Geothermie ist ein zentraler Baustein für die nachhaltige Energieversorgung – insbesondere im Bereich der Wärmebereitstellung für Städte und Gemeinden. Um Transportverluste zu minimieren, erfolgt die Erschließung geothermischer Ressourcen bevorzugt in urbanen Räumen. Dies stellt hohe Anforderungen an Bohrtechnik und -prozesse: begrenzte Flächenverfügbarkeit, hohe Emissionsauflagen und kurze Bauzeiten. Eine minimale Beeinträchtigung der Anwohner erfordert flexible, kompakte und emissionsarme Lösungen.

Herrenknecht Vertical (HV) entwickelt seit über zwei Jahrzehnten maßgeschneiderte, Bohranlagen für den Geothermiemarkt. Aufbauend auf automatisierten Rohrhandhabungssystemen für tiefe Bohrungen wurde die Technologie kontinuierlich weiterentwickelt – unter anderem in einer F&E-Anlage für SHELL, die heute für geothermische Forschung bei TNO in den Niederlanden genutzt wird.

Der aktuelle Fokus liegt auf kompakten Bohranlagen, die durch ihre Einsetzbarkeit auf städtischen Bohrplätzen maßgeblich zur Realisierung der Wärmewende beitragen. Das urbane Bohrkonzept von HV verbindet platzsparendes Design mit Flexibilität: Skidding- oder Steppingsysteme ermöglichen Mehrfachbohrungen an einem Standort. Eingehauste Anlagenkomponenten minimieren Lärmemissionen und der Betrieb vom lokalen Stromnetz eliminiert Abgasemissionen. Ergänzend hinzu kommen innovative Technologien wie Energierückgewinnung in der Rohrhandhabung, KI-gestützte Lärmvermeidung sowie ein digitaler Bohrsimulator. Dieser ermöglicht Training, Prozessoptimierung und kontinuierliches Lernen aus realen Bohrdaten, was wiederum die Effizienz, die Kosten und die Sicherheit der Bohrarbeiten optimiert.

Die Präsentation gibt einen Einblick in technische Lösungen, operative Erfahrungen und laufende Entwicklungsprojekte und zeigt den Mehrwert für die Umsetzung der geplanten Wärmewende auf.

Die Bohrphase eines Tiefengeothermieprojektes erfordert das effektive Zusammenwirken verschiedener Disziplinen. Nur so können voneinander abhängige technische, wirtschaftliche und andere Risiken in den Entscheidungsprozessen integriert abgebildet werden. Grundsätzlich können Ereignisse, die weitreichende sofortige oder zeitnahe Entscheidungen und Aktivitäten erfordern, jederzeit während der Bohrphase vorkommen. Daher ist es sehr ratsam, Risiken rechtzeitig zu identifizieren, zu bewerten und Mitigationspläne dafür aufzustellen – also ein strukturiertes Risikomanagement durchzuführen.

Der Vortrag stellt den gemeinsam von BVEG und DGMK entwickelten Leitfaden zum bohrtechnischen Risikomanagement bei Tiefengeothermieprojekten vor. Ziel dieses Leitfadens ist es, Institutionen und Personen, die in den Bereichen Projektentwicklung, Investition, Planung, Genehmigung oder Ausführung von Bohrarbeiten aktiv sind, praxisorientierte Empfehlungen für das frühzeitige Erkennen und Beherrschen von Risiken während der Bohr- und Testphase zu geben. Der Leitfaden hat eine umfangreiche öffentliche Konsultationsphase durchschritten und bildet nun eine zentrale Grundlage für das erfolgreiche Risikomanagement von Tiefengeothermieprojekten.

Im Mittelpunkt steht die Frage, wie Risiken im Rahmen von tiefengeothermischen Einzelprojekten systematisch identifiziert, bewertet und gemanagt werden können. Dafür werden u.a. Prozesse und Werkzeuge vorgestellt. Der Leitfaden versteht sich als Ergänzung zum „Leitfaden zur wirtschaftlichen Bewertung geologischer Risiken tiefengeothermischer Projekte“ und begleitet den Übergang von der geologischen Vorerkundung zur praktischen Realisierung eines Projekts und während der Bohr- und Testphase.

Der Leitfaden beschreibt einen allgemein anwendbaren Risikomanagementprozess. Die anzuwendenden technischen Methoden, beispielsweise verschiedene Bohrtechniken oder Spülungssysteme, können je nach den jeweiligen geologischen und bohrtechnischen Gegebenheiten variieren.

Der Vortrag verdeutlicht, wie strukturierte Risikomanagementprozesse die Sicherheit, Effizienz und Wirtschaftlichkeit von Tiefengeothermieprojekten nachhaltig verbessern können.

Sowohl Nutzung als auch Speicherung erneuerbarer Energien spielt eine entscheidende Rolle bei der Reduktion von CO₂-Emissionen. Geothermische Heiz- und Kühlsysteme bieten mit ihrer integrierten Speicherkapazität eine nachhaltige, breit verfügbare Lösung, die unabhängig von saisonalen Schwankungen rund um die Uhr betrieben werden kann. Im Zentrum dieser Bestrebungen stehen Effizienz und Optimierung der Bohrungen, insbesondere durch Verbesserung der Schnittstelle und Interaktion zum umgebenden Reservoir. Die gezielte Anbindung produktiver Zonen im Reservoir an bestehenden Bohrungen kann Durchlässigkeiten und damit die Gesamtleistung geothermischer Bohrungen oder auch untertägiger, thermischer Energiespeicher erheblich steigern.

Eine effektive Methode zu solch einer Reservoirstimulation ist die Radial Jet Drilling (RJD) Technologie. Dort werden mit Wasser angetriebene Mikrobohrwerkzeuge eingesetzt, um seitliche Fließpfade von der Hauptbohrung in die Formation zu erodieren. Diese Technik stellt eine sichere, kostengünstige und zugleich umweltfreundliche Alternative zu herkömmlichen Verfahren wie der hydraulischen oder chemischen Stimulation dar.

Herkömmliche RJD-Verfahren erfordern jedoch bisher die aufwendige Installation eines speziellen Whipstocks mittels Einbaugestänge, was eine komplette Aufwältigungsanlage und damit erhebliche Logistik voraussetzt. Dieser konventionelle, „jointed-pipe“ Prozess verursacht hohe Betriebszeiten, Ineffizienzen und entsprechende Kosten.

Deshalb hat das Fraunhofer IEG ein neuartiges, Wireline-gebundenes Ablenk- und Orientierungssystem entwickelt. Diese innovative Technologie kommt ohne Einbaugestänge und Aufwältigungsturm aus und ermöglicht daher ein schnelles und kosteneffizientes Setzen und Ziehen der BHA. Diese neue Ablenkgarnitur erlaubt so einen deutlich reduzierten operativen Aufwand bei gleichzeitigem, direktem Zugang zum Bohrloch.

Zusätzlich ermöglicht das System eine wesentlich leichtere Echtzeit-Datenübertragung zur Prozessüberwachung und -steuerung. Zukünftige Integration spezieller Sensorik im Bohrloch könnte somit eine vollständige Überwachung und Qualitätskontrolle der Mikrobohrprozesse einfach ermöglichen.

Safe well operation requires eliminating any unwanted flow to surface, cross flow between subsurface zones and out-of-zone injection. Zonal isolation is achieved through impermeable seals between porous and permeable formations and a continuous formation-to-completion cement seal at the wellbore.

The cement at the borehole must have sufficient sealing capability – at least equal to the caprock - to withstand potential pore pressure and fracture gradient contrasts and variations.

Despite the potential impact of inadequate zonal isolation during the full well life cycle, regulatory standards concerning annular cement quality are vague and usually driven by industry best practise or in-house guidelines developed by operators.

Geothermal heat/power generation is increasingly utilised to deliver benefits on a very local level which in turn means that well bore placement is getting ever closer to populated areas. Operating entities are small, sometimes owned by local communities, who are not always able to benefit from traditional operator in-house expertise to critically assess service company reports. Taking zonal isolation serious throughout the well life is a commitment to the neighbourhood and the safety of the people who live nearby.

This paper proposes pragmatic guidelines for a consistent assessment of zonal isolation at the wellbore suitable for the full well life cycle. The guidelines address cement bond quality, and circumferential coverage to provide a consistent assessment of annular cement zonal isolation as well as the impact of well/casing design on the ability to use a cement bond log in the first place

Die in der Geothermie eingesetzten Tauchpumpen und Steigleitungen unterscheiden sich grundlegend von denen in Erdölanwendungen.Hohe Förderleistungen und hohe Gewichte können zu erheblichen dynamischen Lasten führen.

Trotzdem wird die Stablisierung von Tauchpumpe und Steigleitung oft separat oder gar nicht betrachtet. Dynamische Effekte im Förderstrang können aber zu erheblichen Verformungen in der Tauchpumpe führen, die dann typischerweise mit Lagerschäden ausfällt.

Eine einfache Betrachtung der Einbaugeometrie kann schnell Klarheit über mögliche dynamische Lasten verschaffen. Die konstruktiven Mittel, Schwingungen im Förderstrang zu verhindern sind ebenfalls einfach und kostengünstig.

Ein Leitfaden zur Berücksichtigung und Vermeidung von Schwingungsschäden wird Bestandteil des Vortrages sein.

A critical factor in improving the efficiency and longevity of geothermal systems is the careful selection of materials capable of withstanding extreme environmental conditions, including high temperatures, corrosive fluids, and mechanical stresses. This paper aims to provide insights into various grades of stainless steel that are particularly suitable for geothermal energy applications, with a focus on their corrosion resistance in brine.

For well construction it is paramount to assess the influence of design features, such as crevices, bends and welded joints, in the corrosion resistance of the materials, reason why we also included those assemblies in our study. The tested grades were S31603, N08904, S32205, S32750, S31254 and N08935.

This study combines historical and new data to obtain an overview of how various stainless steel grades behave in different brines. Recognizing that the risk of corrosion in brines is influenced by various factors, this research evaluates the performance of stainless steels against localized corrosion in chloride concentrations of 20000, 100000 and 200000 ppm, solutions at a temperature of 90°C, pH 4 and 8, with and without aeration.

The findings of this study outline the localized corrosion performance of stainless steel, offering valuable insights for material selection in geothermal applications. Furthermore, the discussion thoroughly explores the factors affecting the corrosion resistance of stainless steel, including chloride content, oxygen levels, and solution pH, thereby contributing to a deeper understanding of the materials best suited to withstand the challenges posed by geothermal environments.

Silica scaling is an operational issue in geothermal energy production. In this work, a static bottle test methodology was developed to assist in identification of silicate inhibitors, demonstrating 80-90% inhibition performance, for application in low-enthalpy geothermal systems. To identify effective products for the control of amorphous and magnesium silicate scaling, the inhibition mechanisms and inhibition efficiency (IE) of two sulphonated polymer-based scale inhibitors, denoted A5 and SI B, were studied. This was done for a brine containing [Mg] = 120ppm and [Si] = 1880 ppm at 95ºC and pH 8.5. The impact of adding 500ppm calcium was subsequently assessed.

In the absence of calcium, Minimum Inhibitor Concentrations (MIC) of ~50ppm for SI B and ~100ppm for A5 were required to control amorphous and magnesium silicate scale effectively at ~60-90% IE. In the system containing calcium, although two approaches were used to adjust the pH of the brine to 8.5 to reduce the tendency for Ca(OH)₂ precipitation, and thereby improve scale inhibitor effectiveness, neither SI B nor A5 prevented precipitation of silicate-based scale.

Consumption of A5 and SI B was tracked using two methods to assess the inhibition mechanism: (i) by measuring the concentration of sulphur (S) contained within the A5 and SI B structure, by Inductively Coupled Plasma-Optical Emissions Spectrometer (ICP-OES), and (ii) by using a matrix-matching Hyamine technique, to enable A5 and SI B to be assayed as a polymer product. The outcomes contribute to a better understanding of the silicate inhibition mechanism.

The primary objective of acidizing injector wells in sandstones is to remove scales impeding the pathway of water and hence increase the injectivity of the formation. HCl-based treatment fluids are commonly used while employing diverting agents to prevent acids from leaking into the most permeable sub-layer of the target zone is recommendable. These additives function by creating a temporary blocking effect which causes fluid diversion facilitating successful acidizing.

This paper presents a surfactant-based product with a tendency of forming rodlike micelles in acidic solutions, where a chaotic worm-like arrangement of dissolved molecules leads to an increase in fluid viscosity. In preparation of the first field trial in a Dutch geothermal well, we performed extensive lab experiments regarding solubility of bailer samples, corrosion of L-80 coupons, and rheology of acidic recipes.

Skin removal and improvement of injectivity were the main objectives. For dissolving carbonates, as well as silicates in the Slochteren sandstone formation, a combination of hydrochloric and hydrofluoric acid was bull-headed in a stepwise approach. The subsequent injection test with brine served to evaluate the treatment and to displace spent acid systems deep into the reservoir.

Due to the superior chemical properties of our innovative diverter agent combined with the great effectiveness of the tailor-made treatment fluids, we achieved a significant improvement in injectivity. While keeping the well head pressure at a constant level, we could increase the pumping rate by a factor of four. Thus, impressively proofing that we have reached the next level of acidizing sandstones.

Digital twins for geothermal wells can boost performance, predictive maintenance, and decision-making by diagnosing issues. The software models a geothermal system and currently covers the ESP (Electric Submersible Pump), injectivity/productivity and the Well Integrity Management System (WIMS). An important feature of the WIMS model is the corrosion modelling which uses real-time data and time-lapse data as calliper logs. The corrosion model can be used early warning system for well barrier issues.

The presentation will explain the Digital Twin and the opportunities it offers.

The current climate and energy crisis requires the development of alternatives to conventional energy sources to ensure national independence in the provision of electricity and heat. In this context, (deep) geothermal energy offers a readily available, environmentally friendly, and climate-neutral alternative to fossil fuels. It has the potential to play a central role in the implementation of the heat transition. However, for the long-term and stable use of deep geothermal energy, reliable pumping systems are essential to convey the thermal water from the reservoir to the surface.

Two main systems are currently in use: electrical submersible pumps (TKP/ESP) and line shaft pumps (LSP). However, both systems have deficiencies under the specific operating conditions of geothermal energy, which affect both their economic viability and security of supply. Significant improvements in the development and standards of these pumps are therefore crucial for the safety, reliability, and profitability of geothermal plants. The ANtLiA project, funded by the German Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Protection (BMWK), aims to identify and optimize the currently limiting factors of the above-mentioned pumping systems. This is intended to extend operating times and reduce costs, sustainably improving the economic viability of geothermal projects and their security of supply. In addition, targeted further developments of both systems will be carried out, including new subsystems for ESPs and the redesign of the lubrication system for LSPs, which will be tested and evaluated for suitability in the newly designed test rig.

In Dänemark wird Innargi im Herbst 2025 ihre erste hydrothermale Geothermieanlage in Aarhus einweihen und in Betrieb nehmen. Ohne jegliche Fördermittel hat der dänische Geothermieentwickler nur drei Jahre nach der Vertragsunterzeichnung seine erste von bis zu sieben Anlagen in Aarhus fertiggestellt.

Das einzigartige Geschäftsmodell sichert, dass die Stadtwerke in Aarhus keine Investitionskosten tragen müssen und erst, wenn die Wärme fließt, werden die Stadtwerke Ausgaben haben.

Auf dem Geothermie-Kongress werden erstmals auch technische Details über das Projekt in Aarhus geteilt, wo bis jetzt drei Bohrungen bis etwa 2500 Meter Tiefe durchgeführt sind. Darunter auch, wie die Wärmepumpen eingesetzt werden, um den Wärmepreis und damit auch die Wirtschaftlichkeit des Projekts zu steigern.

In Norddeutschland werden hydrothermale Reservoire bereits seit über 30 Jahren für die Gewinnung von Erdwärme mittels Bohrungsdubletten erschlossen. Mehrere Beispiele, insbesondere in Mecklenburg-Vorpommern, zeigen die Möglichkeit des langfristig wirtschaftlichen Dublettenbetriebs für die kommunale Fernwärmeversorgung. Die dabei gewonnenen Erfahrungen in der Erkundung und Erschließung hydrothermaler Reservoire sollen im FuE-Verbundvorhaben DemoCELL für die geothermische Standortentwicklung im Großraum Celle genutzt werden. Auf Grund der intensiven Erkundung auf Kohlenwasserstoff-Lagerstätten in den 1950–1980er Jahren liegen im Großraum Celle umfangreiche Bohrungs- und Seismikdaten gebietsweise in hoher Dichte vor.

In einem ersten Schritt hat das DemoCELL-Konsortium, bestehend aus der Baker INTEQ GmbH und der Georg-August-Universität Göttingen, am Standort Ahnsbeck mit der Testbohranlage ß-Eta den Mittelrhäthauptsandstein erfolgreich erschlossen und komplettiert. Die dabei gewonnen Bohrkerne zeigen ein nutzbares Sandsteinreservoir von 44 m Nettomächtigkeit und hoher Durchlässigkeit, die nun im Rahmen von DemoCELL detailliert untersucht werden. Die hohe Durchlässigkeit wurde auch durch hydraulische Tests nachgewiesen, die einen Produktivitätsindex >50 m³/h×MPa und eine Temperatur >110°C belegen. Damit ist die Bohrung Beta 1j die erste fündige Geothermiebohrung Niedersachsens. Im weiteren Projektverlauf werden die Eignung des Rhätsandsteins an weiteren Standorten im Großraum Celle sowie Sandsteine der Unterkreide als zweite Erschließungsoption untersucht. Im Ergebnis wird das Vorhaben DemoCELL die für eine optimale geothermische Standortentwicklung im Großraum Celle benötigten Daten bereitstellen und Vorzugstandorte für die Erschließung ausweisen.

Der Geologische Dienst NRW wurde vom Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie des Landes Nordrhein-Westfalen (MWIKE NRW) beauftragt, eine zentrale Maßnahme des Masterplan Geothermie umzusetzen und das auf fünf Jahre angelegte Explorations- und Bohrprogramm durchzuführen. Hierbei wird der mitteltiefe und tiefe Untergrund von NRW mittels Forschungsbohrungen und 2D-seismischen Messungen als Teil der staatlichen geologischen Landesaufnahme erkundet, um die geothermischen Eigenschaften potenzieller Zielhorizonte zu untersuchen.

Im Frühjahr 2025 wurde die 957 m tiefe Forschungsbohrung „Bohrung Krefeld (ExBo1)“ direkt im innerstädtischen Bereich von Krefeld abgeteuft, mit dem Ziel neue Erkenntnisse über den Kohlenkalk des Unterkarbons zu gewinnen. Hierbei konnte im Untergrund des Niederrheins ein komplettes und vollständig gekerntes Profil des Kohlenkalks gewonnen werden. Neben einer detaillierten Bohrkernaufnahme und der Messung der Wärmeleitfähigkeit werden weitere relevante Gesteinseigenschaften im Labor bestimmt. Durch eine geophysikalische Vermessung des Bohrlochs und einen kurzzeitigen Fördertest konnten zusätzlich wichtige Daten zur geothermischen Charakterisierung dieses Reservoirs gewonnen werden. Die Ergebnisse sind von großer Bedeutung für die Region und zeigen, dass mit der Bohrung der Kohlenkalk als erstes geothermisches Reservoir in NRW nachgewiesen wurde.

Die Region Oberschwaben liegt zwischen Schwäbischer Alb und Alpen. Nach Osten wird sie vom Lech begrenzt, nach Westen läuft sie zwischen Donau und Bodensee zu. Geologisch gesehen ist sie Teil des nördlichen Molassebeckens. Mehrere Kommunen in dieser Region haben sich zum Ziel gesetzt, fortschrittliche Wärmenetze durch Transformation, Erweiterung und Neubau zu realisieren. Hierbei sollen insbesondere oberflächennahe, mitteltiefe und ggf. auch tiefe geothermische sowie Oberflächengewässer als Wärmequellen für Wärmepumpen genutzt werden.

Wissenschaftlich begleitet werden diese Aktivitäten durch das Landesforschungszentrum Geothermie (LFZG) Baden-Württemberg sowie die Hochschule Biberach im transferorientierten Vorhaben IGWN-LFZG. Kernziel des Vorhabens ist es, Vorzeigeprojekte zur Nutzung geothermischer und nicht-geothermischer Energiequellen in Wärme- und Kältenetzen sowie innovative Ansätze zu deren Einbindung in Wärmenetze der vierten und fünften Generation zu initiieren und zu begleiten. Arbeitspunkte des Vorhabens sind die Untersuchung der geologischen Rahmenbedingungen in Oberschwaben inklusive Potenzialanalyse, die Analyse von Nachnutzungskonzepten für erschöpfte Kohlenwasserstoff-Lagerstätten und nicht fündige Geothermiebohrungen sowie die Sichtung und Bewertung verschiedener Möglichkeiten in Fragen der Technologie, Genehmigungsfähigkeit und -praxis sowie der Akzeptanz und organisatorischen Umsetzung. Alle Projektergebnisse sollen für Projektplaner, Kommunen und Bürger aufbereitet und zur Verfügung gestellt werden.

Der Vortrag gibt einen Überblick über das Vorhaben, die bis dato erfolgten Arbeiten und einen Ausblick auf das künftige Arbeitsprogramm.

Die Potenziale der Geothermie stoßen in der Wissenschaft auf ein zunehmendes Interesse. Innerhalb der Bevölkerung hingegen erfährt die Geothermie im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien jedoch weniger Akzeptanz. Dies kann daran liegen, dass in der Bevölkerung ein Mangel an Wissen über und Erfahrung mit der Technologie vorherrschen. Hinzu kommen Herausforderungen wie geopolitische Krisen und Debatten um das Gebäudeenergiegesetz und die Wärmepumpe. Bisherige Studien betrachten die Geothermie nur oberflächlich, während tiefgreifende wissenschaftliche Erkenntnisse zu Wahrnehmung und Akzeptanz dieser Technologie fehlen.

Diese Studie ist Teil eines interdisziplinären Forschungsprojekts (2024-2026), welches die Potenziale der oberflächennahen Geothermie zur Beheizung und Kühlung von Stadtquartieren untersucht. Im März 2025 wurde eine quantitative Befragung zur Wahrnehmung der Geothermie innerhalb der deutschen Bevölkerung durchgeführt (n = 2.144). Nach Abfrage des Kenntnisstands der Befragten erhielten diese eine Definition und Abbildung zum Verfahren der oberflächennahen und tiefen Geothermie.

Die Ergebnisse zeigen ein insgesamt niedriges Wissensniveau der Befragten zur oberflächennahen Geothermie und vorherrschende Missverständnisse (z.B. Auslösen von Erdbeben). Nichtsdestotrotz wird die Technologie mehrheitlich positiv bewertet – insbesondere mit Blick auf ihre Umweltfreundlichkeit und ihren Beitrag zur Unabhängigkeit von fossilen Energieträgern. Als Nachteile nehmen die Befragten insbesondere hohe Investitionskosten und potenzielle Umweltauswirkungen wahr. Für die Akzeptanz der Geothermie zeigt sich, dass der Wissensstand der Befragten einen geringen Einfluss auf deren Wahrnehmung von Vor- und Nachteilen der Technologie hat. Stärkere Effekte zeigen sich dagegen für das Umweltbewusstsein der Befragten sowie deren Wahrnehmung der Wärmepumpe. Zuletzt werden für die Gruppe der Befragten mit Immobilieneigentum Informationsbedarfe deutlich, insbesondere hinsichtlich Investitionskosten, langfristigen (Betriebs-)Kosten sowie notwendigen technischen Bauanpassungen.

Der Nutzung geothermischer Energie kommt eine zunehmend größere Rolle in der deutschen Wärmewende zu. Vor allem bei der kommunalen Wärmeplanung kann Geothermie eine tragende Rolle als emissionsarme, erneuerbare Energiequelle spielen. Dabei setzen wir mit unserer Forschung einen besonderen Fokus auf Kleinstädte, in welchen fast 30 Prozent der deutschen Bevölkerung leben und die einen Gemeindeflächenanteil von mehr als 46 Prozent in Deutschland ausmachen.

In unserer Fallstudie in der bayerischen Kleinstadt Illertissen untersuchen wir die gesellschaftliche Akzeptanz von Geothermieprojekten bei Akteuren aus der regionalen Politik und lokalen Unternehmen. Durch leitfadengestützte Interviews stellen wir neben der grundsätzlichen Perspektive der interviewten Personen auf ein mögliches Geothermierprojekt, auch die persönlich identifizierten Chancen und Risiken dar. Zudem werden Lösungsansätze aus den jeweiligen Perspektiven identifiziert, um Vorbehalte oder Risiken zu adressieren.

Die Analyse der Interviews gibt Hinweise zu möglichen Dynamiken in einer Kleinstadt. Dabei werden unter anderem der Regionalität, der offenen Kommunikation und der Transparenz hohe Bedeutungen beigemessen. Ein aktiver und frühzeitiger Einbezug unterschiedlicher Akteure durch niederschwellige Angebote, wie beispielsweise Bürgerversammlungen in Ortsteilen, wird ebenfalls hervorgehoben. Diese und weitere Aussagen und Erkenntnisse der Fallstudie bieten wertvolle Einblicke in die gesellschaftlichen Herausforderungen und Chancen, die mit der Implementierung von Geothermieprojekten in Kleinstädten verbunden sind. Sie sollen eine Grundlage für unabhängige und wissenschaftlich fundierte Handlungsempfehlungen bei der Umsetzung von Geothermievorhaben in dieser Art von Gemeindestruktur bieten und somit über Illertissen hinaus einen positiven Beitrag zur kommunalen Wärmeplanung in Deutschland leisten.

Tiefengeothermie bietet ein enormes Potenzial für die Energie- und Wärmewende. Jedoch mangelt es Projekten aus diesem Sektor an Akzeptanz seitens der Bürger*innen, politischen Entscheidungsträger*innen und anderer Stakeholder*innen. Basierend auf einer Branchenumfrage wird die Bedeutung der Kommunikation dargestellt sowie Herausforderungen und Erfolgsfaktoren für die Kommunikationsarbeit bei Tiefengeothermie-Projekten abgeleitet.

Die Studie zeigt, dass die Projektträger*innen fehlendes Wissen und unbegründete Ängste in der Öffentlichkeit als zentrale Hindernisse identifizieren und Kommunikation als entscheidend anerkennen. Dennoch treten sie vorwiegend erst in der Erschließungs- und Bauphase in die Kommunikationsarbeit ein. Um die Akzeptanzgenese zu ermöglichen, ist eine strategische, frühzeitige und dialogorientierte Kommunikation, die Transparenz und die aktive Einbindung von Öffentlichkeit und Politik fokussiert, unverzichtbar. Es werden Handlungsempfehlungen vorgestellt, die die Integration von Kommunikation in die Projektplanung, den Einsatz externer Expertise und die Entwicklung partizipativer Formate umfassen. Die Ergebnisse unterstreichen, dass professionelle und dialogorientierte Kommunikation nicht nur öffentliche Akzeptanz sichern, sondern auch unnötigen Widerstand und damit Verzögerungen vermeiden und folglich langfristig zum Projekterfolg beitragen kann.

Die hydrothermale Nutzung im Süddeutschen Molassebecken fokussiert sich primär auf den Oberjura-Aquifer, bestehend aus den karbonatischen Gesteinseinheiten des Oberjura (Malm) und der Unterkreide (Purbeck). Aufgrund seiner ausgeprägten geologischen Heterogenität, einschließlich Verkarstung, Fazieswechsel und Störungszonen, weist der Aquifer eine komplexe Hydrogeologie auf. Ein vertieftes Verständnis der Reservoirdynamik ist daher essenziell für eine nachhaltige und effiziente Nutzung der hydrothermalen Ressource.

Im zentralen Molassebecken sind aufgrund günstiger Bedingungen inzwischen 24 geothermische Anlagen in Betrieb, die Fernwärme und teils Strom liefern. Multiwell-Konzepte, bei denen von einem zentralen Bohrplatz aus mehrere Dubletten (jeweils bestehend aus einer Förder- und einer Injektionsbohrung) errichtet werden, bieten erhebliche betriebliche Vorteile. Durch die Zusammenführung mehrerer Förderströme wird ein flexibleres Reservoir-Management ermöglicht, was sowohl die Wärmenutzung als auch den Gesamtwirkungsgrad verbessert. Gleichzeitig erfordern betriebliche Herausforderungen, wie etwa begrenzte Injektionskapazitäten oder ungleichmäßige Wärmenutzung einzelner Förderbohrungen, eine adaptive Zuordnung und flexible Anpassung von Förder- und Injektionsbohrungen.

Wasserrechtliche Genehmigungsverfahren orientieren sich bislang primär an klassischen Dubletten-Systemen. Da Tiefengrundwasser als besonders schützenswerte Ressource gilt, dürfen gemäß wasserrechtlichen Vorgaben keine nachteiligen Veränderungen der Wasserbeschaffenheit erfolgen. Anpassungen im Betrieb, wie etwa Änderungen an Verteilleitungen oder der kombinierte Betrieb mehrerer Förderbohrungen, könnten jedoch potenziell Einfluss auf die Grundwasserbeschaffenheit nehmen.

Ziel dieser Arbeit ist daher die Charakterisierung des Oberjura-Aquifers anhand ausgewählter hydrochemischer Parameter, um mögliche Qualitätsveränderungen infolge betrieblicher Umstellungen systematisch zu erfassen. Hierzu werden Daten aus mehreren Bohrungen während der Betriebsphasen erhoben, statistisch ausgewertet und hinsichtlich möglicher Veränderungen infolge von Konfigurationsanpassungen interpretiert. Die Ergebnisse liefern eine belastbare Grundlage für ein nachhaltiges Reservoir-Management geothermischer Anlagen.

Die Nutzung geothermischer Energie führt zu Temperaturänderungen des Grundwassers und des umgebenden Gesteins. Auf Basis vorhandener Literatur und unterlegt mit konkreten Fallbeispielen wurde untersucht, wie die geothermische Nutzung im oberflächennahen Bereich die Temperatur beeinflusst und welche Auswirkungen Temperaturschwankungen auf die Grundwasserbiologie und auf die Grundwasserbeschaffenheit haben, welche thermischen Änderungen relevant sind und ob es eine thermische Geringfügigkeitsschwelle gibt.

Daran anschließend wird im Beitrag die Frage diskutiert, ob und wie geothermische Anlagen gezielt als Maßnahme zur Klimawandelfolgenanpassung genutzt werden könnten, speziell um urbane Wärmeinseln abzukühlen und dadurch einen Beitrag zum Grundwasserschutz und zur Minderungen der Aufheizung der Städte zu leisten. Die Untersuchung bezieht sich auf das Beispiel Berlin mit Schwerpunkt auf oberflächennahe Grundwasserleiter bis 50 m Teufe.

Wesentliche Teiles dieses Beitrags gehen auf ein Gutachten im Rahmen des BMWK Projektes »Urban Ground Heat« (FKZ: 03EN3066) zurück und wurden in der Geothermische Energie Fachzeitschrift für geothermische Forschung und Anwendung Nr. 111 im Juni 2025 publiziert.

Das Risiko induzierter Seismizität ist ein entscheidender Faktor für die gesellschaftliche Akzeptanz der Tiefengeothermie, denn spürbare seismische Ereignisse können das Vertrauen in die Technologie stark beeinträchtigen. Deshalb ist die Erforschung der physikalischen Grundlagen induzierter Seismizität und die Entwicklung von Methoden zur Risikoreduktion entscheidend für einen nachhaltigen Ausbau der Tiefengeothermie als klimafreundliche Energiequelle. Anhand von Experimenten auf unterschiedlichen Skalen, Auswertungen operativer Daten, und numerischen Simulationen zeigen wir, welche Überwachungsansätze und operative Maßnahmen geeignet sein könnten, seismische Risiken frühzeitig zu erkennen und durch adaptive Steuerung der geothermischen Anlagen wirksam zu reduzieren.

Unsere Ergebnisse deuten darauf hin, dass ein langsamer Druckaufbau, eine geringe Injektionsrate, eine adaptive Anpassung der Injektionsparameter basierend auf Echtzeitauswertungen seismischer Daten, die Rückförderung des injizierten Fluids statt eines Shut-ins, ein geringes Nettoinjektionsvolumen sowie eine geringere Differenz zwischen Reservoir- und Injektionstemperatur die Wahrscheinlichkeit des Auftretens spürbarer seismischer Ereignisse reduzieren können. Neben klassischen und adaptiven Ampelsystemen kann die Beobachtung der eingebrachten hydraulischen Energie und der freigesetzten seismischen Energie sowie der Einsatz künstlicher Intelligenz bei der Echtzeitprozessierung der Daten dazu beitragen spürbare Seismizität möglichst früh zu erkennen. Maßgeblich für induzierte Seismizität sind jedoch die geologischen Gegebenheiten, wie die Geometrie und die Eigenschaften von Störungszonen sowie das lokale Spannungsfeld. Auch die Reservoirtemperatur spielt eine Rolle. Durch die Wahl eines geeigneten Standorts kann demnach ein wesentlicher Beitrag zur Reduzierung des seismischen Risikos geleistet werden. Eine seismische Risikobewertung vor der Standortentscheidung und eine hochaufgelöste seismische Echtzeitüberwachung während der operativen Arbeiten sind daher entscheidende Faktoren im Umgang mit induzierter Seismizität.

Developing Enhanced Geothermal Systems (EGS) requires underground fluid injection operations, which, under certain conditions, can induce large-magnitude earthquakes. Such seismic events pose risks of severe damage to infrastructure, economic losses, and casualties. To mitigate these hazards, various injection protocols have been proposed to regulate the operational parameters such as injection rate, volume, and scheme. However, it remains uncertain whether these protocols can effectively minimize the maximum induced earthquake magnitude and its occurrence probability. Here, we applied theoretical models, numerical tools and field data to investigate the effectiveness of injection protocols to minimize the seismic hazard. Our findings revealed that short-duration injection protocols are likely characterized by lower seismic hazard, as they perturb smaller areas of pre-existing critically stressed faults. This decreases the likelihood of larger ruptures,that might propagate beyond the pressurized rock volume. Additionally, we analyzed the nucleation of 2017 M5.4 Pohang earthquake, which was triggered by the hydraulic stimulation of the nearby EGS.

Previously in 2006, the injection of roughly similar fluid volume in Basel induced an earthquake of magnitude M3.4. The difference in energy release was likely linked to the duration of the injection protocols, which was approximately 600 and 6 days at Pohang and Basel, respectively. Our investigations indicate that effective control over seismic hazard requires detailed subsurface characterization - subsurface fault network and hydromechanical conditions - combined with real-time monitoring of perturbed rock volumes. These findings have significant implications for the development of EGS technology in the context of the energy transition.

Der weitere Ausbau der Tiefengeothermie in Deutschland ist, neben anderen Faktoren, auch von der gesellschaftlichen Akzeptanz der Technologie vor Ort abhängig. Ein Aspekt, welcher die Akzeptanz in der Bevölkerung maßgeblich kontrolliert, ist das mögliche Auftreten induzierter Seismizität bzw. deren öffentliche Wahrnehmung. Ein Ansatz, dieses Risiko zu reduzieren ist der Einsatz numerischer Simulationsverfahren im Vorfeld von Errichtung und Betrieb eines Geothermiekraftwerks.

Für die öffentliche Wahrnehmung relevante induzierte Seismizität wird in geothermischen Reservoirs hauptsächlich durch die Reaktivierung existierender Störungen in Folge von temperatur- und porendruckbedingten Änderungen der Effektivspannungen verursacht. Für die effiziente Simulation induzierter Seismizität wurde ein thermo-hydraulisches Reservoirmodell mit einem dynamischen Störungsmodell kombiniert. Das Reservoirmodell ist dabei mittels eines Finite Differenzen (FD) Ansatzes implementiert, während das dynamische Störungsmodell auf einem Ansatz beruht, welcher die Einbindung realistischer, im Labor gemessener, Reibungseigenschaften der Störungsflächen („Rate & State Friction“), einschließlich der Berücksichtigung kriechender Störungssegmente, erlaubt. Die Kopplung zwischen Reservoirmodell und Störungsmodell erfolgt über zwei Mechanismen. Zum einen wird der lokale Porendruck im Reservoirmodell direkt zur Berechnung der effektiven Normalspannung an jedem Störungselement verwendet. Zum anderen werden Spannungsänderungen in Folge thermo- und poroelastischer Effekte berechnet. Dazu wird die Volumenveränderung des Gesteins in jedem Volumenelement des Reservoirmodells in Folge einer Temperatur- oder Porendruckänderung in eine entsprechende Dislokation an der Oberfläche dieses Volumenelements übersetzt und daraus mit Hilfe eines „Boundary Element“ Ansatzes die resultierende Spannungsänderungen auf der Störungsfläche berechnet.

Mit diesem Ansatz lässt sich die induzierte Seismizität in geothermischen Reservoirs mit realistischen Störungsgeometrien und -eigenschaften simulieren.

Der Klimawandel sowie politische Vorgaben zwingen Energieversorger, ihre CO₂-Emissionen deutlich zu senken. Eine nachhaltige Lösung bietet die Nutzung von Geothermie – einer ganzjährig verfügbaren Energiequelle für Heizung, Kühlung, saisonale Energiespeicherung und Stromproduktion. Allerdings bestehen durchaus Herausforderungen hinsichtlich der Lebensdauer, Wartung und Effizienz geothermischer Anlagen und Systeme, u.a. insbesondere bei derzeit eingesetzter Fördertechnik für geothermische Fluide wie den elektrischen Tauchpumpen (ESP).

Überwachung und planbare Wartung haben sich in der Industrie als effektive Methoden etabliert, um Ausfälle deutlich zu reduzieren. Dies verbessert die Betriebseffizienz, reduziert Stillstandzeiten und senkt Kosten. Zudem erhöht es die Betriebssicherheit durch frühzeitige Erkennung von Defekten. Bei geothermischer Produktion etwa im Molassebecken Süddeutschlands zeigt sich dagegen eine deutlich unzureichende Lebensdauer solch untertägiger Pumpensysteme, was deren Produktivität erheblich beeinträchtigt. Nach Schätzungen können allein für die Anlagen im Molassebecken bei störungsfreien Pumpenlaufzeiten von ca. 2 Jahren bis zu €800 Millionen bis 2045 eingespart werden.

Um die Effizienz, Lebensdauer und Produktivität von ESPs zu steigern und zu optimieren, müssen Zustandsüberwachung und prädiktive Wartung direkt an Produktionskomponenten wie Pumpen und Rohren integriert werden. Eingesetzte Sensor-, Logging- und Datenübertragungssysteme müssen dabei hohen Temperaturen, Drücken, aggressiven Fluiden sowie Korrosion und Ablagerungen standhalten, welche daher entsprechend adaptiert werden müssen.

Das Fraunhofer IEG konzentriert sich daher auf die Überwachung verschleißanfälliger Komponenten, die Entwicklung und den Einsatz prädiktiver Wartungstechniken sowie die Analyse von Ausfallursachen.

Daraus werden weiterführend KI-gestützte Optimierungen der Steuerung, Wartungsintervalle und Fördersystemtechnik für geothermische Anlagen entwickelt. Diese Innovationen sollen die Lebensdauer von ESPs verlängern und somit die Wirtschaftlichkeit tiefengeothermischer Energiegewinnung deutlich verbessern helfen.

The objectives of the INSIDE research project were to investigate induced seismicity and ground deformation associated with geothermal energy exploitation in the Munich area, to apply innovative monitoring techniques and to propose a reservoir management system. Through the collaboration between the public companies IEP and SWM, and the KIT, key objectives were successfully achieved, and we present few achievements.

We showed that it is possible to integrate Distributed Acoustic Sensing (DAS) on fiber optic cables deployed in dedicated or geothermal wells in a monitoring network like any other seismic station. This has the main advantage, among others, to increase the sensitivity of a surface network, especially in an urban zone. The Internet of Things (IoT) platform of the geothermal field operator was used and configured to enable real-time storage, processing, and archiving of the DAS data. Hence, the field operator could have direct access to the results and use them for reservoir management purposes and mitigation of seismic risk.

The analysis of satellite data, GNSS and Radar, showed that the precision requirements of the Markscheider Mining Ordinance, for ground deformation monitoring, can be met. It has been demonstrated that free services, such as those provided by the German and the European Ground Movement Services can identify sensitive structures and the onset of potential changes. Individual leveling campaigns are not sufficient to monitor the impact areas of geothermal boreholes that are overlapping between the different plants and are expected to expand with the continued development of geothermal energy.

Denmark has one of the most widespread uses of district heating covering more than two-thirds of all households and it is still being expanded.

As part of the decarbonization efforts of the district heating network the Danish Energy Technology Development and Demonstration Programme has awarded more than 11 million Euro for a new closed geothermal well concept to be tested in a new well to be drilled in Aalborg, Northern Denmark and it is expected that the well will be ready to produce geothermal heat late 2026 for direct use without heat pumps with the local utility company as the heat off taker.

The new concept is a co-axial closed loop well solution drilled to 3-5 km with a horizontal section of 3-5 km with an outer casing/liner and a vacuumized pipe-in-pipe completion inside. A circulating fluid will flow in the outer casing string of the co-axial solution, and in this process, the fluid will be heated along the horizontal section to the approximate temperature of the subsurface before returning to the surface in the inner insolated pipe with a continuous vacuum, that nearly eliminates the heat loss, as it acts like a long thermo flask.

To project will consist of a number of phases and tasks to ensure a successful project execution, learning process and dissemination of the results.

This project is the steppingstone for multi well geothermal projects (5-10 wells) drilled in start pattern to directly supply cities with geothermal heat to the district heating network through a heat exchanger.

Determining the economic feasibility of deep geothermal projects requires precise numerical forecasting of thermal performance. By simulating the injection of supercritical CO₂ near its critical point using different thermodynamic models, this study assesses the potential of CO₂ closed-loop geothermal systems. To evaluate the precision and reliability of existing tools, we compare results from a commercial reservoir simulator and a custom-developed numerical model.

Distinct equations of state (EOS), such as Peng–Robinson (PR), Span–Wagner (SW), and Soave-Redlich-Kwong (SRK), are employed for predicting PVT properties. Consistent EOS usage across simulation platforms enables accurate comparisons and highlights modeling sensitivities near critical conditions.

Simulation results demonstrate the advantages of using supercritical CO₂ as a working fluid. Its lower viscosity and higher thermal expansivity compared to water contribute to enhanced heat extraction and a strong thermosiphon effect. Temperature-induced density variations further drive natural convection, enhancing fluid circulation in closed-loop systems and maximizing energy recovery without additional pumping.

Variations in PVT property predictions between EOS implementations underscore the importance of careful input selection and improved simulation accuracy, particularly under near-critical conditions. Our numerical model offers insights into thermosiphon dynamics and wellbore heat transport, while the commercial simulator excels in evaluating reservoir-scale thermal performance.

Our analysis confirms the viability of CO₂-based closed-loop geothermal systems for efficient and sustainable heat generation. The findings underscore the importance of enhancing simulation tools—such as expanding EOS libraries and refining near-critical fluid modeling—and offer a pathway for bridging the gap between conventional petroleum engineering tools and renewable energy solutions.

In 2023, a major energy provider and operator of an extensive district heating network announced the development of a deep geothermal power plant. By the end of 2024, drilling operations commenced, and by May 2025, the third and final well successfully reached its planned total depth, targeting a naturally occurring hot water reservoir approximately 3,000 meters below the surface.

As of now, production testing—intended to assess formation water temperature, chemical composition, and flow rates—has not been conducted. Therefore, this paper focuses on the planning and execution phases of the drilling campaign.

We present Weatherford’s Lost-in-Hole (LIH) Preventive Initiative as a continuous improvement strategy, highlighting lessons learned from the first to the third well. Emphasis is placed on the joint efforts of Weatherford’s Drilling Engineering and Interpretation and Evaluation teams in accurately interpreting downhole and surface data to assess risks and inform our client on mitigation strategies and drilling practices. The Initiative serves as a replicable example, crucial for minimizing wellbore stability issues, preventing lost-in-hole incidents and tool damage, reducing Non-Productive Time (NPT), and ultimately enhancing drilling performance across the project.

Over the past few years, Kemco has successfully engineered, planned, and executed several complex heavy workover (WO) operations on geothermal wells in Bavaria and Rhineland-Palatinate, Germany. Contrary to common misconceptions, workovers are not straightforward, quick projects; they involve numerous interdependent processes and demand meticulous planning and engineering due to their inherently dynamic nature.

Each region in Germany presents unique well failure mechanisms, necessitating a thorough analysis of root causes to implement effective, long-term remedial actions.

This presentation shares insights from Kemco's experience, highlighting best practices during engineering, planning, and execution phases, as well as common failure causes and mitigation strategies.

In SGP-TR-223&224 we derived a double-convolution integral, involving solely the measured signal of a conservative tracer, to predict the ‘fluid mining’ output of a co-produced micro-solute during fluid re-circulation in a geothermal reservoir operated by means of a well doublet, and illustrated our formula’s use for various reservoir settings in the Upper Rhine rift valley and the N-German sedimentary basin.

It was perceived as a major advantage that the tracer-based approach works as a model-independent tool, viz. the signal of any conservative artificial tracer, as recorded in inter-well or inter-horizon circulation tests (that are conducted under flow conditions representative of the future ‘fluid mining’ process), can be used to predict the geothermal co-production output of any fluid-‘mined’ solute (in particular: lithium), and its gradual depletion during reservoir fluid turnover, irrespective of the availability, parametrizing, and calibration of a reservoir model (distributed- or lumped-parameter, numerical or analytical, assuming whatever structure and boundaries).

In SGP-TR-227 we used the incipient signal of a conservative tracer recorded for a hydrothermal reservoir (Upper Rhine rift valley, Eastern side) to constrain the prediction of lithium depletion and cumulative lithium output during the first decade of the intended ‘geothermal co-production’ operation.

After one more year of tracer signal recording, the further tracer data available can also be exploited for model calibration — the more so, as a reliable reservoir model still remains indispensable for thermal output forecast. Though generally unsuited for hydraulic parameter calibration, mid-to-late tracer signals may (significantly) constrain the uncertainty associated with remote reservoir boundaries.

Die jüngsten Fortschritte bei EGS in den USA, insbesondere im Bereich der Bohrungstechnologie und Multistage-Stimulation haben auch wichtige Bedeutung für die Geothermieindustrie in Deutschland. Angetrieben durch eine Kombination aus staatlicher Förderung und privatwirtschaftlichen Investitionen, haben die USA in den letzten fünf Jahren entscheidende technologische Hürden überwunden.

Dieser Vortrag präsentiert die Schlüsseltechnologien und Lernerfahrungen aus diesen US-Projekten, mit einem Schwerpunkt auf dem FORGE Projekt der University of Utah und zwei Projekten von Fervo Energy in Nevada und Utah. Dabei wird auch die Bedeutung des Technologietransfers aus der Erdölindustrie besprochen.

Neben den technischen Aspekten erörtert der Vortrag auch das wirtschafliche und regulatorische Umfeld und erstellt einen Vergleich mit der Situation in Deutschland. Der Vortrag ended mit einer Diskussion der verbleibenden Herausforderungen.

In SMART-EGS wird ein konsequenter Skale-Up-Ansatz auf der Grundlage von Stimulations- und Zirkulationsexperimenten im Untergrundlabor Bedretto, über das History Matching der Stimulationen des DeepEGS-Projekts ST1 in Finnland hin zu konkreten Standorten verfolgt.

Dabei werden parallel dre), Discrete Fracture Networks (TU Freiberg) und Kontinuumsmodelle (G.E.O.S.) in Ansatz gebracht. Mit den Modellen werden in Bedretto durchgeführte Stimulationen und zusätzliche Durchflussexperimente, die von der Ruhruniversität Bochum in Bedretto durchgeführt werden, nachgerechnet. Anhand dieser Daten werden einheitliche Strukturmodelle entwickelt und Randbedingungen und Parameter festgelegt. Mit dem History Matching dieser Daten werden die Modelle kalibriert und schrittweise weiterentwickelt.

Die entwickelten Modelle werden auf die Feldskala, d.h. die Daten von ST1 übertragen und es erfolgt eine Verifizierung der Modelle. Von ST1 werden umfangreiche Daten zur Stimulation und zur gegenseitigen Wechselwirkung der Bohrungen verwendet.

Letztlich erfolgt mit den so kalibrierten Modellen eine Optimierung von EGS-Projekten für konkrete Standorte von assoziierten Projektpartnern.

Mit dem Workflow wird eher eine Gesamtoptimierung verfolgt und weniger ein Ranking der verschiedenen Modellansätze. Bei den bisherigen Arbeiten - die Nachrechnung der Daten von Bedretto ist weitestgehend abgeschlossen und es wird mit der Bearbeitung der Daten von ST1 begonnen - hat sich sehr deutlich gezeigt, dass jeder dieser numreischen Ansätze Vor- und Nachteile besitzt und sich die Kombination als sehr zielführend erweist.

GeoLaB (Geothermal Laboratory in the Crystalline Basement) is a Helmholtz-funded underground research infrastructure dedicated to advancing deep geothermal energy extraction from hot crystalline rock. By enabling controlled high-flow experiments in a tunnel environment, GeoLaB bridges the gap between laboratory testing and reservoir-scale systems. A key objective is to better understand subsurface processes relevant to Enhanced Geothermal Systems (EGS), particularly in fractured rock formations where sustaining high flow rates while minimizing induced seismicity is critical.

As part of the exploration phase, an integrated geophysical survey was conducted in the Tromm area of the Hessian Odenwald—an ideal location due to its tectonically active crystalline basement. The campaign combines gravimetry, geomagnetics, and direct current (DC) resistivity to map subsurface density, magnetic susceptibility, and electrical resistivity across 13.6 km². Gravimetric measurements (>3,500 planned) aim to identify density anomalies associated with fractured, fluid-bearing zones. Geomagnetic data reveal structural discontinuities, while ~50 km of DC resistivity profiling targets fluid-filled fractures.

Phase 1 focused on four high-resolution profiles using <5 μGal gravimetry and 3 m electrode spacing for ERT. Preliminary results highlight multiple zones of interest characterized by coinciding density lows, magnetic gradients, and resistivity minima—interpreted as fault intersections and fracture clusters. These findings define priority targets for Phase 2, which will involve dense, focused surveys to refine structural interpretation and better assess hydraulic potential. The results demonstrate the effectiveness of integrated geophysical methods in supporting the site development and experimental design of GeoLaB.

Der Beitrag zeigt auf, welche rechtlichen Beschränkungen und Möglichkeiten es für die Anwendung von EGS-Technologien in Deutschland gibt. Wesentliche Rahmenbedingungen dafür ergeben sich aus der sogenannten Fracking-Gesetzgebung. Sie zielte primär auf Fracking-Techniken für die Erdgasgewinnung. Sie enthält aber auch besondere Regelungen für EGS-Systeme zur Geothermienutzung

Das Hintergrundpapier Stimulation geothermischer Reservoire des Bundesverbandes Geothermie (BVG) wird aktuell umfassend aktualisiert. Ziel ist eine aktualisierte Beschreibung der in der Tiefengeothermie eingesetzten Stimulationsverfahren, sowie der damit verbundenen Chancen, Risiken und Sicherheitsmaßnahmen. Die neue Struktur umfasst neben den Begriffsbestimmungen, die Abgrenzung zu Verfahren der Erdöl- und Erdgasförderung, die Beschreibung hydraulischer, chemischer und thermischer Stimulationsverfahren und die neuesten Entwicklungen aus internationalen Geothermieprojekten. Ein besonderer Fokus liegt auf Enhanced Geothermal Systems (EGS), bei denen Stimulationen entscheidend zur Erhöhung der Permeabilität und Produktivität petrothermaler Systeme beitragen.

Die Tiefengeothermie ist eine vielversprechende Technologie zur nachhaltigen Energiegewinnung, bei der die dauerhaft verfügbare Wärme aus tiefen Erdschichten genutzt wird. Diese Technologie bietet erhebliche Chancen zur Reduzierung von CO₂-Emissionen und zur Diversifizierung der Energiequellen. Dennoch stehen ihrer praktischen Umsetzung zahlreiche Herausforderungen gegenüber. Dieser Vortrag wird ausgehend von der Roadmap Tiefengeothermie und den politischen Forderungen sowie Vorgaben die Diskrepanz und die Unterschiede zu den realen Bedingungen bei der Implementierung von Tiefengeothermieprojekten sichtbar machen. Hierbei werden technologische, wirtschaftliche und gesellschaftliche Aspekte beleuchtet, um ein umfassendes Bild der aktuellen Lage zu zeichnen. Durch die Analyse von aktuellen Projekten werden sowohl die Hindernisse als auch die Potenziale der Tiefengeothermie aufgezeigt.

Abschließend werden Strategien und Empfehlungen formuliert, um die Akzeptanz und Effizienz dieser Technologie zu steigern und ihre Integration in den Energiemix zu fördern.

Mehr als die Hälfte der energiebedingten CO₂-Emissionen in Deutschland entstehen im Wärmesektor. Um die nationalen und europäischen Klimaziele bis zum Jahr 2045 zu erreichen, ist eine umfassende Dekarbonisierung dieses Bereichs unverzichtbar. Ein zentraler Baustein vieler Wärmewendekonzepte ist dabei die Tiefengeothermie. Sie bietet die Möglichkeit, grundlastfähige und klimaneutrale Wärme langfristig bereitzustellen und spielt daher eine Schlüsselrolle in der nachhaltigen Wärmeversorgung.

Die Umstellung des Wärmesektors und der damit verbundene Ausbau der Tiefengeothermie erfordern in den kommenden Jahren erhebliche Investitionen seitens der Versorger, Stadtwerke und Projektentwickler. Eine tragfähige, strukturierte und auf die jeweilige Projektphase abgestimmte Finanzierung ist dabei entscheidend für den Erfolg dieser Infrastrukturprojekte.

Besonders herausfordernd gestaltet sich die Finanzierung von Tiefengeothermieprojekten aufgrund ihres spezifischen Risiko-Rendite-Profils. Das aktuell erhöhte Zinsniveau erschwert die Finanzierung dieser kapitalintensiven Vorhaben zusätzlich. Diese Belastungen lassen sich jedoch durch die Nutzung öffentlicher Förderprogramme – wie etwa der „Bundesförderung für effiziente Wärmenetze“ (BEW) oder der „Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ (EEW) – abmildern. Darüber hinaus ist die Unterstützung der öffentlichen Hand erforderlich, um insbesondere den Ausbau der Tiefengeothermie in weniger explorierten Gebieten voranzutreiben (bspw. durch zusätzliche Absicherungs- und Explorationsmaßnahmen). Letztlich muss die Finanzierung jedes Tiefengeothermieprojekts individuell betrachtet werden.

In diesem Vortrag geben wir Einblicke in die wirtschaftliche Planung eines Tiefengeothermieprojekts. Dabei gehen wir insbesondere auf das genannte Risiko-Rendite-Profil, mögliche Finanzierungsstrukturen sowie aktuell verfügbare Fördermittel ein. Abschließend stellen wir Ideen für potenzielle Absicherungsinstrumente vor, die den Ausbau der Tiefengeothermie unterstützen können.

In dem Beitrag soll diskutiert werden, unter welchen Umständen Mitteltiefe Geothermie Anlagen wirtschaftlich betrieben werden können. Der Schwerpunkt liegt hierbei auf Projekten in kleineren und mittelgroßen Städten im Norddeutschen Becken. Die Betrachtung erfolgt auf Basis von mehreren Studien und aktuellen Zahlen.

Der Umbau der Wärmeversorgung erfordert von den Kommunen und Energieversorgungsunternehmen eine Bestandaufnahme der jeweiligen Wärmesenke und eine Zieldefinition für die zukünftige Wärmeversorgung. Die Untersuchungen erfolgen im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung und der Transformationsplanungen. Dabei werden die Wärmesenken idealerweise zunächst geclustert und beschrieben als digitale Zwillinge. Die Zieldefinition der zukünftigen Wärmeversorgung schließt die Veränderungen in der Bausubstanz und neue Baugebiete ebenso ein wie eine Betrachtung der möglichen Energiequellen und Verteilsysteme. Abwärme-Potentiale und verschiedene erneuerbare Energiequellen (Geothermie, Solarthermie, Bioenergie, PtX) müssen möglichst exakt bewertet werden. Mitteltiefe Geothermie kann als Basis für Fernwärmeversorgung dienen, vor allem dann, wenn schon ein oder mehrere Wärmenetze vorhanden sind. Mitteltiefe Geothermie Anlage werden dabei bewertet hinsichtlich der Umwelt- und Klimaverträglichkeit sowie ihrer Zuverlässigkeit. Bei der finalen Entscheidung steht allerdings regelmäßig die Wirtschaftlichkeitsberechnung im Mittelpunkt. Eine solide Wirtschaftlichkeitsberechnung beruht auf einer Vielzahl an Parametern, die wiederum Varianzen unterliegen. Im Beitrag werden die möglichen CAPEX und OPEX Defintionen mit entsprechenden Amortisationszeiten und Vergleichsrechnungen gegenübergestellt.

Während die Nutzung der (mittel)tiefen Geothermie im süddeutschen Molassebecken und im Rheingraben bereits großflächig voranschreitet, ist die Anzahl umgesetzter Projekte im Norddeutschen Becken bisher überschaubar. Anders als in Süddeutschland ist die Wirtschaftlichkeit mitteltiefer Geothermie (400 bis ca. 2.000 m Teufe) dort wesentlich ungewisser, da stark von den geologischen und oberirdischen Rahmenbedingungen des konkreten Standorts abhängig. Im Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) geförderten Forschungsprojekts Warm-Up wird daher unter anderem die Wirtschaftlichkeit netzgebundener Wärmeversorgungskonzepte unter Einbindung mitteltiefer Geothermie an ausgewählten Standorten in Norddeutschland untersucht. Neben der Ermittlung von Wärmegestehungskosten werden auch notwendige Endkundenwärmepreise ermittelt, um die sozioökonomischen Folgewirkungen im Vergleich zu alternativen Versorgungskonzepten abzuschätzen. Dazu werden Kostendaten zusammengetragen und mittels dynamischer Annuitätsmethode (nach VDI 2067) die resultierenden Wärmegestehungskosten ermittelt. Zudem wird mittels Sensitivitätsanalysen die Signifikanz und Übertragbarkeit der Ergebnisse auf andere Standorte in Norddeutschland analysiert. Bei der Bewertung der Wirtschaftlichkeit wird sowohl der komplette Erzeugerpark (geothermische Dublette, Anlagenkomponenten, ggfs. Großwärmepumpe) als auch das Vorhandensein bzw. der Aus-/Neubau eines Wärmenetzes sowie die Abnahmestruktur (Anzahl und Wärmebedarfe der angeschlossenen bzw. potenziellen Abnehmer) miteinbezogen. Die vorliegende Studie enthält neben detaillierten Wirtschaftlichkeitsanalysen zu sechs Standorten in Norddeutschland auch allgemeine Einschätzungen dazu, unter welchen geologischen, technoökonomischen und oberirdischen Rahmenbedingungen mitteltiefe Geothermieprojekte an weiteren norddeutschen Standorten wirtschaftlich umsetzbar sein könnten.

Tiefengeothermieprojekte stellen aufgrund ihrer technischen Komplexität, hohen Investitionskosten und des Fündigkeitsrisikos besonders hohe Anforderungen an den Business Case, die Planung und Umsetzung. Erfolgsentscheidend ist dabei ein strukturiertes, fachtechnisches Projektmanagement, das alle Teilprojekte – Untertageanlage, Obertageanlage und Wärmenetze – integriert. Die Anwendung etablierter Standards wie des AHO-Leistungsbildes sowie eine Gesamtprozessanalyse auf Basis der LEAN-Methodik schaffen hierfür ein belastbares Fundament.

Am Beispiel des aktuellen Geothermieprojekts im bayerischen Molassebecken (Projekt Laufzorn II), das Drees & Sommer als fachtechnischer Projektsteuerer begleitet, zeigen wir, wie durch digitale Werkzeuge (Digitales Projektmanagement), ein aktives Vergabemanagement, konsequente Termin- und Kostenverfolgung, systematisches Risikomanagement mit Simulationen sowie spezialisierte Kompetenzteams eine transparente und effiziente Projektabwicklung ermöglicht wird. Ergänzend tragen ein integrierter Businessplan, aktives Stakeholder-Management sowie die Berücksichtigung politischer und fördertechnischer Rahmenbedingungen wesentlich zur langfristigen Projektstabilität bei.

Unsere Erfahrung zeigt: Die Kombination aus technischem Know-how, methodischem Vorgehen und strategischer Kommunikation ist essenziell, um Geothermieprojekte nicht nur erfolgreich umzusetzen, sondern auch deren wirtschaftliche Tragfähigkeit und ökologische Nachhaltigkeit langfristig zu sichern.

Der Beitrag gibt praxisnahe Einblicke in Best-Practice-Ansätze aus Laufzorn II, identifiziert konkrete Optimierungspotenziale und leitet daraus Handlungsempfehlungen ab. Dabei wird aufgezeigt, welche strategischen, organisatorischen und politischen Rahmenbedingungen notwendig sind, um Tiefengeothermieprojekte wirtschaftlich tragfähig, technisch sicher und gesellschaftlich akzeptiert zu realisieren.

Die geothermische Forschungsplattform Groß Schönebeck liegt rund 50 km nördlich von Berlin im Norddeutschen Becken. Der Standort besteht aus zwei Tiefbohrungen. Die erste Bohrung (GrSk 3/90), ursprünglich 1990 zur Gaserkundung gebohrt, wurde 2000 reaktiviert und zwischen 2002 und 2005 hydraulisch stimuliert und anschließend als Injektionsbohrung genutzt. Die zweite Bohrung (GrSk 4/05) wurde 2006 niedergebracht und im Anschluss ebenfalls mehrfach hydraulisch stimuliert und als Produktionsbohrung genutzt. Dieses sogenannte Matrix-dominierte Enhanced Geothermal System (EGS) hatte zum Ziel die Erschließung der Rotliegend Formation zu erforschen. Nach 25 Jahren Forschung und Entwicklung sind die Bohrungen derzeit ungenutzt.

Die Bohrung GrSk 4/05 soll nun als tiefe Erdwärmesonde mit einem koaxialen Rohr-in-Rohr-System mit kontinuierlichem Vakuum nachgenutzt werden. Darin zirkuliert eine Arbeitsflüssigkeit, die im Ringraum erhitzt und im innenliegenden vakuumisolierten Tubing mit minimalem Wärmeverlust zurückgeführt wird. Im Vergleich zu herkömmlichen Systemen kann so der Wärmeverlust signifikant reduziert werden. Die Komponenten basieren auf Standardtechnik und Verfahren aus der unkonventionellen Öl- und Gasindustrie. Die Lösung ist wartungsarm, benötigt kaum Strom, ist korrosionsfrei, lange nutzbar und erlaubt saisonale Leistungsanpassung. Vor der Installation wird die Bohrungsintegrität geprüft und die untersten perforierten Bereiche werden verschlossen, um ein geschlossenes System zu schaffen. Der Test soll zeigen, wie effizient das System isoliert und welche Auswirkungen sich bei variierender Durchflussrate und geologischen Besonderheiten wie Salzschichten ergeben. Die gewonnenen Erkenntnisse können auf andere stillgelegte Geothermie-, Öl- und Gasbohrungen übertragen werden. Die Lösung bietet flexible Nutzungsmöglichkeiten, etwa zur direkten Wärmeversorgung oder als saisonaler Wärmespeicher.

Für die Versorgung eines neu errichteten Wohnviertels mit Wärmeenergie hat die Energie und Wasser Potsdam GmbH den Bau eines geothermischen Heizwerkes zur Fernwärmeversorgung geplant. Dazu wurden seit Ende 2022 bis Mitte 2023 zwei geothermische Bohrungen an der Heinrich-Mann-Allee im Stadtbereich von Potsdam abgeteuft, wovon primär die Bohrung Gt P 14a als Injektions- und die Bohrung Gt P 15 als Produktionsbohrung vorgesehen sind.

Da insbesondere die erste Bohrung auch einen geologisch- lagerstättentechnischen Erkundungscharakter aufwies, wurde im Vorfeld, beim Abteufen der Bohrungen und danach ein umfang-reiches Untersuchungsprogramm realisiert. Neben einem geophysikalischen Bohrlochmess-programm sowie intensiven Kernuntersuchungen wurden an den Bohrungen im Rahmen der Erkundung umfassende hydraulische Testarbeiten durchgeführt.

Im Ergebnis der Auswertung der ersten Teste wurden verschiedene Maßnahmen zur Optimierung der Fließeigenschaften in den Bohrungen und zur Ankopplung an das Reservoir vorgenommen. Neben der final festgelegten und eingebauten Bohrungsinstallation führten auch die durchgeführten Intensivierungsmaßnahmen zu einer deutlichen Verbesserung der Leistungsfähigkeit der untertägigen Komponenten der Geothermie Anlage.

Abschließende Tests im Rahmen der Funktionskontrolle zur Vorbereitung der Inbetriebnahme haben die verbesserte Performance nochmals bestätigt und lassen für den geplanten Betrieb energetisch sehr gute Bedingungen erwarten.

Nach den guten Erfahrungen aus der ersten Projektphase mit einer Bohrungsdublette sind im Stadtbereich von Potsdam weitere Anlagen zur Nutzung der mitteltiefen Geothermie geplant. Die vorbereitenden Arbeiten dazu haben bereits im Juni 2025 begonnen. Die Ergebnisse und ‚Lessons Learned‘ für die Erschließung, den Bohrungsausbau und die Intensivierungs-maßnahmen aus dem Vorläuferprojekt werden hier natürlich einen wichtigen Einfluss haben.

Efficiently solving partial differential equations in geothermal systems is increasingly important, particularly for coupled processes. Accurately describing these systems usually involves high-dimensional parameter spaces and computationally expensive forward simulations, which makes the exploration of multiple scenarios for uncertainty quantification or sensitivity analysis challenging. Surrogate modelling helps overcome this barrier by significantly reducing computation time. However, the partial differential equations can exhibit non-linear and chaotic behaviour due to natural convection, which might complicate surrogate modelling. In geothermal systems, where fault zones act as preferential fluid pathways, geological conditions and physical properties sometimes allow multiple numerical solutions for the same external conditions. Slight variations in parameters or numerical schemes can produce distinct convection regimes, highlighting both physical and numerical challenges. In this study, we construct surrogate models of an idealised thermo-hydraulic fault model using the non-intrusive reduced basis method, which integrates physics-based and data-driven approaches. By incorporating physical pre-conditioning, exploring possible bifurcation points, and using entropy generation-based surrogates, we demonstrate enhanced surrogate model accuracy. This work highlights key considerations for constructing effective surrogate models in convection-dominated systems.

Durch den Erlass des Rohstoffgesetzes der EU rückt die Nutzung heimischer Vorkommen kritischer Rohstoffe zunehmend in den Fokus. Die Gewinnung von Lithium aus regionalen Quellen kann dabei einen entscheidenden Beitrag leisten. Tiefengeothermiewässer bieten eine vielversprechende Ressource, die durch sogenannte DLE-Prozesse (Direct Lithium Extraction) erschlossen werden kann. Die EnBW untersucht die Anwendung eines kombinierten, patentierten Extraktionsprozesses, der die Vorteile verschiedener Sorbenten optimal verbindet. Ziel ist es, Energiekosten, Wasserverbrauch und den Einsatz von Chemikalien im Vergleich zu herkömmlichen Verfahren signifikant zu reduzieren. In diesem Vortrag werden Teilergebnisse der Untersuchungen vorgestellt, die die Effizienz und Nachhaltigkeit des Prozesses beleuchten und dessen Potenzial für die industrielle Anwendung aufzeigen.

Windkraft und Photovoltaik liefern bereits heute rund 45 % der Stromproduktion in der BR Deutschland; bis 2023 ist die Verdopplung der installierten Leistung von Windkraftanlagen geplant. Diese liefern Energie fluktuierend, was Energiespeicherlösungen verlangt, indem eine zeitweise Überproduktion in Form von umgewandelter Energie gespeichert wird.

Die Wärmeenergiespeicherung in Gestein und im geologischen Untergrund stellt dabei aufgrund der verfügbaren Volumina und geeigneter thermophysikalischer Eigenschaften eine zu prüfende Option dar. Dazu muss untersucht werden, inwiefern sich mechanische, thermische und hydraulische Gesteinseigenschaften durch wiederholtes Erhitzen und Abkühlen ändern, um transiente Auswirkungen auf den Wärmespeicher zu evaluieren.

Zur Einschätzung des Einflusses einer zyklischen thermischen Belastung auf die Gesteinseigenschaften wurde ein Sandstein aus dem Oberrheingraben (Buntsandstein) zyklisch auf verschiedene Temperaturen (200 °C, 500 °C und 600 °C) erhitzt. Vor und nach der thermischen Behandlung wurden die Dichte, Porosität, Ultraschallwellengeschwindigkeit, Wärmeleitfähigkeit, Wärmekapazität, Permeabilität, einaxiale Druckfestigkeit und triaxiale Druckfestigkeit bestimmt.

Es zeigt sich bei allen gewählten Maximaltemperaturen eine Reduktion der P-Wellengeschwindigkeit nach einer thermischen Behandlung. Auch die einaxialen und triaxialen Druckfestigkeiten zeigen Abweichungen im Vergleich zu den Ausgangsgesteinen. Der deutlichste Einfluss auf die Gesteinseigenschaften zeigt sich beim Erhitzen auf 600 °C, was auf die Phasenumwandlung von α- zu β-Quarz zurückzuführen ist.

Traditional geothermal development in the Paris basin typically involves drilling deviated doublets to intersect permeable oolite layers. To increase geothermal production, also because of the limited surface footprint, multi-lateral wells were drilled in this project to more than double the production. 3D Far-field (3D FF) sonic technology was applied in these wells with two objectives:

1) Determine lateral continuity of the (sub-seismic resolution) layers for optimal well placement.

2) Establish whether 3D FF sonic can be used to eliminate the pilot hole drilling.

3D Far-field sonic provides excellent data quality in this region, a result of clear reflections between fast dolomite layers and the slower oolite layers. This provides the opportunity to see reflectors up to 40 m from the borehole. The challenge of the geothermal laterals is to make sure the well is landed in these highly permeable oolite sections. Combining unique azimuthal sensor capabilities with innovative proprietary workflows to extract dip and azimuth, we managed to position horizontal layers effectively above or below the well. Using this technology, a dune structure was identified 10 meters below the well. Despite many decades of exploration in this basin, this structure was not previously known to exist in this play and now forms an exciting new potential aquifer target.

Minimizing the occurrence of noticeable seismicity is a key aspect to increase the public acceptance of geothermal energy production in Germany. This requires a fundamental understanding about the subsurface response to pressure changes at reservoir depths, as well as a precise estimation of the impact of associated induced seismicity at the Earth’s surface.

We use numerical simulations to predict maximum surface veolcity amplitudes (peak ground velocity values, PGV) in the target areas. Here, the accuracy of the PGV-estimates highly depends on the quality of the seismic velocity model, wich is setup using information from 3D seismic explorations and stratigraphic boundaries from the regional GeORG model. We further include H/V measurements and 1D velocity profiles, calculated from dispersion curves, to improve the accuracy of the near-surface model. The results of the H/V mesurements show that the thick sediments in the Upper Rhine Graben do not feature significant velocity contrasts at depths that are relevant to induced seismicity (no classical site effects). However, the modelling studies still reveal a significant impact of the shallow velocity distribution on the final PGV values.

In a final step we simulate different (realistic) source mechanism scenarios and combine the results to derive worst-case scenario PGV maps.

Earthquake localization using Distributed Acoustic Sensing (DAS) remains challenging due to the directional limitations of single-component DAS systems. Here, we present a wavefield-based localization approach that employs dense DAS recordings and known subsurface heterogeneity to constrain source positions. The method relies on full-waveform simulations to generate synthetic DAS wavefield images across a range of possible earthquake locations. A deep convolutional neural network (CNN), based on a U-Net architecture, is trained to associate these wavefield patterns with corresponding source coordinates, without requiring the identification and picking of P- and S-wave arrivals.

The approach is evaluated using a synthetic case study with DAS data from a single vertical borehole and tested across multiple velocity models of increasing geological complexity. The results show that the CNN effectively learns location-dependent waveform features influenced by structural heterogeneity. Localization accuracy improves further with the inclusion of a second DAS borehole, which also helps to resolve ambiguity due to noise and uncertainties in the velocity model. Although the study is based on idealized two-dimensional models, the results present a promising approach for improved microseismic monitoring in settings where detailed structural information, such as that from seismic surveys, is available.

This study examines the integration of coaxial borehole heat exchangers (CBHEs) into a hybrid renewable heating system for a school and swimming pool complex in northern Germany. Numerical simulations using COMSOL Multiphysics compared the thermal performance of CBHEs to conventional U-tube borehole heat exchangers (BHEs) and assessed the impact of borehole spacing (5 m vs. 10 m) on thermal interference and seasonal heat extraction over 20 years. Results show that 10 m spacing yields higher outlet temperatures and greater cumulative seasonal heat extraction compared to 5 m spacing. The CBHEs field outperformed U‑tube BHEs field.

Summer surplus heat from solar collectors and a wind-driven boiler is injected into the ground to recharge the field, offsetting winter cooling and improving extraction efficiency. Towards the end of winter, as heat demand declines, only a reduced number of peripheral probes are activated to match lower loads.

Economic analysis, based on the levelized cost of heat (LCOH), compared four configurations (5 m and 10 m spacing, each paired with wind or solar energy) at discount rates of 5% and 7%. The 10 m CBHE system coupled with wind energy achieved the lowest LCOH and fastest payback within approximately nine years, outperforming both the 5 m wind-driven and all solar-driven scenarios.

The findings highlight a trade-off between wider spacing, which reduces thermal interference, and increased drilling costs. Overall, a 10 m-spaced CBHE field sector-coupled to wind power and supported by seasonal heat storage emerges as a technically robust and economically viable solution for institutional heating.

Deep borehole heat exchangers (DBHEs) are attractive due to their high heat extraction rates and low surface area requirements compared to shallow geothermal systems. Various numerical, analytical, and semi-analytical models exist for DBHE simulation, but many lack versatility or computational efficiency. The Python package “pygfunction,” commonly used for shallow geothermal borehole fields, enables evaluation of thermal response factors (g-functions) with minimal computational effort. However, its suitability for DBHE simulation has not been tested. Thus, this study investigates whether pygfunction adequately models deep coaxial BHEs and assesses the expected margin of error.

To simulate DBHEs, the undisturbed ground temperature and thermophysical properties were averaged along borehole depth in pygfunction. Model results were compared against numerical and semi-analytical simulations, as well as experimental literature data. Scenarios considered a range of depths (700–3000 m), target parameters, and configurations including multiple underground layers with distinct thermophysical properties. Results indicate that the current pygfunction version (2.3.0) does not accurately simulate the fluid temperature profile along the DBHE length, due to assumptions valid for shallow systems only. Nevertheless, pygfunction predicts fluid inlet and outlet temperatures and heat extraction rates of DBHEs reasonably well, with a mean underestimation error of approximately 10%.

Thus, pygfunction can offer computationally efficient and sufficiently accurate results for further ground-source heat pump modeling involving DBHEs. These findings are relevant for researchers and engineers in the field of deep and medium-deep geothermal energy, particularly where rapid computation and reasonable accuracy are required for preliminary design and analysis.

This focused workshop offers a structured and practical introduction to Artificial Intelligence (AI) in the geothermal sector. It begins with a broad introduction to AI, then progressively zooms in on company integration strategies and real-world geothermal use cases. With expert inputs from industry and academia, attendees will leave with a better understanding of how AI can enhance both daily operations and specialized geothermal tasks, from seismic interpretation to borehole optimization.

Since 2000, the Groß Schönebeck site has served as a multidisciplinary research platform, investigating the extraction of geothermal energy via a 4.4 km doublet well system. As part of the TRANSGEO project, a study was conducted to explore alternative geothermal development options at the site. The study considered the potential of utilising the existing infrastructure for electricity generation and heating purposes. Although the Rotliegend formation was identified as a potential geothermal reservoir with a temperature of ~150°C, it was found to be insufficiently permeable for commercial-level heat production. The study therefore implemented two new technological approaches: an open-system development scenario involving a fracture-dominated Enhanced Geothermal Systems (EGS) and a closed-system scenario involving a single-well coaxial Deep Borehole Heat Exchanger (DBHE) concepts. The fracture-dominated EGS concept is designed to extract heat from the Rotliegend Formation at a depth of 4.2 km, while the coaxial DBHE concept utilises the highly conductive salt layers of the Zechstein Formation at a depth of 3.8 km. A series of numerical simulations were conducted using the CMG STARS software to assess the optimal energy yield from each well. The study's results are complemented by a discussion of measures that could be implemented to increase these concept's feasibility, as well as an economic assessment of the investment required for the hypothetical development scenarios versus the potential revenue. The study provides a comprehensive overview of the procedural steps of the field development phase, in accordance with the local regulatory framework and with a particular focus on the two scenarios.

Geothermal energy plays an important role for Germany’s heating transition and decarbonization. Yet, the development of conventional hydrothermal systems is often constrained by geological limitations. Enhanced geothermal systems, particularly those employing multistage hydraulic stimulation, offer a transformative solution. Adapted from the oil and gas industry and already successfully demonstrated in the United States, this technology enables geothermal deployment in a wider range of geological settings, potentially unlocking substantial low-emission heating potential for Germany.

Despite these technical developments, public acceptance remains a significant barrier. Although geothermal hydraulic stimulation outside of water- and nature protection areas is legally permitted in Germany, widespread skepticism, driven by concerns over environmental risks, property damage due to induced seismicity, and incorrectly associate with shale gas fracking continues to delay projects. In contrast to the United States, where pilot projects have gained traction, Europe is lagging behind in implementation.

This student project at the Technical University of Munich explored how the social acceptance of both conventional and next-generation geothermal technologies can be improved. Performing interviews in the Munich area, we assessed public attitudes, identified key concerns, and developed targeted communication strategies. We also examined the effectiveness of creative content – such as videos, infographics, and social media, in addressing misinformation and fostering public dialogue.

By identifying the causes of skepticism and offering tailored informational materials, we aim to support the broader rollout of innovative geothermal technologies across Germany. Our findings are intended to help policymakers, project developers and communicators to better align technological innovation with societal readiness.

Oberflächennahe Geothermie wird bei großmaßstäblichen Bauvorhaben wie Schulen, Einkaufszentren oder Stadtquartieren zunehmend als nachhaltige Energiequelle eingesetzt. Bei hohem Energiebedarf bieten direkte Grundwassernutzungen eine leistungsfähige und wirtschaftliche Alternative zu konventionellen Erdwärmesonden.

In der Praxis zeigen sich jedoch häufig Unsicherheiten bei der technischen Auslegung sowie Herausforderungen im Genehmigungsprozess. Frühzeitige Planungssicherheit ist daher entscheidend – wird jedoch in etablierten Planungsprozessen (z. B. nach HOAI) bislang nur unzureichend berücksichtigt.

Auf Basis praktischer Erfahrungen wird aufgezeigt, wie eine frühzeitige Rückkopplung zwischen technischer Planung und Genehmigungspraxis die Umsetzbarkeit solcher Systeme deutlich verbessern kann.

Die Nutzung von Aquiferwärmespeichern (Aquifer Thermal Energy Storage, ATES) mit geringen Speichertemperaturen bis zu 30°C hat in den letzten 10-15 Jahren, insbesondere in den Niederlanden, gezeigt, dass es eine wirksame Technologie zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen ist. In urbanen Gebieten mit einer hohen Heterogenität der Gebäudestruktur variieren die Anforderungen an die Wärmeversorgung jedoch stark, sodass weiterhin Temperaturen bis 100°C oder sogar darüber benötigt werden. Hochtemperatur (HT)-ATES ist eine vielversprechende Speichermöglichkeit, die einen geringen städtischen Flächenbedarf bei gleichzeitig großer Speicherkapazität aufweist. Die Verfügbarkeit geeigneter geologischer Bedingungen stellt, wie bei jedem ATES, eine essentielle Voraussetzung dar. Dies ist insbesondere beim HT-ATES (>70°C) der Fall, bei dem eine signifikante Temperaturdifferenz zwischen der natürlichen und der Speichertemperatur vorliegt. Die hohen induzierten Temperaturänderungen können das thermohydraulische Speicherverhalten, die Aquifergeochemie und -mikrobiologie sowie die Fluid-Gesteins-Wechselwirkungen beeinflussen. Die hier weiterentwickelten Push-Pull-Tests ermöglichen die gezielte Untersuchung gekoppelter Prozesse an ATES-Pilot- und Forschungsstandorten. Basierend auf den aus der Hydrogeologie bekannten Tracer-Push-Pull-Tests wird das zuvor produzierte Formationswasser zunächst bei Umgebungstemperatur und anschließend in weiteren Zyklen mit 90°C injiziert. Konservative und reaktive Tracer dienen der thermohydraulischen Charakterisierung. Ein umfassendes Monitoringprogramm ermöglicht die Analyse der Wärme- und Stofftransportprozesse sowie reaktiver Wechselwirkungen im Aquifer und an den obertägigen Anlagenteilen. In diesem Beitrag werden erste Ergebnisse der komplexen Feldversuche, die im Sommer 2025 an der Forschungs- und Monitoringbohrung in Berlin-Adlershof durchgeführt wurden präsentiert. Untersucht wurden schwach verfestigte jurassische Hettangsandsteine, die in der Teufe von 371-389 m uGOK verfiltert sind. Diese Ergebnisse dienen als Grundlage für die Errichtung eines HT-ATES, der in ein bestehendes Fernwärmenetz integriert werden soll.

Aquiferwärmespeicher (ATES) sind eine Schlüsseltechnologie für die saisonale Wärmespeicherung. Allerdings wird ihre Effizienz in Aquiferen mit hohen Grundwasserfließgeschwindigkeiten durch advektiven Wärmeverlust stark beeinträchtigt. Ein neuartiges Drei-Brunnen-Konzept kann diesen Verlusten mit einer aktiven hydraulischen Barriere entgegenwirken. Durch einen zusätzlichen Entnahmebrunnen, der sich stromaufwärts des ATES-Dubletten-Systems befindet, wird eine lokale Zone mit verlangsamter Strömung erzeugt, die den Wärmespeicher schützt.

Mittels numerischer Simulationen in FEFLOW wurde eine umfassende Parameterstudie durchgeführt, bei der die Grundwassergeschwindigkeit, der Brunnenabstand und die Pumprate systematisch variiert wurden. Die Bewertung erfolgte anhand des thermischen Rückgewinnungsgrads und einer techno-ökonomischen Analyse. Die Ergebnisse zeigen deutlich, dass die hydraulische Barriere die Wärmerückgewinnung im Vergleich zu einer konventionellen Zwei-Brunnen-Anlage mehr als verdoppeln kann (bei 100 m/a). Die Analyse deckt jedoch eine kritischen Kompromiss zwischen hydraulischer Barrierewirkung und thermischen Kurzschlüssen auf.

Eine techno-ökonomische Bewertung zeigt, dass die erzielten Kosten- und CO₂e-Einsparungen die zusätzlichen Investitions- und Betriebskosten übersteigen. Somit kann das Drei-Brunnen-System eine technisch und wirtschaftlich robuste Lösung sein, um das Potenzial von HT-ATES auf Standorte mit erhöhten Grundwassergeschwindigkeiten zu erweitern. Der Erfolg hängt jedoch von einer sorgfältigen, modellbasierten Optimierung der sich gegenseitig beeinflussenden Faktoren ab.

Aquifer thermal energy storage (ATES) offers a solution to decarbonize the space heating sector by bridging the seasonal mismatch between excess heat during summer and heat demand in winter. However, the practical implementation and design of ATES systems are affected by geological and energy demand uncertainties. This study evaluates the impact of these uncertainties through a numerical case study at Kiel University, where a section of the campus will be redeveloped over the next decade. An ATES system is designed to provide cooling for a computational center in summer, storing excess heat for office space heating in winter.

Uncertainty in hydraulic conductivity stems from the lack of on-site pumping tests, while uncertainty in aquifer thickness reflects ambiguity in stratigraphic interpretation of borehole logs. As the ATES system design precedes the construction and integration of buildings into the local heating and cooling network, load profile uncertainty results from potential changes in building stock, the size and heat load of the computational center, injection temperatures, and rising air temperature from climate change. Ensembles of scenarios were simulated over 30 years of ATES operation, varying the aforementioned parameters across reasonable ranges.

Results show that the required number of well doublets is predominantly influenced by geological uncertainty and hydraulic constraints. When dimensioned according to geological conditions, the ATES system demonstrates high robustness to load profile variations and reliably meets target rates and capacities for all simulated scenarios. Thus, the ATES system provides strong operational flexibility, effectively accommodating changing demands in the future.

Die künftige Wärmversorgung basiert zunehmend auf Elektrizität und Wärmepumpen. Innerhalb dicht bebauter Bestandsquartiere fehlen dabei in der Regel Umweltwärmequellen. Gleichzeitig führt der Klimawandel in diesen Bereichen zu einer steigenden gesundheitlichen Hitzebelastung, für die es bislang keine ausreichenden Lösungen gibt. Überschüssige Wärme kann auf niedrigem Temperaturniveau in „kalten“ 5 GDHC-Netzen mit hohen Leistungen gesammelt und saisonal in Aquiferspeichern gespeichert und im Winter bereitgestellt werden. Der Umgang mit häufig vorkommenden anthropogenen Grundwasserkontaminationen erfordert einen ganzheitlichen Ansatz der Grundwasserbewirtschaftung und Schutzgüterabwägung, der genehmigungsrechtlich herausfordernd ist. Im Gebäudebestand macht die Ungleichzeitigkeit von Sanierungsmaßnahmen zentrale Ansätze oft unwirtschaftlich. Dezentrale Konzepte und eine maschenförmige Vernetzung im Rahmen einer zellularen Quartierssanierung sind daher eine sinnvolle Strategie. Anhand eines Beispiels mit einem Horizontalfilterzirkulationsbrunnen in einem sozial benachteiligten Berliner Quartier werden diese Aspekte vorgestellt und diskutiert.

Die Tiefengeothermie bietet großes Potential für eine erneuerbare Wärmebereitstellung. Dabei trifft die konstante Wärmebreitstellung auf schwankende Wärmenachfrage was Überschusswärme im Sommer und die Nutzung zusätzlicher Wärmequellen im Winter zur Folge hat. Dieser Problematik kann mithilfe von Absorptionstechnologien Abhilfe geschafft werden. Absorptionskältemaschinen erlauben die Nutzung von überschüssiger Geothermiewärme zur Kältebereitstellung im Sommer. Absorptionswärmepumpen und –transformatoren erhöhen die Wärmebereitstellung aus der Geothermie im Winter. Eine Anlage, die diese beiden Nutzungsmöglichkeiten verbindet, kann ganzjährig genutzt werden und bietet eine flexible Infrastruktur für ein sich änderndes Energiesystem. Die Versuchsanlage „GeoReACh“ demonstriert einen entsprechenden optimierten Betrieb für die Rahmenbedingungen der Geothermie. Ein Fokus der Untersuchungen liegt auf dem Kompromiss aus Leistungsfähigkeit der Anlage und Auskühlung der Geothermiequelle abhängig von der Desorbertemperatur. Mithilfe der Ergebnisse kann ein Einsatz dieser Anlagen für verschiedene Geothermiestandorte anhand der vorherrschenden Rahmenbedingungen bewertet werden. Im Rahmen des Vortrages werden die Inbetriebnahme sowie die ersten experimentellen Ergebnisse der Untersuchung im Hinblick auf die geothermischen Rahmenbedingungen dargelegt. Zusätzlich werden für verschiedene geothermische Anwendungsfälle thermo-ökonomische Ergebnisse präsentiert.

Mit Wärmepumpen lässt sich die Leistung einer Dublette der Tiefen oder Mitteltiefen Geothermie deutlich erhöhen. Der Rücklauf vieler mitteleuropäischer Fernwärmenetze liegt bei ca. 60 °C. Das Thermalwasser lässt sich somit lediglich auf ca. 65 °C direkt abkühlen. Mit Hilfe von Wärmepumpen ist es möglich den Rücklauf deutlich weiter abzukühlen wodurch die Geothermieleistung durchaus um 70 % erhöht werden kann.

Bei solchen Anwendungen werden auf der Wärmequellen- und Wärmesenkenseite der Wärmepumpe Temperaturspreizungen von über 30 °C benötigt. Bei den meisten Wärmepumpenbauarten ist dies zumindest auf der Wärmequellenseite schwierig, weshalb die gesamte Leistung auf mehrere Wärmepumpen aufgeteilt werden muss, die in einer Kaskade das Wärmequellenwasser abkühlen.

In Wärmepumpen mit Lösungskreislauf erfolgt die Wärmeaufnahme und die Wärmeabgabe natürlich mit einen großen Temperaturgleit und erreichen daher bei Anwendungen mit großen Temperaturspreizungen auf der Wärmequellen- und/oder Wärmesenkenseite eine merklich höhere Effizienz als Wärmepumpen bei denen das Kältemittel bei gleichbleibender Temperatur verdampft bzw. kondensiert.

Eine große Wärmepumpe mit Lösungskreislauf kann somit eine Kaskade von kleineren Wärmepumpen ersetzen und erreicht dabei durchaus einen genauso hohen COP.

Ein weiterer Vorteil von solchen Wärmepumpen mit dem natürlichen Arbeitsstoffpaar Ammoniak/Wasser ist, dass deutlich höhere Fernwärme-Temperaturen (bis zu 150 °C) erzielt werden können, was z. B. mit reinem Ammoniak als Kältemittel auf Grund zu hoher Betriebsdrücke nicht möglich ist. Wärmepumpen mit Lösungskreislauf eignen sich somit ideal für die Kopplung an Tiefe-Geothermieanlagen zur Versorgung von Fernwärmenetzen, auch wenn diese Temperaturen deutlich über 100 °C benötigen.

Mitteltiefe Geothermie in Kombination mit Großwärmepumpen bietet ein hohes Potenzial für die klimaneutrale Wärmeversorgung urbaner Räume. Gleichzeitig stellen die geologischen Unsicherheiten, komplexen thermisch-hydraulischen Prozesse sowie die Systemintegration in bestehende Wärmenetze erhebliche Herausforderungen dar. Der Einsatz eines Digitalen Zwillings eröffnet neue Möglichkeiten zur ganzheitlichen Planung, Überwachung und Optimierung solcher komplexen Energiesysteme.

Dieser Vortrag stellt ein integratives Konzept für die Entwicklung und Anwendung eines Digitalen Zwillings in mitteltiefen Geothermie-Projekten mit Großwärmepumpen vor. Im Fokus steht die digitale Abbildung des gesamten Obertagesystem – von der Produktions- bis zur Injektionsbohrung inklusive Förderhydraulik sowie der Einbindung der Wärmepumpe und deren Betriebsstrategien. Durch die kontinuierliche planerische Verknüpfung von Anlagendaten und physikalisch basierten Modellen entsteht ein Abbild des (zu erwartenden) realen Systems, das zukünftig eine vorausschauende Betriebsführung, Fehlervorhersage und Effizienzsteigerung ermöglicht.

Anhand eines aktuellen Demonstrationsprojekts werden die technischen Anforderungen, der Aufbau der Daten- und Modellarchitektur sowie konkrete Anwendungen des Digitalen Zwillings vorgestellt.

Der Vortrag zeigt, wie Digitale Zwillinge als Schlüsseltechnologie die technische und wirtschaftliche Machbarkeit mitteltiefer Geothermie mit Großwärmepumpen verbessern können – und welchen Beitrag sie zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung leisten.

Ein wesentlicher Treiber für den Ausbau der Geothermie ist ihre erneuerbare Natur als Energiequelle. Während tiefe Geothermie im Molassebecken bereits weit verbreitet ist, ist mitteltiefe Geothermie, deren Temperaturen nicht ausreichen, um direkt in Fernwärmenetze eingespeist zu werden, noch wenig verbreitet. Um die erforderlichen Temperaturen für ein konventionelles Fernwärmenetz zu erreichen, kommen Wärmepumpen zum Einsatz. Dies führt jedoch zu einem zusätzlichen Strombedarf und Materialaufwand. Diese Zusatzaufwände werfen – insbesondere vor dem Hintergrund des fossil dominierten Strommixes – die Frage auf, ob und unter welchen Bedingungen diese Systeme mit dem Pariser Klimaabkommen vereinbar sind. Als Untersuchungsraum wurde der Norden des süddeutschen Molassebeckens gewählt, wo die Thermalwassertemperaturen zwischen 30 und 80 °C liegen und Bohrtiefen von 650 bis 2500 m erreicht werden. Eine Lebenszyklusanalyse quantifiziert die Umweltbelastungen, indem sie die Phasen Bau, Betrieb und Rückbau der gesamten Anlage berücksichtigt, einschließlich Bohrungen, Tiefenpumpen und Wärmepumpen. Neben dem Treibhausgasausstoß werden auch andere Wirkungskategorien wie der Ressourcenverbrauch und die Ökotoxizität betrachtet. Im Basisfall mit einer Bohrtiefe von 1000 m, einer Temperatur von 45 °C und einer Schüttung von 100 kg/s werden pro kWh 103 g CO2-Äq./kWh emittiert. Die Lebensphase des Betriebs dominiert, insbesondere der Strombedarf der Wärmepumpen. Sensitivitätsanalysen zeigen, dass durch eine effizientere Anlage (hoher COP) das Treibhauspotenzial um 45 % reduziert werden kann. Der größte Hebel liegt jedoch im Strommix: Mit einem COP von 4,8 und einem Strommix von 50 g CO2-Äq./kWh kann der CO2-Ausstoß auf 15,5 g CO2-Äq./kWh sinken.

Die effiziente Aufbereitung von Thermalwasser stellt eine zentrale Herausforderung für den wirtschaftlichen und nachhaltigen Betrieb geothermischer Anlagen dar. Insbesondere bei hohen Temperaturen und mineralstoffreichen Wässern stoßen konventionelle Filtersysteme an ihre Grenzen. Wir präsentieren ein neu entwickeltes, rückspülbares Hochtemperatur-Filtersystem, das für Betriebstemperaturen bis 160 °C ausgelegt ist und über ein integriertes Rückspülwassermanagement verfügt.

Das System ermöglicht eine signifikante Reduktion der Betriebskosten durch minimierten Wartungsaufwand und eine drastische Senkung der Entsorgungskosten des Rückspülwassers. Ein zentrales Element ist die gezielte Wärmerückgewinnung aus dem Rückspülwasser, das in den sekundären Heizkreislauf eingespeist wird. Gleichzeitig wird durch das Rückspülwassermanagement sichergestellt, dass keine unkontrollierte Ableitung in die konventionelle Entwässerung erfolgt – ein häufiges regulatorisches und betriebliches Problem.

Die vorgestellte Lösung bietet ein vielversprechendes Konzept zur Effizienzsteigerung geothermischer Anlagen und damit zur Unterstützung der Energiewende. Aktuell stehen die ersten praktischen Umsetzungen in Pilotanlagen bevor, bei denen das System unter realen Betriebsbedingungen erprobt wird. Ziel ist es, die hohe Systemstabilität, die verlängerte Filterstandzeit sowie die erwartete wirtschaftliche Optimierung in der Praxis zu validieren. Der Vortrag stellt das technische Konzept, die Funktionsweise sowie die geplanten Einsatzszenarien vor und beleuchtet das Potenzial für eine breite Anwendung in der Geothermie.

There are currently around 30 operational geothermal "doublets" in the Netherlands, consisting of an injector and a producer. These projects primarily provide heat for greenhouse horticulture, with some also supplying heat to homes and buildings. The Dutch geothermal sector is experiencing significant growth, approximately 23 installations collectively produced 7.49 PJ of geothermal energy in 2024, and three new installations became operational.
The factors that enable Geothermal projects in the Netherlands are: - Heat supply: Subsurface resources delivering the geothermal power - Heat demand: availability of customers - Publicly available data: the Dutch Technical advisor to the regulator, TNO, maintains active websites with all relevant data on all mining activities including oil and gas and geothermal - New data availability: The State Energy Company EBN is drilling several Geothermal exploration wells and has acquired and interpreted hundreds of 2D seismic lines, as part of the SCAN programme, which will be publicly available. - Tools: TNO has made standard tools available, like doublet calc for calculation of geothermal power - Process: The license award process is clear and standardized - Financial incentives: Geothermal projects can apply for an SDE++ subsidy through the above standardized process as part of the license applications

The presentation the success factors will be discussed in more details - with examples of work that PanTerra performed - in addition PanTerra is also involved in the work on the SCAN exploration wells, which is the topic of another presentation in this conference.

The publicly funded SCAN program (Seismic Campaign Geothermal Heat Netherlands) entails seismic surveys as well as the completion of eight data acquisition wells. This research aims to provide a regional dataset for the mapping of the geothermal potential in the Dutch subsurface. The Lower Permian (‘Rotliegend’) Slochteren Formation is the most important source for deep geothermal heat in the Netherlands, and the most extensively cored reservoir within the program. In the Dutch onshore, the 50-250 m thick Slochteren Formation comprises dry aeolian, rarely fluvial sediments with high matrix brine permeability. Detailed core evaluation of the new SCAN wells including CoreDNA screening, SCAL, sedimentological core logging and petrographic study enabled the distinction of reservoir rock type zones, which are linked to sedimentary facies. Aeolian dune deposits have the highest flow potential over aeolian sandflat and fluvial channel facies because of the very low clay content and a moderate impact of mechanical compaction. Diagenetic cements and faults including deformation bands can locally overprint reservoir quality but have limited control on the spatial properties of the reservoir overall. The reservoir zonation imparted by sedimentary facies is further recognised after core-to-log integration (core analysis and log-derived NMR T2) and flow profiles derived from injection tests. As a result, the geothermal potential of the Slochteren Formation can be underpinned by realistic transmissivity values, providing a de-risked dataset for future geothermal installations.

As the demand for renewable energy rises, Germany faces a critical need to develop and utilize geothermal energy. An important initiative addressing this is the WärmeGut project, supported by the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie). The project prioritizes evaluating the potential of shallow to medium-depth geothermal resources in the Tertiary sandstones of the North German Basin (NGB).

The Tertiary succession of the NGB is characterized by alternating sandstone and shale intervals. This study aims to predict the presence and thickness of sandstone bodies within this succession by analyzing downhole gamma ray (GR) logs. We hypothesize that sandstone intervals, having higher sedimentation rates than shale, correspond to higher frequency components in GR signal records. To test this, we analyzed GR logs from three biostratigraphically controlled sites spanning the marginal to basinal regions of the NGB. Wavelet analysis was employed to investigate the frequency-depth dependence of the GR signals, revealing consistent patterns associated with sandy intervals. These findings form the basis of a predictive model for sandstone occurrence and thickness in areas lacking detailed lithological or cutting data. The model offers a valuable tool for stratigraphic interpretation, correlation and resource assessment in data-limited parts of the basin.

Pore pressure is a key quantity for safe and economically viable geothermal development. Good knowledge about the pore pressure prior to drilling can help reduce drilling related problems. Pore pressure indicators (PPIs)­­—such as drilling mud weights, kicks, and wireline formation tests—from nearby, previously drilled wells are a valuable data source for improving this knowledge. An issue with PPIs is their varying degree of uncertainty, with the most ubiquitously available PPIs from offset wells having weaker ties to the actual pore pressure than the sparse high-quality measurements. To analyze this diverse set of data, we propose a Bayesian framework for pore pressure prediction from offset wells.

Our method is based on continuous underground domains (e.g., stratigraphic layers) in which pore pressure is governed either by constant vertical effective stress, constant overpressure with reference to a hydraulic potential, or hydrostasy. All PPI data within such a domain measure the same pore pressure state. Furthermore, all data are assumed to be drawn from measurement distributions parameterized by this state. We propose—reflecting qualities of the respective measurement processes—three simple measurement distributions for maximum mud weight, kick, and wireline formation test data. Our Bayesian analysis then derives posterior distributions of pore pressure within the target well depth interval covered by a domain from all offset well PPIs within the same domain. In the planning stage of a well, these posterior distributions indicate with which probability pore pressure may fall into certain ranges with depth. Mud weight can then be planned accordingly.

Scientific support of industrial high-temperature aquifer thermal energy storage (HT-ATES) planning has proven to be particularly valuable for enabling informed decision-making under uncertainty, integrating heterogeneous data sources into consistent conceptual and numerical frameworks, and guiding the stepwise refinement of site-specific models. This contribution presents an integrative modelling approach developed to support the planning of an HT-ATES in South-East of Berlin. Numerical modelling was employed from early stages to improve process understanding, and quantify uncertainty. To support the design of a multicomponent thermal push-pull test with tracers, the 1D advection–dispersion solver was integrated into a stochastic framework using Gaussian Process Emulator for parameter estimation under uncertainty, enabling calibration of thermal and solute dispersivities. To identify optimal well spacing under urban constraints, thermal criteria were evaluated using an ensemble of simplified spatial models, which informed a probabilistic classifier predicting thermal interference under natural and technical uncertainties. The results for the 6 month injection/withdrawal cycles allowed identifying the distance range of 130-180 m in a well doublet. The sensitivity analysis confirmed that the well placement, aquifer thickness, charging flowrate, charging temperature, permeability, and porosity are influencing the thermal interference. Finally, to represent the site heterogeneity and support planning on the large scale, a full-scale 3D hydrogeological model was built using geological and geophysical datasets and is designed for iterative updating as new drilling and field data become available. Together, these models form a flexible and scalable framework that bridges scientific analysis and applied engineering needs in the development of urban ATES.

Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) is a promising technology for storing excess energy in urban environments. Despite its potential to support urban decarbonization, the planning, approval, and implementation of ATES systems in Germany remains limited, partly due to uncertainties regarding long-term performance and environmental impacts within the subsurface. In particular, mineral precipitation and biofilm formation may clog wells and aquifers, thus posing operational challenges.

To assess temperature-dependent biogeochemical processes, we performed sterile and non-sterile flow-through column and batch experiments at 20°C, 40°C, and 80°C. Column experiments were conducted using natural siliciclastic sediment, while analogous artificial sediment was applied in the batch experiments. All experiments were carried out under anoxic conditions using natural groundwater from a ~200 m deep saline aquifer in Berlin. While flow-through column experiments focused on dissolution and precipitation processes, (de-)sorption phenomena and the distinction between biotic and abiotic processes under an Ar/CO₂ atmosphere, batch experiments examined the change of microbial abundance, activity and community composition, under four distinct gas atmospheres: N₂/CO₂, H₂/CO₂, Ar, and air.

Characterizing the original groundwater microbial community revealed the potential for microbial-induced corrosion, biofouling, iron sulfide and gas formation. Preliminary results of the batch experiments showed that growth and activity of the microorganisms were stimulated under anoxic compared to oxic conditions at 20 to 40 °C, while 80°C appeared to be detrimental. The presence of microorganisms appeared to induce changes in iron mineralogy and iron speciation.

The results will help to understand and mitigate the mechanisms responsible for efficiency losses in ATES systems.

We study hybrid pressure and temperature storage using supercritical CO₂ in the "supercharged hybrid gas-based energy storage” (SH-GES) process, a novel concept for surplus energy storage and potential geothermal system recharging. In this study the effect of reservoir permeability on geomechanical integrity during is assessed. Five reservoir permeability scenarios (50 mD to 2000 mD) were investigated using thermo-hydro-mechanically coupled numerical simulations. The reservoir is vertically bounded by low-permeability formations and transected by a tight fault. Pressure and temperature dependent two-phase flow, poroelasticity, and thermoelasticity are considered. Fault and rock mass integrity are assessed using Mohr-Coulomb safety factors, and monitoring of the minimum principal stress (S3). In the given setup the fault remains stable, and no tensile failure is observed. Shear failure may occur in the reservoir and the over- and underburden. Thermoelastic and poroelastic effects lead to reservoir bulging and stress redistribution, spatially aligning with zones of potential shear failure in the over- and underburden. Reservoir permeability governs pressure and temperature distributions in the reservoir, creating opposing impacts on the Mohr-Coulomb stability of the over- and underlaying formations. We show that reservoir permeability affects not only the stability of the reservoir, but also of the surrounding strata. This should be included in geomechanical assessments of subsurface energy storage.

Diese Fallstudie untersucht die Erfahrungen von Asper Investment Management beim Aufbau des Fernwärmenetzes in Bradford (West Yorkshire, UK) und diskutiert die Übertragbarkeit der dabei erzielten Entwicklungs­geschwindigkeit auf andere Märkte, insbesondere Deutschland. Bradford bietet eine hohe Wärmedichte in einem post-industriellen Stadtgefüge sowie einen politisch stark engagierten Gemeinderat; eine staatliche Investitionsbeihilfe von etwa 25 % der Gesamt­investition erlaubte es, die Endkundentarife unter das regionale Erdgas-Benchmark zu senken.

Der Zeitplan gilt als außergewöhnlich kurz: Zwischen Förder­zusage (Frühjahr 2022) und Planfeststellung für das Energie­zentrum (Herbst 2023) lagen lediglich 18 Monate; bereits im Mai 2025 befanden sich Bauarbeiten und erste Anschlussnahmen im Regel­betrieb. Wesentliche Treiber dieses Tempos waren stringente Investorenanreize, eine schlanke Projekt­organisation beim Entwickler sowie eine modulare Netz­konfiguration.

Technisch basiert die Anfangsphase auf einer großskaligen Luftwärmepumpe, flankiert von langfristigen Lieferverträgen mit öffentlichen Ankerkunden; perspektivisch ist die Einbindung industrieller Abwärme geplant. Die modulare Ausgestaltung ermöglicht eine stufenweise Erweiterung bis mindestens 2030.

Vier übertragbare Erfolgsfaktoren lassen sich ableiten: (1) frühzeitige Sicherung von Zuschüssen als Preis­senkungsinstrument, (2) phasenweiser Ausbau zur Reduktion von Risiko und Kapitalkosten, (3) institutionelle Unterstützung durch Kommunen zur Beschleunigung regulatorischer Prozesse und (4) konsequente Ausrichtung aller Projektakteure auf Zeit- statt Renditemaximierung. Gerade Letzteres zeigt, dass in liberalisierten Fernwärme­märkten erhebliche Synergiegewinne erzielt werden können, wenn Kapitalgeber, Behörden und Bauunternehmen gemeinsame Beschleunigungsziele verfolgen. Für deutsche Kommunen, die vor ähnlichen Dekarbonisierungs­aufgaben stehen, bietet das Bradford-Beispiel wertvolle Hinweise darauf, wie hohe Entwicklungsgeschwindigkeiten ohne Qualitätseinbußen realisierbar sind.

Ein nachhaltiges Energiesystem der Zukunft benötigt geeignete Speichertechnologien zum Ausgleich zwischen Energiebereitstellung und Nachfrage. Vom Fachausschuss Wissenschaft & Bildung des Bundesverbands Geothermie wurde daher die Erstellung eines Hintergrundpapiers über „Geothermische Speicher“ initiiert. Bei der Verfassung war eine Gruppe international renommierter Experten beteiligt.

Geothermische Speicher sind grundsätzlich Wärmespeicher (Thermal Energy Storage, TES) im Untergrund (Underground Thermal Energy Storage, UTES). Generell versteht man hier unter „Wärme“ sowohl Wärme im üblichen Sinne als auch Kälte. Geothermische Speicher dienen der temporären, meist saisonalen, Speicherung von Wärme, aber auch von Kälte zur Überbrückung der zeitlichen Diskrepanz zwischen Angebot und Bedarf. Zu den geothermischen Speicher gehören u.a. Erdsondenspeicher (BTES), Aquiferspeicher (ATES), Grubenspeicher (MTES).

Im Vortrag wird das Hintergrundpapier vorgestellt, das sich mit den Grundlagen geothermischer Speichertechnologie befasst und in dem auch zahlreiche Beispiele besprochen sind.

Innerhalb des Europäischen Konsortiums PUSH-IT (Piloting Underground Storage of Heat In geoThermal reservoirs; Förderkennzeichen 101096566) soll die Speicherung von Überschusswärme aus bestehenden Wärme- bzw. Kältenetzen im lokalen Untergrund an insgesamt sechs Standorten anhand von verschiedenen Untergrundspeichertechnologien (ATES, BTES und MTES) europaweit demonstriert werden.

Das übergeordnete Ziel besteht darin, Umweltauswirkungen, Kosten und bestehende Risiken für die Einbindung von Untergrundspeichersystemen im Rahmen des Forschungsprojektes zu verringern, u. a. durch neu entwickelte Überwachungs- und Qualitätskontrollen sowie mittels verbesserter Bohr- und Ausbauverfahren. Die Einbindung öffentlicher bzw. privater Unternehmen, Bürgerinnen und Bürger, die Analyse und Wahrnehmungen in Bezug auf derartige Technologien sowie die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle stehen dabei im Vordergrund.

Das PUSH-IT-Konsortium besteht aus Wärmeversorgern, Brunnenbauern, öffentlichen Planungsbüros und akademischen Partnern. Durch eine transdisziplinäre europaweite Zusammenarbeit sollen die einzelnen Demonstrationsstandorte entwickelt werden.

Das Fraunhofer IEG ist Teil des Konsortiums und Demonstrator für die Weiterentwicklung von Untergrundspeichersystemen in ehem. Grubenbauten (Grubenwärmespeicher). Hierfür wurde ein Demonstrationsstandort in Zusammenarbeit zwischen der Ruhr-Universität (RUB) und des Fraunhofer IEG auf dem Gelände des technischen Zentrums der RUB ausgewählt.

Die Konzeptidee sieht vor, überschüssige Abwärme am Technischen Zentrum langfristig in das bestehende Versorgungsnetz der RUB zu integrieren. Um diese Wärme im System zu speichern, werden im Rahmen des PUSH-IT Projektes Teile des stillgelegten Bergwerks Mansfeld über vier vertikale Bohrungen in das ehemalige Grubengebäude, das sich in einer Tiefe von ca. 120 m direkt unter dem Technischen Zentrum der RUB befindet, hydraulisch erschlossen und als potentieller Wärmespeicher für das RUB-Netz untersucht und getestet.

Grubenwasser stellt eine nachhaltige Quelle für die Beheizung und Kühlung von Wohnhäusern dar und kann zudem als thermischer Energiespeicher genutzt werden. Zur Ermittlung der Effizienz und zur Analyse der Funktionsweise eines Grubenwasserspeichers wurde im ehemaligen Freiberger Erzbergwerk „Reiche Zeche“ ein Versuchslabor errichtet. Mittels Temperatur-, Durchfluss- und Drucksensoren wurde die 3D-Temperaturverteilung und -entwicklung im Gestein und im Wasser im Verlauf der Speicherversuche ermittelt und zudem die technischen Komponenten wie Wärmepumpe, Wärmeübertrager und Rohrleitungen überwacht.

Über einen Zeitraum von 1,5 Jahren wurden insgesamt 4 Heiz- und Kühlzyklen durchlaufen. Während dessen konnten verschiedene Randparameter und Wärmeverluste, einschließlich einer unbekannten Unterströmung im Wasser und Verluste an die Umgebungsluft, quantifiziert werden.

Bei den Versuchen zur Ein- und Ausspeicherung von Wärme konnten Wirkungsgrade von mehr als 50 % erzielt werden. Die aufgezeichneten Daten wurden anschließend ausgewertet, für die bilanzielle Darstellung der Wärmespeicherung und deren Verluste, für zukünftige Prognosen. Anhand der Temperaturkurven konnten die Erwärmungs- und Abkühlungsprozesse in der Gesteinswand erfasst und die Entzugsprozesse über das Grubenwasser analysiert werden. Die Ergebnisse dienen der Optimierung der Auslegung zukünftiger Anlagen, da sie zur Berechnung der Speicherkapazität eines Bergwerks genutzt werden können. Außerdem können wirtschaftlichen Optimierungsmaßnahmen wie z.B. der gezielten Wärmeeinspeisung zur langfristigen Leistungssteigerung, abgeleitet werden.

Das Versuchsprinzip des Grubenwasserwärmespeichers wird aktuell auf oberflächennahe Wasserspeicher übertragen, um deren Eignung als thermische Speicher zu untersuchen. Es wird eine Prognose zu aktuellen Versuchen an oberflächennahen Speichern für die lokale Wärmenutzung gezeigt.

The long-term performance of a borehole thermal energy storage (BTES) using arrayed borehole heat exchangers is of key importance for assessing the potential of such system to partly meet the local energy demand. The performance of borehole thermal energy storage could be optimized by planning the array of borehole heat exchangers, accounting for the thermodynamic properties of the subsurface materials as well as the thermal interference among the boreholes. The present study aimed to assess the performance of a 13-borehole-arrayed thermal energy storage within the framework of the SKEWs project. The temperature profiles in an existing borehole heat exchanger EWS2 was monitored using distributed temperature sensing (DTS) technique in a geothermal response test. These temperature profiles helped positioning the shallow aquifer and allowed evaluating the thermal conductivity of the near-borehole materials. A numerical model of the borehole heat exchanger EWS2 as calibrated using the DTS data permitted evaluating the near-borehole temperature during the geothermal response test. This numerical model was extended to a 13-borehole-arrayed thermal energy storage. The long-term performance of this system was assessed via conducting parametric studies on the shape of the array, the inter-borehole distances as well as on the scheme of storing and producing heat.

Im Zuge der globalen Energiewende sind saisonale Wärmespeichersysteme essentizell für eine grundlastfähige Bereitstellung von Wärme aus fluktuierenden, regenerativen Wärmequellen wie z. B. Solarthermie. Eine vielversprechende Technologie stellen mittelteife Erdwärmesondenspeicher dar, die das untertägige kristalline Grundgebirge als Speichermedium mittels konduktiven Wärmetransport nutzen. Diese Speicherform kombiniert geringen Oberflächenbedarf mit großen nutzbaren Speichervolumina im Untergrund. Zum Nachweis der technischen Machbarkeit wurde im Rahmen des Forschungsprojekts SKEWS (Saisonaler Kristalliner ErdWärmeSondenspeicher, BMWE-Förderkennzeichen: 03EE4030A) am Campus Lichtwiese in Darmstadt ein mitteltiefer Erdwärmesondenspeicher mit einer Tiefe von 750 m errichtet. Der Speicher besteht aus drei 750 m tiefen koaxialen Erdwärmesonden mit einem Abstand von jeweils 8,6 m in einer dreieckigen Anordnung. Mit dem Folgeprojekt Push-IT (Piloting Undergorund Storage of Heat in Geothermal Reservoirs, EU-Projektnummer 101096566) wird der Erdwärmesondenspeicher an das Fernwärmenetz der TU Darmstadt angeschlossen und durch CO-Simulationsansätze optimale Betriebsstrategien untersucht.

Nach der Errichtung des Speichers wurde zur Ermittlung der thermischen Eigenschaften der Sonde und des Untergrunds ein Distributed Geothermal Response Test (dGRT) durchgeführt. Im Anschluss erfolgte zur Charakterisierung des Speichers und zur Kalibrierung der numerischen Modelle ein einjähriger Testbetrieb, bestehend aus je 5 Aufheiz- und Entladezyklen. Die Datenerhebung erfolgte mittels Durchfluss- und Temperatursensoren am Ein- und Auslass und durch Glasfasermesstechnik, die in Innenrohren, Ringleitungen und Zement installiert ist. Diese Messdaten ermöglichten eine tiefenaufgelöste, räumliche Darstellung der Temperaturentwicklung und damit der Kalibrierung thermo-hydraulischer Simulationen.

Basierend auf diesen Modellen wurden verschiedene Ausbau- und Betriebsszenarien simuliert, um die Potenziale zur Integration des Speichers in das Fernwärmenetz der TU Darmstadt sowohl unter ökonomischen als auch ökologischen Gesichtspunkten zu bewerten.