherkapazitäten besteht, sollten thermische Aquiferspeicher in Betracht gezogen werden. Aufgrund der noch hohen Temperaturen in den bestehenden Wärmeverteilstrukturen besteht auch ein besonderer Bedarf für die Speicherung auf höheren Temperaturen (50 - 100°C). Herausforderungen hierbei bestehen im Auffinden geeigneter geothermischer Reservoire, dem thermisch, hydraulisch, geochemischen Verhalten der Speicher sowie deren optimaler Integration in neue oder bestehende Energieinfrastrukturen.

Da Aquiferspeicherbohrungen, ähnlich zu geothermischen Bohrungen oberflächennahe Grundwasserleiter durchteufen, bestehen auch besondere Anforderungen an den Grundwasserschutz. Die am GFZ mit Partnern aus Wissenschaft und Industrie durchgeführten Projekte sollen Wissenslücken schließen und Methoden für eine verlässliche Planung sowie einen effizienten und sicheren Speicherbetrieb beitragen.

Der Beitrag gibt einen Überblick über die Hochtemperatur (HT)-ATES Forschungsaktivitäten des GFZ Potsdam in Berlin im Rahmen der Projekte ATES Berlin (FKZ 03ESP409A), GeoFern(FKZ 03EE4007), ATES-iQ (FKZ 03EE4013) und PUSH-IT (Horizon Europe, Projekt-ID: 101096566) sowie einen Ausblick auf das Reallaborprojekt GeoSpeicherBerlin (03EWR022C).

Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicherung (HT-ATES) kann durch die saisonale Speicherung von Wärme zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung beitragen. Die Wirtschaftlichkeit von HT-ATES-Systemen wird maßgeblich durch die thermische Wiedergewinnung beeinflusst, welche wiederrum von der Intensität der dichtegetriebenen Konvektion abhängt. Für den untersuchten HT-ATES in den Unteren Braunkohlesanden unter Hamburg-Wilhelmsburg sind aus Bohrprofilen geringmächtige Schichten bekannt, die aufgrund ihrer geringen Permeabilität das Potential haben, Konvektion zu dämpfen. Dieses Potential soll mittels generischer und geostatistisch abgeleiteter Szenarien quantifiziert werden, wobei thermohydraulisch gekoppelte Modelle verwendet werden. Weiterhin soll die Unsicherheit der thermischen Wiedergewinnung und der Temperaturverteilung auf Basis der Untergrundheterogenität untersucht werden und inwiefern diese durch eine Erkundungsbohrung in der Nähe des warmen Brunnens eingegrenzt werden kann.

Die generischen Szenarien zeigen, dass es für die Dämpfung von Konvektion ausreicht, wenn geringpermeable Schichten im Bereich des analytisch ableitbaren thermischen Radius‘ um den warmen Brunnen herum vorliegen. Um diese Erkenntnis in das Verhältnis zu den Gegebenheiten am Standort zu setzen, wurden eine Indikator-Variogrammanalyse anhand der Standort-Bohrprofile durchgeführt. Die erhaltenen Parameter wurden als Basis für die Generierung von 30 gleichwahrscheinlichen Faziesverteilungen mittels unkonditionierter sequentieller Indikatorsimulation verwendet. Als Indikator für die zu erwartende Wiedergewinnung wurde der volumetrische Anteil der geringdurchlässigen Fazies im thermischen Radius um die Filterstrecke des warmen Brunnens herum berechnet. Für die unkonditionierten Realisationen variierte er zwischen 0-24% (Standardabweichung: 7%). Für die mittels einer 10 vom warmen Brunnen entfernten hypothetischen Erkundungsbohrung konditionierten Realisationen variierte er nur zwischen 5-18% (Standardabweichung: 3%), was eine Eingrenzung der Unsicherheit der thermischen Wiedergewinnung bedeutet und zeigt, dass eine Erkundungsbohrung einen wertvollen Informationszugewinn mit sich bringt.

The German Research Center for Geosciences GFZ is focusing on Mesozoic targets for the application of geothermal and ATES utilization concepts in urban areas. The general depth and the suitability of those aquifers are largely depending on the ascent and location of deeper present Permian salt structures. After drilling an explorational borehole at the Technical University Berlin in central Berlin (Fasanenstraße, Gt BChb 1/2015), the Gt BTrKoe 1/2021 borehole provides insights into the geological situation in the SE of Berlin (Adlershof). This borehole was drilled in cooperation with the BTB GmbH to evaluate the ability for seasonal subsurface high-temperature aquifer storage (considering temperatures > 60°C) near an existing district heating plant. The geological-petrophysical and hydrogeological-geochemical investigations allowed a detailed characterization and an initial estimate of the ATES potential of the subsurface. At depths of approx. 360 – 400 m a sand-dominated possible ATES reservoir was drilled. The reservoir section consists of fine-grained quartz sandstones containing 90% subangular to well-rounded quartz, 8% K-feldspar, and 2% accessory minerals on average. Overall effective porosity is about 25-30%, and the hydraulic properties were estimated using grain-size analysis and air-permeability measurements. For this summer, first hydraulic tests of the target horizon were scheduled to evaluate the reservoir behavior on the field scale and to provide essential data for borehole and storage design needed for the envisaged realization of a commercial ATES system (Reallabor GeoSpeicher Berlin). The site activities are funded by the BMWK (FKZ 03EE4007 and FKZ 03EWR022C) and the EU project PUSH-IT (https://www.push-it-thermalstorage.eu/).

-

Das Fernwärmenetz der BTB (Blockheizkraftwerks- Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin) versorgt den Südosten Berlins bereits zu etwa 60 % mit erneuerbarer Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Zur weiteren Reduktion fossiler Brennstoffe ist geplant, sommerliche Wärme in einem Aquifer zu speichern und im Winter zu nutzen.

Im Rahmen des Reallabors GeoSpeicherBerlin (BMWK; FKZ: 03EWR022 A-D) soll bis Ende 2027 ein Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicher (HT-ATES) errichtet und durch ein großtechnisches Wärmepumpensystem in das bestehende Fernwärmenetz der BTB integriert werden. Die BTB führt dieses Projekt in Zusammenarbeit mit wissenschaftlichen Partnern vom Deutschen GeoForschungsZentrum Potsdam (GFZ) und der Technischen Universität Dresden durch.

Für den Einsatz eines Aquiferspeichers ist eine geologische Formation mit guter hydraulischer Durchlässigkeit und ausreichender Mächtigkeit erforderlich, die von gering- oder undurchlässigen geologischen Schichten über- bzw. unterlagert wird. Ein ATES-System umfasst außerdem technische Komponenten wie Bohrungen zum Ein- und Ausspeichern sowie Anlagen zur Integration des Speichers in bestehende Versorgungsstrukturen.

Im Rahmen des Forschungsprojektes „GeoFern“ (FKZ: 03EE4007), das vom GFZ durchgeführt wurde, erfolgte das Abteufen einer Erkundungsbohrung, die eine Bewertung des Untergrundes als potenziellen Speicher am Standort des Heizkraftwerks der BTB in Berlin-Adlershof ermöglichte. Es stellte sich heraus, dass unterhalb des Rupeltons, am Standort mehrere jurassische Aquifere existieren, die fast durchgängig gute hydraulische Eigenschaften aufweisen.

Bei Erfolg wird der „GeoSpeicherBerlin“ mit einer Wärmekapazität von über 30.000 MWh Deutschlands größter Wärmespeicher und ermöglicht durch die Ablösung von Steinkohlewärme aus dem BTB-Heizkraftwerk Schöneweide eine CO₂-Einsparung von ca. 10.000 Tonnen pro Jahr. Diese Pilotanlage soll wertvolle Erkenntnisse zur Machbarkeit der saisonalen Wärmespeicherung für die klimaneutrale Fernwärmeversorgung in Deutschland liefern.

Im Zuge der angestrebten Wärmewende ist auch in Deutschland die thermische Speicherung von Wärme und Kälte im Grundwasser in den Fokus gerückt. Forschungsvorhaben und Pilotprojekte konzentrieren sich hierbei meist auf die Speicherung hoher Temperaturen (> 70 °C), insbesondere zur Dekarbonisierung von Fernwärmenetzen. Niedrigtemperatur-Aquiferspeicher (NT-ATES) mit Speichertemperaturen unter 40 °C finden dagegen bisher in den energiepolitischen Debatten kaum Berücksichtigung. Anders als in Nachbarländern wie den Niederlanden oder Dänemark kommen in Deutschland ausschließlich unidirektionale Systeme (pump and dump) zur thermischen Grundwasserbewirtschaftung zum Einsatz.

Dies liegt nicht nur an der fehlenden Bekanntheit der Technologie, sondern ist auch in der technischen und betriebswirtschaftlichen Verwandtschaft beider Nutzungsformen begründet. Trotz langjähriger Forschungsarbeit im Bereich der Aquiferspeicherung wurden die Systeme nicht gegenübergestellt oder verglichen. Aufbauend auf der historischen Aquiferspeicherentwicklung weltweit werden in diesem Beitrag mögliche Vor- und Nachteile von NT-ATES im Vergleich zu klassischen Grundwasserbrunnenanlagen analysiert.

Die Gegenüberstellung erfolgt anhand mehrerer Projektbeispiele in Deutschland unter Berücksichtigung der standortspezifischen unter- und obertägigen Randbedingungen. Die Vorzüge der beiden Technologien werden aus energetischer, genehmigungsrechtlicher sowie raumplanerischer Sicht bewertet. Ziel ist die Entwicklung einer ersten Entscheidungsgrundlage für die Systemfrage: NT-ATES oder monodirektionales Doublettensystem? Anhand von realen Projektbeispielen wird gezeigt, wie NT-ATES-Systeme unter verschiedenen Bedingungen erfolgreich implementiert werden können und welchen Beitrag sie zur Wärme- (und Kälte-)wende leisten können.

Niedrig-Temperatur Aquiferspeicher (NT-ATES) existieren nur wenige in Deutschland. Wir präsentieren die ersten Ergebnisse der DemoSpeicher Machbarkeitsstudie eines NT-ATES im urbanen Gebiet. Ziel ist die Errichtung einer Demonstrationsanlage, wobei deren thermisch-hydraulische, geochemische sowie ökologische Einflüsse auf den Untergrund analysiert werden. Als erster Standort wurde der Hinterhof eines Gebäudekomplexes in Berlin-Mitte gewählt. Aufgrund der dicht bebauten Verhältnisse konnte kein klassisches Dubletten-System umgesetzt werden. Implementiert wurde daher ein Grundwasserzirkulationsbrunnen (GWZB) mit 27 m Bohrtiefe und 6 m Filterstreckenabstand. Der Ausbau des GWZB wurde als Koaxialbrunnen mit einer Rohrtour konzipiert, der nur im Durchflussprinzip betrieben werden kann. Die zulässige Temperaturspreizung ist in Berlin auf 3 K limitiert. Das Brunnensystem wurde als integrierte Wärme- und Kältequelle im Zuge der energetischen Gebäudesanierung geplant und dient zur Abdeckung der Grundlast mit einem Durchfluss von 6 m³/h. Die Heiz- und Kühllast werden voraussichtlich 150 kW und 40 kW betragen. Die Inbetriebnahme ist für Ende Juni 2024 geplant.

Das Monitoring erfolgt über drei Messstellen, die sich ebenfalls im Hinterhof befinden. Glasfaserkabel wurden zur tiefendifferenzierten Temperaturmessung installiert. Zudem werden kontinuierlich Messungen von Pegeldruck, Leitfähigkeit sowie Wärme-, Kälte und Durchflussmengen durchgeführt. Um die thermischen Einflüsse auf die Grundwasserökologie erfassen zu können, werden am Standort regelmäßig Grundwasserproben genommen und mit weiteren Proben im Stadtgebiet verglichen.

Die Berliner Aquifere stellen günstige hydrogeologische Bedingungen für NT-ATES dar. Die Implementierung wird allerdings durch Altlasten, Bohrtiefenrestriktionen, geringer Flurabstand, limitierte Temperaturvariationen und komplizierte Liegenschaften erschwert. GZWB können bei diesen Bedingungen ein Kompromiss sein. In Zusammenarbeit mit den Behörden werden Empfehlungen entwickelt um Umsetzungshürden abzubauen.

Aktuell wird etwa die Hälfte der in Deutschland benötigten Energie für die Bereitstellung von Wärme und Kälte verwendet, wobei nur etwa 19 % dieser Heiz- und Kühlenergie aus regenerativen Energiequellen gewonnen wird. Um eine Dekarbonisierung der Energieversorgung zu erreichen, ist die Integration saisonaler Wärmespeicher unerlässlich. Eine Möglichkeit könnte dabei die Nutzung von teilgefluteten Bergwerken bieten.

Im Rahmen des vom BMBF geförderten F+E-Projektes „MineATES“ wurde ein In-Situ-Reallabor in der Reichen Zeche (Himmelfahrt Fundgrube in Freiberg, Sachsen) eingerichtet. Untertägig kann über einen mobilen Wärmepumpenversuchsstand Wärmeenergie zyklisch in ein Versuchsspeicherbecken (Volumen ca. 21 m³) eingebracht (Einspeicherung) und wieder entzogen werden (Ausspeicherung). Durch über neunzig Temperatursensoren im Wasser und Gestein, zahlreiche Wasseranalysen sowie quasi-kontinuierliches Leitparameter-Monitoring werden dabei die Auswirkungen auf das umliegende Gestein (Freiberger Gneis), auf die Wasserchemie sowie die technische Infrastruktur (z.B. Wärmeübertragerplatten, Schlauchsysteme) betrachtet.

Die ersten Versuchsreihen zeigen, dass eine temporäre Speicherung von Wärme möglich ist, wobei sowohl das Versuchsbecken als auch das anliegende Gestein als Speichermedium fungieren. Bezüglich Letzteren konnte eine Temperaturänderung in einem Abstand vom Versuchsbecken von mehr als 2 m binnen weniger Tage nachgewiesen werden.

Parallel zu den untertägigen Untersuchungen wird die Anbindung von Bergwerken an die übertägige Wärmeversorgung betrachtet. Durch GIS-gestützte Modellierung werden mögliche Abwärme-Quellen aus Industrie, aktiver Gebäudekühlung oder Solarthermie systematisch erfasst und ihre mögliche Kopplung mit einer Wärmespeicherung im Bergwerk untersucht. Die beispielhafte Betrachtung von Freiberg zeigt dabei, dass sich insgesamt 16 von 139 Quartieren gut für eine netzgebundene Wärmeversorgung inklusive Bergwerks-Wärmespeicher eignen. Weitere 11 Quartiere weisen zudem eine vom erneuerbaren Energiemix abhängige Eignung auf.

Europa und insbesondere auch Deutschland wurde über Jahrtausende durch den Bergbau geprägt. Die Bergwerke bieten dabei auch nach der Stilllegung ein Potenzial: als regenerative Energiequelle zum Heizen und Kühlen mit Grubenwasser.

Zur Gewinnung der Energie ist meist ein Wärmeübertrager zwischen Grubenwasser und einem Zwischenkreislauf zum Transport der Energie notwendig. Standortabhängig führt das Grubenwasser verschiedene Frachte mit, wie z.B. gelöste und ungelöste Metalle, Schwebstoffe oder Bakterien. Diese Frachten können sich dann im Wärmeübertrager ablagern (Fouling) und die Effizienz des Systems erheblich beeinflussen. Bereits ein Biofilm von ca. 250 μm reduziert die übertragene Wärmemenge um etwa 50 %.

Um mögliche Grubenwassergeothermiestandorte vergleichen zu können, wurde eine Standortbewertung entwickelt, die anhand verschiedener Eingangsparameter, z.B. Temperatur, geplante Abkühlung, Elementgehalte verschiedener Metalle, TOC, etc. eine Bewertung ermöglicht. Zusätzlich wurde analysiert, ob durch die Modifizierung der Wärmeübertrageroberflächen, z.B. durch Beschichtungen, die Ablagerungen reduziert werden können. Durch die Verknüpfung von Oberflächeneigenschaften (z.B. Rauigkeit, Kontaktwinkel, Oberflächenenergie) mit der für die Standortbewertung notwendigen Prognose der Ablagerungen wurde eine Möglichkeit geschaffen, für jeden Standort die bestmöglichen Oberflächenparameter und damit das effektivste Material auszuwählen. In insgesamt 10 Testreihen an unterschiedlichen ehemaligen Bergwerksstandorten konnte die Funktionsfähigkeit der Standortvorbewertung validiert werden. In über 80 % der Fälle stimmte die Vorbewertung des Standortes mit der späteren Ablagerungsmenge überein. Darüber hinaus zeigte sich, dass durch die standortabhängige Materialauswahl für den Wärmeübertrager eine Verbesserung von bis zu 60 % gegenüber einem Standardedelstahl möglich ist.

In Bad Schlema ist die Liegenschaft mit dem größten Wärmebedarf im Ort das Kurbad mit etwa 3 GWh Strombedarf und 6 GWh Wärmebedarf. Die kombinierte Strom- und Wärmeversorgung basiert aktuell auf lokaler gasbasierter KWK (2 BHKW-Anlagen). Aufgrund hoher Kosten besteht dringender Handlungsbedarf zur Transformation der Wärmeversorgung des Kurbads.

Gleichzeitig war Bad Schlema Zentrum des Uranerzbergbaus. Das Grubengebäude erreichte eine übertägige Größe von etwa 22 Quadratkilometer. Nach der Stilllegung wurde das Grubengebäude geflutet. In 3 km Entfernung vom Kurbad befindet sich eine Wasseraufbereitungsanlage für aufsteigendes Grubenwasser. Dieses tritt mit 24 °C zu Tage.

Im Rahmen der Studie werden verschiedene Konzepte zur Erschließung des Grubenwassers zur Versorgung der Kurgesellschaft und des Quartiers in Bad Schlema untersucht. Dafür erfolgt auch eine systematische Versorgungstemperaturanalyse der Wärmebedarfe inklusive Temperaturabsenkungspotenziale als Grundlage zur Ermittlung einer optimalen Wärmenetztemperatur. Neben erheblichen Absenkungspotenzialen zeigt sich, dass das Verhältnis von Sommer- zu Winterlast des Kurbads sehr günstig ist für das Zusammenspiel mit anderen Abnehmern im Quartier und sich positiv auf die Wirtschaftlichkeit eines Wärmenetzes auswirkt

Es wird Großwärmepumpe am Standort der Wasseraufbereitungsanlage vorgeschlagen die ein Niedertemperaturnahwärmenetz speist, das weite Teile des Quartiers versorgt. Der Deckungsanteil der Wärmepumpe soll 95 % betragen. Eine PV-Freiflächenanlage auf einer Abraumhalde kann wesentliche Anteile des Strombedarfs der Kurgesellschaft sowie der Heizzentrale decken. Wärmegestehungskosten werden für verschiedene technische Lösungen diskutiert.

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.

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.