Das ATES-Projekt „DemoSpeicher“ in Berlin-Mitte demonstriert seit der Inbetriebnahme im Juli 2024 die Praxistauglichkeit und Grenzen eines speziellen Falls der oberflächennahen Aquifernutzung (NT-ATES) im urbanen Raum. Als ein technologisch fortgeschrittenes ATES-Projekt mit einem TRL von 7–8 wird quasi ein Systemprototyp unter realen Bedingungen betrieben. Der Projektstandort Berlin-Mitte ist repräsentativ im Hinblick auf erforderliche hydrogeologische Bedingungen sowie urbane Nutzungseigenschaften. Die installierte Brunnenanlage dient einem energetisch sanierten Altbau zu Kühl- und Heizzwecken. Der thermisch-hydraulische, geochemische sowie ökologische Einfluss auf den Untergrund wurden im Projekt wissenschaftlich begleitet. Dieser Workshop stellt neben den Forschungsergebnissen die Chancen und Herausforderungen der Umsetzung eines NT-ATES im urbanen Gebiet vor und diskutiert Möglichkeiten für weitere Projekte.

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Im Demospeicherprojekt wurde die kleinstmögliche Bauform eines ATES mit 30 kW Quellenleistung realisiert, der mit kleinem Bohrgerät abgeteuft, als Koaxialbrunnen (Monobrunnen) mit einem dynamischen Dichtelement ausgebaut und mit einer vollständig autonomen Hydraulik-Regelungseinheit im Abschlussbauwerk versehen wurde, so dass das System als eigenständige Einheit in einem 5GDHC-Netz („Kaltes Nahwärmenetz“) integriert werden kann. Für größere Leistungen im MW-Bereich ist die vertikale Grundwasserzirkulation mit einem Horizontalfilter-Zirkulationsbrunnen eine technische Möglichkeit und hat ebenfalls in ihrem Abschlussbauwerk die komplette Übergabetechnik. Saisonale Wärmespeicherung im Niedertemperaturbereich ist die Schlüsseltechnologie, um in dicht besiedelten Gebieten Umweltenergie ganzjährig nutzbar zu machen, zugleich Hitzeschutz und Grundwasserqualitätsverbesserung zu ermöglichen. Die Vertikalzirkulation hat gegenüber Dublettensystemen Vorteile bei der Planung einer grundstücksübergreifenden Grundwasserbewirtschaftung, benötigt jedoch Aquifermächtigkeiten größer 15 Meter. Die technische Umsetzung wird dargestellt, planerische Aspekte bei der Errichtung beleuchtet und Hinweise zu Standzeit und Wartung gegeben.

Hochtemperatur-Aquiferspeicher (HT-ATES) bieten die Möglichkeit, große Mengen an sommerlichen Wärmeüberschüssen platzsparend im Untergrund zwischenzuspeichern. In Kombination mit Großwärmepumpen können sehr gute Effizienzen erzielt werden und die winterlichen Netztemperaturen von über 100°C stets bedient werden.

Im Gegensatz zu Tankspeichern (TTES) oder Erdbeckenspeichern (PTES), die aufgrund hoher Leistungen auch als Multifunktionsspeicher mit vielen Zyklen im Jahr realisiert werden können (z.B. PTES Hoje Taastrup, DK), ist die Leistungscharakteristik von ATES limitiert. Zum Einen in der absoluten Höhe durch die realisierbare Förderrate bei der Be- bzw. Entladung, zum anderen bei der Reaktionsgeschwindigkeit der Leistungsbereitstellung. Bei großen Fernwärme-Netzen stellen die Leistungsanforderungen an Großwärmespeicher oftmals eine Herausforderung dar.

In den betrachteten Tiefen-Bereichen von bis zu 1.500 m ist die Leistungsskalierung durch eine Erhöhung der Anzahl an Bohrungen jedoch mit großen Investitionskosten verbunden. Es stellt sich somit die Frage, in welchen Konstellationen die Erweiterung des Speichersystems ATES+WP um einen Leistungsspeicher (obertägiger Stahltankspeicher) kosteneffizienter ist.

In dem Vortrag werden die jeweiligen Erkenntnisse aus den Standortanalysen Hamburg, Augsburg und Freiburg vorgestellt. Dies beinhaltet zudem die übergeordnete Einordnung der Möglichkeiten und Grenzen dieser Speichertechnologie für die Fernwärme im Vergleich zu alternativen Speicher- oder Erzeugeroptionen.

Im Fokus des Beitrags stehen folgende Forschungsfragen:

• Welche Aspekte sind bei der Integration von HT-ATES in urbane FW-Netze relevant (Integrationspfade, Betriebsweisen)
• Anforderungen an Großwärmepumpen im Kontext von HT-ATES (Betriebspunktanalyse, geeignete Kältemittel)
• Betriebsstrategien und Wirtschaftlichkeitsaspekte (Investitionskosten, Betriebskosten, Wärmegestehungskosten, alternative Nacherhitzungsoptionen)

Open geothermal systems and low-temperature aquifer thermal energy storage (LT-ATES) offer significant potential for decarbonising the heating and cooling sector, particularly in urban areas. While open systems such as groundwater heat pump (GWHP) systems are already widely used for heating and cooling in Germany, ATES applications have hardly been adopted yet. As part of the BMBF-funded DemoSpeicher project, a groundwater circulation well (GCW) located in Berlin-Mitte, used to supply a building with heating and cooling energy, was scientifically monitored, and its operational data were analysed. To assess the technical feasibility of an ATES system at this site, a three-dimensional geological model and a heat transport model were developed and calibrated using real operational data from the first year of the system operation. The aim was to examine the existing well configuration and identify potential optimisation measures for an LT-ATES system. First results suggest that the proximity of the screens of the in-place circulation well does cause a thermal shortcut, decreasing system efficiency both during the heating and cooling seasons. Additionally, the uneven energy demand of the building, driven by heating, causes a gradual decline in the groundwater temperatures, further decreasing efficiency during heating season. The heat transport model shows that an optimised well configuration, with increased spacing between well screens, would make an ATES system technically feasible at this site. This would enhance system efficiency and sustainability, decreasing the system's energy demand.

Im DemoSpeicher Projekt wurde die Machbarkeit eines Niedrig-Temperatur Aquiferspeichers (NT-ATES) im urbanen Gebiet demonstriert. Als repräsentativen Standort wurde der Hinterhof eines Bürogebäudes in Berlin-Mitte gewählt. Aufgrund der dichten Bebauung war es nicht möglich ein klassisches Doublettensystem zu realisieren. Stattdessen wurde ein vertikaler, unidirektionaler Koaxialbrunnen (Grundwasserzirkulationsbrunnen, GWZB) mit 27 m Endteufe und Filterstreckenabstand von 6 m installiert. Förderung und Injektion finden ganzjährlich im selben Bohrloch statt. Die zulässige Temperaturspreizung ist in Berlin auf 3 K begrenzt. Bezogen auf die örtliche Grundwassertemperatur von ca. 14 °C kann die thermische Beladung des Grundwasserleiters daher nur zwischen 11 °C und 17 °C variieren was der ökonomischen Effizienz entgegensteht. Die Brunnenanlage wurde als integrierte Wärme- und Kältequelle im Rahmen der energetischen Gebäudesanierung geplant und dient zur Deckung der Grundlast mit einer maximalen Fördermenge von 1.7 l/s. Der Brunnen wurde Ende Juni 2024 in Betrieb genommen.

Wir überwachen die thermohydraulischen, geochemischen und ökologischen Einflüsse auf den Grundwasserleiter an drei Messbrunnen, die sich ebenfalls im Hinterhof befinden. U.a. wurden für tiefendifferenzierte Temperaturmessungen DTS Kabel und eine Temperaturmesskette verlegt.

Die hochauflösenden Temperaturmessungen zeigen eine vertikale Zirkulation des Grundwassers innerhalb des Grundwasserleiters durch die Injektion von abgekühlten/erwärmtem Grundwasser im Winter/Sommer unmittelbar nach Inbetriebnahme. Dies beeinflusst mit zunehmender Betriebsdauer die Fördertemperaturen. Vorläufige Modellierungen deuten ebenfalls auf einen potenziellen thermischen Kurzschluss hin und werfen die Frage auf, ob das Brunnensystem eher eine saisonale thermische Regeneration des Grundwasserleiters als einen aktiven Wärmespeicher darstellt.

Grundwasserökosysteme spielen eine zentrale Rolle für die Trinkwasserversorgung und biogeochemische Kreisläufe. Der Einsatz von Niedertemperatur-Aquifer-Thermal-Energiespeichern (NT-ATES) in urbanen und ländlichen Regionen wirft die Frage nach möglichen ökologischen Auswirkungen auf das Grundwassermikrobiom auf. In dieser Studie wurde ein NT-ATES-System mit Referenzstandorten in städtischer und ländlicher Umgebung verglichen, um potenzielle Effekte auf die mikrobielle Diversität und die hydrochemische Zusammensetzung des Grundwassers zu analysieren. Hierzu wurde ein Dauermonitoring mittels hochauflösender 16S-rRNA-Gen-Metabarcoding-Analysen an ATES- und Referenzmessstellen durchgeführt. Die multivariate statistische Auswertung ergab, dass durch den Betrieb des NT-ATES weder die alpha- noch die beta-Diversität der mikrobiellen Gemeinschaft signifikant verändert wurde. Chemische Parameter sowie bakterielle Gemeinschaftsstrukturen zeigten über den gesamten Untersuchungszeitraum hinweg stabile Muster mit vergleichbaren Bray-Curtis-Distanzen innerhalb der jeweiligen Messstellen. Dies deutet darauf hin, dass die thermische Speicherung unter den gegebenen Bedingungen keine messbaren Störungen des natürlichen Mikrobioms verursacht. Die Ergebnisse legen nahe, dass NT-ATES-Systeme bei entsprechender Berücksichtigung standortspezifischer hydrogeologischer Gegebenheiten eine ökologisch verträgliche Technologie zur nachhaltigen Energiespeicherung im Untergrund darstellen.

Ende Juni 2025 wurde in der Berliner Innenstadt eine NT-ATES-Anlage in Betrieb genommen (Vorhaben DemoSpeicher). Begleitend dazu wurde ein biologisch-chemisches Monitoring durchgeführt. Hier seien die Ergebnisse der grundwasserfaunistischen Untersuchungen vorgestellt. Für die Mikrobiologie und die Chemie siehe Katzenmeier et al. in diesem Workshop.

Beprobt wurden 13 Monitoringmessstellen, die sich auf drei Bereiche aufteilen lassen: direktes Umfeld der Anlage, innerstädtische Referenzen und nicht-urbanes Umland. Diese Standorte wurden in etwa sechswöchigem Abstand über den Zeitraum eines Jahres insgesamt achtmal mit Hilfe eines Netzsammlers beprobt. Die Bestimmung der gesammelten Tiere erfolgte auf Artniveau.

Die Auswertung ergab, dass das Auftreten der Tiere vor allem durch die Landnutzung geprägt ist. So war die Diversität der innerstädtischen und damit auch der ATES-Messstellen deutlich niedriger als die der nicht-urbanen Standorte. Die ATES-Messstellen unterschieden sich faunistisch nicht von den innerstädtischen Referenzen. Wesentliche, die Tiergemeinschaften prägende Parameter waren die Leitfähigkeit und die Temperatur.

Ein Einfluss der ATES-Anlage auf die Fauna war nicht erkennbar. Sie befindet sich allerdings in einem anthropogen stark überprägten und vorbelasteten Gebiet, was sich u. a. in deutlich erhöhten Grundwassertemperaturen und -leitfähkeitswerten widerspiegelt und mögliche Effekte der Anlage auf die Grundwasserökologie überlagern könnte.

Die thermische Nutzung des Untergrunds zur saisonalen Speicherung von Wärme und Kälte gewinnt im Zuge der Energiewende zunehmend an Bedeutung. Besonders Aquiferspeicher bieten großes Potenzial für die nachhaltige Versorgung von Quartieren, Gewerbe und Industrie. Der Vortrag gibt einen aktuellen Überblick über den Stand der Technik in Deutschland, mit Fokus auf bestehende und geplante Aquiferspeicherprojekte sowie begleitende Forschungsvorhaben.

Basierend auf aktuellen Studien werden verschiedene technische Konzepte vorgestellt und hinsichtlich ihrer Einsatzbereiche, Effizienz und Herausforderungen diskutiert. Dabei werden auch die Ergebnisse des BMBF Forschungsvorhabens „DemoSpeicher“ berücksichtigt, das neue Erkenntnisse zur hydraulischen, thermischen und genehmigungsseitigen Machbarkeit liefert.

Ergänzend werden internationale Entwicklungen eingeordnet, insbesondere großskalige ATES-Systeme in den Niederlanden. Technologische Trends, Potenziale und Risiken werden anhand ausgewählter Projektbeispiele überblicksartig dargestellt.

Abschließend erfolgt eine Einordnung der verschiedenen Nutzungsformen, ihrer jeweiligen Vor- und Nachteile sowie ein Ausblick auf zukünftige Entwicklungspotenziale unter Berücksichtigung regulatorischer, wirtschaftlicher und geologischer Rahmenbedingungen.

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Fervo Energy realisiert mit dem Projekt Cape Station in Utah, USA, das weltweit größte geothermische Kraftwerk auf Basis von Enhanced Geothermal Systems (EGS) mit einer geplanten Nettoleistung von 90 MW in der ersten Projektphase bis Ende 2026.

Der Vortrag präsentiert das Projekt in Form einer praxisnahen Fallstudie entlang der gesamten Entwicklungskette – von der Feldkonzeption bis zur Auslegung der Kraftwerksinfrastruktur.Der Vortrag beginnt mit einem Überblick über das Feldesdesign, die geologischen Rahmenbedingungen und die daraus abgeleitete Erschließungsstrategie.

Ein zentraler Schwerpunkt liegt auf den Bohr- und Komplettierungsarbeiten. Hier werden die signifikanten Fortschritte durch die Adaption von Technologien aus der Öl- und Gasindustrie, insbesondere des horizontalen Bohrens. Es wird gezeigt, wie diese Innovationen zu erheblichen Effizienzsteigerungen führen.

Darüber hinaus werden die hydraulische Stimulation sowie die hydraulische und thermische Charakterisierung des Systems vorgestellt, welche entscheidend für die Entwicklung eines leistungsfähigen unterirdischen Wärmetauschers sind.

Abschließend wird das integrierte und modulare Design der Obertageanlagen und des Kraftwerkslayouts vorgestellt.

Ziel ist es, Einblicke in die praktische Umsetzung eines industriellen EGS-Projekts zu geben und sowohl technische Erfolge als auch verbleibende Herausforderungen offen darzulegen. Das Projekt dient als Wegbereiter für die Skalierung von EGS-Systemen weltweit und liefert wertvolle Erkenntnisse für zukünftige Entwicklungen in der tiefen Geothermie.

Deep geothermal energy, particularly from crystalline rock formations, offers significant potential, with hydrothermal technologies already at an advanced stage (TRL 6–9). However, challenges such as induced seismicity, public acceptance, and technological limitations have slowed progress, especially in regions like the Upper Rhine Graben, despite its enormous geothermal potential.

To address these challenges, the GeoLaB initiative on an underground research laboratory aims at improving process understanding, developing risk mitigation strategies, and bridging the gap between innovation and public trust. GeoLaB focuses on fractured crystalline systems, drawing insights from existing geothermal sites like Soultz-sous-Forêts and Insheim. It integrates geoscientific, data science, and social science research to foster informed decision-making and build expertise. The presentation will detail the extensive preliminary research in laboratories, the geophysical site exploration conducted in close partnerships and especially the first results of the successful exploration wells. In future, advanced numerical modeling, real-time monitoring, digital visualization, or innovative tracer technologies (...) constitute key components of the envisaged research. Public engagement and transparency, especially regarding induced seismicity, are central to GeoLaB’s mission. The project also emphasizes workforce development, aiming to train professionals in managing complex geothermal systems. With the first exploration boreholes drilled in 2025 in the Odenwald, GeoLaB represents a comprehensive, interdisciplinary approach to unlocking deep geothermal energy as a sustainable, reliable resource for Germany’s energy future. It paved the way for national and international collaboration.

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Nach über zehn Jahren Planung begann 2024 die Explorationsphase des EGS-Pilotprojekts Haute-Sorne. Nach seismischen Voruntersuchungen und geophysikalischen 2D-Messungen wurde im Mai 2024 die erste Bohrung gestartet. Mit einem 350 t-Bohrgerät wurde bis Mitte August eine Tiefe von 4000 m erreicht. Die Bohrung durchquerte sämtliche mesozoische Sedimente sowie 150 m Steinsalz der Trias und stieß auf über 700 m permokarbone Sedimente. Im kristallinen Grundgebirge aus Gneis und Granit wurden zahlreiche natürliche Klüfte angetroffen. Temperaturmessungen zeigen einen normalen geothermischen Gradienten, und es trat keine induzierte Seismizität auf.

Im Januar 2025 folgte eine 3D-Seismikkampagne, im Juli ein erster Stimulationstest unter Berücksichtigung der Erfahrungen aus dem FORGE-Projekt in Utah. Ziel ist die datenbasierte Entscheidungsfindung zur Fortsetzung des Projekts.

In der nächsten Phase wird eine zweite, etwa 5000 m tiefe Bohrung mit horizontalem Abschnitt bis 1500 m abgeteuft. Sie dient der Reservoirbildung mittels mehrstufiger hydraulischer Stimulation, ähnlich wie im Bedretto-Labor und bei FORGE und FERVO Energy. Die erste Bohrung wird zur Überwachung mit Hochtemperatur-Seismometern ausgerüstet. Anschließend erfolgt die horizontale Durchbohrung des Reservoirs von der ersten Bohrung aus. Gegebenenfalls ist eine zweite Stimulation nötig.

Nach Abschluss der Reservoirentwicklung ist ein Zirkulationstest vorgesehen. Bis 2029 soll ein ORC-Kraftwerk mit einer Leistung von bis zu 5 MW errichtet werden.

Es wird eine deutschlandweite Standortklassifikation für die Umsetzung von Enhanced Geothermal Systems (EGS) basierend auf Horizontalbohrungen mit mehrstufiger Stimulation vorgestellt. Ziel ist es, Regionen anhand ihrer Entwicklungsperspektive für EGS-Projekte zu bewerten und einen schrittweisen Ausbaupfad aufzuzeigen. Grundlage für die Bewertung ist ein standardisierter Kriterienkatalog, der geologische, technische, wirtschaftliche und rechtliche Aspekte mit dem lokalen Wärmebedarf und dem Potenzial bestehender Wärmenetze verknüpft.

In einem mehrstufigen Verfahren werden zunächst Regionen mit gesichertem hydrothermalem Potenzial identifiziert. Anschließend erfolgt eine Flächenanalyse unter Einbeziehung von Ausschlusskriterien (z. B. Wasser- und Naturschutzgebieten), gefolgt von einer Bewertung der verbleibenden Gebiete über ein Punktesystem. Die daraus resultierende Ausbauperspektive dient Kommunen, Projektentwicklern, Versorgern und Investoren als Orientierungsinstrument. Das Projekt bildet somit die Grundlage für eine koordinierte, phasenweise Erschließung von EGS-Standorten in Deutschland.

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Im Zusammenhang mit der Errichtung großer geothermischer Anlagen wurden ab etwa dem Jahr 2006 an zahlreichen Standorten im Bereich von Frankfurt Temperaturdaten des Unter­grundes bis in eine Tiefe von meist 100 m, teils bis 250 m erhoben. Die erste gezielte Auswertung dieser Daten durch das HLNUG im Jahr 2012 belegte die Existenz einer oberflächennahen Temperaturanomalie im westlichen Innenstadtgebiet von Frankfurt, die sich mit Temperaturen von 18 – 23 °C in 100 m und in einem Fall mit 26 °C in 150 m Tiefe deutlich vom weiteren Umfeld mit durchschnittlichen 12 – 14 °C in gleichen Tiefen abhebt. Der geothermische Gradient, der in Deutschland im Mittel 3 K Temperaturzunahme pro 100 m Tiefe beträgt, liegt im Bereich der Anomalie bei bis zu 9 K/100 m, der geothermische Wärmefluss bei bis zu 120 mW/m², die Wärmeleitfähigkeit ist mit 1,3 – 1,8 W/m/K gering.

Zur Erkundung der geothermischen Anomalie und ihres thermischen Potenzials sowie den geologischen Gegebenheiten im mitteltiefen Untergrund ließ die Stadt Frankfurt am Main (Klimareferat) als Bauherrin von Anfang November 2022 bis August 2023 am Standort des Rebstockbades die „Forschungsbohrung Rebstock“ in Kooperation mit dem HLNUG im Rahmen der geologischen Landesaufnahme durchführen. Das Hessische Wirtschaftsministerium sowie die Stadt Frankfurt gemeinsam mit der Fa. Vulcan Energy Subsurface Solutions GmbH stellten hierfür finanzielle Mittel zur Verfügung. Die Bohrarbeiten wurden von der Firma Daldrup & Söhne AG ausgeführt.

Der Vortrag präsentiert die wesentlichen Ergebnisse der Forschungsbohrung.

Die Bäderbetriebe Frankfurt GmbH errichten den Neubau des Rebstockbades in Frankfurt am Main.

Das zukünftige Bad soll mit Wärmenergie aus Erdwärme für Prozesswärme- und Heizzwecke versorgt werden. Zur Erschließung des geothermischen Potenzials wird ein oberflächennahes Sondenfeld mit insgesamt 20 Sonden mit jeweils 399 m Sondenlänge zum Heizen, sowie ein weiteres flaches Sondenfeld mit bis zu 16 Sonden mit 99 m Sondenlänge zum Kühlen errichtet. Die Sonden des 399 m-Feldes verteilen sich dabei auf ein nördliches Feld bestehend aus 9 Sonden sowie ein südliches Feld bestehend aus 11 Sonden. Nord- und Südfeld werden wechselseitig betrieben und bedienen je eine Industrie-Wärmepumpe, welche zusammen ca. 500 kW Heizleistung bereitstellen. Zusätzlich soll eine auf dem Flurstück des Rebstockbades befindliche 1.060m tiefe Forschungsbohrung zu einer 850m-Koaxialsonde umgebaut werden.

Die Betriebsstunden im 400 m Nord- und Südfeld wurden so ausgelegt, dass an einem Tag Wärme aus dem Nordfeld und am Folgetag aus dem Südfeld gewonnen wird. Am darauffolgenden Tag wieder aus dem Nordfeld, dann aus dem Südfeld u.s.w.. Die 850m Koax - Sonde kann das 400 m Südfeld dann regenerieren, wenn die Wärme dem Nordfeld entzogen wird.

Durch den kombinierten Betrieb der EWS-Anlagen und der Wärmepumpen können bis zu 40% des Wärmeenergiebedarfes des Rebstockbades abgedeckt werden. Um sicher zu gehen, dass die drei Geothermiestockwerke miteinander interagieren, wurden die EWS-Simulationen mit der Software Polysun^® Designer der Firma VelaSolaris validiert. Anhand der aufgebauten Polysun^® Simulation kann man die analytischen Simulationen testen, um das Einschwingen des Untergrundes im Betrieb zu simulieren und zu steuern, bevor weitere aufwendige numerische Simulationen folgen müssen.

Ziel des Projekts GeoProH ist die Verbesserung der geologischen Entscheidungsgrundlage für die Erschließung geothermischer Potenziale in Hessen. Im Fokus steht die flugzeuggestützte geophysikalische Erhebung struktur- und lagerstättenrelevanter Tiefendaten mittels Full Tensor Gravimetrie Gradiometrie (FTG), insbesondere zur regionalen Bewertung von Erdwärmepotentialen im Oberrheingraben.

Die dabei generierten Daten dienen primär der Identifikation und Charakterisierung geothermisch nutzbarer Strukturen (petro- und hydrothermale Systeme) und werden mit bestehenden seismischen, geologischen und hydrogeochemischen Datensätzen verschnitten. Darüber hinaus können die gewonnenen Daten, in Abhängigkeit von geologischer Signatur und nach anschließender Interpretation, auch zur Beantwortung weiterer Fragestellungen beitragen – etwa zur potenziellen Lokalisierung lithiumführender Solevorkommen im Untergrund.

GeoLaB (Geothermal Laboratory in the Crystalline Basement) is envisioned as a pioneering underground research laboratory (URL) designed to enable interdisciplinary, in-situ experimentation within fractured crystalline rock. Developed to bridge the scale gap between laboratory studies and field-scale geothermal applications, GeoLaB is strategically located within the thermally anomalous and tectonically active Upper Rhine Graben.

The scientific focus of GeoLaB encompasses coupled thermo-hydro-mechanical-chemical (THMC) processes, reservoir stimulation, induced seismicity, and the validation of digital simulation models for Enhanced Geothermal Systems (EGS).

Since its inception, the project has made significant progress. Over the past year, two deep exploration boreholes (GLB-1 and GLB-2) were successfully drilled, a 2D seismic survey was conducted, and additional geophysical investigations were carried out. These efforts have yielded critical geological, structural, and hydrothermal data, helping to refine the site model and assess the suitability of the Odenwald region as the GeoLaB location.

GeoLaB is coordinated by the Karlsruhe Institute of Technology (KIT), in collaboration with the Helmholtz Centres GFZ and UFZ, and TU Darmstadt. The project follows a milestone-based development strategy and employs the Integrated Project Delivery (IPD) model to manage technical complexity, legal frameworks, and interdisciplinary collaboration.

By integrating advanced field technologies, participatory governance, and a digital twin approach, GeoLaB aims to become a cornerstone of European geothermal innovation and a global reference for the safe, sustainable, and socially accepted development of deep geothermal energy.

The up to 578 m a.s.l. high Tromm ridge is a N-S-trending, morphologically distinct feature and is currently explored as target for the first geothermal research underground laboratory in Germany. The 500 m deep, fully cored and logged GeoLaB1 exploration borehole was drilled in Q1/2025 into the Tromm ridge in the south-eastern Odenwald. The granitic to quartz-monzonitic magmatic arc rocks are intensively faulted and fractured exhibiting predominant argillitic, minor propyllitic, alteration. Drilled fault planes outline predominant normal faulting and minor reverse faulting kinematics, while strike-slip faulting was rarely observed. At c. 410 m below surface deformation style and petrophysical properties and fracture density change significantly with the occurrence of subhorizontally foliated, partly mylonitic to ultramylonitic, granitic-granodioritic orthogneisses and metasedimentary rocks below the Tromm granites. We interpret these findings as a major mylonitic-cataclastic tectonic contact between the Tromm pluton and the metamorphic rocks. Regional structural data, a concave upward seismic reflector, and first gravimetric data suggest a continuation of subhorizontal, possibly antiformal, metamorphic rocks of the Böllstein antiform (and/or the “Zwischenzone”) beneath the Tromm granites of the Tromm ridge. Ongoing structural, geochemical, geochronological, and geophysical work will refine and constrain our current concept. Our findings provide the opportunity to develop a geothermal research infrastructure enabling experiments to be carried out in both granitic and metamorphic rocks.

The GeoLaB (Geothermal Laboratory in the Crystalline Basement) project (a Helmholtz initiative) aims to realize an underground geothermal research laboratory in crystalline rocks (i.e., granite-granodiorite). Considerable efforts were and are currently implemented exploring the area of the Tromm, Odenwald Germany. The occurrence of fractured and permeable granites makes the region very promising for the realization of the underground laboratory.

The exploration encompasses an ample range of activities which deliver reliable inputs to complete a site decision and to proceed with the laboratory construction.

One seismic campaign, potential geophysics and two exploration wells (GeoLaB-1 and GeoLaB-2) were completed along with logs and tests on the cores. A second seismic campaign is planned for September 2025.

A broad and comprehensive investigation program (with destructive and non-destructive measurements targeting, among others, geochemical, mineralogical, and micro-structural analyses, flow-cell experiments as well as geomechanical investigations on the cores) will be implemented.

Once the Tromm site will be confirmed as a location to build the GeoLaB underground laboratory, we will be closer to the realization of a unique research platform to investigate the use of crystalline rocks for geothermal purposes thus representing a remarkable contribution for renewable energy exploitation.

Deep geothermal energy is potentially one of the key options for ensuring a sustainable energy supply. However, there are still unresolved research questions regarding the processes that occur at several hundred meters depth. For this reason, the research project GeoLab was initiated, which plans to establish an underground research laboratory in the granitic Tromm Pluton in the Odenwald region. Extensive exploration activities, as well as later a construction phase, are required for this purpose. These activities could potentially impact the surrounding water resources, which are used by local communities in the valley areas for their local water supply.

It is therefore of great importance to document the hydrogeological boundary conditions of the area and to implement a hydrogeological monitoring program. This must be done with great transparency to build trust within the local population for the GeoLab project, the associated scientific work, and the responsible institutions.

In the region around the Tromm Pluton, especially in the valley of the Weschnitz river, extensive hydrogeological and hydrochemical investigations have been, and are being, conducted to determine the water balances of the potentially affected catchment areas. This serves to document the baseline conditions in the study area, which can be used as a reference for later investigations during the construction phase and during the operation of the underground laboratory. Central to this are studies that aim to generate knowledge about the interaction between near-surface aquifers, the interbedded weathered layer, and the underlying bedrock. In this context, geophysical, hydrochemical, and isotope methods are employed.

The GeoLaB infrastructure will be the first underground research laboratory (URL) for investigating the sustainable und safe use of deep geothermal energy in Germany. To support researchers from multiple research centres in Germany, a digital infrastructure has established for a digital twin of the laboratory. A 3D visualisation of the surrounding area has been modelled, containing geographical, hydrological, geological, and administrative data. On the surface, this gives an overview of settlements, protection areas, land use and much more. In addition, the subsurface includes detailed information on geological layers and existing boreholes. First seismic, geophysical and hydrological campaigns have been conducted in the area and test drillings performed. A large amount of these data from these campaigns have been added into the visualisation framework along with the layout of a potential tunnel system. This system serves to support the planning stage of the project and provide information for knowledge transfer activities for stakeholders and the public. The visualisation is interactive and users can explore the integrated datasets. Supplemental information such as websites, videos, or documents can be linked to specific structures to provide additional information. Already set up data loggers and sensors are being shown and measured data can be accessed by simply clicking the respective 3D representation. As a first spin-off of the digital GeoLaB, the GeoDT project was just launched to develop a Digital Twin prototype for the potential in-situ laboratory site in the Odenwald. GeoDT is a project by the BMFTR (see more information https://www.ufz.de/index.php?en=52045).

Die Tiefengeothermie in Bayern blickt auf eine fast 30-jährige Geschichte zurück. In dieser Zeit haben sich aus dem Betrieb der Anlagen im Malm zahlreiche Forschungsfragen ergeben. Das Verbundprojekt Geothermie-Allianz Bayern (GAB) begleitet seit 2016 den Ausbau der Geothermie wissenschaftlich und adressiert Fragen, die die Projektentwicklung verzögern könnten. Im Mittelpunkt der Forschung steht die interdisziplinäre Optimierung des untertägigen Systems und der Anlagentechnik, um den Anteil der Tiefengeothermie in Fernwärmesystemen zu erhöhen. Das soll unter anderem mit der Flexibilisierung des Anlagenbetriebs erreicht werden. Zudem soll das Potenzial der Tiefengeothermie für Industrieprozesse quantifiziert werden.

Im Jahr 2025 sind in Bayern 25 Anlagen in Betrieb, sechs im Bau und 36 in der frühen Entwicklungsphase. Dieses schnelle Wachstum wirft die Frage nach Wechselwirkungen zwischen benachbarten Bohrungen auf. Daher konzentriert sich die aktuelle Projektphase auf die Modellentwicklung zur Entscheidungsunterstützung für die Genehmigungsbehörden, um Temperatur- und Spannungsänderungen im Reservoir zu bewerten und so die langfristigen Risiken der thermischen Beeinflussung und induzierter Seismizität vorherzusagen.

Trotz der wachsenden Zahl von Genehmigungen konzentriert sich die Nutzung der Tiefengeothermie nach wie vor auf die südlichen, tieferen Teile des Malm-Reservoirs. Der dringende Bedarf an erneuerbarer Wärme in anderen Regionen macht jedoch deutlich, dass alternative Reservoire erkundet werden müssen. Daher rücken neue EGS-Konzepte für das kristalline Grundgebirge sowie die Erkundung mitteltiefer Sandsteine, die mit Großwärmepumpen kombiniert oder als thermische Aquiferspeicher genutzt werden, stärker in den Fokus.

Dieser Beitrag gibt einen Überblick über die laufenden Forschungsarbeiten und ihre Bedeutung für die Zukunft der geothermischen Wärmeversorgung in Bayern.

Geothermie ist ein wichtiger Baustein zur Nutzung erneuerbarer Energien. Der Einsatz mitteltiefer Erdwärmesonden sowie hydrothermaler Systeme rückt im Zuge der kommunalen Wärmeplanung, auch auf kommunaler Ebene, immer mehr in den Fokus. Umfassende Informationen über die geologische Beschaffenheit des Untergrundes sind dabei eine wichtige Voraussetzung für die Nutzung von Erdwärme. Der Geologische Dienst NRW veröffentlicht daher im Auftrag der Landesregierung von Nordrhein-Westfalen digitalisierte Archivdaten und neugewonnene Daten im Geothermie‑Portal NRW.

Das Online-Portal „Geothermie in NRW“ wird bereits über 20 Jahren erfolgreich zur Planung von oberflächennahen Erdwärmeanlagen genutzt. Anfang 2023 wurde es durch ein umfangreiches Datenupdate um die mitteltiefe und tiefe Geothermie erweitert; zunächst für die Bearbeitungsräume „Rheinland“ und „Nordrand Rheinisches Schiefergebirge“. Im nächsten großen Update Anfang 2025 wurden die Untergrundmodelle aktualisiert und die Bearbeitungsräume um das „Ruhrgebiet“ und „zentrale Münsterland“ ergänzt. Sukzessiv werden Daten weiter eingearbeitet, bis ganz Nordrhein-Westfalen abgedeckt ist.

Für oberflächennahe Erdwärmesonden bis 100 m und mitteltiefe Erdwärmesonden bis 1000 m bieten Standortabfragen eine erste Einschätzung hinsichtlich der Nutzungsmöglichkeiten. Zudem ermöglicht das integrierte Planungstool WebEWS (entwickelt von der RWTH Aachen) Entzugsleistungen und Temperaturentwicklungen zu berechnen. Eine Kartenansicht potenzieller Zielhorizonte des Untergrunds für die Nutzung hydrothermaler Systeme gibt Auskunft über Tiefenlagen, Mächtigkeiten und Temperaturen in bis zu 6 000 m Tiefe. Ebenso werden unter anderem Informationen zu Bohrungen und seismischen Messungen, bestehenden Bergbauberechtigungen sowie Wasserschutzgebieten dargestellt.

Das Geothermie-Portal NRW ist durch stetige Aktualisierungen und Ergänzungen der Daten, besonders in der frühen geothermischen Planungsphase, bereits ein fester Bestandteil und dient als wichtige Entscheidungsgrundlage für Projektplaner.

Die Energie und Wasser Potsdam GmbH (EWP) hat in den vergangenen Jahren mit einer Bohrungsdublette das geothermische Potential des Aalen-Sandsteins am Standort Heinrich-Mann-Allee erkundet und erschlossen. Basierend auf den thermisch-hydraulischen Parametern des Reservoirhorizonts wurde die geothermische Heizzentrale geplant und errichtet.

Auf dem Weg zur Dekarbonisierung ihrer Energieerzeugung will die EWP in den kommenden Jahren sukzessive das geothermische Potential von Potsdam erkunden und – wo möglich – erschließen. Die Umsetzung dieses ambitionierten Programms erfordert eine koordinierte Bearbeitung zahlreicher genehmigungsrechtlicher und planerischer Maßnahmen. Genehmigungsseitig sind eine Bewilligung zur Gewinnung der Erdwärme am Standort Heinrich-Mann-Allee, zwei Aufsuchungserlaubnisse sowie die dazugehörigen wasserrechtlichen Erlaubnisse zu beantragen. Dazu sind intensive Abstimmungen mit den Bergbehörden des Landes Brandenburg sowie auch mit den Antragstellern angrenzender Felder nötig. Des Weiteren sind Betriebspläne für die Gewinnung der Erdwärme und für die Erkundungsarbeiten an weiteren Standorten zu erstellen.

Planungsseitig unterscheiden sich die Arbeiten für die zwei beantragten Erlaubnisfelder. Für das Feld Potsdam-Nord besteht ein höherer Erkundungsbedarf. Dementsprechend soll hier eine 2D-seismische Erkundung stattfinden. Zunächst werden die geologischen Daten erhoben und darauf basierend die seismischen Messungen geplant. Im Feld Potsdam-Südost wird das Abteufen von bis zu 8 Tiefbohrungen an zwei Standorten vorbereitet. Mit Hilfe eines geologischen 3D-Modells und hydrodynamischer Simulationen ist ein Konzept zur Erschließung des Reservoirs erstellt worden. Der Aufschluss des Reservoirs wird mit einem innovativen Bohrungsdesign erfolgen. Bei ausreichender Fündigkeit werden die Bohrungen jeweils zu Dubletten ergänzt, getestet und die obertägigen Anlagen geplant und errichtet.

In light of Göttingen's climate plans, several research institutions initiated a collaborative effort in 2022 to develop sustainable heating concepts for the north campus of Göttingen University, utilizing renewable energy and waste heat. Initial analysis shows that the north campus offers good conditions for testing and potentially demonstrating innovative geothermal heating concepts due to its geological features and existing infrastructure, which is planned to be renovated in the near future. Thus, the CampusGeoHub project has come into being with the aim of integrating geothermal energy into a multifunctional energy system, using the example of the fossil-based, high-temperature district heating network of the north campus. This integration and the energy transformation of the campus can be based on a new approach – the geothermal hub. This approach intends to enhance the potential of geothermal energy by considering multiple geological target horizons with different temperatures, matching them to the temperature demands of various buildings, and developing underground heat storage as an important element. The initial geological and technical conditions on the north campus, the concept of the geothermal hub, potential risks and challenges of the project, planned tasks and approaches, as well as initial insights, are discussed in this work.

In Europe, thanks also to public investment, geothermal drilling is expanding and the number of complex wells drilled over 3,000 meters is increasing. This has led to the drilling of longer and multiple intermediate intervals that, from a drilling fluid perspective, require different fluids with incrementally greater temperature resistance that also address the multiple drilling challenges expected. Inhibition, high mud weight and wellbore stabilization are the main requirements associated with drilling deep geothermal wells characterized by low and medium enthalpy reservoirs, more than the conventional hazards, such as lost circulation. Managing these risks is correlated with the need to manage the economics of building and disposing of the drilling fluids, associated with the further environmental limits to deploy a fluid compatible with aquifer.
Geothermal drilling activity is growing everywhere in continental Europe and significant projects are ongoing in Eastern Europe. These countries are characterized by hot source rock, where access is challenging due to a complex lithology profile. This paper will discuss technical solutions developed to meet the operational, environmental and economic requirements, including how the fluid system was converted between intervals to meet the technical challenges encountered while also minimizing overall environmental impact. The combination of the application of new technologies and building on previous field experience resulted in the successful execution of this well in a medium enthalpy geothermal reservoir in Croatia.

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.

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.

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.

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.