Frankfurt am Main ist ein besonders spannender Standort für die Nutzung oberflächennaher Geothermie. Seit einem Vierteljahrhundert wird hier gebohrt, gemessen und Erdwärme genutzt - trotz dichter Bebauung, komplexer Geologie und teilweise artesischer Grundwasserverhältnisse. Die Main-Metropole besitzt nämlich eine geothermische Anomalie mit erhöhten Untergrundtemperaturen und bietet somit ideale Voraussetzungen für die Nutzung von Erdwärme, sowie neue Perspektiven für eine nachhaltige Wärmeversorgung im urbanen Raum.

Der Vortrag blickt zurück auf 25 Jahre geothermische Praxis in Frankfurt am Main und stützt sich auf einen kompakten Datenschatz zur Nutzung der Erdwärme – von den Anfängen einzelner Pilotprojekte bis hin zu großflächigen Anlagen mit innovativen Konzepten. Dieses kontinuierliche Monitoring ermöglicht einen einzigartigen Überblick über die geothermischen Bedingungen im Stadtgebiet, sowie über technische und regulatorische Entwicklungen.

Anhand konkreter Projekte, Langzeitmessungen und umfangreicher Standortdaten werden typische Herausforderungen und bewährte Lösungsansätze aufgezeigt – und warum sich der Blick in den Untergrund Frankfurts lohnt. Abschließend wird ein Ausblick gegeben, wie sich die geothermischen Potenziale weiter erschließen lassen und welche Rolle sie in der klimaneutralen Stadt der Zukunft spielen können.

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.

Thermisch aktivierte Bohrpfähle bieten eine innovative Lösung für die geothermische Energienutzung in urbanen Gebieten, insbesondere in Innenstädten wie Frankfurt am Main. Diese Technologie integriert Energiepfähle in die Fundamente von Gebäuden, wodurch sie nicht nur statische Funktionen erfüllen, sondern auch als Wärmequelle und -speicher dienen. In Frankfurt, wo der Platz für herkömmliche geothermische Anlagen begrenzt ist, stellen thermisch aktivierte Bohrpfähle eine effiziente Alternative dar.

Ein weiterer Vorteil dieser Technologie ist ihre Fähigkeit, als Energiespeicher zu fungieren. Überschüssige Wärmeenergie, die während der Sommermonate gewonnen wird, kann in den Bohrpfählen gespeichert und in den Wintermonaten wieder abgegeben werden. Dies trägt zur Stabilisierung des Wärmebedarfs bei und reduziert die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen.

Darüber hinaus können private Unternehmen eine entscheidende Rolle bei der Umsetzung dieser Technologie spielen. Ähnlich wie bei der Nutzung von Balkonkraftwerken und dezentralen Stromerzeugungsanlagen können Unternehmen in die Planung und Nutzung thermisch aktivierter Bohrpfähle einbezogen werden. Dies fördert nicht nur die Energiewende, sondern schafft auch neue Geschäftsmodelle und Investitionsmöglichkeiten.

Die Heat Islands in Innenstädten kann damit entgegen gewirkrt werden.

Zusammenfassend bieten thermisch aktivierte Bohrpfähle eine vielversprechende Lösung für die geothermische Energienutzung in urbanen Gebieten. Durch die Integration dieser Technologie in die Wärmewende können Städte wie Frankfurt ihre Energieeffizienz steigern und einen wichtigen Beitrag zum Klimaschutz leisten.

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Konventionelle Bohrverfahren für Erdwärmesonden stoßen im urbanen Raum an technische, ökologische und wirtschaftliche Grenzen: Hoher Platzbedarf, laute und dieselbetriebene Geräte sowie lange Wartezeiten durch Fachkräftemangel und Maschinenverfügbarkeit erschweren den Ausbau der oberflächennahen Geothermie.

Mit Grabowski wurde ein neuartiger, vollelektrischer und autonom arbeitender Bohrroboter konzipiert, der direkt im Bohrloch arbeitet – ohne Bohrgestänge, ohne schweren Bohrturm. Der Roboter kombiniert ein integriertes Dreh-Schlagwerk, ein hydraulisches Fortbewegungssystem, eine wassergestützte Spülung sowie eine Extrusionseinheit zur Bohrlochstabilisierung. Die Technologie erlaubt platzsparende, autonome Bohrungen bis zu 500 m Tiefe – auch in beengten Umgebungen wie Tiefgaragen.

Labor- und erste Feldtests belegen Bohrgeschwindigkeiten bis 1 cm/min, einen deutlich reduzierten Energiebedarf (ca. 10 kWh elektrische Energie) und somit eine erhebliche CO₂-Einsparung gegenüber konventionellen Verfahren. Die kompakte Bauweise, der geräuscharme Betrieb und die Fernüberwachung eröffnen neue Anwendungsfelder und senken zugleich die Einstiegshürden für Hausbesitzer.

Der Vortrag stellt das technische Konzept, aktuelle Entwicklungsergebnisse und ein skalierbares Betriebsmodell für Bohrfirmen vor. Zudem wird aufgezeigt, wie durch die automatisierte, elektrische Bohrtechnik eine signifikante Entlastung von Personalressourcen sowie ein beschleunigter Ausbau der Wärmewende im Gebäudesektor erreicht werden kann.

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Eines der Hauptprodukte des von Interreg (Central Europe) geförderten Projekts TRANSGEO, das sich mit dem Wiederverwendungspotenzial existierender Öl- und Gasbohrungen beschäftigt, ist eine Applikation (Well-Assessment-Tool), die aus einer Datenbank und einer Webanwendung besteht. Die Datenbank wurde von jedem der 11 Projektpartner aus 5 Ländern aufgebaut. Im Fall von Österreich und Deutschland wurden Daten für das Molasse- und das Norddeutsche Becken in einer Excel-Vorlage gesammelt, die 3 Abschnitte umfasst: Standortdaten, Daten der durchteuften Lagerstättensektionen und Komplettierung. Einige Daten lagen bereits in Datenbanken oder elektronischen Dateien vor (die meisten Standortdaten), im Fall von Deutschland mussten andere Daten manuell eingetragen werden (petrophysikalische Parameter der einzelnen Formationen und Komplettierung oder Verfüllung). Österreich ergänzte die Daten mit modellbasierten Ableitungen von Parametern, wie Aquiferteufen oder Temperatur. Die Excel-Vorlage ermöglichte einen gesammelten Import in die Datenbank, woraufhin die Überprüfung der Datenqualität und -genauigkeit erfolgte. Die Datenbank wurde auf Fehler gefiltert, und statistische Analysen halfen, Ausreißer, Duplikate usw. zu identifizieren. Anschließend wurden auftretende Fehler manuell in den ersten Versionen des Tools über die Kartenanzeige und in den Schnittstellen überprüft. Dieser Prozess läuft bis Projektende im April 2026 weiter. Das Well-Assessment-Tool zeigt das Potenzial eines bestehenden Bohrlochs, basierend auf dem verfügbaren Markt und den Bohrlochcharakteristika, sowie das natürliche geothermische Potenzial für eine der 5 in TRANSGEO getesteten Geothermie-Techniken (ATES, BTES, HE, EGS, DBHE) an.

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In der Machbarkeitsstudie wird die Nachnutzung alter Kohlenwasserstoffbohrungen der ExxonMobil Deutschland in Niedersachsen als tiefe Erdwärmesonden (TEWS) zur kommunalen Wärmeversorgung untersucht. Das Ziel dieser Nachnutzung ist es die Wertschöpfungskette zu verlängern, die Kosten für geothermisch bereitgestellte Wärme zu minimieren und den CO₂-Fußabdruck zu reduzieren.

Numerische Modelle zeigen, dass die thermische Leistung der umkomplettierten TEWS nach 30 Jahren des Wärmeentzugs zwischen 200 und 400 kW liegt. Es wird zudem ein Optimierungspotenzial von bis zu 600 kW mit Simulationen aufgezeigt. Die Wärmegestehungskosten sind vergleichbar mit denen von Biomasse und wettbewerbsfähig mit den Gaspreisen aus dem Jahr 2022.

Die umfassende Modellierungsstudie zeigt, dass die wichtigsten Einflussfaktoren auf die Leistung einer umkomplettierten TEWS die Bohrtiefe sowie die Fließrate und Rücklauftemperatur der Anlage sind. Um realistische Szenarien zu modellieren, wurden die Wärmebedarfe ausgewählter Bohrungen in Niedersachsen kartiert und die Wirtschaftlichkeit durch Wärmenetzsimulationen berechnet. Hierbei ermöglicht die hohe Qualität der Wärme, mit einer Sondenaustrittstemperatur von bis zu 70 °C über einen Zeitraum von 30 Jahren, eine Versorgung über mehrere Kilometer.

Die Nutzung alter Bohrungen birgt geringe geologische Risiken, da sie nicht von Reservoirqualität und Fluidzusammensetzung abhängig ist. Außerdem spart sie enorme Investitionskosten, da die erforderliche Tiefbohrinfrastruktur bereits vorhanden ist. Insgesamt zeigt das Projekt das große Potenzial, bestehende Kohlenwasserstoffbohrungen für eine nachhaltige und kosteneffiziente Wärmeversorgung zu nutzen und kann somit einen wichtigen Beitrag zur Wärmewende in Deutschland leisten.

RAG Austria AG hat mit der tiefen Erdwärmesonde Mühlleiten 2 ein innovatives Pilotprojekt zur geothermischen Nachnutzung bestehender Tiefbohrungen in der österreichischen Molassezone realisiert. Die nicht-fündige Kohlenwasserstoffbohrung Mühlleiten 2, mit einer Endteufe von ca. 2.890 m in der Böhmischen Masse / Kristallin, wurde im Jahr 2011 zu einer tiefen Erdwärmesonde umgebaut (Bohrlochwärmetauscher - Koaxialsonde). Dabei wurde aufbereitetes Wasser am obersten Punkt des Bohrloches in den Ringraum (Anulus) eingebracht, mittels Kreiselpumpe nach unten gepumpt und durch das umgebende Gestein erwärmt. Am tiefsten Punkt (-2.850 m) wurde das Wasser umgelenkt und im Förderstrang an die Oberfläche zurückgeleitet, wo es eine thermische Leistung von maximal 290 kWtherm über einen Wärmetauscher (Übergabe Sekundärkreislauf) erbrachte und in ein nahliegendes Wärmenetz übergab.

Die Präsentation beleuchtet zentrale technische und betriebliche Erkenntnisse aus dem Betrieb der Sonde und spricht auch die schwierige rechtliche Lage bei der Weitergabe von Bohrungen an, da die Möglichkeit einer abschließenden bergbaulichen Haftungsübertragung fehlt.

Die physische Nachnutzung von Kohlenwasserstoffbohrungen in Deutschland für die Produktion von Erdwärme ist im Rahmen der Wärmewende eine naheliegende Lösung, die leider bisher nur punktuell umgesetzt wurde – mit zwei tiefen Erdwärmesonden in Landau und nun beginnenden Projekten in Munster und Groß Schönebeck. Zum Vergleich: im Jahr 2024 gab es in Deutschland 1744 Produktionsbohrungen in aktiven Erdöl- und Erdgasfeldern, von denen einige in den nächsten Jahren verfüllt werden. Das Nachnutzungspotential erscheint somit zunächst deutlich größer, es zeigt sich aber, dass es vielfältige Aspekte zu beachten gilt, die eine Nachnutzung unattraktiv oder unmöglich machen. Um die Zahl der nachgenutzten Bohrungen zu erhöhen, gibt es seit Jahren verschiedene Initiativen, u.a. das Geothermieforum Niedersachsen. Hier wurden verschiedene Dokumente zu dem Thema erarbeitet, die die Übergabe der Bohrung an einen geothermischen Nachnutzer erleichtern sollen, und auch eine Liste von möglicherweise nachnutzbaren Bohrungen gepflegt, die aktuell über Niedersachsen verteilt 27 Bohrungen umfasst. Diese Dokumente werden kurz vorgestellt. Der Impulsvortrag betrachtet die Herausforderungen bei der Umsetzung einer geothermischen Nachnutzung und zeigt einige Lösungsansätze. Einige Herausforderungen sind von den Unternehmen mitigierbar, einige könnten durch Änderung der rechtlichen Rahmenbedingungen mitigiert werden, andere sind dagegen oft gar nicht mitigierbar und damit Ausschlusskriterien. Die Herausforderungen können sehr unterschiedlicher Natur sein: z.B. technisch, wirtschaftlich, rechtlich. Dies reicht von geringen Bohrlochdurchmessern bis zu Haftungsfragen, Business Models und Entfernung zur Wärmesenke.

1. besondere Erwägungen und Probleme bei der Wiederverwendung (technisch, finanziell, politisch), und wie diese angegangen und überwunden werden können, um die Nachnutzung zu erleichtern
2. Vertreter von Industrie oder Kommunen - Interesse und/oder Erfahrung mit der Nachnutzung von Bohrungen

The UK’s National Geothermal Centre (NGC) takes a comprehensive approach to advancing geothermal energy deployment.We have four key pillars: research & knowledge exchange, policy & regulation, technology & innovation, and infrastructure investment.This broad framework unites a range of stakeholders, building momentum, fostering interconnectivity and cultivating transferable skills to drive collective progress.

A UK strength is its established petroleum sector, a reservoir of skills, knowhow, infrastructure and supply chain critical to successful geothermal developments.The NGC and its founding partners have already brought to the fore projects in which petroleum assets become geothermal assets and it is also supporting the transfer of skills into geothermal energy from other sectors.

Meanwhile, on the global stage, Germany’s leadership in geothermal technology, policy and deployment offers valuable insights and partnership opportunities.The growing collaboration between the NGC and Germany enhances knowledge sharing, regulatory alignment and joint innovation, helping both countries advance their geothermal ambitions and contribute to global net-zero goals.

The NGC has a vision to deliver a robust geothermal energy industry in the UK that could provide 50,000 direct jobs, 10 GW of heat, 1.5 GW of electricity, and 10Mt of CO₂ avoided annually. NGC’s upcoming roadmap presents a focused strategy to achieve this vision, leveraging talent across multiple sectors and incorporates international insights.This presentation will explore the path to reach these goals.

Delivered by NGC representatives, gain:

• First-hand insights on the new NGC roadmap
• Key examples of how cross-sector collaboration drives progress
• Practical guidance on leveraging international partnerships to unlock the UK’s geothermal potential

Climate change is a well-documented and supported by many publications. The consequence of this are more frequent & unpredictable major floods, fires, droughts. Research and development at the Rosemanowes site in Cornwall (1975-1990) and the European engineered geothermal systems (EGS) site at Soultz (France) have shown that natural hydraulically conductive faults exist in igneous basements at depth. These can be hydraulically manipulated for extracting high-temperature fluid. The circulating fluid may also contain valuable minerals such as lithium. This pioneering R&D project led to several successful commercial EGS projects in Germany (Insheim, Landau) and in France (ECOGI; Rittershoffen), all of which are located in the Rhine Graben.

Cooperation between centres with relevant expertise is proposed to accelerate the development of geothermal energy in the UK. Therefore, we propose a joint collaborative research program located in the counties of Cornwall and Durham. The first objectives of the research program is to establish a joint centre of excellence on EGS. Cornwall, UK, is renowned for its natural resources: the county’s history is embedded in mining of valuable economic commodities going back to the Roman times. It is estimated that by accessing hot rocks at a depth of 5,000 m, up to 20 % of the current electricity generating capacity of the UK can be delivered for 200 years.

This is an introduction to the geothermal potential of the Worcester Graben. UK Geothermal exploration and exploitation is nascent compared to mainland Europe, and within the UK the Worcester Graben has been overlooked.

Initiated by Permo-Triassic rifting and one of a chain of basins in the country, this north-south oriented basin lies between Birmingham and Bristol and east-west from the Malvern to Cotswold Hills. The depth of the sedimentary sequence exceeds 3000m with an average geothermal gradient of 27^oC/km giving a temperature of 80-90^oC at 2500m. A gradient of 41^oC/km was recorded near Gloucester providing an upside temperature of >100^oC.

The principal target is the Permian Bridgenorth Sandstones (Rotliegend Group) with secondary potential in the Triassic Bromsgrove and Kidderminster Sandstones (Sherwood/Bunter Group).

Interpretation relies on gravity, magnetic, seismic and well data as well as previously published data, papers and reports. The quality and vintage of all data is good to poor with the most recent seismic acquired in 1985 and the last deep well drilled in 1989 – all principally for hydrocarbons and no well has been drilled to date to specifically test for geothermal energy.

The lack of well penetration in the basin centre, paucity of reservoir measurements and coverage of temperature data means that uncertainty will remain in the primary geothermal parameters that control project viability. However, this paper demonstrates that the basin provides excellent potential for a heat network with deeper prospectivity for direct power generation in the Palaeozoic below 6km.

The UK, through regional initiatives in Cornwall and County Durham, is developing a bold proposal for a ‘Next-Generation’ Geothermal Centre of Excellence to demonstrate cutting-edge geothermal technologies and accelerate sector growth. Modelled on the US Department of Energy’s FORGE programme, the Centre seeks approximately £200m public investment over 10-years to establish an open-access R&D training facility, with two flagship demonstration sites in Cornwall and Northeast England.

Cornwall is proven to be geothermally viable, with decades of R&D at the Rosemanowes HDR test site underpin the successful drilling and operation of projects at United Downs and Eden Geothermal. These projects have generated a wealth of geological, thermal and modelling data informing ongoing RD&I and a pipeline of projects. County Durham complements this with a strong track record in exploration drilling and geothermal RD&I, including test site for heat storage and extensive experience in mine water heat recovery.

These two mature ecosystems of projects, knowledge base, data and stakeholder support provides a strong foundation for Next-Generation demonstration and future RD&I.

The Centre would deliver:

• two ‘Next-Generation’ demonstration projects
• testbeds for supply chain innovation
• multi-disciplinary R&D
• training and upskilling programmes
• open-access data

The proposal is industry led, with interest from international stakeholders and investors. Adopting Next-Generation technologies to reduce drilling times, costs and increase outputs, to meet soaring demand for 24/7 clean energy, would position the UK as a global leader. This is a unique opportunity to align policy, industry and research for impactful, sustainable energy transition.

Minewater, and the subsurface in general, offers an incredible thermal resource for ground-source heat pumps, however the rate of abstraction requires careful management to not outpace the rate of natural heat recharge. The Geobattery concept addresses this heat mining effect by utilising minewaters to cool heat generating industries and then recycling that heat back into the flooded legacy mineworkings for heat users to access. Enabling this circular heat economy decarbonises both heating and cooling with minimal infrastructure requirements.

The Galleries2Calories project is developing a working Proof-of-Concept pilot site for GeoBattery, located at the University of Edinburgh’s Easter Bush Estate. The pilot’s ultimate objective is recycling and transmitting waste heat from the Edinburgh Parallel Computing Centre (EPCC) towards the nearby community of Loanhead. Work to-date has focused on characterising and developing conceptual geochemical and hydrogeological models of the targeted mineworkings for geochemistry, and predicting fate and transport of injected heat. Recent drilling and coring work has successfully established a borehole in the targeted section of the mineworkings of Roslin colliery with some preliminary in-situ hydrogeological testing. This presentation discusses the Geobattery pilot-site development, providing an overview of preliminary characterisation, drilling and coring work, and lessons learned for other minewater geothermal schemes.

Optimisation of doublet well spacing in low-enthalpy geothermal systems is addressed by defining a novel objective function that is based on the Coefficient of Performance (CoP) and energy sweep efficiency. The definition of objective function that separates performance-based criteria from economic factors, allows us to better observe the effects of heterogeneity on optimisation. A checkerboard pattern of two doublets (two injection wells diagonally placed and two production wells diagonally placed over corners of a rectangle) is considered for a range of homogeneous to heterogeneous (spatially correlated and fluvial) synthetic low enthalpy reservoirs. Optimal length and width of this rectangle are sought in order to (a) maximise heat recovery from a conventionally-chosen licence area around the rectangular domain, (b) minimise heat recovery from outside this licence area, and (c) maximise CoP. We define fixed (15 years and 30 years) and varying life times of operation (between 15 and 30 years). For optimisation, in addition to a simple-search procedure of optimisation across a mesh of simulation nodes, we also utilise a surrogate response surface model to computationally solve the optimisation problem. Our results consistently show that for a fixed life time of 15 years and a discharge rate of 250 m3/hr, 400 m is the optimal well/doublet spacing. Increasing the life time and the discharge rate will increase the optimal well/doublet spacing. The results show while CoP is sensitive to the heterogeneity, adding energy sweep to the objective function makes the distances found for the homogeneous cases also consistent solutions for the heterogeneous cases.

The Geothermal industry is increasingly exploring the adoption of advanced completion technologies in High-Pressure, High Temperature (HPHT) environments. This paper outlines applications for Swellable Elastomeric Technologies, are their benefits, in Geothermal Wells.

The technologies discussed in this paper offer reliable isolation, without mechanical packers and may offer reduce use of grout (cement).

The compounds discussed – Super Absorbent Polymers (SAP) – offer improved performance in high salinity environments when compared to conventional, osmotic-swell elastomers. These characteristics may also prove well suited to wells where the production of elements, such a Lithium, is desired.

Swelling in water, SAP compounds offer enhanced zonal isolation reliability when compared to grout (cement), conforming to borehole irregularities, negating potential for micro annuli formation.

Designs for Geothermal usage can offer:

• Cable feedthroughs to facilitate succinct Pressure-Temperature (P-T) measurement above and/or below isolations.
• Reduced well count and subsequent topside infrastructure – dual string completions.
• Improved HSE performance, through a reduction to hazard exposure during drilling and completion operations.
• Improved environmental performance
  • Reduced reliance on grout (cement) which may be considered as high energy consuming and high carbon emitting during its production.
  • Elastomer is inert and stable – removal of potential for grout (cement) contamination of formation water.
• More straightforward well recovery when compared to well completions, which have been fixed with grout (cement).

This paper concludes that Swellable Elastomeric Technologies offer a resilient solution for Geothermal Wells and may offer enhanced isolation performance, improved health and safety metrics and reduced environmental impact.

The Durham Geothermal Cogeneration Project targets the radiogenic Weardale Granite and overlying sediments along the Sharnberry–Deerness fault in northeast England. A geothermal gradient of 32-38°C/km yields surface production temperatures of 210-250°C at 6.5km and 160-190°C at 5km, well above the 85°C required for current third generation district heating, and technically suitable for fourth generation operation with customer-side temperature reductions.

A four-gate phased reservoir strategy mitigates risk and maximises flexibility. Gate 1 drills a 2.5km slim-hole to test fault transmissivity and temperature. If artesian flow or sufficient gradient is confirmed, Gate 2 advances to a 6.5km appraisal well with a 500m lateral. A successful outcome (≥210°C, ~50kg/s) enables a six-lateral fault-based development yielding ~39MWₜ and up to 37MWₑ. If flow is inadequate, a trial stimulation for a nine-lateral Enhanced Geothermal System (EGS) is attempted. Gate 3 provides a 5km sidetrack for EGS fallback, while Gate 4 targets sedimentary rock at 3km as a heat-only contingency. Each gate reuses the existing wellbore, limiting sunk cost and abandonment liability while ensuring delivery of the 39MWₜ base case.

Surface infrastructure includes a 16.9km network delivering approximately 101GWh/year to anchor loads including Durham University, the hospital, and civic buildings (achieving ~5.95 MWh/m linear heat density). A central energy centre includes twin heat exchangers, a 900 m³ thermal buffer, SCADA controls, and variable-speed pumps. An Organic Rankine Cycle unit enables flexible operation between cogeneration and heat only modes. Built-in geothermal redundancy avoids reliance on fossil backup or high-cost low-carbon alternatives, ensuring a resilient, low-carbon supply.

The “Advanced Computing Facility” is a high-performance data centre at the University of Edinburgh with a 6 MW maximum capacity. It will host the national supercomputer, funded by the UK government, which will increase the facility’s IT power demand to over 25 MW. The "Galleries to Calories" project investigates the techno-economic feasibility of using mine water from a nearby flooded coal mine as a heat sink to support the cooling requirements. The first exploration well encountered several unmapped voids and a mine water temperature of 16 °C – temperatures that must remain low to minimise future pumping costs in a potential cooling system. A preliminary well-field design proposes three well-doublet pairs with a combined abstraction rate exceeding 100 L/s for the existing 6 MW system. A 3D numerical groundwater model, calibrated with well test data, predicts a manageable drawdown within the 0.1 km² site. However, modelling also highlights a significant risk of thermal feedback from reinjection wells, along with induced advection from deeper, warmer mine workings. Modelling results indicate that maintaining a temperature increase below 1 °C is achievable through strategic well placement. This requires consideration of the regional groundwater flow direction, the high transmissivity of mine workings and host rock, and the potential use of hydraulically isolated mine panels. The discussed well configuration is designed to also optimise heat recovery approximately 500 m downgradient from the injection site, where a potential district heating network — delivering over 20 GWh/year — could be supported by the Geobattery system.

Improving overall resource efficiency enhances energy security. Biogas is an important asset within waste management, transforming a range of organic waste into a higher-value product. By creating integrated partnerships, sector coupling highlights the synergies of Geothermal Energy, District Heating, Industry-CO2, Biowaste and Agriculture. This paper offers a perspective on a novel geothermal methodology for the wellbore reformation of biogas to generate hydrogen production with in situ carbon capture and storage (CCS) and proposes a new disruptive approach with a more immediate, direct and effective route to net zero. The methodology is referred to here as Carbon Injection and Gasification Geothermal (CIGG). The CIGG process combines several processes (i.e., hydrogen generation, carbon capture and biogas upgrading) with low-grade heat geothermal to eliminate process steps, saving process energy, costs, and materials, to create one, combined, sustainable solution. To capture these synergies, a wellbore methane reformation tool is proposed that exploits the natural geo-pressure from geothermal reservoirs and their associated formation fluid (hereafter power fluid). The hot injected CO2 waste stream eliminates the temperature depletion of the formation that is normally associated with geothermal power fluids. The immediate, in situ, downhole capture of CO2 will also enable improved geothermal power efficiencies from any CO2 partially recirculated within the power fluid. With geothermal wells having an expected life span of 15–25 years these synergies will enhance energy security for the long term. The CIGG process is proposed as a true win–win for both the energy economy and environmental stewardship.

As the United Kingdom experiences rising temperatures, the need for sustainable cooling solutions is becoming critical. To meet this challenge, Celsius Energy—a specialist in low-carbon heating and cooling systems—has launched an innovative demonstrator site in Stonehouse, Gloucestershire. The site connects a 4500m² building to the subsurface via a heat pump and a network of shallow inclined geothermal probes.

In summer, the system enables the building to be cooled by transferring excess heat into the ground, where it is stored for future use. In the winter season, the same system extracts the stored energy to provide heating. This bidirectional energy exchange reduces reliance on fossil fuels and supports the decarbonisation of buildings (up to 90% reduction in CO₂ emissions).

At the heart of this solution lies Celsius Energy’s patented drilling technology, which drastically reduces the surface footprint of geothermal systems—requiring only two parking spaces for installation. Recognised by the British Renewable Energy Awards for Innovation, the Stonehouse installation meets 100% of the building’s cooling needs, 84% of heating needs, and reduces annual energy consumption by 67%.

Our presentation will explore the technical configuration of the Stonehouse site, performance data from our system in both heating and cooling modes, and the broader implications for urban energy resilience in a warming climate. As part of the UK’s contribution to the German Geothermal Conference 2025, it highlights how subsurface thermal storage can play a vital role in the energy transition, offering a scalable and replicable model for sustainable building climate control.

Star Energy is applying decades of oil and gas experience to accelerate the development of geothermal heat projects in the UK. As a long-standing onshore operator, we possess a deep understanding of the UK’s subsurface, regulatory environment, drilling and operational risks—skills that are directly transferable to geothermal. Our ability to manage complex planning processes, drill wells under community scrutiny, and operate safely and efficiently gives us a unique advantage in bringing forward low-carbon heat solutions.

The Salisbury geothermal project, located in Wiltshire, exemplifies this approach. The project’s objective is to supply geothermal heat to Salisbury General Hospital. To do this, we have repurposed knowledge, techniques, and supply chains from our hydrocarbon business to target heat extraction from deep (>1,000m) aquifers. Our team has engaged early with stakeholders, conducted extensive geological and geophysical assessments, acquired and interpreted new seismic data and advanced the project with a clear focus on risk reduction and project economics. The project is designed to provide sustainable heat to local consumers and public buildings, demonstrating both environmental and commercial viability.

By adapting a traditional O&G approach to the project workflow, we have created a technical and commercial framework by which deep geothermal projects may be delivered. Star Energy’s model of responsible oil and gas production alongside geothermal development offers a blueprint for accelerating the UK’s decarbonisation goals.

Germany has pioneered the reuse of flooded, abandoned mines for geothermal energy (i.e., to meet heating, cooling, and/ or thermal energy storage demands) since the 1980s. In fact, the first mine water geothermal system to be built in Europe comprised a 350 kW_th installed capacity system used to heat a nursing home in Essen in 1984.

Since then, numerous mine water geothermal projects have been implemented across the country; as of July 2025, the authors are aware of at least 18 that are operational, placing Germany at the forefront of the sector. The latest exciting development is a mine water thermal energy storage (MTES) project in which waste heat from a data centre will be stored in mine workings, providing seasonal heating and cooling to a 5^th generation heat network in Bochum.

Based in the UK, geothermal experts at TownRock Energy have over a decade of experience working on mine water geothermal projects closer to home. These include operating and maintaining the only two privately funded, multimegawatt mine water heating schemes (Lanchester Wines), co-leading an R&D project to demonstrate the “geobattery” concept (Galleries 2 Calories), and a multitude of mine water heat network feasibility studies.

This presentation will provide an overview of the mine water geothermal sector in Germany and discuss some of the key learnings TownRock have gained from their experience establishing the mine water geothermal sector in the UK.

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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 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.

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.

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.