Weit unten, in 1760 Metern Tiefe, durchzieht eine Wasserader die Sandsteinschichten des Neuruppiner Lands in Brandenburg. Das ist an sich kein Aufsehen erregender Fund. Doch in diesem Fall verhält es sich anders: 65 Grad heißes Wasser strömt dort durch den Untergrund. Und „mehr davon, als wir gehofft hatten“, sagt Artur Dzasokhov, Technischer Leiter bei den Stadtwerken Neuruppin. Ideale Bedingungen, sagt er, um mit der Wärme aus der Tiefe bis zu 70 Prozent des Neuruppiner Fernwärmebedarfs über das existierende Wärmenetz zu decken.
Dazu wird das Tiefenwasser an zwei Bohrstellen an die Oberfläche befördert und mit Wärmepumpen noch etwas mehr aufgeheizt, auf knapp über 70 Grad Celsius im Sommer und rund 85 Grad im Winter. Ende 2026, wenn alle Testmessungen durchgeführt und alle Anlagen an der Oberfläche aufgebaut sein werden, soll das Geothermie-Projekt in Betrieb gehen.
Die 32 000-Einwohner-Stadt Neuruppin ist das jüngste Beispiel für den großen Wandel, der sich derzeit in der Wärmeversorgung Deutschlands abzeichnet. Bisher fristet tiefe Geothermie, die Erdwärme aus 400 bis 5000 Metern unter der Oberfläche nutzt, hierzulande ein Nischendasein. Aktuell gibt es 18 Anlagen im Großraum München und einige weitere am Oberrheingraben in Landau, Bruchsal und Insheim. Bundesweit finden sich vereinzelt weitere Erdwärme-Kraftwerke, die zur bescheidenen Gesamtleistung von derzeit gut 400 Megawatt beitragen.
Die Technik boomt
Dennoch stimmt der Blick auf eine jüngst vom Bundesverband Geothermie veröffentlichte Deutschlandkarte optimistisch (siehe Seite 32). Über das gesamte Bundesgebiet verteilen sich die Projekte. 16 Anlagen sind derzeit in Bau, weitere 155 in Planung. Alle Vorhaben haben ein Ziel: mit mal mehr, mal weniger tiefen Bohrungen eine – unter menschlichen Zeitmaßstäben – fast unerschöpfliche, stetig verfügbare und obendrein klimaneutrale Wärmequelle anzuzapfen. So ist es nicht unwahrscheinlich, dass sich bis in die 2030er Jahre die aus dem Untergrund gewonnene Wärmeleistung in Deutschland vervielfachen könnte.
Für Gregor Dilger, Geschäftsführer des Bundesverbands Geothermie, liegt ein wichtiger Grund für das zunehmende Interesse an der tiefen Geothermie auf der Hand: „Der Ukraine-Krieg und die dadurch stark erhöhten Preise für Erdgas haben einen großen Einfluss. Die Dumping-Preise für importiertes Erdgas haben uns in eine Abhängigkeit gebracht, die uns langfristig teuer zu stehen gekommen wäre.“ Doch nun sind die Zeiten vorbei, in denen Gas aus Russland Wohnungen und Industriebetriebe günstig mit Wärme versorgte – und eine klimafreundliche Technologie wie die tiefe Geothermie schlicht zu teuer schien „Stadtwerke erkennen immer häufiger die Vorteile der Geothermie für die Versorgungssicherheit, den Klimaschutz und langfristig kalkulierbare Heizkosten. Mit der Technik können sie ihren Kunden über Jahrzehnte zuverlässig Energie liefern“, sagt Dilger.
Auch das Wärmeplanungsgesetz wirkt als Treiber. Danach müssen Städte mit mehr als 100 000 Einwohnern bis Mitte 2026 einen Wärmeplan erstellen, kleinere Kommunen haben zwei Jahre länger Zeit. Das Ziel ist klar: Decken heute fossile Brennstoffe rund 80 Prozent des Wärmebedarfs, soll der Anteil der erneuerbaren Energien bis 2030 auf 30 Prozent, und bis 2040 sogar auf 80 Prozent steigen. Geothermietiefe und auch oberflächennahe – hat das Potenzial, dabei eine große Rolle zu spielen.
Allerdings sind die Chancen auf Heizwärme aus der Tiefe alles andere als gleichmäßig über das Bundesgebiet verteilt. Für Stadtwerke lohnt daher der Blick auf die Roadmap Tiefe Geothermie für Deutschland der Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie (IEG) in Bochum und des Geoforschungszentrums Potsdam, die 2022 veröffentlicht wurde. Die Studie beziffert das mit heutiger Technik erschließbare Potenzial auf weit mehr als 300 Terawattstunden pro Jahr – das entspricht einem guten Viertel des Gesamtwärmebedarfs. Die Leistung der dafür nötigen Heizkraftwerke summiert sich auf rund 70 000 Megawatt – mehr als das 170-Fache der heute installierten Leistung.
Besonders geeignete Gebiete
Drei Regionen stechen für die Nutzung heißen Thermalwassers heraus: das sogenannte Molassebecken im südlichen Bayern, der Oberrheingraben und das Norddeutsche Becken vom westlichen Niedersachsen bis ins östliche Brandenburg. Aber auch im Boden unter Westfalen und dem Rheinland schlummern bislang weitestgehend ungenutzte hydrothermale Reservoire.
Innerhalb dieser Regionen variieren die geologischen Bedingungen: Mal findet sich reichlich bis zu 160 Grad heißes Thermalwasser in 5000 Metern Tiefe, mal sind es nur 65 Grad in knapp 2000 Metern. Bevor sich eine Bohrung lohnt, gilt es zudem, die potenziellen Abnehmer der Wärme zu identifizieren. „Kundenstruktur, Topologie eines Fernwärmenetzes und Wärmereservoir – all das muss zueinander passen“, sagt Rolf Bracke, Leiter der Fraunhofer IEG.
In Neuruppin beispielsweise passt es gut. Die Kleinstadt verfügt seit DDR-Zeiten über ein Fernwärmenetz und hat es in der Altstadt ab 2012 sogar flächendeckend ausgebaut. An Abnehmern für Erdwärme mangelt es also nicht. „Wir wussten sogar schon, was uns da unten erwartet“, sagt Artur Dzasokhov. Denn nur 150 Meter vom Standort der kommenden Geothermie-Anlage entfernt wurde bereits vor Jahrzehnten eine Bohrung in den Untergrund getrieben, in der Hoffnung, dort auf Erdöl und Erdgas zu stoßen. „In den 1960er und 1970er Jahren gab es in Deutschland Tausende von Tiefbohrungen auf der Suche nach Erdöl und Erdgas“, sagt Bracke. Diese alten Stichproben bilden einen kostbaren Wissensschatz für Geothermie-Projekte.
Davon profitieren auch die Stadtwerke München (SWM). Seit 2004 fördert eine Anlage im Stadtteil Riem über 90 Grad heißes Wasser aus rund 3000 Metern Tiefe. Es deckt den größten Teil des Wärmebedarfs der benachbarten Messe München. Fünf weitere Erdwärme-Kraftwerke kamen im Lauf der Jahre hinzu. „Auf Basis einer guten Erkundung im Vorfeld wurden wir bei allen Bohrungen fündig“, sagt Karin Thelen, SWM-Geschäftsführerin Regionale Energiewende.
Aktuell treiben die Stadtwerke das Projekt Michaelibad im Stadtteil Neuperlach voran. Im kommenden Herbst sollen die ersten Bohrungen beginnen. Die Münchener erwarten auch dort rund 90 Grad heißes Wasser – genug Wärme, um sie direkt in das Fernwärmenetz einzuspeisen. Doch auch das auf unter 60 Grad abgekühlte Rücklaufwasser soll noch einmal genutzt werden. Dazu ist eine Großwärmepumpe geplant, die die Temperatur wieder anhebt. Erst danach wird das weiter abgekühlte Wasser zurück in den Untergrund geleitet, damit es sich im heißen Tiefengestein erneut erwärmt. Ab der Winterperiode 2033 soll das dann größte Erdwärme-Kraftwerk auf dem europäischen Kontinent die Wohnungen von 75 000 Bürgerinnen und Bürgern heizen. „Ab 2040 könnte die Geothermie über einen weiteren Ausbau der Anlagen die Hauptlast der Münchener Fernwärme tragen“, resümiert Thelen. Ergänzt um Müllverbrennung und grünen Wasserstoff hätte die bayerische Hauptstadt dann Klimaneutralität in diesem Sektor erreicht.
Blick ins Münsteraner Erdreich
München ist zwar ein geothermischer Sonderfall, dient aber vielen anderen Kommunen in Deutschland als Vorbild. Münster in Westfalen etwa setzt ebenfalls auf tiefe Geothermie. Mit einem rund 200 Kilometer langen Fernwärmenetz, an das Innenstadt und einzelne Stadtteile angeschlossen sind, ist immerhin eine wichtige Voraussetzung erfüllt. Heute kommt die Wärme aus einem Gas- und Dampfturbinenkraftwerk, das über Kraft-Wärme-Kopplung außerdem Strom liefert.
Bis Erdwärme aus der Tiefe eingespeist wird, ist der Weg allerdings noch weit und das Wissen über heiße Wasserreservoire im Boden zu gering. Doch erste Schritte sind auch in Münster bereits erfolgt. Ende vergangenen Jahres rüttelten massive Spezialfahrzeuge am Boden. Die kleinen Erschütterungen drangen durch das Erdreich, wurden von den tief liegenden Gesteinsschichten reflektiert. In der ganzen Stadt verteilt zeichneten rund 36 000 Sensoren, sogenannte Geophone, die entstehenden seismischen Wellen auf. Aktuell werden die Daten dieser 3D-Seismik ausgewertet. Anfang 2026 soll eine detailierte dreidimensionale Karte des Münsteraner Untergrunds vorliegen. Sie bildet die Basis, um Position, Tiefe und Mächtigkeit von geologischen Schichten mit heißem Thermalwasser zu ermitteln. Erst danach ergeben teure Bohrungen Sinn, um zu den vermuteten Wärmereservoiren vorzustoßen. Und erst dann wissen die Stadtwerke Münster, ob die tiefe Geothermie einen Beitrag zur Wärmewende liefern kann.
Das Beispiel zeigt, wie aufwendig der Weg zu einer klimaneutralen Wärmeversorgung mit tiefer Geothermie sein kann. „Zwei Dinge sind kurzfristig notwendig“, sagt Fraunhofer-Forscher Rolf Bracke: „mehr Daten des Untergrunds und klügere Finanzierungsmodelle.“ Das betrifft vor allem die Bohrungen. Eine sogenannte Dublette – eine Bohrung für die Förderung des Thermalwassers, eine für die Rückführung in den Boden – schlägt je nach Tiefe und Geologie mit 20 bis 30 Millionen Euro zu Buche. Jede sogenannte trockene Bohrung, jeder Fehlschlag, kann das wirtschaftliche Überleben eines Stadtwerks gefährden. Neuruppin etwa stemmte die Kosten aus Eigen- und Landesmitteln, Krediten und einer Projektförderung vom Bund. Eine erfolgreiche Geothermie-Anlage in Schwerin erhielt zudem europäische Infrastruktur-Zuschüsse.
Generell können Initiatoren von Erdwärme-Projekten auf die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) zurückgreifen. Sie senkt das finanzielle Risiko zumindest. Die Ampelkoalition hat es jedoch nicht mehr geschafft, Regelungen für Bürgschaften oder eine Versicherungslösung für die Kostenübernahme im Fall eines Fehlschlags zu verabschieden. „Das ist die größte Hürde, die noch zu nehmen ist“, so Bracke. „Der Entwurf für ein solches Gesetz liegt vor und könnte aus der Schublade gezogen werden“, sagt Gregor Dilger. Immerhin lieferten die jüngsten Koalitionsverhandlungen Signale für eine Absicherung der Fündigkeit und die Aufstockung der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze. Die Geothermie-Branche zeigt sich daher optimistisch. „Wir warten mit Spannung auf den Koalitionsvertrag und hoffen auf Beschlüsse, die Investitionssicherheit für Kommunen, Stadtwerke, Energieversorger und Serviceunternehmen bieten“, so Dilger.
Münchens heißer Untergrund
Es ist somit nicht unwahrscheinlich, dass die tiefe Geothermie schon bald einen starken Schub erleben wird. Unterstützend arbeiten derzeit deutschlandweit viele Forschungsteams daran, die Wissensbasis zur tiefen Geothermie zu verbreitern. So leitet die Technische Universität München das bis 2027 laufende Projekt Giga-M. Mit 3D-Seismik – ähnlich wie in Münster – soll der Untergrund im Großraum München noch detaillierter als bisher kartiert werden. Denn die Region hat das Potenzial für etwa 1000 Megawatt – mehr als das Doppelte der Wärmemenge, die heute gewonnen wird. Allerdings müssen die Bohrungen gut geplant sein, um sich nicht gegenseitig das warme Wasser abzugraben. Die Datenbasis dafür soll Giga-M liefern.
Für eine bessere Nutzung der Geothermie in kristallinen Gesteinen wie entlang des Oberrheingrabens baut das Geoforschungszentrum Potsdam gemeinsam mit dem Karlsruher Institut für Technologie und weiteren Partnern das GeoLab auf. Untertage soll ein bis zu zwei Kilometer langer, horizontaler Stollen vorgetrieben werden, um neue, effizientere Methoden für die Erschließung von Erdwärme in kristallinen Grundgebirgen zu entwickeln. Als möglichen Standort für dieses Felslabor fassen die Beteiligten den Schwarzwald oder den Odenwald ins Auge.
In der Region um Aachen richten Rolf Bracke und sein Team vom Fraunhofer IEG ein Reallabor für Geothermie, Geotechnologien und Georessourcen ein – kurz: Geo3. Rund 52 Millionen Euro stehen den Forschenden zur Verfügung, um das Potenzial der Tiefengeothermie Nordrhein-Westfalens genauer zu erkunden. In den kommenden vier Jahren soll der Untergrund der Region exakt kartiert werden. Neben der 3D-Seismik werden dafür auch weitere Erkundungsmethoden getestet. Dazu kommen zwei Tiefbohrungen, um Informationen etwa über Gesteinsarten, Porosität, Wasserdurchlässigkeit und natürliche Wasservorkommen zu erhalten.
Parallel entsteht ein Forschungszentrum in Weisweiler nahe Aachen, in dessen Fokus neue energietechnische Methoden zum Einsatz von Geothermie stehen. Es könnte ein ganz besonderes Zeichen für die Energiewende setzen, denn in direkter Nachbarschaft befindet sich ein Braunkohlekraftwerk, das – nach aktueller Planung – noch bis 2029 Strom erzeugen soll.
Laser statt Meißel
Auch die Bohrverfahren selbst bergen noch viel Entwicklungspotenzial. Zwar gelingt es heute mit steuerbaren Bohrköpfen, fortgeschrittenen Ortungsmethoden und zahlreichen Sensoren, Bohrungen selbst in Kilometertiefe exakt in nahezu jede beliebige Richtung zu steuern – große Fortschritte, die vor allem der intensiven Ausbeutung von Erdöl- und Erdgas-Lagerstätten zu verdanken sind. In Zukunft könnten Bohrlöcher aber auch ohne jeden direkten Kontakt in das Tiefengestein getrieben werden, ohne Verschleiß der rotierenden Bohrmeißel und ohne umweltschädliche Spülflüssigkeiten. Zu den in Entwicklung befindlichen Verfahren zählt beispielsweise das sogenannte Plasma Pulsed Geo Drilling. Dabei erzeugen Hochspannungspulse elektrische Entladungen. Plasmakanäle entstehen, dehnen sich aus und zertrümmern dadurch das Gestein. Auch Mikrowellen werden erprobt, die das Gestein stark aufheizen und nach und nach verdampfen können.
Diese kontaktlosen Techniken könnten helfen, die Kosten für Bohrungen zu senken, befinden sich aber noch in einer frühen Entwicklungsphase. Erste Erfolge zeichnen sich indes beim Einsatz von starken Lasern ab, die das Gestein in der Tiefe schmelzen und teils verdampfen können. Mit Stickstoff ließe es sich dann aus dem Bohrloch ausblasen. An dieser Technik arbeitet die Fraunhofer-Einrichtung für Additive Produktionstechnologien (IAPT) in Hamburg. Ihre Versuche im Labor mit Proben aus Sandstein und Granit verliefen so gut, dass noch in diesem Jahr erste Testbohrungen im freien Feld folgen sollen. Allerdings sind bislang nur geringe Tiefen bis etwa 20 Meter vorgesehen.
So bietet der Ausbau der tiefen Geothermie zum einen die Chance, einen großen Teil des Wärmebedarfs in Deutschland zuverlässig und klimaschonend zu decken. Zum anderen könnten fortschrittliche Technologien für Bohrungen und Geothermie-Kraftwerke auch einen neuen Industriezweig in Deutschland mit guten Exportchancen bilden.
