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The energy and digital transitions require a large amount of raw materials which are considered ‘critical’ in the EU. Interestingly, there is an untapped resource in geothermal fluids, some of which contain significant amounts of Critical Raw Material (CRM). The EU-funded CRM-geothermal project therefore proposes to combine the extraction of raw materials and geothermal heat.

To enable a faster market deployment of combined heat and CRM-extraction projects, the CRM-geothermal project has developed a database that gives an overview of the potential for raw materials in geothermal fluids for a large range of CRM across Europe. Based on the data, INLECOM INNOVATION (Greece) developed the CRM AI-based Lithium Prediction Tool to uncover intricate relationships between elemental features and Lithium concentrations in geothermal waters with the adoption of the Decision Tree regression model. The tool development extends to the domain of Explainable AI, with Shapley values shedding light on the intricate decision-making processes of Lithium estimation.

Another key requirement for the successful development and operation of combined extraction projects is obtaining and maintaining a social licence to operate (SLO) from local communities and other relevant stakeholders. However, while there is a wealth of academic research on the theoretical basis for SLO, there is little guidance on how to obtain SLO and integrate such activities with wider stakeholder strategies. In the CRM-geothermal project, we have developed practical guidance that project staff can use in planning their day-to-day activities. We present the principles that underpin SLO and a range of potential approaches to obtaining and maintaining SLO.

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Unternehmen, die mehrere Geothermieprojekte realisieren möchten, stehen vor der Herausforderung, dass sich die Projekte häufig in unterschiedlichen Entwicklungsstadien befinden – von der Idee über Studien und Konzeption bis hin zur Planung und Umsetzung. Die Projekte werden zudem von verschiedenen Teams bearbeitet, was die Koordination und den Überblick erschwert. Während bei fortgeschrittenen Projekten klare Strukturen für die Kommunikation der Daten vorliegen, fehlen diese Ansätze häufig in frühen Phasen. Wie kann dennoch ein umfassender Überblick über alle Projekte gewährleistet werden?

Dieser Beitrag zeigt, wie die Low-Code-Plattform Microsoft Power Apps als flexibles und leistungsstarkes Werkzeug genutzt werden kann, um eine innovative Lösung für Projektübersichten zu entwickeln.

Die Anwendung umfasst zentrale Funktionen wie die Erfassung allgemeiner Informationen zum Projektfortschritt, technische Daten, Standortinformationen, Kostenannahmen, Wärmegestehungskosten, Organigramme der Projektteams und Kartendarstellungen. Ergänzend dazu bietet sie ein interaktives Dashboard, Informationen schnell verfügbar macht, Zusammenhänge visualisiert und hilft Berichte zu erstellen.

Besonderes Augenmerk liegt auf den vielseitigen Möglichkeiten, die Power Apps bietet, darunter die Integration von Tabellen, die Hinterlegung von Bildern, das Erstellen interaktiver Dashboards und die Generierung von Diagrammen. Diese Funktionen erlauben es, Daten nicht nur strukturiert zu erfassen, sondern auch anschaulich aufzubereiten und dynamisch auszuwerten – unabhängig von der jeweiligen Projektphase.

So können zentrale Projektinformationen und Kennwerte dargestellt und auf einen einheitlichen Datenstamm zugegriffen werden. Auch beim Übergang in die nächste Projektphase geht keine Information verloren. Das Tool ermöglicht der Projektleitung und dem Management einen gebündelten Überblick sowie den Projektbeteiligten tiefere Einblicke in Projekte und deren Zusammenhänge.

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Hydrothermale Geothermie wird trotz des großen Potenzials in Nordrhein-Westfalen bislang unzureichend genutzt, obwohl die Wärme aus der Tiefe grundlastfähig und ganzjährig verfügbar ist. Zudem fehlen in vielen Regionen Untergrunddaten zu den Tiefenlagen potenzieller Nutzhorizonte und somit wichtige Planungsgrundlagen. Das Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie des Landes Nordrhein-Westfalen hat sich über den Masterplan Geothermie NRW als Ziel gesetzt, die Potenziale der tief liegenden Wärmevorkommen zu erschließen und bis 2045 etwa 20 % des landesweiten Wärmebedarfs durch Geothermie zu decken.

Der Geologische Dienst NRW führt im Auftrag des Landes ein Bohr- und Explorationsprogramm durch und setzt somit eine zentrale Maßnahme des Masterplans Geothermie NRW um. Ziel der auf fünf Jahre angesetzten Kampagne ist es, den Untergrund von NRW für eine geothermische Nutzung zu erkunden und die geothermischen Eigenschaften der Zielhorizonte zu bewerten. Es werden unter anderem 2D-seismische Messungen und Forschungsbohrungen als Teil der staatlichen geologischen Landesaufnahme ausgeführt. Bei allen Maßnahmen wird großer Wert auf eine intensive Öffentlichkeitsarbeit und Einbindung von Stakeholdern gelegt.

Hierbei stellen Forschungsbohrungen eine wichtige Erkundungsmethode dar, um detaillierte Informationen zu den Eigenschaften der Zielhorizonte zu gewinnen. Die 960 m tiefe Forschungsbohrung Krefeld hat dieses Jahr den Kohlenkalk des Unterkarbon erfolgreich untersucht, mit dem Ergebnis, dass dieser als das erste geothermische Reservoir für NRW benannt werden konnte. Die nächste Forschungsbohrung ist in Planung, um einen weiteren Zielhorizont zu untersuchen. Für die Jahre 2027 und 2028 sind bis zu 2 000 m tiefe Forschungsbohrungen mit anschließender energetischer Nutzung geplant.

Die Roadmap Tiefe Geothermie Berlin wurde Juli 2023 vom Berliner Senat beschlossen. Berlin betritt damit einen bis jetzt einzigartigen Weg zur flächendeckenden Nutzung der Tiefen Geothermie. Zum ersten Mal in Deutschland stellt eine Kommune einen stadtweiten Aufsuchungsantrag und exploriert großflächig das geothermische Potenzial in einer Kombination aus gewerblicher Aufsuchung und geologischer Landesaufnahme. Das Ziel dieses Vorgehens ist, das geothermische Potenzial hochauflösend zu erkunden und mittels Ressourcenmanagement optimal und gemeinwohlorientiert zu nutzen.

Für die Erkundung wird das Land Berlin in den nächsten 5 Jahren seismische Messungen im Rahmen der geologischen Landesaufnahme sowie mehrere Tiefbohrungen im Rahmen der gewerblichen Aufsuchung durchführen. Die Erschließung und Nutzung werden durch private und kommunale Wärmeversorger erfolgen und in einem landesweiten Ressourcenmanagement gesteuert.

Das Ressourcenmanagement ist für Berlin insbesondere deshalb wichtig, da das geothermische Potenzial auf über bis zu fünf potenzielle Reservoire verteilt ist, welche vertikal übereinander liegen, unterschiedlichen Eigenschaften besitzen und gleichzeitig genutzt werden sollen. Diese Form der Stockwerksnutzung durch unterschiedliche Akteure ist im Bergrecht aktuell nicht vorgesehen. Um dies zu ermöglichen, sollen zukünftig die Rechte aus der bergrechtlichen Erlaubnis an Vorhabenträger übertragen werden. Hierbei werden insbesondere vergabe-, kartell- und beihilferechtliche Aspekte berücksichtigt.

In diesem Vortrag wird der Weg vom Senatsbeschluss der Roadmap bis zur Erteilung der stadtweiten Aufsuchungserlaubnis skizziert. Es werden erste Ergebnisse aus der 2D-seismischen Landesaufnahme präsentiert und das Vergabeverfahren der Nutzungsrechte vorgestellt. Zudem wird die Frage beantwortet, ob der Berliner Weg zur Tiefen Geothermie eine Blaupause für stark urbanisierte Räume und Kommunen sein kann.

Mit dem Onlinezugangsgesetz haben sich Bund und Länder darauf verständigt, Verwaltungsleistungen digital über Verwaltungsportale anzubieten. Ziel îst ein nutzerfreundlicher, vollständig digitaler Zugang zu Verwaltungsverfahren – „Ende-zu-Ende“ und online. Für bergrechtliche Verwaltungsleistungen (z. B. Erlaubnisse, Bewilligungen, Betriebsplanzulassungen) bedeutet das: Diese Prozesse sollen nutzerfreundlich, standardisiert, digital und medienbruchfrei über ein Online-Portal abgewickelt werden können.

Bergpass (www.bergpass.de) ist die zentrale Plattform zur elektronischen Antragstellung, Kommunikation und Bearbeitung von Anträgen nach dem Bundesberggesetz (BBergG). In der Kooperation „EfA Bergbau“ haben 14 Bundesländer nicht nur nach dem Prinzip "Einer für Alle" dieses elektronisches Antragsverfahren entwickelt, sondern zugleich ein speziell auf die Bedürfnisse der Bergbehörden zugeschnittenes Fachverfahren mit angeschlossener Datenbank (Bergbauinformationssystem – BIS) geschaffen.

Bergpass verfügt über folgende Funktionen:

• Nutzerregistrierung und Authentifizierung über sichere Zugangsmethoden
• Digitale Antragstellung für bergrechtliche Verfahren mit digitale Formularen mit Plausibilitätsprüfungen
• Elektronischer Schriftverkehr zwischen Antragsteller und zuständiger Behörde (inkl. Zustellung von Bescheiden) über bundeweit standardisierte Nutzerkonten (Unternehmenskonto, Bund ID)
• Verfahrensstandanzeige und Nachverfolgung durch Antragsteller

Für die an der Kooperation teilnehmenden Länder ist Bergpass perspektivisch die Plattform für die Abwicklung aller bergaufsichtlichen Verwaltungsleistungen im Sinne des OZG. Damit unterstützen wir als teilnehmende Bergbehörden die Umsetzung der digitalen Verwaltung. Unternehmen und Verwaltung profitieren von standardisierten Verfahren, digitalen Aktenprozessen und höherer Effizienz. Durch die Zusammenarbeit mit den Branchen des Bergbaus in Deutschland hinterlegen wir auch Industriestandards in den Anträgen. Das sorgt für einfachere, schnellere und rechtssichere Genehmigungsverfahren.

Der Vortrag liefert einen Überblick über die Umsetzung, konkrete Weiterentwicklung sowie Perspektiven der Digitalisierung bergrechtlicher Verfahren für die Verwaltung und insbesondere für Unternehmen.

Geothermie ist ein Schlüsselelement der Energiewende und gewinnt bei kommunalen Versorgern zunehmend an Bedeutung, insbesondere für die Versorgung über bestehende Fernwärmenetze. Das Norddeutsche Becken in Brandenburg wurde zwischen 1960 und 1980 intensiv zur Erkundung von Kohlenwasserstoffen untersucht. Die umfangreichen Bestände an Altdaten, wie beispielsweise seismische Messungen oder Daten zu Bohrlöchern, liegen überwiegend im Geoarchiv des LBGR vor. Der Zugang und die Gewinnung von Aussagen daraus gestalten sich dennoch oft schwierig, zum einen liegen diese historischen Daten zu einem Großteil nicht in digitaler Form vor und zum anderen fokussierte die Erkundung von Kohlenwasserstoffen andere geologische Formationen und Parameter, als sie heute für die Tiefengeothermie relevant sind.

Das LBGR und das MWAEK haben daher gemeinsam einen Aktionsplan Tiefengeothermie beschlossen, um die geothermische Erkundung im Land entscheidend voranzubringen. Bis zum Jahr 2028 investiert das Land Brandenburg umfassend in

(I) den Ausbau der IT-Infrastruktur, um digitalisierte Daten der Öffentlichkeit nutzerfreundlich bereitzustellen und Fach- und Nachweisdaten im Rahmen des Geologiedatengesetzes zum direkten Download anzubieten,

(II) die Digitalisierung historischer Erkundungsdaten sowie deren Vereinheitlichung und qualitative Verbesserung durch Aufbereitung und Vektorisierung,

(III) die Identifizierung und Schließung von Datenlücken durch Fortführung der staatlichen geologischen Landesaufnahme mittels geophysikalischen Erkundungsmethoden und

(IV) der Bereitstellung neuer staatlicher Daten mindestens einer im Rahmen der staatlichen geologischen Landesaufnahme abgeteuften Erkundungsbohrungen, einschließlich der daran gemessenen petrophysikalischen, geomechanischen und geochemischen Parameter ausgewählter Reservoirhorizonte im Norddeutschen Becken.

Der Aktionsplan wird durch eine kontinuierliche Öffentlichkeitsarbeit begleitet, um sowohl relevante Akteure und Investoren innerhalb Brandenburgs als auch die Bevölkerung und interessierte Öffentlichkeit transparent zu informieren und einzubinden.

Seit dem Inkrafttreten des Geologiedatengesetzes (GeolDG) 2020 stellt das Bayerische Landesamt für Umwelt (LfU) als datenhaltende Stelle für Bayern wichtige geowissenschaftliche Fachdaten, insbesondere auch privatwirtschaftliche Daten aus der Öl- und Gasindustrie, zur Beantwortung tiefengeothermischer Fragestellungen bereit. Das LfU ist als Datendrehscheibe auch für die Annahme und Speicherung geowissenschaftlicher Daten nach Fertigstellung der Tiefengeothermie-Projekte verantwortlich.

Nach GeolDG sind diese größtenteils als nichtstaatliche Fachdaten zu klassifizieren, ein relevanter Anteil ist allerdings als Bewertungs- und sensible Daten einzustufen. Basierend auf dem jährlichen Erfahrungsaustausch aller staatlichen geologischen Dienste (SGD) Deutschlands wurde ein Leitfaden zur einheitlichen Bearbeitung und Bereitstellung der u.a. für die Tiefengeothermie relevanten Daten und Dokumente in Deutschland erstellt. Der darauf ausgerichtete interne Datenmanagement-Workflow umfasst die sorgfältige Sichtung und Kategorisierung aller tiefengeologischen Daten sowie gegebenenfalls das arbeitsintensive Schwärzen sensibler Dateninhalte.

Der im Vollzug des GeolDG anwachsende Datenbestand weist eine große Heterogenität auf. Daher werden gemeinsam mit bayerischen Universitäten und Geothermie-Firmen Konventionen erarbeitet, die eine einheitliche Ablage von Ergebnisdaten ermöglichen sollen. Diese Harmonisierung umfasst unter anderem technische Dateiformate, das korrekte Laden und Interpretieren bereitgestellter Fachdaten sowie die vereinheitlichte Benamung und Beschreibung für die Tiefengeothermie wichtiger geophysikalischer Marker und Leithorizonte im bayerischen Molassebecken.

In diesem Beitrag stellen wir den Workflow vom Dateneingang über die Verwaltung bis hin zur effizienten und GeolDG-konformen Ausspielung der Daten transparent vor. Hierdurch soll das Verständnis über die Vorgehensweise und den Aufwand zur Bearbeitung der wechselseitigen Datenströme zwischen Akteuren und Behörde zur Unterstützung der Tiefengeothermie-Projekte in Bayern gefördert werden.

Im Rahmen des IEA HPT Annex 61 wird eine umfassende Analyse der Systemgestaltung für Quartiere mit Fokus auf der Einbindung von Wärmepumpen (WP) umgesetzt. Ziel ist es, durch innovative Technologien, Planungstools und effiziente Gebäudekonzepte ein effizientes und wirtschaftliches Versorgungskonzept zu erreichen. Besonders bei bestehenden oder hochverdichteten Quartieren gestaltet sich die Umsetzung herausfordernd, da die Flexibilität im Design begrenzt ist und die Planung der WP-Systeme komplexer wird. Es werden verschiedene Systemkonfigurationen definiert und deren Eignung in Abhängigkeit von klimatischen Bedingungen, Gebäudetypen (Wohngebäude, Nichtwohngebäude) sowie lokalen Randbedingungen wie Platz- und Lärmschutz analysiert. Zudem müssen unterschiedliche Temperaturniveaus abdeckt werden, z. B. Raumheizung (RH), Warmwasserbereitung (TWW) und Raumkühlung. Je nach Last und Verfügbarkeit der Niedertemperaturwärmequelle (vor Ort oder in der Nähe) stehen verschiedene Integrationsoptionen zur Verfügung:

• Zentral (WP pro Block/ Quartier)
• Semi-zentral (zentrale WP + dezentrale Booster-WP)
• Dezentral (gebäudeweise WP)
• Gemischt (z. B. zentral WP für RH, dezentral WP für TWW)

Es wird ein kostenoptimaler Planungsworkflow vorgestellt, der die Entscheidung für die passende Systemlösung erleichtert. Während dezentrale WP in der Regel die beste Systemleistung bieten, sind zentrale Systeme oft kostengünstiger in der Investition. Booster-WP auf dezentraler Ebene ermöglichen niedrigere Verteilungstemperaturen und sind besonders bei heterogenen Gebäudestrukturen interessant. Anhand von Fallstudien aus Deutschland, Österreich und der Schweiz wird die Anwendbarkeit des Ansatzes demonstriert. Ziel ist es, eine Grundlage für eine integrierte, kostenoptimale Planung von Versorgungskonzepten für Quartiere zu schaffen, um die Energiewende in urbanen Räumen effizient voranzutreiben. Die Ergebnisse leisten somit einen Beitrag zur nachhaltigen Quartiersentwicklung und zur Optimierung von Wärmepumpensystemen im Kontext der Energiewende.

Die thermische Nutzung des Untergrunds über Erdwärmesondenfelder ist ein etabliertes Verfahren zur dezentralen Wärme- und Kälteversorgung. Dabei verändert sich das Temperaturniveau über die gesamte Tiefe der Bohrungen hinweg. Bei großflächigen Anlagen kann sich der thermische Einfluss bis an die Grundstücksgrenze ausdehnen – und diese mitunter deutlich überschreiten.

Im Gegensatz dazu konzentrieren sich Brunnenanlagen auf die Nutzung eines einzelnen Grundwasserleiters. Die Temperaturdifferenz zwischen Entnahme und Wiedereinleitung ist zwar meist gering, dennoch entsteht in der unmittelbaren Umgebung eine deutliche thermische Veränderung im Aquifer. Diese kann sich – abhängig von Fließrichtung und Durchlässigkeit – über größere Entfernungen ausbreiten und auch benachbarte Grundstücke beeinflussen.

In dicht bebauten Räumen oder bei benachbarter Nutzung angrenzender Flächen kann es zu gegenseitigen thermischen Beeinflussungen kommen – mit potenziellen Auswirkungen auf die Leistungsfähigkeit und Betriebssicherheit beider Systeme. Der Beitrag beleuchtet die Bedingungen, unter denen solche Überlagerungen entstehen können, und zeigt auf, welche planerischen Aspekte frühzeitig berücksichtigt werden sollten, um Nutzungskonflikte zu vermeiden.

Ziel des BMWE geförderten Forschungsprojekt UrbanGroundHeat ist es die Wärmewende in urbanen Bestandsquartieren voranzutreiben. Um Klimaziele im Gebäudebereich in Deutschland kurz- und mittelfristig zu erreichen, ist eine deutlich größere Marktdurchdringung von Wärmepumpensystemen im Gebäudebestand notwendig. Die Umstellung bestehender Heizsysteme auf geothermiebasierte Wärmepumpensysteme spielt dabei eine zentrale Rolle.

Dafür wurden für reale Bestandsquartiere Optionen einer nachhaltigen geothermische Wärmeversorgung untersucht. Verschiedene Versorgungsvarianten – dezentrale Versorgung, kalte Netze, warme Netze, jeweils mit und ohne Regeneration – wurden detailliert technisch, regulatorisch und ökonomisch verglichen.

Auf Basis modellbasierten Potentialuntersuchungen und Vorplanungen wurden die Umsetzungsoptionen für bestehende Quartiere mit den beteiligten lokalen Energieversorger erarbeitet und bewertet.

Die Ergebnisse – insbesondere die wirtschaftlichen Kennwerte – und das Vorgehen der Szenarienentwicklung werden vorgestellt, verglichen und bewertet.

Beteiliget Partner: Fraunhofer IEE, Fraunhofer IEG, GASAG Solution Plus, Trianel, ISFH Hameln, Stiftung Umweltenergierecht, Stadtwerke SH, Stadtwerke Solingen,
GGEW Bergstraße, Stadtwerke Münster Stadtwerke Ahlen

Die thermische Nutzung von Grundwasser ist eine effiziente und nachhaltige Lösung der oberflächennahen Geothermie – besonders in dicht besiedelten Gebieten mit hohem Wärme- und Kühlbedarf. Im Vortrag werden vier großtechnische Anlagen in Neubau- und Bestandsprojekten vorgestellt, die unterschiedliche geologische, hydrologische und infrastrukturelle Rahmenbedingungen widerspiegeln.

Dabei werden typische Herausforderungen in Planung, Genehmigung und Betrieb beleuchtet sowie zentrale Erfolgsfaktoren aufgezeigt – von hydrogeologischen Voruntersuchungen über Monitoringkonzepte bis zur Integration in komplexe Energiesysteme.

Ein Vergleich mit alternativen Systemen wie Erdwärmesonden verdeutlicht die Potenziale und Grenzen der Grundwassernutzung. Ziel ist es, auf Basis konkreter Erfahrungen praxisnahe Hinweise für zukünftige Projekte zu geben und Impulse für eine breitere Nutzung dieser Technologie zu setzen.

Im Forschungs- und Entwicklungsvorhaben GRETA werden deutschlandweit Potenziale einer geothermischen Wärme- und Kälteversorgung sowie der Wärmespeicherung im geologischen Untergrund systematisch ermittelt. Ziel ist es, eine belastbare, räumlich differenzierte und methodisch standardisierte Datengrundlage für die nationale Wärmeplanung sowie die Erfüllung der EU-Berichtspflichten (RED II) zu schaffen. Ausgangspunkt ist die bislang fehlende flächendeckende Quantifizierung geothermischer Potenziale und deren wirtschaftlicher Erschließbarkeit.

Die Potenzialermittlung basiert auf 20 repräsentativen Nutzungstypen, die die oberflächennahe und die tiefe Geothermie adressieren. Unterschieden wird nach offenen und geschlossenen Systemen sowie nach Anwendungen passiver Kühlung. Eine zentrale Zielgröße ist die jährlich nutzbare Wärmemenge pro Flächeneinheit unter Berücksichtigung technischer, ökologischer und ökonomischer Restriktionen.

Grundlage der Potenzialanalyse sind die Begriffe des technischen Angebots- und Nachfragepotenzials, anhand derer geeignete Parameter definiert und quantitative Potenzialkennwerte abgeleitet werden. Diese systematische Begriffsnutzung ermöglicht eine konsistente und übertragbare Ergebnisdarstellung und unterstützt die Entwicklung eines nationalen Berichtsstandards für geothermische Potenziale.

Ergänzend zur geowissenschaftlich-technischen Analyse werden die Nutzungskonzepte auch ökonomisch bewertet. Für jedes Konzept werden Investitions-, Betriebs- und Energiekosten modelliert, um technologie- und standortspezifische Wärmegestehungskosten (Levelized Cost of Heat/Cooling, LCoH) zu berechnen. Zusätzlich fließen sektorspezifische Nachfrageprofile sowie Infrastrukturaspekte wie Wärmebedarfsdichte und Fernwärmeanbindung in die Bewertung ein.

GRETA liefert damit eine belastbare Grundlage zur Identifikation wirtschaftlich erschließbarer geothermischer Potenziale. Die Ergebnisse ermöglichen eine Priorisierung kosteneffizienter Einsatzoptionen, unterstützen Investitionsentscheidungen öffentlicher und privater Akteure und tragen zur strategischen Steuerung der Wärmewende bei.

Ein oberflächennahestes Geothermiesystem wird aufgrund der ungedämmten Rohrleitungen und der Verlegung in 1 m bis 2 m Tiefe durch verschiedenste klimatische und hydrogeologische Rahmenbedingungen beeinflusst. Durch eine hygrothermische Simulationsanalyse konnten diese Einflussgrößen kategorisiert und bewertet werden. Dabei ist neben den klimatischen Rahmenbedingungen die Datengrundlage, wie die Einschätzung des Wasserhaltevermögens des Erdreichs und deren Wärmeleitfähigkeit sowie die Bodendichte, elementar. Dies führt zu teilweise signifikanten Änderungen des spezifischen Energieentzugs eines oberflächennahesten Geothermiesystems.

Es wurde eine Parameterstudie zur Einschätzung der Einflussgrößen durchgeführt und die wichtigsten Einflussfaktoren ermittelt und bewertet. Die Ergebnisse der Einflussgrößen auf oberflächennaheste Geothermiesysteme führen zur verbesserten Einschätzung des Energieentzugs unter bestimmten klimatische- und bodenbedingte Randbedingungen.

Die Simulationsergebnisse zeigen teils deutliche Unterschiede zu den bisher in der Fachwelt bekannten Werten der VDI 4640-2 und könnten als Basis für weitere Untersuchungen dienen.

Oberflächennahe Geothermie ist aufgrund der hohen Effizienz beliebt für die Beheizung und Kühlung von Gebäuden. Hier kommen insbesondere Erdwärmesondenanlagen zum Einsatz. Systembedingt bestehen diese Anlagen aus den vertikalen Sondenbohrungen und den horizontal verlegten Vor- und Rücklaufleitungen zur Anbindung der Bohrungen über Verteiler in den Technikraum.

Bei der thermischen Auslegung von Erdwärmesondenanlagen werden in den marktüblichen Simulationsprogrammen nur die thermischen Gewinne der Sondenbohrungen berücksichtigt. Die thermischen Gewinne der horizontalen Anbindeleitungen von den Sonden zu den Unterverteilern bzw. zum Gebäude bleiben bei der Anlagenauslegung unberücksichtigt. Als Teil der geothermischen Wärmequelle können die horizontalen Anbindeleitungen einen nicht unerheblichen Anteil der Heiz- und Kühlanforderungen decken. Hierdurch können vertikale Bohrmeter eingespart und geothermische Anlagen mit Erdwärmesonden insgesamt optimiert werden.

Zur Prognose der thermischen Gewinne von horizontalen Anbindetrassen wurden seitens der tewag unter anderem numerische Simulationen mit dem Modell Delphin durchgeführt. Diese betrachten unterschiedliche Trassen-breiten (Anzahl der parallel verlegten Rohrleitungen) sowie thermische Nutzungen (nur Wärmeentzug im Heizfall, Wärmeentzug/-injektion im Heiz- und Kühlfall).

Im Vortrag werden die Simulationsergebnisse anhand ausgewählter Bei-spiele vorgestellt. Weiterhin werden aus den Simulationen erste Empfehlungen zur Abschätzung der thermischen Gewinne von horizontalen Anbindeleitungen in der Praxis abgeleitet.

Oberflächennahe Geothermie erschließt die Wärmequelle Erdreich bis in Tiefen von ca. 400m. Im Gegensatz zum Entzug aus tieferen Schichten über vertikale Erdwärmesonden wird bei sehr oberflächennahen Systemen die Wärme meistens über horizontale, flächig ausgelegte Kollektoren aus den oberen Bodenmetern entzogen. Der klimatische Einfluss bestimmt dabei entscheidend die Regeneration der Wärmequelle über die Sommersaison.

In unserer Studie nutzen wir ein numerisches Simulationstool, um die Regenerationsfähigkeit des Untergrunds bei Anwendung von Flächenkollektoren für unterschiedliche Standortbedingungen zu untersuchen. Dabei modellieren wir explizit den klimatischen Einfluss an der Bodenoberkante.

Wir analysieren für einen gegebenen Standort und in Abhängigkeit der Bodenart die maximale jährliche Entzugsenergie (kWh/m²a), bei welcher eine Regeneration des Erdreichs in Kollektorumgebung noch sichergestellt wird. Dabei zeigen wir den deutlichen Einfluss der Verlegetiefe auf den resultierenden Wärmefluss von der Bodenoberkante zur Kollektorebene. Unter Berücksichtigung lokaler Klimarandbedingungen und dynamischer Modellierung der Wärmeflüsse im Untergrund wird eine Standort-spezifische Auslegung ermöglicht und damit eine genauere Abschätzung maximal möglicher Wärmeentzugsmengen. Somit können Auslegungen für Standorte optimiert werden und berechnete maximale Wärmeentzugsmengen mit bewährten Standardansätzen (VDI 4640) verglichen werden. Unsere Ergebnisse legen nahe, dass die Regenerationsfähigkeit des Untergrunds durch konservative Standardansätze tendenziell unterschätzt wird und ein größeres Wärmepotenzial erschlossen werden kann, ohne den Boden dauerhaft zu stark auszukühlen.

Mit dem Ziel, das gesamtdeutsche Potential der oberflächennahen Geothermie systematisch darzustellen und die Wärmewende mit einer erweiterten geothermischen Datenbasis zu flankieren, werden im Verbundprojekt Wärmegut unter Beteiligung der Geologischen Dienste oberflächennahe Temperaturlogs, satellitengestützte Temperaturmessungen sowie thermische Gesteinseigenschaften analysiert und in das ursprünglich auf die tiefe Geothermie ausgerichtete Geothermische Informationssystem GeotIS eingebunden. Dieser Beitrag stellt die Methodik vor, die anhand von ca. 2800 Temperaturmessungen an rund 1500 Bohrungen in Rheinland-Pfalz und Baden-Württemberg entwickelt wurde, um das oberflächennahe Temperaturfeld zu ermitteln. Zentrale Herausforderungen ergeben sich aus der Heterogenität der Daten (ungleichmäßige Bohrlochverteilung, qualitative Unterschiede) sowie aus externen Einflüssen auf die Temperaturprofile (z.B. durch Bohrvorgang, Betrieb bei oftmals unbekannter Stillstandzeit). Zur Rekonstruktion ungestörter Untergrundtemperaturen werden physikalisch fundierte Korrekturansätze mit stochastischen Verfahren kombiniert. Insbesondere wird Kriging zur räumlichen Interpolation des Temperaturfeldes eingesetzt. Die Auswertung zeigt, dass oberflächennahe Temperaturen stark durch anthropogene Einflüsse (Wärmeinseleffekt durch Versiegelung) und Topographie geprägt werden. Mit zunehmender Höhe der Geländeoberkante sinken die Temperaturen deutlich. In Regionen mit relativ hohen Datendichten und homogenen geologischen Bedingungen liegt die Standardabweichung in den Abschätzungen typischerweise bei ca. 1K. Auffällige Temperaturanomalien konzentrieren sich im südwestdeutschen Raum – wie erwartet – auf den Oberrheingraben sowie auf lokal klüftige Zonen.

Ein genaues 3D-Temperaturmodell ist eine Voraussetzung für die erfolgreiche Installation oberflächennaher geothermischer Anlagen. Wichtiger Teil der Berechnung dieses Modells ist die Landoberflächentemperatur (LST), da Oberflächentemperaturen bis in die Tiefe von ca. 15 m die Boden- und Gesteinstemperaturen beeinflussen. Für das geothermische Informationssystem GeotIS wurde bisher ein LST-Datensatz des Deutschen Wetterdienstes (DWD) verwendet, der zwar flächendeckend interpoliert wurde, aber auf einem niedrig aufgelösten Originaldatensatz basiert. Landsat 8 Satellitendaten hingegen haben eine höhere räumliche Auflösung, aber es ist eine Reihe von Schritten erforderlich, um aus den Sensorwerten die Temperaturen zu erhalten. Die LST wurde mit Satellitenbildern berechnet, die zwischen 2013 und 2024 aufgenommen wurden, wobei die Landsat 8 Sensorbänder B4 (RED), B5 (near IR) und B10 (IR) verarbeitet wurden. Die Berechnung erfordert die Anwendung einer Reihe von Gleichungen mit Hilfe eines Verfahrens, das Rasterbilddaten neu kalkulieren kann. Im vorliegenden Fall wurde mit der Software ArcGIS pro gearbeitet.

Der Landsat 8 Datensatz wurde von der Earthexplorer-Sektion der USGS-Website heruntergeladen. Um Deutschland abzudecken, ergibt sich aus den entsprechenden Szenen eine Anzahl von über 9000 Einzelbildern. Die Verarbeitung, die 6 Schritte umfasst, mit denen der Datensatz der Thermalbänder und Metadateninformationen in eine bestimmte Relation gebracht wird, wurde mit der Stapelverarbeitung des ArcGIS Modelbuilders durchgeführt. Für eine zuverlässige LST-Berechnung wurde die Wolkenbedeckung mit den ArcGIS Tools reclassify und clip raster entfernt. Das Endergebnis ist eine hochauflösende (30m x 30m) LST-Karte von Deutschland.

Diese Ergebnisse fließen in die Approximierung des Temperatur-Tiefenprofils von Bohrungen ein mit der Zielstellung, zu untersuchen, ob dies zu einer Beschleunigung des Evaluierungsprozesses dienen kann.

Nachdem das Geothermie- und Wärmepumpengesetz (GeoWG) der letzten Legislaturperiode am vorzeitigen Ende der Ampelkoalition gescheitet ist, liegt nun ein Entwurf eines neuen Geothermiebeschleunigungsgesetzes vor. Vieles darin ähnelt dem bisherigen Entwurf, doch manches ist neu. So ist das GeoBG beispielsweise um Regelungen zu Wärmeleitungen erweitert worden, es enthält neue Regelungen für unterirdische Wärmespeicher und Anforderungen zur finanziellen Vorsorge im Falle von Bergschäden.

In dem Beitrag werden die vorgeschlagenen gesetzlichen Regelungen vorgestellt und eingeordnet. Für Projektierer wird erläutert, welche Vorteile die Neuregelungen mit sich bringen.

Die Geothermie wird auf Bundes- und Länderebene zunehmend als wichtiger Baustein der Wärmewende erkannt und gezielt gefördert. Die erfolgreiche und effiziente Umsetzung von Geothermieprojekten hängt hierbei von einer Vielzahl technischer, regulatorischer, wirtschaftlicher und gesellschaftlicher Faktoren ab. Während sich die technischen, wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Aspekte durch gezielte Mitigationsmaßnahmen adressieren lassen, sind regulatorischen Vorgaben jedoch weitgehend unbeeinflussbar, da sie an formelle Gesetze, Satzungen und Verwaltungsvorschriften gebunden sind. Daher ist es umso wichtiger, die Genehmigungsprozesse effizient, einheitlich und praxisorientiert zu gestalten, um:

a) den Vorhabensträger frühzeitige Sicherheit hinsichtlich der Genehmigungsfähigkeit im Projekt zu bieten,

b) eine zügige Umsetzung der Projekte zu ermöglichen und

c) sowohl Vorhabensträgern und Planern als auch Behörden ein hohes Maß an Sicherheit im Genehmigungsprozess zu gewährleisten.

Mögliche Ansätze zur Umsetzung könnten u.a. folgende Maßnahmen umfassen:

• Einführung einer Genehmigungsfiktion zur Verfahrensbeschleunigung,
• Vorab-Ämterkonferenzen mit verbindlichen Genehmigungsfahrplan,
• Regelmäßige Priorisierung der Verfahren im Dialog mit Planern und Bergbehörden,
• Einführung und Zulassung von Vorlageberechtigten Geothermie-Planern (analog dem Baurecht)
• Gemeinsame Weiterbildungen für (vorlageberechtigten) Planer und Bergbehörden
• …

Einige der genannten Ansätze sind aus anderen Genehmigungsbereichen – etwa dem Baurecht - gelebte Praxis und stellen einen zügigen und professionalisierten Genehmigungsprozess sicher.

Anhand von Praxisbeispielen soll aufgezeigt werden wie & warum die vorgeschlagenen Maßnahmen einen wichtigen Beitrag zu einer effiziente Genehmigungspraxis leisten können; die wiederum maßgeblich für den erfolgreichen Ausbau der Geothermie ist.

Die Gewinnung von Tiefengeothermie bildet als grundlastfähige Technologie einen zentralen Baustein für die Transformation des Wärmemarktes. In Deutschland bleibt die Geothermie aktuell jedoch deutlich hinter ihrem eigentlichen Potenzial zurück. Neben dem Fündigkeitsrisiko in der Bohrphase und sind hierfür nicht zuletzt komplexe genehmigungsrechtliche Anforderungen verantwortlich. Der rechtliche Rahmen für die Genehmigung von Anlagen zur Aufsuchung und Gewinnung von Erdwärme richtet sich – jedenfalls ab einer Teufe von 400 Metern - nach den Bestimmungen des Bundesberggesetzes (BBergG). Auch Bestimmungen aus dem Wasserrecht, dem öffentlichen Baurecht und dem Umweltrecht sind jedoch regelmäßig zu beachten.

Im September 2024 wurde das Gesetzgebungsverfahren für ein Geothermiebeschleunigungsgesetz eingeleitet. Zentraler Baustein sollte das überragende öffentliche Interesse am Ausbau von Anlagen zur Gewinnung oberflächennaher Geothermie und Tiefengeothermie sein. Der vorzeitige Maßnahmenbeginn sollte erleichtert und die Möglichkeit, zivilrechtlich gegen benachbarte Geothermie-Vorhaben vorzugehen, eingeschränkt werden. Verkürzte Bearbeitungsfristen und die Vereinheitlichung von Genehmigungsverfahren sollten für Genehmigungsbeschleunigung sorgen. Ein neues Geothermie- und Wärmepumpengesetz (GeoWG) sollte für Beschleunigungen in Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) beitragen.

Der Gesetzesentwurf erledigte sich durch den Ablauf der Wahlperiode. Laut Koalitionsvertrag soll aber schnellstmöglich ein verbessertes Geothermie-Beschleunigungsgesetz auf den Weg gebracht und geeignete Instrumente für die Absicherung des Fündigkeitsrisikos eingeführt werden.

Wir bieten an, im Rahmen eines rechtlichen Vortrags die aktuellen genehmigungsrechtlichen Rahmenbedingungen einschließlich aktueller Entwicklungen zu beleuchten. Zusätzlich gehen wir auch auf den regelmäßig für eine erfolgreiche Umsetzung relevanten Aspekt der konkurrierende Interessen an Berechtsamsfeldern ein und zeigen auf, welche Möglichkeiten Kooperationen im Bergrecht bieten und welche Risiken dabei zu beachten sind.

Viele Auftraggeber von Geothermieprojekten sind im Bereich der Wärmeversorgung und mithin als Sektorenauftraggeber gemäß §§ 100 Abs. 1, 102 Abs. 3 Nr. 2 GWB tätig. Derartige Energieversorger unterliegen dementsprechend den Vorgaben des Vergaberechts – namentlich denen des GWB und der SektVO. Darüber hinaus können auch sonstige (private) Auftraggeber dem Vergaberecht unterfallen, soweit diese im Zusammenhang mit dem Bau einer Geothermieanlage Fördermittel erhalten. Unterfällt ein Geothermieprojekt dem Vergaberecht, muss die Beschaffung grds. (europaweit) ausgeschrieben werden. Welche Besonderheiten gelten für die Beschaffung von Geothermieanlagen durch Auftraggeber, die dem Vergaberecht unterfallen? Und welche Maßnahmen kommen in Betracht, um das Vergabeverfahren „schneller, besser oder einfacher“ zu machen? Diese und weitere Themen möchte ich im Rahmen eines Vortrags auf dem Geothermiekongress gern näher beleuchten.

Im Dialog mit den Auftraggebern und ihren Planern erarbeiten wir Vergabeunterlagen und Vertragswerke für alle Leistungen rund um Geothermiebohrungen. Die Vergabeverfahren mit den Verhandlungen über Bohrtechnik, Preise und Verträge sind eine Mammutaufgabe.

Schon bei der Auswahl des Vertragskonzepts – Generalunternehmer oder einzelne Lose – müssen die Weichen richtig gestellt werden. Falsche Auswahlentscheidungen haben in jüngerer Vergangenheit das Bohren für einige Auftraggeber unnötig verteuert. Bei den Eignungskriterien sind hohe Hürden ratsam, denn unerfahrene Unternehmen bieten oft erstaunlich niedrige Preise, aber machen dem Auftraggeber in den Verhandlungen oder in der Ausführungsphase das Leben schwer. Bei der Auswahl und Gewichtung der Zuschlagskriterien ist eine enge Abstimmung zwischen geologisch-technischen Beratern und Juristen nötig, damit am Ende das beste Paket aus Qualität der Bohrarbeiten, Bohrdauer und Vertragsklauseln den Zuschlag erhält.

Für die Vergabeverhandlungen braucht es dann viel Erfahrung, um den Fokus auf die praxisrelevanten Fragen zu lenken, damit die Zeit nicht für nebensächliche Dinge vergeudet wird. Jeder im Projektteam sollte das nötige Verständnis für technische Abläufe, Schnittstellen und Risiken haben, die in den Verträgen adressiert werden. Auch bei der Angebotsauswertung spielt dieses Erfahrungswissen eine große Rolle, um die Angaben der Bieter anhand der Zuschlagsmatrix sachgerecht zu bewerten.

Bei all dem sollten sich Auftraggeber nur auf Partner mit langjähriger Geothermie-Erfahrung aus möglichst vielen erfolgreichen Projekten verlassen. Der Mehraufwand für eine optimale Vorbereitung ist dann nur ein Bruchteil des Betrages, den der Auftraggeber mit einem hervorragenden Verhandlungsergebnis einspart.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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