Geothermie gilt in Deutschland als Schlüsseltechnologie derWärmewende, sie hat das Potenzial, ganze Großstädte mit erneuerbarer Wärme zu versorgen (siehe hierzu dieWärmestrategie der Stadt München). Weltweit wird Geothermie an geeigneten Standorten im großen Stil auch zur Stromerzeugung genutzt.
Heiße Quellen waren den Menschen schon in prähistorischer Zeit bekannt und wurden immer wieder zu verschiedenen Zwecken genutzt. Schon beiPlinius dem Älteren findet sich die Verbindung zwischen Vulkanismus und heißen Quellen. In der frühen Neuzeit wurde inChaudes-Aigues mittels der dort verfügbaren warmen Quellen einFernwärme-Netz aufgebaut, welches noch heute im Betrieb ist.[1][2] Diegeothermische Tiefenstufe fiel Bergleuten mit Erreichen zunehmenderTeufen im Untertagebau auf. Als im 19. Jahrhundert geologische Erkenntnisse ein erheblichesAlter der Erde immer wahrscheinlicher erscheinen ließen, wurde die Frage nach der Herkunft der – scheinbar unerschöpflichen – Erdwärme und der Energie der Sonne immer akuter. Erst die Entdeckung derRadioaktivität konnte schließlich eine Antwort liefern. Anfang des 20. Jahrhunderts begann man im US-Bundesstaat Oregon dasHot Lake Hotel geothermal zu beheizen. 1904 wurde inLarderello erstmals elektrische Energie mittels Geothermie erzeugt.
Der Anteil verschiedener langlebiger Radionuklide an der Erdwärme vonEntstehung der Erde („4.5 Ga ago“) bis heute. Gut zu erkennen dieexponentielle Abnahme des Beitrages der kürzerlebigen IsotopeGeothermische Anlage inKalifornienBohrturm inBayern
Die bei ihrer Entstehung durch den ständigen Zusammenprall von Gesteinsbrocken aufgeheizte und zunächst glutflüssige Erde ist an ihrer Oberfläche relativ rasch innerhalb weniger Millionen Jahre erstarrt. Seit über vier Milliarden Jahren ist der radiale Temperaturverlauf imErdmantel nur wenig steiler als dieAdiabate. DieserTemperaturgradient ist mit etwa 1 K/km viel zu klein, als dassWärmeleitung einen wesentlichen Beitrag zum Wärmetransport leisten könnte. Vielmehr treibt der über die Adiabate hinausgehende Betrag des Temperaturgradienten dieMantelkonvektion an. Die im Vergleich zum Erdalter sehr rasche Konvektion – dieozeanische Kruste wurde und wird selten älter als 100 Millionen Jahre – wäre ohne aktive Wärmequellen im Erdinneren bald zum Erliegen gekommen. Das heißt, dass thermische Energie, die noch aus der Zeit derEntstehung der Erde stammt, am heutigen Wärmestrom kaum beteiligt ist.
Der zeitliche Temperaturverlauf war zunächst von der Kinetik desradioaktiven Zerfalls dominiert. Kurzlebige Nuklide sorgten für ein Maximum der Manteltemperatur im mittlerenArchaikum. Seit früher Zeit trägt auchKristallisationsenthalpie von der Grenze des langsam wachsenden, festen innerenErdkerns undgravitativeBindungsenergie aus der damit verbundenen Schrumpfung des ganzen Kerns zur Mantelkonvektion bei.Heute stammt immer noch der größere Teil der Wärmeleistung aus dem radioaktiven Zerfall der langlebigeren Nuklide im Mantel,235U und238U,232Th und40K.[3] Der Beitrag jedes Nuklids wird berechnet aus der Zerfallsenergie und der Zerfallsrate; diese wiederum aus derHalbwertszeit und derKonzentration. Konzentrationen im Mantel sind der Messung nicht zugänglich, sondern werden aus Modellen der Gesteinsbildung geschätzt. Es ergibt sich eine Leistung aus radioaktivem Zerfall von etwa 20 bis 30 Terawatt oder 40 bis 50 kW/km².[4] Der gesamte Erdwärmestrom aus radioaktiven Zerfallsprozessen beträgt etwa 900EJ pro Jahr.[3] Dies entspricht wiederum einer Leistung von etwa 27,5 Terawatt für die gesamte Erde.[5] Seit kurzem werden Zerfallsraten mittelsNeutrinodetektoren auch direkt gemessen, in Übereinstimmung mit dem bekannten Ergebnis, allerdings noch sehr ungenau, ±40 %.[4] Angesichts der Langlebigkeit von Uran-238 und Thorium-232 ist auch auf geologischen Zeitskalen nicht mit einem „Versiegen“ dieser Quelle der Erdwärme zu rechnen.
Der vertikale Wärmetransport durch Mantelkonvektion endet unter derErdkruste. Von dort wird Wärme zunächst zum größten Teil durch Wärmeleitung transportiert, was einen viel höheren Temperaturgradienten als im Mantel erfordert, in kontinentaler Kruste oft in der Größenordnung von 30 K/km, siehegeothermische Tiefenstufe. Zusammen mit derWärmeleitfähigkeit ergibt sich die lokale Wärmestromdichte. Diese beträgt im Durchschnitt etwa 65 mW/m² im Bereich der Kontinente und 101 mW/m² im Bereich der Ozeane, global gemittelt 87 mW/m², was in einer global integrierten Wärmeleistung von etwa 44 Terawatt resultiert.[6]
Das ist nur etwa das Doppelte desWeltenergiebedarfs, was bedeutet, dass Erdwärmenutzung im großen Stil immer auf eine lokale Abkühlung des Gesteins hinausläuft.[7] Aufgrund derWärmekapazität des Gesteines und der damit verbundenen Menge der gespeicherten Wärme kann aber bei ausreichend großem Volumen die Abkühlung innerhalb der Nutzungsdauer gering bleiben und die Erdwärmenutzung somit nachhaltig sein. Der Weltenergiebedarf ist verglichen mit der in der Kruste gespeicherten Wärme klein. Diese lokale Abkühlung ihrerseits bewirkt dann eine Vergrößerung des Zuflussbereichs. Bei vorhandenenAquiferen kann das effektiv genutzte Volumen von vornherein größer sein, da hier neben den Temperaturgradienten auch die Druckgradienten eine Rolle spielen. Diese finden sich beispielsweise inGrabenbrüchen (in Deutschland derOberrheingraben) oder in tiefenSedimentbecken. Solche Gebiete sind zunächst Gebieten vorzuziehen, in denen ein dichtes Gestein für die Konvektion erst erschlossen werden muss. Im Umfeld vonSalzdiapiren kann durch deren hohe Wärmeleitfähigkeit Wärme aus einem großen Volumen zufließen.
Im oberflächennahen Grundwasser und in denoberflächennahen Gesteinsschichten wächst mit geringer werdenden Tiefen der Anteil an der Erdwärme, der letztlich oberflächennah im Wesentlichen aus solarer Energie (Niederschlagswasser und direkte Sonneneinstrahlung) stammt.
Tiefe Geothermie ist die Nutzung von Lagerstätten, die in größeren Tiefen als 400 m unter Geländeoberkante erschlossen werden. Diese Grenze ist in derVDI-Richtlinie 4640 definiert.
Wärme ist umso wertvoller, je höher dasTemperaturniveau ist, auf dem sie zur Verfügung steht. Es wird unterschieden zwischen Hochenthalpie- (hohe Temperaturen) und Niederenthalpielagerstätten (geringere Temperaturen). Als Grenze wird meist eine Temperatur von 200 °C angegeben.[8]
Die weltweite Stromerzeugung aus Geothermie wird durch die Nutzung von Hochenthalpie-Lagerstätten, die Wärme bei hoher Temperatur liefern, dominiert. Dies sind geologische Wärmeanomalien, die oft mit aktivemMagmatismus einhergehen; dort sind mehrere hundert Grad heiße Fluide (Wasser/Dampf) in einer Tiefe von wenigen hundert Metern anzutreffen. Ihr Vorkommenkorreliert stark mit aktiven oder ehemals aktiven Vulkanregionen. Es gibt aber auch Hochenthalpiefelder, die einen reinplutonitischen oderstrukturgeologischen Hintergrund haben.
Abhängig von den Druck- und Temperaturbedingungen können Hochenthalpie-Lagerstätten mehr dampf- oder mehr wasserdominiert sein. Früher wurde der Dampf nach der Nutzung in die Luft entlassen, was zu erheblichemSchwefelverbindungsgeruch führen konnte (Italien,Larderello). Heute werden die abgekühlten Fluide in die Lagerstätte reinjiziert (zurückgepumpt). So werden negative Umwelteinwirkungen vermieden und gleichzeitig die Produktivität durch Aufrechterhalten eines höheren Druckniveaus in der Lagerstätte verbessert.
Das heiße Fluid kann zur Bereitstellung von Industriedampf und zur Speisung von Nah- und Fernwärmenetzen genutzt werden. Besonders interessant ist die Erzeugung von Strom aus dem heißen Dampf. Hierfür wird das im Untergrund erhitzte Wasser genutzt, um eine Dampfturbine anzutreiben. Der geschlossene Kreislauf im Zirkulationssystem steht so unter Druck, dass ein Sieden des eingepressten Wassers verhindert wird und der Dampf erst an der Turbine entsteht (Flash-Verdampfung).
In nichtvulkanischen Gebieten können die Temperaturunterschiede im Untergrund sehr unterschiedlich ausgeprägt sein. Aufgrund eines meist moderaten bis geringen geothermischen Gradienten sind dort in der Regel tiefe bis mitteltiefeBohrungen notwendig, um die Wärme einer großenergetischen direkten Nutzung zukommen zu lassen. Aus wirtschaftlicher Sicht sind die Niederenthalpie-Lagerstätten vor allem hinsichtlich der direkten Wärme-Nutzung (z. B. für Fernwärmenetze) interessant. Eine geothermische Verstromung erfolgt in den Niederigenthalpie-Lagerstätten in einzelnen Fällen bei Vorlauftemperaturen > 100 °C, meist über binäre Kraftwerke.
Es existieren einige Verfahren (bzw. Systemtypen) zur Nutzung der tiefen Geothermie. Die am weitestens verbreiteten bzw. derzeit in Erprobung stehenden vier Arten der Wärmeentnahme aus dem Untergrund werden im Folgenden dargestellt. Welches der in Frage kommenden Verfahren zum Einsatz kommt, ist von den jeweils vor Ort herrschenden geologischen Rahmenbedingungen, von der benötigten Energiemenge sowie dem geforderten Temperaturniveau der Wärmenutzung abhängig. Die tiefe Geothermie wird häufiger zur direkten Wärmegewinnung genutzt, da sich so bereits bei geringeren Vorlauftemperaturen ein hoher Wirkungsgrad erzielen lässt.[10] Derzeit (2025) sind in Mitteleuropa fast ausschließlich hydrothermale Nutzungen im Einsatz und in Planung. Ein paar wenigeHDR-Pilotprojekte gab es beispielsweise inBad Urach (D), inSoultz-sous-Forêts im Elsass (F) und inBasel (CH). Aktuell (2025) läuft ein HDR-Pilotprojekt im schweizerischen Haute-Sorne[11]. Darüber hinaus existieren auch ein paar geschlossene Systeme zur Nutzung der Tiefengeothermie (Tiefe Erdwärmesonden, Closed Loop Systeme).
Liegen entsprechende hohe Temperaturen in einemAquifer vor, so kann aus diesem das dort vorhandene Thermalwasser bzw. der Dampf gefördert und thermisch genutzt werden. Bei einem Dublettenbetrieb wird das im Untergrund vorhandene Thermalwasser über eine Bohrung gefördert und das abgekühlte Wasser anschließend wieder über eine zweite Bohrung in den gleichen Grundwasserleiter (in ausreichendem Abstand) zurückgeführt (reinjiziert). Diehydrothermale Energie ist je nach vorliegender Temperatur zur Wärme- und/oder Stromgewinnung nutzbar. Die für hydrothermale Geothermie in Deutschland brauchbaren geologischenHorizonte können demGeothermischen Informationssystem entnommen werden.
Das Prinzip der Nutzung der Geothermie aus heißem dichtem Gestein (HDR)
werden oft auch alsHDR-Systeme (Hot-Dry-Rock) bezeichnet: Ist das Gestein, in dem die hohen Temperaturen angetroffen wurden, wenig durchlässig (permeabel), so dass aus ihm kein Wasser gefördert werden kann, so kann dort ein künstlich eingebrachtes Wärmeträgermedium (Wasser oder auchCO2) zwischen zwei tiefen Brunnen in einem künstlich erzeugten Risssystem zirkuliert werden: zunächst wird Wasser über eineInjektions- bzw.Verpressbohrung unter einem so hohen Druck in das Gestein eingepresst, der so weit über dempetrostatischen Druck liegen muss, dass die minimaleHauptspannung in der jeweiligenTeufenlage überschritten wird (hydraulische Stimulation oderFracking). Hierdurch werden Klüfte neu aufgebrochen oder vorhandene aufgeweitet und damit die hydraulische Durchlässigkeit des Gesteins erhöht. Dieses Verfahren bildet die Grundlage für ein funktionierendes HDR-System, um sowohl die Wärmeübertragungsfläche als auch die hydraulische Durchlässigkeit möglichst groß werden zu lassen. Dieses aus natürlichen und künstlichen Rissen erzugte System bildet einen unterirdischen, geothermischenWärmeübertrager. Durch eine zweite,Produktions- oderFörderbohrung, wird das aufgeheizte Trägermedium wieder an die Oberfläche gefördert.
Es gibt Übergänge zwischen komplett „trockenen“ und hydraulisch mehr oder weniger aktiven Gesteinen. Aus diesem Grund existieren auch verschiedene weiter Bezeichnungen für die geothermische Erschließung petrothermaler Systeme: u. a.Hot-Wet-Rock (HWR),Hot-Fractured-Rock (HFR) oderEnhanced Geothermal System (EGS). Als übergeordnete Bezeichnung wird in der Regel der Begriffpetrothermale Systeme verwendet.
Eine "Tiefe Erdwärmesonde" ist ein geschlossenes System zur Erdwärmegewinnung, bei dem im Vergleich zu „offenen“ Systemen vergleichsweise wenig Energie extrahiert wird. Die Sonde besteht auseiner einzigen Bohrung mit teilweise deutlich mehr als 1000 m Tiefe, in der ein Fluid zirkuliert, das in der Regel in einemkoaxialen Rohr eingeschlossen ist. Im Ringraum der Bohrung fließt das kalte Wärmeträgerfluid nach unten, wird in der Tiefe erwärmt und steigt anschließend in der dünneren eingehängtenSteigleitung wieder auf. Bei derartige Erdwärmesonden besteht kein Kontakt zum Grundwasser, damit fallen die Nachteile offener Systeme weg und sie sind damit theoretisch an jedem Standort möglich. Ihre Entzugsleistung hängt neben technischen Parametern von den Gebirgstemperaturen und der Wärmeleitfähigkeit des umgebenden Gesteins ab. Die Leistung einer Tiefen Erdwärmesonde beträgt maximal einige hundert kW und ist somit wesentlich kleiner sein als die eines vergleichbar tiefen offenen Systems. Dies liegt daran, dass die Wärmeübertragungsfläche deutlich kleiner ist, da sie nur der Mantelfläche der Bohrung entspricht.
Tiefe Erdwärmesonden wurden beispielsweise in Mühlleiten (Österreich)[12], inAachen (SuperC derRWTH Aachen)[13] (nicht in Betrieb) undArnsberg (FreizeitbadNass)[14] gebaut. Zudem existiert eine tiefe Erdwärmesonde in Prenzlau[15]. Ende 2009 wurde in der Schweiz die Forschungsanlage Tiefen-EWS Oftringen[16] realisiert. Es handelt sich hierbei um eine 706 m tiefe konventionelle Doppel-U-Sonde, welche 2009/2010 im Sinne einer Direktheizung (also ohne den Einsatz mit einer Wärmepumpe) getestet wurde.[17][18]
Alternativ zur Zirkulation von Wasser (mit eventuellen Zusätzen) in der Erdwärmesonde sind auch Sonden mit Direktverdampfern (Wärmerohre oder englischHeatpipes) vorgeschlagen worden. Als Wärmeträgerfluid kann dabei entweder eine Flüssigkeit mit einem entsprechend niedrigenSiedepunkt verwendet werden, oder ein Gemisch beispielsweise aus Wasser undAmmoniak. Eine derartige Sonde kann auch unter Druck betrieben werden, was einen Betrieb beispielsweise mitKohlendioxid möglich macht. Heatpipes können eine höhere Entzugsleistung erreichen als konventionelle Sonden, da sie auf ihrer gesamten Länge die Verdampfungstemperatur des Arbeitsmittels haben können.
Bei tiefen Erdwärmesonden bis 3000 m ist eine Isolierung bis zu einer Tiefe von etwa 1000 m sinnvoll, um Verluste an Wärmeenergie beim Aufsteigen des Fluids durch kältere Gesteinsschichten zu verringern. Damit ist eine höhere Energieausbeute möglich oder es kann bei einer geringeren Bohrtiefe die gleiche Leistung mit wesentlich niedrigeren Kosten erzielt werden. Eine dauerhafte Möglichkeit zur Isolierung, die auch relativ einfach hergestellt werden kann, ist das mit Luftpolstern arbeitendeIsolierkappensystem.[19]
BeimClosed Loop Verfahren (engl.Loop steht für Schleife) handelt es sich genau wie bei tiefen Erdwärmesonden um ein geschlossenes System, mit dem Unterschied, dass zwei voneinander getrennte vertikale Bohrungen in relativ geringem Abstand zueinander abgeteuft werden. Beide Bohrungen werden horizontal abgelenkt und am Ende der Bohrung zu einer Schleife verbunden. Zur Erhöhung der Wärmeaufnahmefähigkeit können mehrere horizontale Schleifen angelegt werden. Das Verfahren, das imGeothermieprojekt Geretsried erstmals kommerziell realisiert werden soll, ist unter der Bezeichnung Eavor-Loop patentiert. Der erste Bauabschnitt soll bis 2025 fertiggestellt werden.[20][21] Neben Geretsried hat Hannover einen Wärmeliefer-Vertrag abgeschlossen.[22][23] In Neu-Ulm läuft die Erkundungsphase.[24]
Oberflächennahe Geothermie bezeichnet die Nutzung der Erdwärme bis ca. 400 m Tiefe.
Aus geologischer Sicht ist jedes Grundstück für eine Erdwärmenutzung geeignet. Jedoch müssen wirtschaftliche, technische und (wasser-)rechtliche Aspekte beachtet werden.
Die Kosten einer Anlage richten sich nach der erforderlichen Größe der Anlage (beispielsweise Erdsondenmeter). Diese errechnen sich aus dem Energiebedarf des Hauses und den geologischen Untergrundverhältnissen.
Eine Erdwärmenutzung muss der Wasserbehörde angezeigt werden. Bei grundstücksübergreifender Erdwärmenutzung und bei Bohrtiefen von über 100 m (je nachBundesland) muss das Berg- und Lagerstättenrecht beachtet werden.
Der Erdwärmetransport erfolgt über Rohrleitungssysteme mit einer zirkulierenden Flüssigkeit, welches in der Regel mit einer Wärmepumpe verbunden ist. Das beschriebene System kann auch kostengünstig (ohne Wärmepumpe) zur Kühlung genutzt werden.
Zur Gewinnung thermischer Energie aus Tunnelbauwerken wird auch austretendesTunnelwasser genutzt, welches ansonsten aus Umweltschutzgründen in Abkühlbecken zwischengespeichert werden müsste, bevor es in örtliche Gewässer abgeleitet werden darf. Die erste solche bekannte Anlage wurde 1979 in derSchweiz beim Südportal desGotthard-Straßentunnels in Betrieb genommen. Sie versorgt den Autobahnwerkhof vonAirolo mit Wärme und Kälte. Weitere Anlagen sind zwischenzeitlich dazugekommen, welche vor allem Warmwasser ausBahntunneln nutzen. Das Tunnelwasser des neuenLötschberg-Bahntunnels wird für eineStörzucht und für einTropenhaus verwendet.[25]
InÖsterreich wurde ein Verfahren entwickelt, um die Wärme aus Tunneln mittels eines Transportmediums zu nutzen, welches in eingemauertenKollektoren zirkuliert. Fürkonventionell vorgetriebene Tunnel wurde das Prinzip unter dem NamenTunnelThermie bekannt. Durch die großen, erdberührten Flächen stellt diese relativ junge Technologie ein hohes Nutzungspotenzial besonders in innerstädtischen Tunnelbauwerken dar.
InDeutschland wurde ein Verfahren entwickelt, um Geothermie auch inmaschinell vorgetriebenen Tunneln zu nutzen. Dazu sindKollektoren in Betonfertigteile (sog.Tübbinge), die die Schale eines Tunnels bilden, eingebaut (Energietübbing genannt). Da innerstädtische Tunnel in schwierigen geologischen Verhältnissen häufig imSchildvortrieb aufgefahren werden, bietet der Energietübbing die Möglichkeit, auch entlang dieser Strecken das geothermische Potenzial des Erdreichs zu nutzen.[26]
Bergwerke und ausgeförderteErdgaslagerstätten, die wegen der Erschöpfung der Vorräte stillgelegt werden, sind denkbare Projekte für Tiefengeothermie. Dies gilt eingeschränkt auch für tiefe Tunnelbauwerke. Die dortigen Formationswasser sind je nach Tiefe der Lagerstätte 60 bis 120 °C heiß, die Bohrungen oder Schächte sind oft noch vorhanden und könnten nachgenutzt werden, um die warmen Lagerstättenwässer einer geothermischen Nutzung zuzuführen.
Derartige Anlagen zur Gewinnung der geothermischen Energie müssen so in die Einrichtungen zur Verwahrung des Bergwerks integriert werden, dass die öffentlich rechtlich normierten Verwahrungsziele, das stillgelegte Bergwerk (§ 55 Absatz 2 Bundesberggesetz und § 69 Abs. 2 Bundesberggesetz) gefahrenfrei zu halten, auch mit den zusätzlichen Einrichtungen erfüllt werden.
Geothermie steht immer, also unabhängig von der Tages- und Jahreszeit und auch unabhängig vom Wetter zur Verfügung. Optimal wird eine Anlage, in der das oberflächennahe Temperaturniveau genutzt werden soll, dann arbeiten, wenn sie auchzeithomogen genutzt wird. Dies ist zum Beispiel dann der Fall, wenn im Winter mit Hilfe einer Wärmepumpe das oberflächennahe Temperaturniveau von ca. 10 °C zum Heizen genutzt wird und sich dabei entsprechend absenkt und im Sommer dann dieses Reservoir zur direkten Kühlung benutzt wird. Beim Kühlen im Sommer ergibt sich dabei eine Erwärmung des oberflächennahen Reservoirs und damit dessen teilweise oder vollständige Regeneration. Im Idealfall sind beide Energiemengen gleich. Der Energieverbrauch des Systems besteht dann im Wesentlichen aus der Antriebsleistung für die Wärme- bzw. Umwälzpumpe.
Verstärkt wird diese Funktion, wenn Geothermie mit anderen Anlagen beispielsweiseSolarthermie kombiniert wird. Solarthermie stellt Wärme vorwiegend im Sommer zur Verfügung, wenn sie weniger gebraucht wird. Durch Kombination mit Geothermie lässt sich diese Energie im Sommer in den unterirdischenWärmespeicher einspeisen und im Winter wieder abrufen. Die Verluste sind standortabhängig, aber in der Regel gering.
Saisonalspeicher können sowohl oberflächennah, als auch tief ausgeführt werden. Sogenannte Hochtemperatur-Speicher (> 50 °C) sind allerdings nur in größerer Tiefe oder mit entsprechender Dämmung denkbar. Beispielsweise verfügt dasReichstagsgebäude über einen derartigen Speicher.
Die Geothermie ist global gesehen eine langfristig nutzbare Energiequelle. Mit den Vorräten, die in den oberen drei Kilometern der Erdkruste gespeichert sind, könnte im Prinzip rechnerisch und theoretisch der derzeitigeweltweite Energiebedarf für über 100.000 Jahre gedeckt werden. Allerdings ist nur ein kleiner Teil dieser Energie technisch nutzbar und die Auswirkungen auf die Erdkruste bei umfangreichem Wärmeabbau sind noch unklar.
Bei der Nutzung der Geothermie unterscheidet man zwischendirekter Nutzung, also der Nutzung der Wärme selbst, undindirekter Nutzung, der Nutzung nach Umwandlung in Strom in einem Geothermiekraftwerk. Mit Einschränkungen sind zur Optimierung der Wirkungsgrade auch hierKraft-Wärme-Kopplungen (KWK) möglich. Vor allem in dünn besiedelten Gegenden bzw. an weit von Siedlungen mit Wärmebedarf entfernten Kraftwerksstandorten lassen sich nur schwer KWK-Prozesse realisieren. Nicht an jedem Kraftwerksstandort werden sich Abnehmer für die Wärme finden lassen.
InChaudes-Aigues im Zentrum Frankreichs existiert das erste historische geothermische Fernwärmenetz, dessen Anfänge bis ins 14. Jahrhundert zurückreichen.
Heute existieren vielfältige Nutzungen für Wärmeenergie in Industrie, Handwerk und in Wohngebäuden.
Für die meisten Anwendungen werden nur relativ niedrige Temperaturen benötigt. Austiefer Geothermie können häufig die benötigten Temperaturen direkt zur Verfügung gestellt werden. Reicht dies nicht, so kann die Temperatur durchWärmepumpen angehoben werden, so wie dies meist bei deroberflächennahen Geothermie geschieht.
In Verbindung mit Wärmepumpen wird Erdwärme in der Regel zum Heizen und Kühlen von Gebäuden sowie zur Warmwasserbereitung eingesetzt. Dies kann direkt über in einzelnen Gebäuden installierteWärmepumpenheizungen erfolgen oder indirekt überKalte Nahwärmesysteme, bei denen die geothermische Quelle das Kaltwärmenetz speist, das wiederum die einzelnen Gebäude versorgt.
Eine weitere Nutzungsmöglichkeit ist dienatürliche Kühlung, bei der Wasser mit der Temperatur des flachen Untergrundes, also der Jahresmitteltemperatur des Standortes, direkt zur Gebäudekühlung verwendet wird (ohne den Einsatz einer Wärmepumpe). Diese natürliche Kühlung hat das Potential, weltweit Millionen von elektrisch betriebenen Klimageräten zu ersetzen. Sie wird jedoch derzeit nur wenig angewendet. Im November 2017 ist in Bremen das Rechenzentrum ColocationIX-Data-Center in Betrieb gegangen,[28] das während der Sommermonate die Kühlung über die Erdwärme bezieht.
Ebenfalls eine direkte Anwendung ist dasEisfreihalten von Brücken, Straßen oder Flughäfen. Auch hier wird keine Wärmepumpe benötigt, denn der Speicher wird durch Abführung und Einspeicherung der Wärme mit einer Umwälzpumpe von der heißen Fahrbahn im Sommer regeneriert. Dazu zählt auch das frostfreie Verlegen von Wasserleitungen. Die im Boden enthaltene Wärme lässt den Boden in Mitteleuropa im Winter nur bis in eine geringe Tiefe einfrieren.
Für die Wärmenutzung austiefer Geothermie eignen sich niedrigthermale Tiefengewässer mit Temperaturen zwischen 40 und 150 °C, wie sie in Deutschalnd vor allem im süddeutschenMolassebecken, imOberrheingraben und in Teilen der norddeutschen Tiefebene vorkommen. Weitere günstige Gebiete für die Nutzung niedrigthermaler Geothermie finden sich in Mittelauropa beispielsweise im oberösterreichischen Molassebecken, im ungarischen Becken, im Pariser Becken sowie vermutlich auch im Wiener Becken. Das Thermalwasser wird gewöhnlich aus 1000 bis 4500 Metern Tiefe über eine Förderbohrung an die Oberfläche gebracht, gibt den wesentlichen Teil seiner Wärmeenergie per Wärmeübertrager an einen zweiten, den „sekundären“ Heiznetzkreislauf ab. Ausgekühlt wird es anschließend über eine zweite Bohrung wieder mit einer Pumpe in den Untergrund verpresst, und zwar in die Schicht, aus der es entnommen wurde.
Direkte Nutzung der Erdwärme weltweit (Stand: 2010, Quelle: Literatur/Statistik, 7.)
Nutzungsart
Energie [TJ/a]
Leistungsabgabe Kapazität [MW]
Wärmepumpen
214.236
35.236
Schwimmbäder
109.032
6.689
Raumheizung/ Fernwärme
62.984
5.391
Gewächshäuser
23.264
1.544
Industrie
11.746
533
Aquakulturen
11.521
653
Trocknung (Landwirtschaft)
1.662
127
Kühlen, Schnee- schmelzen
2.126
368
Andere Nutzung
956
41
Total
438.077
50.583
Die Stromerzeugung funktioniert nach dem Prinzip derWärmekraftmaschinen und ist durch die Temperaturdifferenz begrenzt. Deswegen haben geothermische Kraftwerke verglichen mit Verbrennungskraftwerken einen niedrigenCarnot-Faktor,[29] die Geothermie ist aber an einigen Orten als Energiequelle nahezu unerschöpflich verfügbar.[30]
Zur Stromerzeugung wurde die Geothermie zum ersten Mal inLarderello in der Toskana eingesetzt. 1913 wurde dort von GrafPiero Ginori Conti ein Kraftwerk erbaut, in dem wasserdampfbetriebene Turbinen 220 kW elektrische Leistung erzeugten. Heute sind dort ca. 750 MW elektrische Leistung installiert. Unter der Toskana befindet sich Magma relativ dicht unter der Oberfläche. Dieses heiße Magma erhöht hier die Temperatur des Erdreiches so weit, dass eine wirtschaftliche Nutzung der Erdwärme möglich ist.
Bei der hydrothermalen Stromerzeugung sind Wassertemperaturen von mindestens 80 °C notwendig. HydrothermaleHeiß- undTrockendampfvorkommen mit Temperaturen über 150 °C können direkt zum Antrieb einer Turbine genutzt werden, diese kommen in Deutschland jedoch nicht vor.
Hydrothermale Stromerzeugung: Der durch die Sonde unterirdisch entnommene Dampf treibt Turbine und Generator an, kondensiert imKühlturm und wird als flüssiges Wasser zurück unter die Erde gebracht, wo er erneut verdampft.
Lange Zeit wurde Thermalwasser daher ausschließlich zur Wärmeversorgung im Gebäudebereich genutzt. Neu entwickelteOrganic-Rankine-Cycle-Anlagen (ORC) ermöglichen eine Nutzung von Temperaturen ab 80 °C zur Stromerzeugung. Diese arbeiten mit einem organischen Medium (beispielsweisePentan), das bei relativ geringen Temperaturen verdampft.[31] Dieser organische Dampf treibt über eine Turbine den Stromgenerator an. Die für den Kreisprozess eingesetzten Fluide sind teilweise entzündlich oder giftig. Vorschriften zum Umgang mit diesen Stoffen müssen eingehalten werden. Eine Alternative zum ORC-Verfahren ist dasKalina-Verfahren. Hier werdenZweistoffgemische, so zum Beispiel ausAmmoniak und Wasser, als Arbeitsmittel verwendet.
Für Anlagen in einem kleineren Leistungsbereich (< 200 kW) sind auch motorische Antriebe wieStirlingmotoren denkbar.
Stromgewinnung aus Tiefengeothermie istgrundlastfähig und steuerbar, in existierenden Anlagen werden oft mehr als 8000 Betriebsstunden pro Jahr erreicht.
Die Stromerzeugung aus Geothermie findet traditionell in Ländern statt, die überHochenthalpielagerstätten verfügen, in denen Temperaturen von mehreren hundert Grad Celsius in vergleichsweise geringen Tiefen (< 2000 m) angetroffen werden. Die Lagerstätten können dabei, je nach Druck und Temperatur, wasser- oder dampfdominiert sein. Bei modernen Förderungstechniken werden die ausgekühlten Fluide reinjiziert, so dass praktisch keine negativen Umweltauswirkungen, wie Schwefelverbindungsgeruch, mehr auftreten.
InNiederenthalpielagerstätten, wie sie in Deutschland meist angetroffen werden, ist wegen der geringen Temperaturspreizung zwischen Vor- und Rücklauf der maximal mögliche energetischeWirkungsgrad systembedingt niedriger als in Hochenthalpielagerstätten.
Durch optimale Wahl des Arbeitsmittels (beispielsweiseORC-Kraftwerk oderKalinaprozess mit Ammoniak) versucht man den Abstand zwischen Vor- und Rücklauftemperatur effizienter zu nutzen. Dabei ist aber zu beachten, dass die Sicherheitsanforderungen für den Umgang mitAmmoniak anders sein können als bei der Nutzung verschiedener organischer Arbeitsmittel.
Der Eigenstromverbrauch, insbesondere zur Speisung der Umwälzpumpen im Thermalwasserkreislauf, in solchen Anlagen kann bis zu 25 Prozent der erzeugten Strommenge[32] betragen.
Geothermie ist eine bedeutende erneuerbare Energie. Einen besonderen Beitrag zu ihrer Nutzung leisten hierbei die Länder, die über Hochenthalpielagerstätten verfügen. Dort kann der Anteil der Geothermie an der Gesamtenergieversorgung des Landes erheblich sein, zum BeispielGeothermale Energie in Island.
Im Jahr 2005 waren zur direkten Nutzung von Geothermie weltweit Anlagen mit einer Leistung von 27.842 MW installiert. Diese können Energie in der Größenordnung von 261.418 TJ/a (72.616 GWh/a) liefern, das entspricht einer mittleren Leistungsabgabe von 8,29 GW oder 0,061 % desPrimärenergieverbrauchs der Welt. Bei einer Weltbevölkerung 2005 von 6,465 Mrd. Menschen entfallen daraus rechnerisch 1,28 Watt auf jeden Menschen (der durchschnittlich aber insgesamt 2.100 Watt Primärenergie verbraucht). DerNutzungsgrad der installierten Leistung beträgt also etwa 30 % (diese Kennzahl ist wichtig für die überschlägige Kalkulation der Wirtschaftlichkeit von geplanten Anlagen, sie wird allerdings weitgehend durch die Verbraucherstruktur und weniger durch die Erzeuger, also die Wärmequelle bestimmt).
Länder mit Energieumsätzen größer als 5000 TJ/a zeigt die Tabelle.
Besonders hervorzuheben sind Schweden und Island. Schweden ist geologisch eher benachteiligt, hat aber durch eine konsequente Politik und Öffentlichkeitsarbeit diesen hohen Anteil bei der Nutzung erneuerbarer Energien vorwiegend zum Heizen (Wärmepumpenheizung) erreicht.
Auch in Island hat die Nutzung dieser Energie einen beträchtlichen Anteil an der Energieversorgung des Landes (ca. 53 %), vgl.Geothermale Energie in Island. Es ist inzwischen weltweit Vorreiter auf diesem Gebiet.
Das 1981 in Betrieb genommene und laufend erweiterte geothermische Kraftwerk Olkaria (121 MW, Potential 2 GW) im afrikanischenRift Valley deckt mittlerweile 14 % des landesweiten Strombedarfs vonKenia. Die Erfolge dabei führten zu Geothermie-Projekten inEritrea,Uganda,Tansania undÄthiopien, die ebenfalls entlang desOstafrikanischen Grabenbruchs liegen.[34]
ImNahen Osten wird in denVereinigten Arabischen Emiraten das erste Geothermie-Projekt realisiert. Es soll zur Versorgung der ÖkostadtMasdar mit Energie zu Kühlzwecken dienen. Zunächst wurden zwei Probebohrungen in Tiefen von 2800 m und 4500 m gestartet.[35]
Stromerzeugung aus Geothermie konzentriert sich traditionell auf Länder, die über oberflächennahe Hochenthalpie-Lagerstätten verfügen (meist Vulkan- oderHot-Spot-Gebiete). In Ländern, die dies – wie zum Beispiel Deutschland – nicht haben, muss der Strom mit einem vergleichsweise niedrigen Temperaturniveau (Niederenthalpielagerstätte mit etwa 100–150 °C) erzeugt werden, oder es ist entsprechend tiefer zu bohren.
Die zum Ende des ersten Quartals 2010 installierte Leistung betrug 10.715 MW. Bis Ende 2021 stieg die installierte Leistung auf 15.644 MW.[36]
Länder mit einem bedeutsamen Anteil der
Geothermie an der Gesamtversorgung (Stand 2005)[37]
Land
Anteil an der Stromerzeugung in %
Anteil am Wärmemarkt in %
Tibet
30
30
San Miguel Island
25
keine Angabe
El Salvador
14
24
Island
19,1
90
Philippinen
12,7
19,1
Nicaragua
11,2
9,8
Kenia
11,2
19,2
Lihir Island
10,9
keine Angabe
Guadeloupe
9
9
Costa Rica
8,4
15
Neuseeland
5,5
7,1
Niederenthalpie-Lagerstätten werden weltweit lange Zeit wenig genutzt. Zukünftig könnten sie an Bedeutung gewinnen, da diese Nutzung weiter verbreitet möglich ist und nicht spezielle geothermische Bedingungen mit überdurchschnittlich hohen geothermischen Gradienten voraussetzt. Im November 2003 wurde das erste derartige Kraftwerk Deutschlands, dasGeothermiekraftwerk Neustadt-Glewe, mit 0,23 Megawatt Leistung in Betrieb genommen. Im Jahr 2007 folgte mit der 3-Megawatt-Anlage desGeothermiekraftwerkes Landau die erste industrielle Installation.
InAustralien wird inCooperbecken das erste rein wirtschaftliche Geothermiekraftwerk auf der BasisHot Fractured Rock (HFR) erstellt. Bisher sind zwei Bohrungen auf über 4000 m Tiefe gebohrt und ein künstliches Risssystem erzeugt. Die Temperaturen sind mit 270 Grad höher als erwartet und auch die künstlich erzeugte Wasserwegsamkeit zwischen den Bohrungen ist besser als geplant.
Bezogen auf die Pro-Kopf-Nutzung der Erdwärme ist Island heute Spitzenreiter mit 755 MW (2020) installierter Gesamtleistung (Geothermale Energie in Island). Die USA führen dagegen bei den Absolutwerten mit einer installierten Gesamtleistung von 3700 MW (2020) vor Indonesien mit 2289 MW (2020) und den Philippinen mit 1918 MW (2020).[38]
Geothermische Energie ist nach dem deutschenBergrecht (Bundesberggesetz, BBergG, § 3 Abs. 3 Satz 2 Nr. 2b) einbergfreier Rohstoff (bergfreier Bodenschatz). Sie gilt somit zunächst als herrenlos, wobei die jeweiligen Antragsteller einRecht für Aufsuchung und Nutzung durchVerleihung seitens des Staates erlangen (wenn sie nicht städtebaulich genutzt wird, weil dann derGewinnungsbegriff im § 4 Abs. 2 Bundesberggesetz nicht einschlägig ist). Dies bedeutet, dass das Eigentum an einem Grundstück sichnicht auf die Erdwärme erstreckt. Für dieAufsuchung der Erdwärme bedarf es also einerErlaubnis nach § 7 BBergG und für dieGewinnung einerBewilligung nach § 8 BBergG. Die meisten Anlagenoberflächennaher Geothermie können jedoch bislang nach dem § 4 BBergG ohne ein solches Verfahren erstellt werden, wenn die Nutzungauf dem eigenen Grundstück erfolgt, die genaue Abgrenzung richtet sich nach dem jeweiligen Landesrecht. Auf jeden Fall sind Anlagen, die in das Grundwasser reichen, nach demWasserrechterlaubnispflichtig. Für Bohrungen, die länger als 100 Meter sind, ist außerdem ein bergrechtlicherBetriebsplan nötig.[39] Die StadtFreiburg im Breisgau hat allerdings unter anderem infolge der inStaufen nach einer Probebohrung aufgetretenenGeländehebungen sowie der inBasel durch eine solche ausgelösten Erdbeben ihre Auflagen für oberflächennahe Geothermie-Projekte auch für Bohrungen unter 100 m verschärft.[40] Im Rahem des Geothermie-Beschleunigungsgesetzes soll ab 2025 der Ausbau der Geothermie beschleunigt und die Genehmigungsverfahren vereinfacht werden[41]
Die geothermische Stromerzeugung ist in Deutschland eine Nische. Unter anderem beschäftigt sich (Stand: 2009) dasDeutsche GeoForschungsZentrum in Potsdam intensiv mit diesem Thema.[42] Der Niedersächsische Forschungsverbund „Geothermie und Hochleistungsbohrtechnik – gebo“[43] verfolgte von 2009 bis 2014 die Zielsetzung, neue Konzepte zur geothermischen Energiegewinnung in tiefen geologischen Schichten zu entwickeln. Zudem fördert das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) zahlreiche Forschungsprojekte zur Effizienzsteigerung der tiefen Geothermie. InBad Urach (Schwäbische Alb) konnte ein langjährig betriebenes und weit fortgeschrittenes HDR-Forschungsprojekt aus finanziellen Gründen nicht vollendet werden.[44] Die Bohrungen sollen stattdessen nun aus dem Muschelkalk Thermalwasser zum Beheizen von Gebäuden genutzt werden.[45]
Weit verbreitet ist hingegen die direkte energetische Nutzung vonhydrothermaler Geothermie beim Betrieb vonWärmenetzen. Eine Übersicht über die in Deutschland vorhandenen Anlagen hydrogeothermaler Nutzung ist in dem Verzeichnis Geothermischer Standorte[46] zu finden. Vom Bundesverband Geothermie gibt es eine Übersichtskarte.[47]
In Deutschland ist die direkte Nutzung oberflächennaher Geothermie (Wärmepumpenheizung) schon sehr weit verbreitet. Im Jahr 2022 waren oberflächennah (Bohrtiefe < 400 m) über 470.000 Anlagen installiert, die etwa 4.700 MW liefern. Der Durchschnitt neu installierter Anlagen pro Jahr lag zu dem Zeitpunkt bei etwa über 30.000.[48]
Erstmals flächig erforscht werden soll der Einsatz von oberflächennaher Geothermie im Erdwärmepark inNeuweiler im Nordschwarzwald; einem Baugebiet, in dem ausschließlich Erdwärme zu Zwecken der Gebäudeheizung und -kühlung verwendet wird. Hier soll im Rahmen eines Modellprojekts auch das Heizen bzw. Kühlen der vorhandenen Straßen erstmals umgesetzt werden.
Für Deutschland ergab sich laut der Zahlen des BMU für das Jahr 2004 das folgende Bild: Der Energieerzeugung im Jahr 2004 aus der Geothermie von 5609 TJ/a (entsprechend einer mittleren Leistungsabgabe von 0,178 GW im Jahr 2004) stand ein Primärenergieverbrauch in Deutschland im selben Jahr von 14.438.000 TJ/a (entsprechend einer mittleren Leistung von 458 GW) gegenüber. Es wurden also im Jahr 2004 0,04 % des Primärenergieverbrauchs in Deutschland durch Geothermie gedeckt. Die Branche rechnete für 2005 mit einem Umsatz von etwa 170 Millionen Euro und mit Investitionen von 110 Millionen Euro. Etwa 10.000 Menschen arbeiteten bereits direkt oder indirekt für die geothermische Energieversorgung.
Im Bereich der tiefen Geothermie gibt es Stand 2025 in Deutschland 41 Installationen. Diese leisten zusammen 408 MW.[49] Die meisten dieser Einrichtungen stehen im
DasMolassebecken in Süddeutschland (Alpenvorland) bietet günstige Voraussetzungen für eine tiefengeothermische Nutzung. Zahlreiche balneologische Erschließungen in Baden-Württemberg (Oberschwaben) und Bayern (Bäderdreieck) bestehen bereits seit einigen Jahrzehnten. Darüber hinaus existierten in Südbayern im Jahr 2025 rund sechsundzwanzig groß-energetische Nutzungen (geothermisch betriebene Fernwärmenetze und Kraftwerke) inSimbach-Braunau, Straubing,Erding, Unterschleißheim, Pullach,München-Riem, Unterhaching, Unterföhring, Aschheim-Feldkirchen-Kirchheim, Ismaning, München-Freiham, Waldkraiburg, Poing, Garching, Grünwald, Traunreut, Sauerlach, Taufkirchen, Kirchweidach, Bruck, Holzkirchen, München-Schäftlarnstraße, Waldweihnacht, MTU (München-Allach) und Polling. Zahlreiche weitere sind in Planung (z. B. Gräfelfing, Aschheim II, Vaterstetten, Geiselbullach, Dachau) oder im Bau (beispielsweise Laufzorn II, München-Michaelibad). Das Thermalwasser stammt aus einer Kalksteinschicht (Poren-, Kluft- undKarstgrundwasser) desOberjura (Malm) an der Basis des nordalpinen Molassetrogs. Diese Gesteine treten nördlich der Donau an der Erdoberfläche in Erscheinung und tauchen in Richtung Süden am Alpenrand auf über 5000 m unter die Erdoberfläche ab. Dort liegen die Thermalwassertemperaturen bereits höher als 150 °C.In Geretsried wird seit 2023 zudem in einem Pilotprojekt die Realisierung eines geschlossenen Kreislaufs in großer Tiefe vorangetrieben (Eavor-Loop).
Der Oberrheingraben bietet deutschlandweit besonders gute geologisch-geothermische Voraussetzungen (u. a. hohe Temperatur, Wärmefluss, Struktur im Untergrund). Allerdings sind die Thermalwässer im Oberrheingraben reich an gelösten Inhaltsstoffen, was hohe Anforderungen an die Anlagentechnik stellt. Zudem sind die strukturgeologischen Bedingungen teilweise komplex. An verschiedenen Standorten sind Projekte in Betrieb (z. B. Bruchsal, Insheim, Landau), in Planung und im Bau. Für viele Regionen sind bereits Konzessionen erteilt worden. Des Weiteren ist aus den Thermalwässern des Oberrheingrabens die großindustrielle Extraktion vonLithium geplant.
Der norddeutsche Raum verfügt geologisch bedingt über ein großes Potential geothermisch nutzbarer Energie in thermalwasserführenden Porenspeichern desMesozoikums in einer Tiefe von 1000 bis 2500 m mit Temperaturen zwischen 50 °C und 100 °C. DieGeothermische Heizzentrale (GHZ) in Neubrandenburg war bereits in der DDR eines der Pilotprojekte zur Nutzung der Geothermie. Weitere realisierte Projekte existieren beispielsweise in Schwerin, Potsdam und Neuruppin.
Untersucht wird zudem beispielsweise in Nordrhein-Westfalen, ob Grubenwasser thermisch genutzt werden kann.
Das erste geothermische Kraftwerk in Deutschland ist 2004 in Mecklenburg-Vorpommern als Erweiterung des bereits 1994 errichteten geothermischen Heizwerks in Betrieb genommen worden. Die elektrische Leistung desGeothermiekraftwerks Neustadt-Glewe betrug bis zu 230 kW. Aus einer Tiefe von 2250 Metern wurde etwa 97 °C heißes Wasser gefördert und zur Strom- und Wärmeversorgung genutzt. Im Jahr 2004 betrug die erzeugte Strommenge 424.000 Kilowattstunden (Quelle: AGEE-Stat/BMU); die Stromerzeugung dieses geothermischen Pionier-Kraftwerks wurde 2009 allerdings wieder eingestellt. Seither wurden in Deutschland 11 weitere geothermische Kraftwerke errichtet, weitere sind derzeit im Bau, die meisten davon amOberrhein und im oberbayerischenMolassebecken.
Die für die Stromerzeugung erforderlichen Wärmereservoirs mit hohen Temperaturen sind in Deutschland, Österreich und der Schweiz nur in großer Tiefe vorhanden. Die für den Betrieb erforderlichen Temperaturen zu erschließen, ist mit einem hohen finanziellen Aufwand verbunden. Geologische und bohrtechnische Erschließungsrisiken müssen dabei im Verhältnis zum finanziellen Aufwand abgewogen werden. Forschungsarbeiten zur Nutzung tief liegender bzw. weitgehend wasserundurchlässiger Gesteine laufen und versprechen die Möglichkeiten zur Stromerzeugung weiter zu erhöhen. Eine Studie des Deutschen Bundestages gibt das Potential der Stromproduktion mit 1021 Joule an.
Realisierte und nicht-erfolgreiche Geothermieanlagen zur Stromerzeugung im deutschsprachigen Raum (D/A/CH)
Bohrarbeiten beendet; Bohrung im Jahr 2013 fand kein Thermalwasser;[62] der im Jahr 2017 gebohrte Sidetrack blieb ebenfalls „trocken“ / nicht fündig[63] aktuell neue Bohrungen für Eavor-Loop-Verfahren (2025)
Projekt nach erster Bohrung im Jahr 2013 abgebrochen aufgrund unzureichender Wasserproduktivität, Gaszutritt und in einem Fall spürbarer Seismizität; alternative Nutzungen waren seitdem nicht wirtschaftlich darstellbar bzw. nicht gewünscht durch Projekteignerin[74]
Durch die Novellierung des EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) zum 1. Januar 2012 wird die geothermische Stromerzeugung pro eingespeister Kilowattstunde deutlich höher gefördert als zuvor. Es erfolgt eine Integration von KWK- und Frühstarter-Bonus in die Grundvergütung, so dass diese von 16 auf 23 ct/kWh steigt. Die Grundvergütung beträgt jetzt mit einer zusätzlichen Erhöhung von 2 ct/kWh 25 ct/kWh. Dazu kommt ein Technologie-Bonus für petro-thermale Projekte von 5 ct/kWh. Diese Höhe der Vergütungen gilt für alle bis einschließlich 2017 in Betrieb gehenden Anlagen. Ab dem Jahr 2018 sinken die jeweils für neue Anlagen (entsprechend den Zeitpunkten der Inbetriebnahmen) geltenden Vergütungssätze jährlich um 5 % (Degression). Bisher sollte diese Absenkung bereits ab 2010 jährlich 1 % betragen. Weiterhin bleiben die Vergütungen einer Anlage über den Vergütungszeitraum (20 bis knapp 21 Jahre) konstant. DieEinspeisevergütung wird für die Brutto-Stromproduktion der Anlage in Anspruch genommen. Dies entspricht einer EEG-einheitlichen Regelung und gilt für alle Formen erneuerbarer Stromerzeugung. Der Eigenenergiebedarf beträgt bei deutschen Geothermiekraftwerken ca. 30 % der Bruttostromproduktion (größter Verbraucher sind die Förderpumpen).
Anlagen der tiefen Geothermie werden aus dem MAP (Marktanreizprogramm des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit) durch zinsverbilligte Darlehen mit Tilgungszuschüssen gefördert.Förderbar sind:
Die Errichtung der Tiefengeothermieanlage („Anlagenförderung“)
Die Realisierung der Förder- und Injektionsbohrung („Bohrkostenförderung“) sowie unvorhergesehene Mehrkosten gegenüber der Bohrplanung („Mehraufwendungen“)
Die Reduzierung des Fündigkeitsrisikos durch Haftungsfreistellungen für bis zu 80 % der Bohrkosten („Kreditprogramm Fündigkeitsrisiko“)
Die Errichtung von Wärmenetzen („Wärmenetze“)
Die KfW kann daraus Darlehen pro Projekt in einer Höhe von bis zu 80 % der Bohrkosten vergeben. Diese Darlehen werden im Fall der Nichtfündigkeit haftungsfrei gestellt, d. h. sie müssen vom Kreditnehmer ab diesem Zeitpunkt nicht weiter zurückgezahlt werden.Das „KfW Sonderprogramm“ für allgemeine Projektfinanzierungen, wie u. a. Geothermieprojekte, refinanziert Banken mittels KfW-Krediten bis zu einem Kreditbetrag von i. d. R. 200 Mio. Euro pro Projekt.
Aufgrund der mit der Bohrung verbundenen hohen Investitionskosten und Fündigkeitsrisiken, soweit diese über die o. g. Haftungsfreistellung hinausgehen, besteht bei Tiefengeothermieprojekten ein relativ hohes Anfangshemmnis. Dies erschwert die Finanzierung. Die relativ lange Projektentwicklungszeit und die damit verbundene Dauer des Eigenkapitaleinsatzes verteuert die Finanzierung.
In Ungarn bestehen mehrere Anlagen. InGyőr besteht seit 2015 eine Anlage, die das Audiwerk mit jährlich rund 80 GWh Wärme versorgt.[77] Die Fördertemperatur beträgt etwa 105 °C.[78]
In Österreich bestehen mehrere Anlagen. InRied im Innkreis besteht ein Fernwärmenetz, welches die gesamte Innenstadt versorgt.[79] Der gesamte jährliche Wärmeabsatz liegt bei rd. 40 GWh.[80][81]Aktuell (2025) wird in Wien in Aspern von der Wien Energie und der OMV ein neuer Versuch zur Erschließung von Tiefengeothermie unternommen[82].
Die global gesehen geringe Nutzung der überall vorhandenen und vom Energieangebot her „kostenlosen“ Geothermie liegt darin begründet, dass sowohl der Wärmestrom mit ≈ 0,06 Watt/m² als auch die Temperaturzunahme mit der Tiefe mit ≈ 3 K/100 m in den zugänglichen Teilen der Erdkruste, von besonderen Standorten abgesehen, so gering sind, dass eine teure Erschließung zu Zeiten niedriger Energiepreise nicht wirtschaftlich war. Durch die notwendige Reduzierung des CO2-Austoßes und die absehbare Verknappung der fossilen Energieträger setzte eine verstärkte geologische Erkundung und technische Weiterentwicklung der Geothermie nun auch dort ein, wo bisher die Rahmenbedingungen eher ungünstig waren.
Da die eigentliche Energie der Geothermie kostenlos ist, wird die Wirtschaftlichkeit einer Geothermienutzung vor allem durch die Investitionskosten (Bohrungen und Anlagenbau) und den Unterhaltskosten der Anlagen bestimmt.
Grundsätzlich sind größere Geothermieanlagen (über 0,5 MW und mit einer Tiefe von mehr als 500 m) immer mit gewissen Fündigkeitsrisiken behaftet. Dabei lassen sich die anzutreffenden Temperaturen meist recht gut prognostizieren. Die bei hydrothermalen Anlagen aber besonders relevanten Schüttungsraten sind jedoch häufig nur schwer genau prognostizierbar. Zur Abfederung des Fündigkeitsrisikos werden teilweise Fündigkeitsversicherungen abgeschlossen. Zudem tritt teilweise auch der Staat zur Absicherung des Fündigkeitsrisikos in Erscheinung.
Die oberflächennahe Erdwärmenutzung für die Heizung von Gebäuden mittels einer Wärmepumpe ist bereits in vielen Fällen konkurrenzfähig. Wärmepumpenheizungen bestehen in der Regel aus einer oder mehreren Erdwärmesonde(n) und einerWärmepumpe bzw. mehreren parallel geschaltet.
Bei den Betriebskosten spielt die Beständigkeit der Anlagen gegenVerschleiß (beispielsweise bewegte Teile einer Wärmepumpe oder einesStirlingmotors) eine Rolle. Bei offenen Systemen kannKorrosion durch aggressive Bestandteile im wärmetransportierenden Wasser entstehen (alle Teile in der Erde und die Wärmeübertrager). Diese früher bedeutenden Probleme sind heute jedoch technisch weitestgehend gelöst.
Die Geothermie wird zu denregenerativen Energiequellen gezählt, da ihr Potenzial als sehr groß und nach menschlichem Ermessen unerschöpflich gilt. Derkumulierte Energieaufwand (KEA, auch: graue Energie) von Geothermie liegt in dem Bereich von.[83] Theoretisch würde allein die in den oberen drei Kilometern der Erdkruste gespeicherte Energie ausreichen, um die Welt für etwa 100.000 Jahre mit Energie zu versorgen. Allerdings ist nur ein sehr kleiner Teil dieser Energie technisch nutzbar. ImArbeitsbericht 84 des Büros für Technikfolgenabschätzung beim Deutschen Bundestag[84] wurde 2003 ein jährliches technisches Angebotspotenzial aus geothermischer „Stromerzeugung von ca. 300 TWh/a für Deutschland ermittelt, was etwa der Hälfte der gegenwärtigen Bruttostromerzeugung entspricht“. Die Berechnungen in der Studie ermitteln einen nachhaltigen Nutzungszeitraum von eintausend Jahren für diese Form von zu 50 Prozent geothermischer Gesamtstromerzeugung. Entscheidenden Einfluss bei der Realisierung einer nachhaltigen Nutzung hat das Wärmeträgerfluid (Wasser oder Dampf). Wird die Wärme über das Fluid im großen Maßstab dem Untergrund entzogen, so wird, in Abhängigkeit von den geologischen Rahmenbedingungen, regional mehr Wärme entzogen, als durch den natürlichen Wärmestrom zunächst „nachfließen“ kann. So gesehen wird die Wärme zunächst „abgebaut“. Nach Beendigung der Nutzung werden sich jedoch die natürlichen Temperaturverhältnisse nach einer gewissen Zeit wieder einstellen. Das Entnahmeszenario der Studie berücksichtigt die Wärmeströme in der Potenzialberechnung. Geothermie ist wie Biomasse oder Wasserkraft bei der Stromerzeugung und nicht wärmegesteuerten Kraftwerkengrundlastfähig.
Da bei Geothermiekraftwerken in Regionen mit geringem oder durchschnittlichem Wärmestrom mehr Wärmeenergie aus der Erdkruste entnommen wird, als natürlich nachströmen kann, wird die in der Erdkruste gespeicherte Energie abgebaut. Die Nutzungsdauer eines Kraftwerks bzw. Standortes ist also je nach Rate der entnommenen Energie begrenzt. Allerdings regeneriert sich das Wärmereservoir durch den natürlichen Wärmestrom nach einiger Zeit. Die Regeneration eines Wärmereservoirs im Bereich der Kaltwasserinjektion richtet sich sehr stark nach den geologischen Rahmenbedingungen. Wichtig ist dabei, ob die Wärme ausschließlich über Wärmeleitung von unten nachgeführt wird oder zusätzlich Wärme über den Transport von warmem Wasser konvektiv nachgeführt wird.
Wärmetransport durch Konvektion ist immer effektiver, da das Problem der Begrenzung desWärmetransports durch den Widerstand des Gebirgskörpers gegen die Wärmeleitung umgangen wird. Deswegen sollte ein Investor für Geothermieprojekte nach Möglichkeit geologische Regionen suchen, in denen durch Klüfte warmes oder heißes Tiefenwasser nachströmt (offene Kluftsysteme):
Karstgebiete (beispielsweise bayerisches Molassebecken) oder
Zonen mit offenen Kluftsystemen (beispielsweise der Oberrheingraben)
sind daher für Geothermieprojekte bevorzugte Regionen in Deutschland.
In einer Modellrechnung über den Wärmetransport wurde in diesem Zusammenhang exemplarisch für einen Standort im bayerischen Molassebecken das Folgende festgestellt: Für ein hydrothermales System im Malmkarst mit 50 l/s Reinjektionsrate und 55 °C Reinjektionstemperatur wurde die folgende Zeitdauer für die vollständige Wärmeregeneration unmittelbar um die Injektionsbohrung nach Abschluss des Dublettenbetriebs bei rein konduktivem Wärmetransport berechnet: Nach 2.000 Jahren wird eine Temperatur von 97 °C und etwa 8.000 Jahre nach Betriebsende die Ausgangstemperatur von 99,3 °C wieder erreicht: „Die Modellierung der Wärmeregeneration nach Abschluss eines 50 Jahre währenden Betriebszeitraumes unter den gegebenen Randbedingungen verdeutlicht, dass frühestens nach 2000 Jahren mit einer weitgehenden thermischen Regeneration des Reservoirs im Malm zu rechnen ist“. Die Modellrechnung verdeutlicht aber auch das hohe Potenzial des Reservoirs: „Im vorliegenden Szenario kann zusammengefasst gesagt werden, dass im Betriebszeitraum von 50 Jahren erwartungsgemäß nur von einer geringen thermischen Beeinflussung des Nutzhorizontes auszugehen ist, da die erschlossene Malm-Mächtigkeit mehrere 100 Meter beträgt und somit ein ausreichend großes Wärmereservoir zur Wiedererwärmung des injizierten Wassers zur Verfügung steht. Exemplarisch zeigt … die radiale Kaltwasserausbreitung im Injektionshorizont zu diesem Zeitpunkt mit einem Radius von ca. 800 m.“[85]
In dichtem Gestein kann die nachhaltige Entnahme ausschließlich aus dem Wärmestrom abgedeckt werden, der durch die Wärmeleitung geliefert wird. Der Wärmestrom hängt dann vom Wärmeleitkoeffizienten ab. Die Entnahme ist dann so zu gestalten, dass während der geplanten Betriebsdauer die Rücklauftemperatur nicht unter den Mindestwert absinkt, der durch das Nutzungskonzept bestimmt wird.
Durch Geothermie werden im Untergrund Schwefelverbindungen im Wasser ausgewaschen und gelöst. Wasser kann mit steigender Temperatur weniger vomTreibhausgasKohlendioxid (CO2) halten.[86] Diese in der Natur vorhandenen Gase CO2 undH2S werden durch Geothermie in die Atmosphäre freigesetzt, sofern sie nicht technisch aufgefangen und abgeschieden werden wie mit derAminwäsche, die bei derRauchgasentschwefelung oder imDirect air capture eingesetzt wird.[87] Allerdings kann das kalte Wasser die heiß emittierten Gase erneut aufnehmen. Diese Gelegenheit wurde als kostengünstigesCCS seit 2007 amHellisheiði-Kraftwerk genutzt und in Form derCarbFix-Projekte zunächst experimentell gestartet, zumalBasalt oft an für Geothermie nutzbaren Orten vorhanden ist.[88]
Ein großer Teil der Erdwärme entstammtradioaktiven Zerfallsprozessen.[89] Bei der Tiefen-Geothermie werden dabei im Wasser gelöste, natürliche Radionuklide mit an die Erdoberfläche befördert, wo sie ggf. in der Geothermieanlage Rückstände hinterlassen können. Dies tritt vor allem dort auf, wo sehr salzhaltiges Tiefenwasser gefördert wird, was abhängig von den regionalen geologischen Gegebenheiten ist. Bei der oberflächennahen Geothermie, wie sie z. B. als Wärmequelle für Wärmepumpenheizungen benutzt wird, bilden sich hingegen keine Rückstände mit erhöhtem Radionuklidgehalt. Auch überall dort, wo Erdwärmesonden eingesetzt werden, können keine Radionuklide gefördert werden, da diese einen geschlossenen Kreislauf besitzen und somit nicht in der Lage sind, Stoffe aus dem Untergrund aufzunehmen.[90] Da sich das Thermalwasser bei geothermischen Heizzentralen üblicherweise in einem geschlossenen Kreislauf befindet, kommt es im Normalbetrieb nicht zur Freisetzung von problematischen Stoffen in dieBiosphäre, sofern keine zusätzlichebalneologische Nutzung in Heilbädern erfolgt. Jedoch müssen die in Filtern abgefangenen Stoffe sowie ggf. entstehende radioaktiv belasteten Ausfällungen entsprechend entsorgt werden.[91]
Die oberflächennahe Geothermie kann bei der Einhaltung desStandes der Technik und einer ausreichend intensiven Überwachung und Wartung so errichtet und betrieben werden, dass in der Regel keine erheblichen Risiken von solchen Anlagen ausgehen. Durch die stark angestiegene Verbreitung dieser Nutzungsform steigt jedoch auch entsprechend das Risiko von technischem Versagen wegenÜbernutzung der Potenziale (im Anstrom steht eine nicht bekannte Anlage oder wird eine Anlage errichtet, die den Grundwasserstrom vorkühlt) oder von Fehlplanungen. Gleiches gilt für Mängel in der Bauausführung.
Die Nutzung tiefer Geothermie muss sehr sorgfältig geplant und durchgeführt werden, um die damit verbundenen Risiken im für eine Genehmigung zulässigen Bereich zu halten. Die Tiefbohrtätigkeiten werden daher von zahlreichen Behörden intensiv überwacht und setzen ein umfangreiches Genehmigungsverfahren voraus. So wird das gegebene Risiko alsplanbar herstellbar bezeichnet, wenn beispielsweise folgende Aspekte beachtet werden:
Kleinere, kaum spürbare Erderschütterungen (Induzierte Seismizität) sind bei Projekten der tiefen Geothermie in der Stimulationsphase (Hochdruckstimulation) möglich. Im späteren Verlauf, soweit nur der Dampf entzogen wird und nicht reinjiziert wird, ist es durch Kontraktion des Speichergesteins zu Landabsenkungen gekommen (beispielsweise in Neuseeland, Island, Italien). Diese Probleme führten bereits zur Einstellung von Geothermieprojekten (beispielsweiseGeysers-HDR-Project der AltaRock Energy Inc.[92] Kalifornien 2009[93] undKleinhüningen bei Basel 2009).
Die Gesteine desCooperbeckens in Australien gelten für wirtschaftliche Bohrtiefen und unabhängig von vulkanischer Aktivität als vergleichsweise heiß.[94] Als das Reservoir angebohrt wurde, kam es zu einem kleinen Erdbeben mit einerMagnitude auf derRichterskala von 3,7.[95] Ein Tiefengeothermie-Projekt inSüdkorea wird für ein Folgebeben der Stärke 5,5 verantwortlich gemacht.[96]
Die Wahrscheinlichkeit für das Auftreten seismischer Ereignisse und deren Intensität richtet sich stark nach den geologischen Gegebenheiten (beispielsweise wiepermeabel die wasserführende Gesteinsschicht ist), Orientierung von Störungszonen im Gestein zum Spannungfeld sowie nach der Art des Nutzungsverfahrens (beispielsweise mit welchem Druck das Wasser in das Gestein injiziert wird oder mit welchem Druck stimuliert wird).
Generell ist eine verlässliche Bewertung der Risiken durch die Erfahrungen der letzten Jahrzehnte immer besser möglich, da nun auch langfristige Erfahrungswerte vorliegen; die Seismizitäten von Basel und Landau verdeutlichen, dass eine sorgfältige Planung und Ausführung für die Aufrechterhaltung der Sicherheit in einem Geothermieprojekt wichtig ist: Obstärkere Schadensbeben durch Geothermie ausgelöst werden können, ist derzeit (Stand: 2015) umstritten, war aber die Grundlage für die Einstellung des Vorhabens in Basel. So führen stärkere Wahrnehmung, erhöhte Sensibilität sowie genauere Prüfungen zu Verzögerungen bei der Nutzung.[97]
Beim Bau des geplanten GeothermieprojektesDeep Heat Mining Basel in Kleinhüningen im GroßraumBasel/Schweiz gab es von Dezember 2006 bis März 2007 fünf leichte Erschütterungen mit abnehmender Magnitude (von 3,4 bis 2,9). Dadurch entstanden leichte Gebäudeschäden, verletzt wurde niemand. Eine nachträgliche Risikoanalyse stellte fest, dass der Standort ungeeignet ist. Das Vorhaben wurde abgebrochen.
BeimGeothermiekraftwerk Landau inLandau in der Pfalz hat es 2009 zwei leichte Erderschütterungen mit einer Stärke von ca. 2,5 auf der Richterskala gegeben[98], die jedoch nicht ursächlich mit dem Kraftwerk zusammenhängen sollen, wie ein Gerichtsgutachten 2014 feststelle.[99]
Landau war ein zentraler Forschungsort der BMU-Projekte MAGS und MAGS2 (2010 bis 2016) zur Erforschung induzierter Seismiziät. Im Rahmen dieses Projektes wurden weitere Messstationen mit vorwiegend Forschungsaufgaben eingerichtet. Mit der Inbetriebnahme des Geothermiekraftwerkes Insheim 2012 werden diese beiden Kraftwerke gemeinsam überwacht.
Das Kraftwerk Landau wurde 2014 nach Wiederauftreten neuer Schäden zeitweise stillgelegt. Grund war eine Leckage einer Rohrverkupplung, welche nach erfolgreicher Reparatur sowie Installation einer Doppelverrohrung in Zukunft technisch auszuschließen ist.
Die Leckage führte zu einer Hebung um mehrere Zentimeter rund um das Kraftwerk. Nach dem angeordneten Stopp des GeoKW und dem Abteufen einer Überwachungsbohrung inkl. seither aktiv laufendem Pumpbetrieb zur Bergung des Thermalwassers ist das Kraftwerk wieder in Betrieb.
Am 2. Februar 2009 wurden beiPotzham nahe München zwei Erdstöße der Stärke 1,7 und 2,2 auf der Richterskala gemessen. Potzham liegt in unmittelbarer Nähe des 2008 fertig gestellten Geothermiekraftwerks Unterhaching. Die gemessenen Erdstöße ereigneten sich circa ein Jahr nach Inbetriebnahme dieses Kraftwerks.[100] Aufgrund der großen Herdtiefe war ein unmittelbarer Zusammenhang zum Geothermieprojekt Unterhaching zunächst jedoch fraglich. WeitereMikrobeben wurden gem. Geophysikalischem Observatorium der Uni München in Fürstenfeldbruck dort nach der Installation weiterer Seismometer zwar beobachtet, sie lagen jedoch alle unter der Fühlbarkeitsgrenze. Auch die größten Ereignisse in Potzham lagen unterhalb derFühlbarkeitsgrenze gemäß der Einteilung derRichterskala. Auch sie wurden daher mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht verspürt, sondern nur von Geräten aufgezeichnet.
BeimGeothermieprojekt St. Gallen waren im Juli 2013 nach bereits realisierter erster Bohrung und einem unerwartet hohen Zustrom von Erdgas in die Bohrung nach sicherheitstechnisch notwendigen Interventionsmassnahmen im Bohrloch mit mehreren Erdstößen bis zu einer Magnitude von 3,5 (einzig spürbarer Erdstoss)[101] die geplanten Testarbeiten für mehrere Wochen unterbrochen wurden.[102][103] Das Projekt wurde im September 2013 mit grosser öffentlicher und politischer Unterstützung mit erhöhten Sicherheitsstandards in Bezug auf die Anwesenheit von Erdgas wieder aufgenommen. Im Oktober 2013 wurden Fördertests für Gas und Wasser durchgeführt. Im November 2013 wurde aufgrund erster Indikationen der Resultate die Bohrung „St.Gallen GT-1“ temporär verschlossen und konserviert. Eine zweite geplante Bohrung wurde nicht realisiert und das Bohrgerät abgebaut. Nach Abschluss der Auswertungen aller Daten im Mai 2014 wurde das Projekt offiziell eingestellt mit der Begründung einer deutlich zu geringen Wasserproduktivität (Wirtschaftlichkeit mit realisierbaren Förderraten nicht darstellbar), für geothermale Nutzung störendem Erdgasvorkommen und anhaltender Gefahr von induzierter Seismizität. Die Stadt St. Gallen als Projekteignerin sucht seitdem nach einer alternativen Nutzung für das ca. 4,2 km tiefe Bohrloch und ist offen für externe Vorschläge dahingehend.
Am 7. Dezember 2016 um 6:28 Uhr gab es ein deutlich spürbares Erdbeben in Poing, Bayern. DieMagnitude betrug 2,1, und dieMSK-Intensität wurde mit 3,5 angegeben.[104] Am 20. Dezember 2016 ereignete sich gegen 4:30 Uhr inPoing ein weiteres Beben der Magnitude 2,1.[105] Aus Sicht von einigen Forschern kommt als Ursache die Geothermieanlage in Poing in Betracht.[105] Seismische Messungen haben sogar sechs Erdbeben bei Poing in den beiden Monaten November bis Mitte Dezember 2016 aufgezeichnet, wovon allerdings vier unterhalb der Fühlbarkeitsgrenze lagen. Seit den 1990er Jahren können Erdbeben in ganz Deutschland ab einer Magnitude von 2 zuverlässig registriert und zugeordnet werden. Bis zu den Ereignissen durch die Geothermie wurden nur wenige, kaum spürbare Beben im Großraum München registriert. Seit dem 14. Dezember 2016 ist in Poing im Bereich der Geothermie eine weitere seismologische Station in Betrieb. Sie dient der Erfassung der Schwingungsimmissionen (Schwinggeschwindigkeiten), denn nur diese können zur Beurteilung einer möglichen Schadenswirkung herangezogen werden. Hier ist der Anhaltswert nach DIN 4150-3 5mm/s. Bei Schwinggeschwindigkeiten unterhalb dieses Wertes sind auch kleine (kosmetische) Schäden an Gebäuden ausgeschlossen.[106]
Am 9. September 2017 wurde gegen 18:20 Uhr ein erneutes Erdbeben in Poing von vielen Menschen gespürt.[107] Laut dem Deutschen Geoforschungszentrum in Potsdam hatte das Beben eine Magnitude von 2,4 nach Richter und wurde in einer Tiefe von zwei Kilometern ausgelöst.[108] Der Bayerische Erdbebendienst gibt die Magnitude mit 2,1 nach Richter, und die Tiefe mit 3 km an.[109] Die gemessene Schwinggeschwindigkeit betrug 1,6 mm/s, was Schäden an Gebäuden ausschließt. Die Tiefe, in der in Poing Geothermie betrieben wird, beträgt ebenfalls 3 km.[110] Dabei werden etwa 100 Liter pro Sekunde aus der Förderbohrung am westlichen Ortsausgang entnommen und nach Nutzung und Abkühlung in die Reinjektionsbohrung an der Plieninger Gemeindegrenze zurück geleitet.[111]
Obwohl ein Erdbeben mit Magnituden 2–3 eigentlich generell nur sehr schwach gespürt wird, beschreiben die Menschen in Poing einen lauten Knall bzw. Donner, verbunden mit einer Erschütterung, die sich anfühlt, als würde sich der komplette Boden wie durch eine Welle anheben. Andere beschrieben ein Gefühl, als sei in der Nachbarschaft etwas explodiert.[108] Der Grund für den Knall und das deutliche Spüren des Bebens dürfte in der vergleichsweise geringen Herdtiefe des Bebens (nur ca. 2–3 km) liegen. Grundsätzlich werden seismische Ereignisse, die mit einem Knall verbunden sind, als beängstigender empfunden als gleichstarke Ereignisse ohne Knall. Auf mögliche Gebäudeschäden hingegen hat der Knall keinen Einfluss. Zwei Tage nach dem Erdbeben hat die Bayernwerk AG die Geothermieanlage vorübergehend für ein paar Wochen abgeschaltet. Dies geschah auf Drängen des Poinger Bürgermeisters und ohne Schuldeingeständnis des Betreibers.[112] Man will die Ergebnisse eines bereits im vergangenen Jahr beauftragten Gutachtens des Leibniz Instituts für Angewandte Geophysik (LIAG) abwarten, bevor über das weitere Vorgehen entscheiden werde.[113] Das Poinger Erdbeben hatte zur Folge, dass 2018 im nahe gelegenenPuchheim ein Bürgerentscheid mit deutlicher Mehrheit dort den Bau einer Geothermie-Anlage ablehnte.[114] Laut einem Gutachten können die in Poing verspürten Beben nicht für die reklamierten Gebäudeschäden verantwortlich gemacht werden.[115]
Da bei der oberflächennahen Geothermie, wenn die Wärmeenergie dem Untergrund durch geschlossene Erdsonden entnommen wird, dem Untergrund kein Wasser entzogen wird (wie bei einem Brunnen) und auch kein Wasser eingeleitet wird, ist bei ordnungsgemäßer Ausführung nicht mit Senkungen oder Hebungen der Erdoberfläche zu rechnen, somit auch nicht mit Gebäudeschäden. Wenn dennoch gelegentlich derartige Probleme auftraten, so ist dies durchweg auf eine unsachgemäße Durchführung der Flachbohrungen zurückzuführen. Hier haben dann die Flachbohrungen der Geothermie dieselben Risiken wie Flachbohrungen für andere Zwecke wie Baugrunderkundung, Geotechnik oder Gründung von Bauwerken.
Im Jahr 2022 existierten in Deutschland ca. 470.000 Installationen oberflächennaher Nutzung von Geothermie. Jährlich kommen etwa 30.000 neue dazu. In einigen Fällen sind Probleme aufgetreten, die jedoch vor allem einen Bedarf an verbesserter Qualitätskontrolle und Qualitätssicherung aufgezeigt haben.
Als herausragend ist in diesem Zusammenhang der massive Schadensfall von Staufen zu nennen. Dieser und weitere Problemfälle sind nachfolgend aufgeführt; die StadtFreiburg hat in der Folge ihre Auflagen zur Nutzung oberflächennaher Geothermie verschärft, sie sind jetzt genehmigungspflichtig. Im Jahr 2008 hatte es dort in zwei Fällen Probleme mit Sondenbohrungen gegeben: In einem Fall war ein Abwasserkanal beschädigt worden, in einem anderen Fall sprudelte aus einer versiegten Quelle dreckiges Wasser heraus.[116][117]
In Böblingen zeigen sich seit 2009 in nun 80 Häusern immer größer werdende Risse. Ein Zusammenhang mit den Erdwärmesondenbohrungen ist noch nicht nachgewiesen, jedoch liegt ein Verdacht gegen ältere Sondenbohrungen durch Anhydrit-Quellen imGipskeuper vor.[118][119]
InKamen haben sich nach Erdwärmebohrungen zur Erschließung oberflächennaher Geothermie im Juli 2009 mehrere Tage lang die Häuser gesetzt. „Die Ursache, warum in Kamen-Wasserkurl 48 Kubikmeter Boden plötzlich in einem Loch verschwanden, ist geklärt: Erdwärmebohrungen vergrößerten bereits vorhandene Risse im Felsgestein. Die Schuldfrage kann indes nur in einem langwierigen Rechtsverfahren geklärt werden.“[120][121]
Im Jahr 2011 führten Probebohrungen in 80 Metern Tiefe imLeonberger StadtteilEltingen zu Rissen an ungefähr 25 Häusern. Auch hier hatte abfließendes Grundwasser zu Senkungen geführt. Im Jahr 2012 wurden die Bohrungen mit Zement abgedichtet.[122]
Im Jahr 2002 waren im Kapellenweg inRottenburger StadtteilWurmlingen Bohrungen durchgeführt worden.[123] 2011 musste der Weg für den Durchgangsverkehr gesperrt werden, da sich darin große Löcher befanden. Zudem wurden mehrere Gebäude beschädigt. Die Ursache liegt auch hier in der Gipskeuperschicht begründet, die durch Grund- oder Regenwasser langsam ausgewaschen wird und damit ein Absenken des Bodens bewirkt.[124]
In Zumhof, einem Dorf der GemeindeRudersberg im Rems-Murr-Kreis, wurden in den Jahren 2007 und 2009 Bohrungen für 20 Erdwärmesonden niedergebracht. Bei einer zusätzlichen Bohrung, die nicht mit Zement abgedichtet war, brach das Bohrgestänge ab. Im Oktober 2012 betrug die Hebungsgeschwindigkeit infolge des Gipskeuperquellens dort 7 Millimeter pro Monat.[125] Die schadhaften Bohrungen werden seit März 2013[126] zur Sanierung überbohrt und sollen anschließend mit Ton verschlossen werden, nachdem man das Bohrgestänge geborgen hat. Zudem soll Grundwasser abgepumpt werden.[127] Das Bohrunternehmen schloss einen Vertrag mit dem zuständigen Landratsamt, damit dessen Versicherung die Reparatur bezahlen kann. Die Geschädigten müssen indes direkt gegen das Unternehmen klagen.[126]
InSchorndorf im Rems-Murr-Kreis sank nach Geothermiebohrungen in 115 Metern Tiefe im Jahr 2008 der Grundwasserspiegel ab, da die Bohrungen ein Abfließen in tiefere Gesteinsschichten bewirkt haben. Das dadurch fehlende Volumen führte zu einer Senkung der Erdoberfläche, die die Keplerschule sowie ein knappes Dutzend Privathäuser beschädigte.[128]
InStaufen traten im Jahr 2008 nach demAbteufen mehrerer Erdwärmesonden (mit je ca. 140 m Tiefe), zur Beheizung unter anderem des Rathauses, erhebliche kleinräumige Hebungen von bis zu 20 cm im bebauten Stadtgebiet auf, die zu großen Zerrungen und Stauchungen bzw. Schiefstellungen an Gebäuden führten. Über 200 Häuser wurden dabei erheblich beschädigt. Die Ursache ist eine Reaktion von Wasser mitAnhydrit (wasserfreier, dehydrierterGips).[129] Durch die Umwandlung von Anhydrit zu Gips nimmt das Gestein Kristallwasser auf, wodurch es an Volumen zunimmt. Geschieht dies großflächig, so wird die Ausdehnung ggf. zur Tagesoberfläche übertragen und führt dort zu punktuellen Hebungen, wodurch die Tagesoberfläche deformiert wird. Dadurch entstehen Risse an den betroffenen Häusern. Das Problem des Aufquellens von Anhydrit bei der Umwandlung zu Gips ist aus dem Tunnelbau und dem Tiefbau bekannt und hängt von den regionalen geologischen Bedingungen ab (beispielsweise im sog.Gipskeuper Südwestdeutschlands).
Schadensursache sind auch ungenügende geologische Recherchen (Kosteneinsparung) und zu große Bohrneigung durch „preiswerte Bohrungen“ (Kosteneinsparungen). Hier wurde an falscher Stelle gespart.
Die Umwandlung von Anhydrit zu Gips ist auch ein natürlicher Prozess, immer wenn ein Anhydrit-haltiges Gestein innerhalb derVerwitterungszone mit Oberflächenwasser, Niederschlagswasser bzw. Grundwasser in Kontakt kommt (Hydratationsverwitterung). Ab einer bestimmten Tiefe in der Erdkruste sind die Druck- und Temperaturverhältnisse so hoch, dass eine Kristallumwandlung trotz Wasserkontakt nicht mehr eintritt.
Mitte 2013 wurde das erste Haus abgerissen. 270 Häuser wurden beschädigt. Der Schaden wird mit 50 Mio. € bewertet. Bis Mitte 2013 wurden 7,5 Mio. € für den Schadensausgleich verwendet, an dem sich auch das Land Baden-Württemberg und der kommunale Finanzausgleich beteiligt haben.[130]
Bei der Förderung von Thermalfluiden (Wasser/Gas) stellen ggf. die Inhaltsstoffe des geförderten Lagerstättenwassers eine Umweltgefahr dar, falls das Fluid nicht gereinigt oder überprüft wird. Die Reinjektion der Thermalfluide erfolgt in Deutschland jedoch bei allen Geothermieanlagen, so dass dies nur ein theoretisches Risiko ist.
Im Bereich der oberflächennahen Geothermie besteht das Risiko, bei Nutzung eines tieferenGrundwasserleiters den trennendenGrundwassernichtleiter derart zu durchstoßen, dass ein die Grundwasserstockwerke verbindendes Fenster entsteht, mit der möglichen Folge nicht erwünschter Druckausgleiche und Mischungen. Bei einer ordnungsgemäßen Ausführung der Erdwärmesonde wird dies allerdings zuverlässig verhindert. Es wurden nach entsprechenden Schadensfällen ausführliche Richtlinien zur Qualitätssicherung eingerichtet, um diesem Risiko zu begegnen.
Ein weiteres potenzielles Risiko bei einer Geothermiebohrung ist das Anbohren vonArtesern. Dabei kann es durch Austritt vonGrundwasser zu einer kleinräumigen Überschwemmung kommen.[131] Allenfalls können Wassersysteme so tiefgreifend verändert werden, dass z. B. umliegende Quellen versiegen. Als 2009 inMumpf (Kanton Aargau, Schweiz) einThermalwasser-Arteser angebohrt wurde, konnte das Loch anschließend mit einem Zapfen geschlossen werden. Daraufhin hat derKanton Aargau Erdwärmesonden-Bohrungen auf dem Kantonsgebiet entlang des Rheins praktisch flächendeckend verboten.[132]
Auch gespannte (unter Überdruck stehende) Gase können unvermutet von einer Tiefbohrung angetroffen werden und in die Bohrspülung eintreten. Denkbar sind Erdgas, Kohlendioxid oder auch Stickstoff. Solche Gaseintritte sind meistens nicht wirtschaftlich verwertbar. Gaseintritten ist bohrtechnisch durch entsprechende Maßnahmen zu begegnen, wie sie für Tiefbohrungen vorgeschrieben sind. Der Fall St. Gallen hat die Wirksamkeit dieser Maßnahmen bestätigt.
Zur Beherrschung des Problems Induzierte Seismizität hat der GtV-Bundesverband Geothermie mit Hilfe einer internationalen Forschergruppe ein Positionspapier erarbeitet, das als Hauptteil umfangreiche Handlungsanweisungen zur Beherrschung der Seismizität bei Geothermieprojekten vorschlägt.[133]
Im Zusammenhang mit Gebäudeschäden in der StadtStaufen ist eine Diskussion um Risiken der oberflächennahen Geothermie entbrannt. Untersuchungen dazu, ob das Aufquellen vonAnhydrit die Ursache sein könnte, wurden inzwischen beauftragt. Das Landesamt für Geologie, Rohstoffe und Bergbau in Freiburg hat als Konsequenz empfohlen, bei Gips- oder Anhydritvorkommen im Untergrund auf Erdwärmebohrungen zu verzichten.[134] Da ganz geringe Mengen an Gips/Anhydrit bei etwa zwei Drittel der Fläche des Landes vorkommen können, deren genaue Verbreitung aber weitgehend unbekannt ist, wurde diese Vorgehensweise von der Geothermie-Industrie als überzogen kritisiert.[135]
Nach zumindest in zeitlichem Zusammenhang mit Erdwärmenutzungs-Sondierungen aufgetretenen Erdabsenkungen inLeonberg undRenningen (beide im baden-württembergischenLandkreis Böblingen) reduzierte das Landes-Umweltministerium die maximale Bohrtiefe für die oberflächennahe Geothermie: die Bohrungen dürfen nur mehr bis zur oberstenGrundwasser führenden Schicht niedergebracht werden.[136][137]
Hinweise, wie eine sichere Geothermiebohrung hergestellt werden kann, findet man im Leitfaden zur Nutzung von Erdwärme mit Erdwärmesonden des Umweltministeriums Baden-Württemberg.[140]
Risiken für die Wirtschaftlichkeit eines Geothermieprojekts
Politische Risiken bestehen grundsätzlich darin, dass die politisch vorgegebenen Rahmenbedingungen während der Projektlaufzeit geändert werden. Das derzeit (2017) größte politische Risiko ist das neue Gesetz zur Standortsicherung von Anlagen zur Entsorgung radioaktiver Abfälle (StandAG). Dieses Gesetz geht in einer ersten Phase, deren Dauer unbestimmt ist, von einer 'weißen Landkarte' aus, das heißt, alle Standorte sind für ein nukleares Endlager reserviert und dürfen nicht anderweitig, also auch nicht geothermisch, genutzt werden. Dies ist ein De-facto-Verbot für Geothermie mit Bohrtiefen größer 200 m. Genehmigungen können nur in einem langwierigen Verfahren mit noch nicht arbeitsfähigen Behörden erworben werden.
Wirtschaftlichkeitsrisiken eines oberflächennahen Projekts
Bei der oberflächennahen Geothermie besteht das größte Risiko in einer Übernutzung der Geothermiepotentiale. Wenn benachbarte Geothermieanlagen sich gegenseitig beeinflussen, kann die Vorlauftemperatur der im Abstrom des Grundwassers gelegenen Anlage so weit abgesenkt werden, dass dieWärmepumpe nur noch mit einer sehr ungünstigen Leistungszahl betrieben werden kann. Dann heizt der Nutzer im Grunde genommen mit Strom und nicht mit Erdwärme. Das Tückische daran ist, dass die Fläche im Anstrom des Grundwassers, in der eine Errichtung einer weiteren Anlage zu einer zusätzlichen erheblichen Absenkung der Temperatur des Grundwassers für die betroffene Anlage führt, sehr groß sein kann und es für den Betreiber schwierig ist, die Ursache hierfür zu erkennen. Er wird das wahrscheinlich nur merken, wenn er den außentemperaturbereinigten Stromverbrauch ins Verhältnis zur genutzten Wärmemenge setzt, um so die Leistungszahl beobachten zu können. Das erfordert aber die Kenntnis der mittleren wirksamen Außentemperatur und der im Haus abgegebenen Wärmemenge und bedarf eines großen Messaufwandes.
Bei der tiefen Geothermie sind vor allem das Fündigkeitsrisiko und das Umsetzungsrisiko zu beachten.
Die Risiken können beim Eintreten des Schadensfalls zu einer Unwirtschaftlichkeit des Vorhabens führen. Um das Scheitern von Geothermieprojekten zu verhindern, bietet die öffentliche Hand für Kommunen Bürgschaften an (beispielsweise durch dieKfW), die wirksam werden, wenn zum Beispiel in einer Bohrung einer bestimmten kalkulierten Tiefe kein heißes Tiefenwasser nach einer Tiefenwasser-Schüttung in ausreichender Menge gefördert werden kann. Auch einige große Versicherungen bieten solche Versicherungsprodukte an.
Das Fündigkeitsrisiko ist das Risiko bei der Erschließung eines geothermischen Reservoirs, Thermalwasser aufgrund fehlkalkulierter Prognosen über die benötigte Tiefe der Bohrung nicht in ausreichender Quantität oder Qualität fördern zu können.
Ab einer gewissen Tiefe wird das geothermische Potenzial immer erschlossen, jedoch steigen mit zunehmender Tiefe die Bohrkosten überproportional und es wird mehr und spezielleres Know-how nötig. Sind die verfügbaren Mittel und damit die Bohrtiefe (etwa auf wenige Kilometer) eng begrenzt, muss unter Umständen das ganze Bohrprojekt wenige hundert Meter vor einem nutzbaren Wärmereservoir für eine Tiefenwasser-Schüttung abgebrochen werden.
Die Quantität definiert sich dabei aus Temperatur und Förderrate.Die Qualität beschreibt die Zusammensetzung des Wassers, die sich beispielsweise durch Salinität oder Gasanteile ungünstig auf die Wirtschaftlichkeit auswirken kann, jedoch weitgehend betriebstechnisch beherrschbar ist.[141] Um das Fündigkeitsrisiko für den Investor abzufedern, werden mittlerweile Fündigkeitsversicherungen auf dem Versicherungsmarkt angeboten.
Während des Betriebes können Prozesse zu Einwirkungen auf das Projekt führen, die den Wärmeertrag so mindern, dass unplanmäßige Wartungsarbeiten erforderlich werden (beispielsweise Auflösungen von Kristallbildungen durch Säuerung). Da dann meistens teure Bohrausrüstungen angemietet und Fachleute bezahlt werden müssen, kann das zur Unwirtschaftlichkeit des Gesamtvorhabens führen.
Konkurrierende Nutzung zur Tiefengeothermie können Projekte derKohlenwasserstoffförderung oder -speicherung darstellen. Vor allem der starke Ausbau vonUntertage-Gasspeichern steht in einigen Regionen Deutschlands (Molasse, norddeutsche Ebene, Rheintalgraben) in direkter Konkurrenz zu tiefengeothermischen Projekten. Aktuell in der Diskussion ist auch die Nutzungskonkurrenz durch die Absicht großer Kohlekraftwerksbetreiber und der Industrie, verflüssigtes CO2 in den Untergrund zu Verpressen (CCS-Technologie). Die RWE Dea AG hat dazu bereits die Hälfte des Landes Schleswig-Holstein bergrechtlich reserviert. Sollte es zu einer Untersuchungsgenehmigung kommen, so wäre dieser Bereich für die Aufsuchung und Nutzung von Erdwärme ausgeschlossen.[143]
DIN 8901 (2002):Kälteanlagen undWärmepumpen – Schutz von Erdreich, Grund- und Oberflächenwasser – Sicherheitstechnische und umweltrelevante Anforderungen und Prüfung
VDI Richtlinien
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