This study aims to assess the geothermal potential in the Dilla area, southern Ethiopian Rift using integrated geological mapping and electrical resistivity tomography (ERT) technique. The ERT survey profiles were conducted around the six hot spring sites to examine the subsurface geological units and structures that suggest the presence of shallow geothermal systems based on Wenner electrode array type configuration. Geologically, silicic volcanic rocks and hot springs are predominantly concentrated in the western region, in which hot springs aligned along north south trending fault lines with discharge temperatures ranges from 25 °C to 80 °C. The ERT surveys conducted around Bersiso, Dilla University, and Odomike profiles indicates zone of low resistivity (< 200 Ω·m) beginning at approximately 15 m depth and continuing downward corresponds to shallow geothermal reservoirs. These layers are overlain by impermeable cap rocks which exhibiting high resistivity values (>1500 Ω·m). The finding of this study reveal that hot springs are mainly situated along the east-dipping normal faults that act as conduits for the upward migration of geothermal fluids possibly from shallow heat source. The analysis result of the ERT was cross-checked with the lithological logs and indicates reliable output showcasing the applicability of the techniques for shallow geothermal exploration. The study suggest that the geothermal potential zones are mainly concentrated along fault zones highlighting Odomike and Bersiso hot spring sites could be applicable for geothermal development.

Die Studie zur mitteltiefen und tiefen Geothermie in Norderney beauftragt durch die Stadtwerke Norderney GmbH und in Zusammenarbeit mit dieser bringt Erkenntnisse, die für die gesamten Insel- und Küstengebiete der Nordsee, insbesondere Ostfriesland, relevant sind. Mit diesem Beitrag möchten wir diese teilen und aufmerksam machen auf die nächsten Schritte und Herausforderungen.

Die Nordsee und das Wattenmeer gehören zu den ökologisch sensibelsten Regionen, die Erhaltung der Nationalparke und Schutzgebiete hat höchste Priorität. Wird hier ein Projekt für mitteltiefe / tiefe Geothermie geplant, sollte das Vorgehen deutlich von konventionellen E&P-Aktivitäten abzugrenzen sein und einen hohen ökologischen Standard gewährleisten.

Als potentielles Reservoir erweisen sich Karbonate der Kreide entlang aufgewölbter Salzstrukturen als aussichtsreichstes Kluft-Play. Dagegen sind die Channel-Systeme des Norddeutschen Beckens in der Insel- & Küstenregion Ostfrieslands in ihrer räumlichen Ausdehnung für gut durchlässige Sand- Siltsteine als Target-Reservoir voraussichtlich nicht ausreichend ergiebig für eine hydrothermale Dublette.

Sobald operative Aufsuchungstätigkeiten, wie Seismik, das Festland verlassen, verursachen erhöhte Kosten und komplexere Durchführung erhebliche Erschwernisse für Geothermie-Projekte in Insel- und Küstengebieten. Dies zudem diese Regionen bereits mit umfangreicheren Genehmigungsverfahren z.T. aufgrund der Schutzzonen behaftet sind.

Vor diesem Hintergrund bedarf es auf die Küstenregion zugeschnittene Konzepte und zusätzliche Förderungen, sowie transparente, abgestimmte Vorgehensweisen mit Industrie, Politik und Öffentlichkeit, um sowohl geothermische Potenziale als auch ökologische Schutzgüter zu berücksichtigen und somit eine nachhaltige Wärmeversorgung in Nordsee-Erholungsgebieten zu realisieren.

Geothermische Projekte stehen immer wieder geologisch-bohrtechnischen Problemen gegenüber. Für die Minimierung der sich daraus ergebenden Bohrrisiken ist ein Zugang zu relevanten Untergrunddaten unerlässlich. In der Regel sind geologisch-bedingte Bohrprobleme insbesondere durch Variationen im Spannungsfeld und erhöhte Porendrücke zu erklären. Hinweise darauf finden sich vor allem in den Bohrhistorien bereits abgeteufter Tiefbohrungen. Im Rahmen eines Pilotprojekts im Bayerischen Molassebecken veröffentlicht die TU München gemeinsam mit dem Bayerischen Landesamt für Umwelt seit 2024 jährlich Bohrungssteckbriefe, damit Druck- und Spannungsverhältnisse bereits während der Planungsphase von Geothermiebohrungen adäquat berücksichtigt werden können. Um einen Überblick über die Druck- und Spannungsverhältnisse entlang der ausgewerteten Bohrungen zu geben, umfassen die Steckbriefe neben bohrtechnischen Basisinformationen ein vereinfachtes Schichtenverzeichnis, Rohrabsetzteufen, verwendete Spülungsgewichte, Druckmessungen, Spannungsmessungen (Leak-Off oder Formation Integrity Tests), Spülgas, Meißeldurchmesser & Kaliber-Log und geologisch-bedingte Bohrprobleme.

In diesem Beitrag stellen wir den aktuellen Stand der Steckbriefe sowie die Nutzbarkeit zur Bohrplanung im Bayerischen Molassebecken, sowie die potenzielle Übertragbarkeit in andere geothermische Regionen vor.

Zur Dekarbonisierung der ansässigen Gartenbaubetriebe exploriert die Gemeinde Straelen am Niederrhein die Tiefe Geothermie. Potenzielle geothermische Reservoire sind der karbonzeitliche Kohlenkalk, der Condroz-Sandstein und der Massenkalk des Devons, der bisher nur in der rund 20 km entfernten Bohrung Viersen-1001 nachgewiesen wurde. In der Machbarkeitsstudie DEEP-Straelen wurden grenzüberschreitende 2D seismische Daten aus den Niederlanden interpretiert und so eine erste dreidimensionale Vorstellung des Untergrundes erstellt. Eine Abschätzung der Wirtschaftlichkeit zeigte, dass der Massenkalk als potenzielles Reservoir für Großabnehmer und kleine lokale Netze geeignet wäre, sodass im Anschluss das Erlaubnisfeld Gelderland-Süd beantragt und zugeteilt wurde. Parallel wurde durch den Geologischen Dienst NRW die 2D Seismik Niederrhein akquiriert, deren Linien 2301 und 2303 durch das Projektgebiet verlaufen und weitere Bohrungen anschließen.

In diesem Beitrag zeigen wir die Ergebnisse der gemeinsam neu interpretierten niederländischen und deutschen Seismiken und das resultierende detaillierte 3D Strukturmodell. Insbesondere auf der Linie 2301 im Bereich von Straelen zeigt die PreSTM Prozessierung deutliche Reflektoren in der erwarteten Tiefe des Massenkalks und reduziert das Fündigkeitsrisiko. Das nun vorhandene Nord-Süd Profil der Linie NDRH 2301 zeigt ein deutliches Einfallen der Schichten nach Norden. Der im Bereich der Linienkreuzung 2301, 2303 und SCAN29 liegende Vorzugsstandort für eine Bohrung liegt daher am Massenkalk etwa 200 m tiefer als bisher angenommen. Eine auf der Linie NDRH 2303 neu abgebildete Abschiebung zeigt den Vorzugsstandort außerdem nun auf einer Horst-Struktur.

Anhand einer Bayes'schen Unsicherheitsbetrachtung analysieren wir abschließend die Maßnahmen "3D Seismik" und "Erkundungsbohrung", um die weiteren Explorationsschritte objektiv bewerten zu können.

In geothermal exploration, geostatistical interpolation techniques are employed to characterize the spatial variability and heterogeneity of key reservoir parameters. The reliability and predictive capability of these methods are highly dependent on the availability, quality, and spatial resolution of subsurface data. As a result, assessments of geothermal potential in regions with limited data coverage are associated with substantial uncertainties. A central objective of the ProGRes (“Geological process modelling and play-based potential analysis for the evaluation of geothermal reservoirs”; Grant 03G0934A) project is the development of semi-automated methodologies for the systematic analysis of legacy and existing datasets using machine learning algorithms. These approaches aim to generate robust calibration parameters to constrain forward models, which require only a fraction of the data needed in geostatistical approaches. Based on uncertainties in the input data, ensembles of forward models are created, forming the basis for play-based potential analyses including thermal-hydraulic-mechanical and chemical processes. The workflow developed within the ProGRes project will be applied to the Middle Triassic Muschelkalk Formation of the North German Basin, with a focus on the Berlin-Brandenburg region, to establish a more robust and data-informed foundation for geothermal exploration. Despite its considerable geothermal potential for heat extraction, the Muschelkalk has remained largely underexplored, primarily due to its complex reservoir heterogeneity and the limited availability of high-resolution subsurface data. The development of an exploration catalogue composed of synthetic 2D seismic sections and pseudo-logs promotes the application of process-based forward models to enable efficient and cost-effective assessments of geothermal potential, particularly in greenfield areas.

The work presented is part of the DEKAPALATIN collaborative project, which aims to decarbonise heating networks in Wörth am Rhein through deep geothermal energy. The Upper Rhine Graben offers a high geothermal potential (over 150°C at ~2,700 m depth) in an area with significant heat demand currently met largely by fossil fuels. DEKAPALATIN focuses on developing a high-temperature geothermal reservoir and establishing a blueprint for comparable locations.

A primary challenge for geothermal exploration is a comprehensive characterisation of the fault inventory, which is essential for drilling target selection, well path planning, and assessing induced seismicity risks. Conventional 3D seismic data leaves a resolution gap, typically resolving structures only from approximately 300 m depth to the crystalline basement. Our near-surface geophysical investigations aim to close this gap by characterising the shallow subsurface down to this threshold. The primary objective is to trace faults into the near-surface region to infer potential neotectonic activity.

Shear wave seismic measurements are conducted to characterise the shallow subsurface structure and detect evidence of recent faulting. Additionally, geoelectric and ground-penetrating radar methods are utilised to investigate fault zone characteristics and potential fluid migration pathways. These targeted measurements determine the thickness and wave velocities of the uppermost sediment layers for evaluating local amplification factors and potential ground motion effects.

The data from these near-surface investigations, combined with an extensive 3D seismic survey from early 2025, will be integrated into coupled thermo-hydro-mechanical (THM) models. This integrated approach is designed to enhance prediction reliability for induced seismicity assessment.

This contribution presents the progress in developing a 3D geological model of the Osteifel region within the DEGREE project, which aims to develop a digital twin of the subsurface to improve geothermal exploration. The modeling focuses on the East Eifel Volcanic Field, a geologically complex area with Quaternary and Tertiary volcanism and active magmatic processes beneath the Laacher See volcano. Based on digitized geological maps, interface points were extracted, and a simplified stratigraphic column was defined. An implicit surface-representation approach based on universal cokriging (implemented in the open-source software GemPy) was then applied to generate a structural geological model. The probabilistic modeling tools of GemPy allow assigning probability distributions to input parameters to quantify uncertainties, enabling the generation of plausible model ensembles. The current model incorporates surface geological data and treats Devonian as the base layer. Further integration of well logs, cross-sections, and geophysical data will next be included to improve the subsurface representation. The geological model, including its quantified uncertainties, will be iteratively updated towards a comprehensive Play-Fairway-Analysis (PFA) within the DEGREE-project. The presented workflow highlights the value of probabilistic 3D geological models as an automatable component of digital exploration tools for reducing subsurface risks in geothermal projects.

Germany’s transition to renewable energy sources places increasing importance on the efficient use of shallow and medium-depth geothermal systems. The WärmeGut project supporting this energy transition, is funded by the Federal Ministry for Economic Affairs and Energy (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie). A central element of this initiative is the development of a comprehensive database to systematically record and evaluate geothermal data obtained from Thermal Response Tests (TRTs) and temperature-depth profile measurements.

These measurements are essential for obtaining thermal properties for subsurface characterization, yet historically, the data have been fragmented, inconsistently stored, and often inaccessible to practitioners and researchers. The creation of a dedicated TRT Database addresses these gaps by enabling standardized data collection, quality control, and long-term storage, thereby supporting more reliable planning and simulation of geothermal systems.

To maximize its impact and usability, a key solution proposed is the integration of this TRT data module into the existing Geophysics Information System (https://www.fis-geophysik.de), a platform managed by the LIAG – Institute for Applied Geophysics. The Geophysics Information System currently provides structured access to a wide range of geophysical measurements and preliminary subsurface evaluations, such as underground temperature profiles. Incorporating TRT data will enhance the system’s value by linking thermal performance insights with broader geological and geophysical contexts.

Ultimately, this effort supports more informed decision-making in geothermal energy development across Germany, fosters research synergies, and contributes to the national goals of energy efficiency and climate resilience.

Das kristalline Grundgebirge in Deutschland besitzt ein hohes Potenzial für die Nutzung mitteltiefer bis tiefer Geothermie sowie zur Wärmespeicherung. Bisher liegen jedoch nur wenige Daten über die verschiedenen geologischen Einheiten des Kristallin und ihren Gesteinseigenschaften vor. Aus diesem Grund verfolgt das AMPEDEK Projekt das Ziel, eine Referenzdatenbank zur Charakterisierung kristalliner Grundgebirgsgesteine in Deutschland, basierend auf Literaturdaten und neuen Messkampagnen, aufzubauen. Zudem werden Fragestellungen wie die Homogenität von Plutonen hinsichtlich ihrer Gesteinseigenschaften, die Auswirkungen von Alteration und Verwitterung auf die Gesteinseigenschaften, Anisotropie-Effekte sowie Methoden zum Upscaling untersucht.

Zu Beginn des Projektes wurden die Struktur der Datenbank sowie Qualitätskriterien festgelegt und anschließend Daten aus über 40 Studien zusammengetragen, bewertet und integriert. Im Rahmen einer ersten Messkampagne wurden 650 zylindrische Prüfkörper, hergestellt aus Bohrkernen und Aufschlussproben, systematisch hinsichtlich ihrer geochemischen, petrophysikalischen und felsmechanischen Eigenschaften analysiert, mit dem Ziel, möglichst viele verschiedene Einheiten des Kristallin abzudecken. Laborversuche unter erhöhten Druck- und Temperaturbedingungen dienten der Untersuchung des hydraulischen, thermischen sowie mechanischen Verhaltens der Gesteine unter Reservoirbedingungen.

Die Datenbank umfasst derzeit 34 Gesteinsparameter und 25.700 gemessene Messwerte von rund 8.200 Gesteinsproben, die an über 3.400 Probenahmestellen in acht deutschen Bundesländern entnommen wurden. Die Ergebnisse zeigen eine hohe Variabilität der gemessenen Parameter, was die Komplexität des kristallinen Grundgebirges in Deutschland unterstreicht. Lithologie-spezifische Trends konnten u. a. in den Messdaten der Gesteinsdichte, der magnetischen Suszeptibilität, den Ultraschallgeschwindigkeiten und der Wärmeleitfähigkeit festgestellt werden. Die Ergebnisse der Hochdruck-/Hochtemperaturversuche zeigten z. B. für die Permeabilität eine Änderung von mehr als einer Größenordnung bei 90 °C und 30 MPa vertikalen Druck.

Frühe Kluftnetzwerke in Karbonaten können langlebige Fluidwege darstellen. Ihre Charakterisierung ist für die Reservoirmodellierung von entscheidender Bedeutung, werden jedoch häufig nicht beachtet bzw. übersehen, da es an geeigneten Arbeitsabläufen für deren Vorhersage mangelt. Dabei haben synsedimentäre Kluftnetzwerke einen erheblichen Einfluss auf die Reservoirqualität, da sie (1) ein effektives Störungsnetzwerk bilden, (2) bei tektonischen Ereignissen reaktiviert werden können und (3) Fließwege für frühe diagenetische Fluide sind.

Das Verständnis der Rissbildungsprozesse ist für die Voraussage ihrer räumlichen Verteilung von entscheidender Bedeutung. Die Modellierung dieser synsedimentären Rissen ist jedoch herausfordernd, da sie sich ohne tektonische Einflüsse bilden und stattdessen durch innere Spannungen in Karbonatplattformen beeinflusst werden. Die frühe Lithifizierung von Karbonaten begünstigt die Bildung von Rissen aufgrund interner Schwachstellen und schneller Plattformprogradation. In Plattformen sind Störungen im Allgemeinen senkrecht bzw. parallel zum Plattformrand ausgebildet, während interne Muster variieren.

Discrete-Fracture-Network Ansätze sind für synsedimentäre Rissmodellierung ungeeignet, da die Rissbildung primär auf die komplexen Geometrien der Karbonate zurückzuführen ist und nicht aus den regionalen Spannungsfeldern resultiert. Die prozessbasierte stratigraphische Modellierung bietet hier einen leistungsstarken Arbeitsablauf zur Modellierung der internen Geometrien von Karbonaten, wobei Progradations-/Aggradationsmuster mit der Intensität und den Abständen der Klüfte gekoppelt werden.

Wir haben einen neuen Ansatz für die Charakterisierung solcher synsedimentärer Störungen entwickelt, der stratigraphische und strukturelle Vorwärtsmodellierung kombiniert, um die Vorhersage der Reservoirqualität und die Platzierung von Bohrungen zu verbessern. Analoge Aufschlussstudien dienen der Überprüfung und Validierung der Ergebnisse anhand digitaler Aufschlussmodelle. Dieser innovative Arbeitsablauf hat das Potenzial, die Bewertung der Produktivität von geothermischen Karbonatreservoiren erheblich zu verbessern.

In den letzten 10 Jahren hat sich Kemco als führendes Unternehmen für Bohrplanung und -durchführung im Bereich Geothermie in Deutschland etabliert. Unterstützt von einem Team mit über 15 Jahren Erfahrung in weltweiten Geothermieprojekten, hat das Unternehmen zahlreiche Innovationen vorangetrieben, die die Förderleistung, Langlebigkeit, Integrität und Wirtschaftlichkeit von Geothermiebohrungen national und international deutlich verbessert haben.

Seit 2010 wurden verschiedene fortschrittliche Technologien eingeführt, darunter Liner- und Tieback-Lösungen, horizontale und 3D-Bohrpfade sowie Underbalanced Drilling im Malm. Im selben Jahr erfolgte zudem der erste Einsatz größerer Underreamer, API-Bohrlochköpfe mit 11“-Ventilen sowie die Wireline Shuttle-Technologie. 2011 wurde ein Neigungswinkel von 97° über 1000 m im Malm erreicht und der größte Bohrdurchmesser von 9 ½“ gebohrt.

Weitere Meilensteine sind der Einsatz hoch-kollapsfester Casing mit erhöhter Wandstärke, LWD Imaging Tools, motorisierte Rotary Steerable Systeme sowie die erste 7“-Milling-Operation zum Sidetracking im Malm. 2018 wurde erstmals ein PDC-Meißel im Ankerrohrturm eingesetzt, und 2021 kam hydraulische Stimulation in der Geothermie zum Einsatz.

2023 wurde die längste horizontale Bohrsektion im Malm mit über 2.000 m realisiert, und 2024 erfolgte der erste Einsatz eines 16“-Tiebacks mit austauschbaren Pumpenkammern zur Verbesserung der Bohrlochintegrität. Weitere bedeutende Errungenschaften sind das erste 28“-Loch mit 22“-Casing, die Unterstützung des ersten Closed-Loop-Systems mit Eavor sowie die längsten und tiefsten Lateralen mit über 8.000 m (14 Lateralen mit insgesamt über 36.000 m im Malm gebohrt).

Diese kontinuierlichen Entwicklungen spiegeln das Engagement für die Weiterentwicklung der Geothermie-Technologie in Deutschland wider und zeigen sich in Projekten wie GEMO Los 2 und Vaterstetten. Der „Kemco Delivers / Can Do“-Geist steht für nachhaltige Lösungen in der Erdwärmegewinnung.

This poster showcases a web-based extension of a physics-based drilling hydraulics simulator (DOI: 10.5281/zenodo.14845153), designed to enhance real-time diagnostics and operational awareness during well construction.

The platform connects to cloud-hosted drilling databases, enabling engineers to remotely access and interpret hydraulics data through an interactive browser-based interface.

Two main features are available:

1 Drilling Summary Plot:

This module displays time- and depth-based visualizations of both raw and modeled data. Parameters include bit and hole depth, hookload, torque, WOB, standpipe pressure (measured and modeled using Herschel-Bulkley, Power Law, and Bingham Plastic), ECD, mud weight, and mud window constraints. It enables rapid screening of trends and deviations during drilling.

2 Wellbore Schematic & Drillstring Viewer:

A real-time visualization of the wellbore and bottomhole assembly, overlaid with dynamic plots of annular pressure, ECD, cuttings loading, mud velocity, and cuttings transport efficiency along the depth profile. This digital tool supports broader adoption of digital hydraulics modeling as part of real-time drilling optimization workflows, bridging simulation with field data. By integrating planning and execution in one cloud-based environment, it enhances operational insight, decision-making, and collaboration across drilling teams. A simplified version of the tool has been prepared to illustrate the described functionalities.

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.

WBGeo (Workbench for Digital Geosystems) aims at the development of a modular digital workbench that integrates structural geological modeling, mesh generation, process simulation, and visualization, enabling users to design and automate geoscientific workflows efficiently using a domain-specific language.

A key technical feature of WBGeo is the automated generation of simulation-ready meshes from geological models. Currently, the platform supports two mesh types—structured and unstructured—which can be created from structural models automatically within the workbench. Structured meshes are generated as uniform grids across all geological layers by assigning an equal number of grid points per layer. The vertical resolution is defined by user-specified subdivisions between layers. This method is especially well suited for stratified systems or models requiring regular, layered discretization. Unstructured meshes are created through integration with the open-source meshing software Gmsh. These meshes allow for tetrahedral discretization of complex geometries, including faults, layer intersections, and non-horizontal surfaces. This approach supports high geometric fidelity and is ideal for detailed process simulations.

Both mesh types are highly flexible and support the integration of external features such as wells, mining shafts, point sources, and arbitrary planes. These features can be added at user-defined locations and linked directly to the geological model. In this contribution, we will discuss how the automatic meshing stage has been implemented in the WBGeo environment and provide some applications for reservoir simulations, from geological modelling to meshing and process-based simulations, to showcase the flexibility and usability of the developed features.

Understanding the depth and nature of geological layers such as bedrock, weathered rock, and aquifers is essential for the planning and design of shallow geothermal systems. Yet this knowledge is often fragmented across disciplines and hidden in non-standardized datasets or legacy reports. Our poster presents a cross-industry perspective on how to unlock the value of borehole investigations and depth-to-bedrock models for shallow geothermal development.
We combine insights from geotechnical engineering, geology, and geothermal design to illustrate how depth-related subsurface parameters influence system feasibility, installation costs, and long-term performance. Drawing from our team’s experience building digital tools for subsurface insight such as TGI-Thermal Atlas, we present a framework that maps common terms (e.g., “bedrock,” “rockhead,” “top of competent rock”) to their practical implications across domains. Using real-world examples from the US, we demonstrate how different interpretations of subsurface layers can lead to planning errors or missed opportunities in geothermal projects.
Our approach highlights not just the technical importance of understanding the “deep earth,” but also the communication gap between data producers (e.g., drillers, consultants, surveyors) and geothermal stakeholders. We argue for more integrated, interpretable subsurface information—whether from boreholes, maps, or models—as a foundation for effective geothermal development.
We invite discussion on how to standardize and share depth data to support a broader and more efficient use of geothermal energy in Germany and beyond.

Despite being omnipresent, geothermal energy remains a largely underutilized resource, mainly because of subsurface complexity and associated risks. Beyond the high upfront investment, the main limitations to geothermal development are the uncertainties and risks linked to exploration and reservoir development. Structural models—while essential—are inherently imperfect representations of the subsurface due to geological uncertainties. The GeoLaB project, a planned underground rock laboratory, aims to address these challenges by enabling controlled experiments that perturb the initial thermo-hydro-bio-mechanical equilibrium of the host rock. These experiments are designed to test key scientific hypotheses, such as assessing seismic risks in geothermal reservoirs and evaluating the potential of granitic basement rocks for high-temperature heat storage. However, neglecting critical geometric factors—such as the distribution and orientation of fracture networks—can lead to misleading conclusions. Fractures significantly affect subsurface behavior: they control fluid flow, influence the mechanical response of the reservoir, and determine potential leakage risks, particularly in applications involving heat or CO₂ storage. While fractures are often considered problematic for storage integrity, they can also offer advantages by enhancing fluid mixing and increasing effective storage capacity. To improve the reliability of experimental interpretations at GeoLaB, stochastic modeling should be integrated into numerical simulations. This approach allows for a more realistic representation of geological uncertainty and provides insight into a range of potential outcomes. Accurately characterizing fracture networks and incorporating their variability is therefore essential for robust analysis and better-informed decisions in geothermal research and development.

The UPTES project (Investigation of the potential of deep geothermal probes in Schleswig-Holstein) aims at creating a planning basis for the use of deep coaxial ground heat exchangers. The geology of the state of Schleswig-Holstein is representative for the North German Basin and is largely characterized by the widespread occurrence of salt structures. These do not allow hydrothermal utilization, but may be suitable for closed geothermal systems, as these salt deposits have a high thermal conductivity and higher local temperatures. In this project, a newly developed heat exchanger technology is investigated, which is characterized by an improved thermal vacuum insulation between the inner and outer pipe of a coaxial heat exchanger and which can be installed into slanted or horizontal boreholes, to further increase the thermal extraction rates.

Simulations are carried out for a 5000 m long, vertical coaxial geothermal heat exchanger. The technical parameters of the heat exchanger were adapted to the new vacuum insulation, the geological conditions to a typical geological setting of Schleswig-Holstein, representing sedimentary rocks in the uppermost 1500 m and a salt dome with increased thermal conductivity below. A sensitivity study is performed to determine the influence of geological parameters, like thermal conductivity, geothermal gradient and heat capacity, as well as of the technical heat exchanger parameters, such as pipe diameters, thermal conductivity of pipe material and flow rates, on the return temperature and the achievable heat extraction rates. The results will be presented in terms of return temperature, thermal power and subsurface temperatures.

Artificial tracer signals are one of the most important outcomes of mid-term reservoir testing during fluid circulation in a geothermal reservoir operated by production and re-injection wells. This prohibits, as a matter of principle, adding more tracer(s) at production boreholes for the purpose of single-well push-pull testing, inasmuch as the added tracer(s) may impede the (on-site or laboratory-instrumental) detection of tracer signals from inter-well circulation tests, which may happen even though tracer species used for single-well testing differ from those used in inter-well tests, especially at early detection (strong dilution) stages for the latter. Unlike for inter-well circulation tests, where tracer slug sizing is determined by the presumed reservoir size, slug sizing for SWPP is unrelated to reservoir size but is determined, essentially, by the very purpose of the test, i.e., which hydrogeological parameters are supposed to become invertible from the measured ‘pull’ signals, and what extent of parameter inversion ambiguity is regarded as acceptable.

Tracer slug sizing for SWPP should follow the approximate relationship:

M_push=F·(m·DL)·(p·V_push),

DL denoting the detection limit of the chosen tracer species in the reservoir fluid,

V_push the fluid chaser volume,

with m>10 and p>3.

We expect F>6 to enable inverting advective parameters (eff.porosity, dispersivity),

F>20 further inverting fracture apertures,

F>300 further inverting the long-term effective fluid-rock interface area density.

We discuss pro’s and con’s of keeping F as low as possible, and illustrate the proposed approach for a geothermal production well operating at ~4km depth in a porous-fractured-karstified Malm aquifer in the Alpine foreland.

Die Erschließung geothermischer Energie in hydrothermal genutzten Schutzgebieten erfordert eine differenzierte Risikoanalyse im Spannungsfeld zwischen Ressourcennutzung und Quellenschutz. In dieser Studie untersuchen wir die potenzielle geothermische Nutzung im Stadtgebiet von Bad Oeynhausen. Mehrere langjährig genutzte Heilquellen, die durch ein komplexes Störungssystem teilweise miteinander in hydraulischem Kontakt stehen, kennzeichnen dieses Gebiet. Vorzugsstandorte wurden in einer Vorstudie bereits auf Basis der Nähe zu bestehenden Wärmenetzen, der obertägigen Platzverfügbarkeit sowie unter Berücksichtigung des quantitativen Heilquellenschutzes bewertet.

Zur Ermittlung potenzieller Wechselwirkungen zwischen Störungen, Thermalquellen und potenziellen hydrothermalen Dubletten wurden gekoppelte thermisch-hydraulische Untergrundmodelle mit FEFLOW© erstellt. Auf Basis geologischer, hydraulischer und thermischer Parameter wurde ein sensitivitätsbasiertes Szenario-Set entwickelt, das unterschiedliche Bohrkonfigurationen und Entzugsstrategien berücksichtigt. Insbesondere wurden mögliche Auswirkungen auf Druckverteilungen, Temperaturfahnen und thermohydraulische Gradienten innerhalb des Schutzgebiets analysiert.

Die Simulationsergebnisse geben Hinweise, dass bestimmte Szenarien – etwa bei großem lateralen Abstand zu aktiven Quellstrukturen und konservativen Entzugsraten – keine, bis nur geringe hydraulisch-thermische Auswirkungen auf die Heilquellen verursachen könnten. Durch Szenarien mit Annäherung an vermutete hochdurchlässige Störungszonen sowie höherem Wärmentzug durch eine Dublette lassen Auswirkungen auf die Thermalquellen durch geothermische Nutzung quantifizieren. Die Ergebnisse unterstreichen die hohe Systemempfindlichkeit gegenüber struktureller Unsicherheit und betonen in diesem Gebiet die Notwendigkeit geophysikalischer und hydrogeologischer Detailerkundung vor einer geothermischen Untergrundnutzung.

Using CO₂ as the working fluid for heat extraction from geothermal systems creates two phase fluid environments. Considering thermo-hydro-mechanical (THM) nature of the involved processes requires appropriate numerical models to address different aspects of these systems such as heat extraction rate, breakthrough time, stress development, and consequent impacts on the porosity and permeability changes. To examine these impacts, fully coupled THM models are developed to examine the heat extraction from 3D homogeneous and heterogeneous reservoirs which is initially saturated with water and then CO2 injected to displace water in doublet pattern. Analyzing the CO₂ plume distribution emphasis the importance of the THM processes on porosity, permeability and capillary pressure changes, especially in heterogeneous systems. Detailed sensitivity analysis on the involved parameters shows that operational parameters such as injection rate and wellbore perforation length has a great influence on the CO₂ trapping amount, heat extraction rate and stress development which can be manipulated in a way to have efficient heat extraction and in the same time to trap a considerable amount of CO2 for environmental purposes of CO₂ storage. Comparing the results with TH models shows considerable differences on the developed pressure fields which can result a considerable error in design of the surface facilities and heat extraction rate estimations.

Geological modeling is essential for reservoir characterization in geothermal exploration, focusing on the spatial relationships between geological features such as rock unit boundaries and faults. However, these models often contain significant uncertainties due to limited subsurface information. It is therefore imperative to use all available information, including legacy data. The KarboEx2-project digitizes and reprocesses legacy seismic data from former coal exploration in North Rhine Westphalia with modern seismic processing workflows. Our contribution investigates how uncertainties in the interpretation of this legacy data can be considered in subsequent geological modeling workflows.

Uncertainties related to input point positions result from factors like seismic processing and interpretation. A common approach to address these uncertainties involves sampling the data as fully correlated (i.e., moving all points simultaneously) or fully uncorrelated (i.e., moving all points independently). However, geological errors typically correlate with distance. To account for spatial correlations, a geological surrogate model from a lower-dimensional representation of modeled interfaces can be generated. It facilitates to perform inference and sensitivity analysis while addressing different spatial uncertainties.

We explore a workflow applying a variational Gaussian process (VGP) model and universal co-kriging for implicit geological modeling from inducing points using two open-source Python packages (GeoML, GemPy). Our results demonstrate efficient creation of surrogate models across diverse geological settings while balancing model dimension (input points) and complexity. In addition, the variational approach allows uncertainty representation within the surrogate model. In next steps, the generated surrogated models will be integrated into geothermal exploration workflows, incorporating uncertainties from legacy seismic data.

Characterizing the physical and chemical properties of geothermal reservoirs requires a comprehensive understanding of diagenetic evolution and its interaction with thermal, hydraulic, mechanical, and chemical (THMC) processes. The Muschelkalk formation of the North German Basin (Berlin-Brandenburg region) offers considerable geothermal potential due to its high porosity, permeability, and favorable temperature gradients at depth. Major diagenetic mechanisms associated with halokinesis and fluid flow—such as ooid formation, uplift-driven deformation, and water mixing corrosion—enhance these properties but also contribute to geological complexity and heterogeneity, increasing uncertainty in reservoir performance. Within the framework of the ProGRes project (“Geological Process Modelling and Play-Based Potential Analysis for the Evaluation of Geothermal Reservoirs”; Grant 03G0934A), a central objective is to develop a THMC-coupled modeling workflow to simulate the diagenetic evolution and performance of geothermal reservoirs. The main objectives are:1. Developing and calibrating THMC models of the Muschelkalk formation using site-specific and laboratory-derived data. 2. Conducting basin-scale numerical simulations to assess reservoir behaviour and geothermal production potential across multiple spatial scales.These models utilize the MOOSE-based GOLEM simulator, which has been coupled with geochemical reaction capabilities (e.g., dolomitisation) through integration with Phreeqc. Key reservoir parameters, including temperature, porosity, permeability, and geochemical composition, along with their temporal evolution, are analyzed and quantified. This workflow enables systematic evaluation of coupled THMC processes and their impact on reservoir diagenesis and geothermal productivity. Integrating these processes into a physics-based modeling framework allows quantification and prediction of key physical and geochemical changes, supporting the development of optimized reservoir management and geothermal resource utilization strategies.

High-Temperature Aquifer Thermal Energy Storage (HT-ATES) holds significant potential to enhance the operational flexibility of energy systems and to support the transition towards decarbonized heat supply. In this work, we evaluate this concept based on a District Heating Network (DHN) from the greater Munich area (German Molasse Basin). The energy system relies on a geothermal plant exploiting the Lower Cretaceous/Upper Jurassic reservoir to cover the base load, while gas boilers meet the transient peak demand. To reduce dependence on the fossil-fueled heat source, we propose a hybrid storage system. The latter consists of an HT-ATES system that utilizes the Lower Cretaceous/Upper Jurassic geothermal reservoir, and an additional Thermal Energy Storage (TES) tank. The seasonally operated HT-ATES charges the TES tank, which in turn is used to manage short-term fluctuations in the peak load.

We perform a thermal-hydraulic numerical simulation of the HT-ATES system (MOOSE/GOLEM), while a separate thermal-hydraulic model is developed for the DHN and TES systems (TRNSYS-TUD). Coupling between the modeled components is achieved through the exchange of time-series data for mass flux and fluid temperature. Simulation results indicate that the proposed hybrid storage system effectively follows short-term fluctuations in the heat demand, enabling flexible operation of the multicomponent system. Furthermore, the results show that the integrated HT-ATES and TES system covers the majority of the annual peak load, accounting for approx. 85% of the yearly peak demand. Our numerical analysis, therefore, demonstrates that the combined HT-ATES and TES storage configuration significantly reduces reliance on the fossil-fueled heat source.

Der Einsatz von maschinellem Lernen in der Geochemie ist auf dem Vormarsch. Im Rahmen des MALEG-Projekts wird künstliche Intelligenz genutzt, um die Effizienz der geothermischen Energieerzeugung zu steigern. Dafür ist eine geochemische Echtzeit-Modellierung des aktuellen Zustands des Thermalwasserkreislaufs unerlässlich. Zu diesem Zweck wird sowohl ein digitaler Zwilling des geothermischen Kraftwerks (cyber-physisches System) mit seinen Sensoren und Aktoren als auch ein digitaler Zwilling der hydrogeochemischen Prozesse (Prozesssimulation) entlang des Kreislaufs entwickelt.

Im Hinblick auf den geochemischen digitalen Zwilling hängt die Energieerzeugung in geothermischen Kraftwerken von den grundlegenden hydrochemischen Bedingungen des Fluids ab. Änderungen des Drucks, der Temperatur oder des pH-Werts verändern das chemische Gleichgewicht des geförderten Thermalwassers. Dies kann zu unkontrollierten Prozessen wie Mineralausfällung, Ausgasung und Korrosion führen. Um diese Prozesse besser abbilden zu können, wurde ein digitaler Zwilling entwickelt, der in mehreren geothermischen Kraftwerken angewendet wurde, um die aktuelle Hydrochemie in Echtzeit zu modellieren. Diese Simulationen werden automatisch berechnet, übertragen und ausgewertet. So können die neuen geochemischen Gleichgewichtsbedingungen direkt bestimmt und interpretiert werden, sobald sich die Kraftwerksparameter während der Energieerzeugung oder innerhalb verschiedener Abschnitte ändern. In Kombination mit dem cyber-physischen System bilden diese Prozesssimulationen die Grundlage für den Einsatz von künstlicher Intelligenz zur Steigerung der Effizienz von Geothermiekraftwerken.

The Geothermal Laboratory in the Crystalline Basement (GeoLaB) is a joint research initiative designed to investigate key scientific and technical aspects of deep geothermal energy extraction in crystalline rock.

As part of the project's initial phase, two exploration wells – GeoLaB1 (vertical) and GeoLaB2 (deviated) – were drilled to characterize the geological environment, test monitoring technologies and prepare for future in-situ experiments. Following the drilling and coring of the vertical well GeoLaB1, a fiber optic cable was clamped behind the casing, in a U-loop configuration, and permanently cemented in place. This cable contains several fibers, enabling simultaneous use of different fiber optic sensing technologies. A first dataset was acquired during and after the cementation job of GeoLaB1 using Brillouin Optical Time-Domain Reflectometry and Distributed Acoustic Sensing (DAS). This dual approach allowed joint monitoring of strain (static response) and seismic activity (dynamic response) during cement injection and hardening process. The same infrastructure was subsequently used for continuous DAS monitoring during the drilling of the nearby deviated GeoLaB2 well.

Following the presentation of the technical aspects of the measurements, we analyze the response to the cement job of the fiber optic sensing data, with support of the logging data. Additionally, we present the drilling monitoring conducted via DAS at a short-offset distance. This study highlights the contribution of distributed fiber optic sensing to gaining valuable insights into well integrity, seismicity, and the broader potential of such systems for high-resolution, multi-parameter monitoring in geothermal environments.

The seismic moment tensor (MT) represents the source displacement of a shaking event and is an invaluable quantity to understand the processes that cause seismicity and earthquakes. We implemented relMT, a software to robustly estimate relative moment tensors of weak seismic events. The technology is important for de-risking subsurface fluid circulation in critically stressed aquifers or hydraulic fracturing operations, such as the stimulation of enhanced geothermal systems. We apply the relMT algorithm to the St1 Deep Heat EGS stimulation data set. First results indicate that we are able to decrease the magnitude threshold at which reliable MTs can be estimated from 0.3 to about -0.5, increasing the number of resolved MTs from 300 to potentially 3000. With the additional data, stimulation processes such as pore pressure diffusion and crack opening can be better understood.

The computation of relative moment tensors has been highly automated. The algorithm is freely available and under active development on GitHub (https://github.com/wasjabloch/relMT). It uses as input data seismic event waveforms, approximate arrival time picks, event locations, ray take-off angles (or an approximate velocity model) and one reference moment tensor. Waveform combinations for which the subsurface Green’s function can be assumed equal are aligned with sub-sample accuracy. Relative amplitudes are measured at optimal passbands for each event combination. After quality control using easy-to-estimate metrics, the relative constraints are tied to the reference moment tensor in a sparse system of linear equations that is subsequently solved for all relative moment tensors simultaneously using algebraic methods.

The site of the Kontinentale Tiefbohrung (KTB), Windischeschenbach, is one of the best characterised locations of continental upper crust worldwide. The two superdeep KTB boreholes represent a unique in situ underground research laboratory in Europe, allowing research into the sustainable utilisation of the crystalline subsurface for the energy and heat transition.

The GEOREAL experiment aimed at hydraulically stimulating the fractured crystalline metamorphic basement rocks at 4 km depth while minimising the potential risk of induced seismicity by real-time control of injection parameters. The KTB infrastructure allowed to inject 600 m³ of water during 6-15 November 2023 into the 4 km deep KTB pilot hole, while the main borehole (200 m distant at the surface) was used for seismic monitoring.

Fluid injection took place through the stuck GEOREAL packer pressurising the open borehole section at the depth interval of 3.85–4 km. Flow rates were variable (10– 220 l/min). The GEOREAL experiment had to be stopped prematurely due to a leak in the casing cement. No induced microseismic events were detected. Pressure data, monitored at the well head of both KTB borehole, was analysed in conjunction with recordings from a year-long injection experiment into the same formation performed in 2004/5. The hydraulic parameters show similar values as previously obtained. The observations provide more detail on the hydraulic connection at depth between both boreholes. A new main hole drawdown test is underway to confirm these findings, substantiating the potential of petrothermal research at the KTB deep crustal lab after 30 years of operation.

High-temperature heat pumps (HTHP) are a promising technology to cover the peak demand in geothermal heating plants (GHP) during winter but are often not economical due to few operational hours. Reversible HTHPs (RHP), which can also operate as an Organic Rankine Cylce (ORC) for power generation, could tackle this issue. Therefore, this work investigates the use of RHPs for peak load coverage in GHPs by means of annual plant simulations. The subsequent techno-economic analysis compares the RHP to conventional peak load technologies such as HTHPs and gas boilers. By introducing a physical model for the air-cooled condenser (ACC), part load effects during ORC operation and the impact of different ACC sizes are investigated. A sensitivity analysis is conducted to investigate the impact of fluctuating energy prices, different ACC sizes and varying electricity price ratios (i.e. the ratio of sales and purchase price). The results indicate that RHPs and HTHPs are most competitive for higher gas prices and the RHP system is well suited to lower the investment risk, as it shows a high resilience towards fluctuating electricity prices. Finally, the thermo-economic assessment is carried out for variuos brine temperature and heat demand characteristics to evaluate the application potential of such reversible systems accros various settings in Germany.

Die industrielle Nutzung von Tiefengeothermie erfordert an vielen Standorten eine zusätzliche Aufwertung der Quelle durch beispielsweise Wärmepumpen. Elektrisch betriebene Wärmepumpen stellen hierbei die gängigste Technologie dar und werden bereits in großen Leistungsklassen angeboten. Häufig können oder wollen Industrieunternehmen jedoch die elektrische Anschlussleistung ihrer Standorte nicht ausbauen, sodass das Potenzial der Tiefengeothermie zur Prozesswärmebereitstellung nicht voll ausgeschöpft werden kann.

Thermisch angetriebene Wärmepumpen stellen in diesen Fällen eine vielversprechende Alternative dar, insbesondere, wenn produktionsbedingte Reststoffe, Biomasse oder Abwärme verwertet werden können. In diesem Beitrag werden gängige thermisch betriebene Wärmepumpen vorgestellt und deren Einsatzmöglichkeiten sowie Limitationen anhand der Prozessdampferzeugung diskutiert. Aufbauend hierauf werden innovative Verfahrensrouten vorgestellt, welche das vorhandene Produktportfolio ergänzen und ganzheitliche Energieversorgungssysteme für Industriestandorte ermöglichen.

Fibre-optic cables are increasingly used as dense networks of ground motion sensors (Distributed Acoustic Sensing - DAS) in applications like induced seismicity and geothermal monitoring. While DAS cables are often installed in geothermal boreholes on purpose, existing telecom infrastructure (dark fibre) offers a cost-effective alternative without additional installation. However, using dark fibre requires precise knowledge of channel locations, which is often inaccurate due to incomplete records and routing deviations. Existing localization methods like tracer wires or active-source calibration provide limited accuracy and range or require labor-intensive, physical access, making them impractical and costly.

This inaccurate channel geolocation could lead to significant errors in seismic event localization. To overcome this, we propose using teleseismic earthquakes as a remote, non-invasive method to reconstruct the geometry and location of existing fibre-optic cables, which is an essential step for reliable monitoring of induced seismicity when using dark fibre.

In this study, we employ synthetic full-waveform simulations assuming two teleseismic waves crossing a 10 km long subsurface fibre cable. We successfully reconstruct the geographic location of the unknown single channels along the cable. Additionally, we evaluate how subsurface heterogeneity and signal-to-noise ratios affect the accuracy of the inferred cable locations, constraining key challenges and sensitivities for real-world applications.

Fault zones with their potentially increased permeability are preferred exploration targets for deep geothermal, particularly in the Upper Rhine Graben (URG). However, the development of geothermal projects in the URG has led to sporadic occurrences of induced seismicity, e.g. in Strasbourg (France). Understanding the frictional behavior of fault gouges under varying temperatures and slip rate conditions is crucial for assessing fault stability in geothermal reservoirs. To address this issue, we have investigated the mechanical response of fault gouge samples from Muschelkalk, Buntsandstein and basement rocks (granite) under controlled laboratory conditions using a hydrothermal rotary shear apparatus. These experiments were conducted at temperatures 20 to 250 ºC, effective normal stresses of 60 and 75 MPa, pore fluid pressures of 40 and 50 MPa, and slip velocities 0.3 to 100 µm/s, depending on the fault gouge type. We observed differences in gouge sliding strength and frictional character as a function of sliding velocity and temperature. Results confirmed a strong temperature dependent steady-state sliding strength, with friction coefficients in the range of ~0.4 – 0.8. The rate-and-state parameters (a-b) for granite show a transition from a velocity-neutral to velocity- and strain-weakening behavior at temperatures between 200 and 250 ºC. This transition enhances mechanical instability and creates conditions more favorable to seismic nucleation. Contrastingly, the Muschelkalk and Buntsandstein samples revealed velocity-strengthening and strain-hardening behavior, implying more stable frictional properties that favor aseismic creep than dynamic rupture. The findings provide vital insights into understanding of fault behavior at regional scales, allowing constraint input for seismic models.

Die erfolgreiche Nutzung geothermischer Energie endet nicht an der Quelle – erst durch ein technisch durchdachtes Wärmenetz wird die regenerative Wärme effizient nutzbar. Im Fokus dieses Beitrags steht das Kunststoffmantelrohr (KMR) als zentrale Komponente zur Verteilung geothermischer Wärme nach dem Wärmetauscher. Es werden die spezifischen Anforderungen an das KMR im sekundären Kreislauf betrachtet – insbesondere Temperaturbereiche von 40 °C bis über 160 °C sowie die daraus resultierenden Druckverhältnisse und thermischen Belastungen.

Der Vortrag stellt verschiedene KMR-Typen vor – einschließlich vorisolierter Systeme mit unterschiedlichen Medienrohren (z. B. PE-Xa, Stahl, Mehrschichtverbund, GFK) – und vergleicht deren Eignung für den geothermischen Wärmetransport. Im Mittelpunkt stehen dabei Eigenschaften wie Wärmedämmung, Langlebigkeit, Verlegbarkeit, Betriebssicherheit und Wirtschaftlichkeit.

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der fachgerechten Auslegung von KMR-Systemen: Welche Dimensionierungen und Dämmstandards sind sinnvoll? Wie lassen sich Wärmeverluste effektiv begrenzen? Und worauf ist bei Trassenführung und Netzarchitektur zu achten, um einen zuverlässigen Langzeitbetrieb zu gewährleisten?

Der Beitrag kombiniert technische Tiefe mit praxisnaher Netzplanung und richtet sich an Planer, Netzbetreiber und kommunale Entscheidungsträger. Ziel ist es, Handlungssicherheit bei der Auswahl, Planung und Umsetzung von Wärmenetzen auf geothermischer Basis zu schaffen – unter dem Leitgedanken: „Geothermie – und jetzt? Der Weg vom Reservoir zur Wärmeversorgung.“

Der Ausbau von Nah- und Fernwärmenetzen stellt einen wesentlichen Hebel zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung dar, insbesondere im Zusammenspiel mit geothermischen Systemen. Trotz der technischen Reife geothermischer Wärmequellen ist deren flächendeckende Integration häufig durch hohe Investitionskosten im Leitungsbau begrenzt, insbesondere aufgrund der kostenintensiven Herstellung und Verlegung konventioneller, vorisolierter Rohrsysteme. Vor dem Hintergrund sinkender Betriebstemperaturen in Wärmenetzen sowie zunehmender technologischer Flexibilität auf der Erzeugerseite eröffnen sich neue Ansätze für kosteneffizientere Leitungssysteme.

Im Rahmen einer Studie wurden alternative Konzepte untersucht, bei denen einfache, ggf. flexible Rohrleitungen in Kombination mit thermisch optimierter Bettung eingesetzt werden. Die Wärmeisolierung erfolgt hierbei nicht durch das Rohr selbst, sondern über eine wärmedämmende Verfüllung des Grabens. Mittels Finite-Elemente-Simulationen wurden bereits unterschiedliche Rohr- und Grabengeometrien sowie Materialkombinationen analysiert und hinsichtlich der Wärmeverluste bewertet.

Da die Simulationen zeigten, dass unter geeigneten Randbedingungen vergleichbare Wärmeverluste wie bei etablierten Systemen erreicht werden können, wurde das Konzept im Rahmen des EU-geförderten Projekts PUSH-IT praktisch erprobt. Hierzu wurde ein Teil der Anbindeleitung dreier 750 m tiefer Erdwärmesonden des mitteltiefen Erdwärmesondenspeichers SKEWS an das Nahwärmenetz der TU Darmstadt mit dem neuen System umgesetzt. Der Beitrag stellt erste Ergebnisse zur technischen Umsetzung sowie zum Betrieb unter realen Bedingungen vor.

Coal fires are a common problem in many coal-producing countries like the USA, China, Australia, India, Indonesia, etc. As the global pursuit shifts toward negative emissions, it’s compelling fossil fuel sectors like oil & gas, coal industries to pivot toward cleaner, carbon‑removing energy pathways. The Jharia coalfield, renowned for its prime coking coal, is a key source of high-quality coal in India. However, since its extraction began, the region has been plagued by persistent coal fires burning since 1916. These fires have led to elevated local thermal gradients of 50-55°C/km and anomalous subsurface temperatures ranging from 150-200°C in shallow zones, making the area a potential geothermal hotspot. Geothermal energy is crucial for the global shift towards sustainable energy, providing carbon-free heat and a stable baseload power supply. Assessing the geothermal potential of the fire-affected Jharia basin through reservoir characterization and adopting suitable extraction technologies could help determine its viability for geothermal energy production. This study thereby demonstrates the process of utilizing a wasted heat source for sustainable energy production in the form of geothermal energy. The successful implementation of this energy resource could reduce the dependency on coal-based power and thereby reduce the carbon footprint in the Jharia coalfield of India.

Die Wärmewende im Gebäudesektor schreitet voran. Luft-Wasser-Wärmepumpen haben sich zur marktbeherrschenden Standardlösung entwickelt, da sie einfach zu installieren und vergleichsweise kostengünstig sind. Erdgekoppelte Wärmepumpen hingegen stagnieren auf konstant niedrigem Marktanteil. Obwohl sie in Effizienz, Lebensdauer und Betriebssicherheit der Luft- Wärmepumpe überlegen. Zusätzlich tragen sie erheblich zur Netzstabilität bei und reduzieren den Primärenergiebedarf.

Das Potenzial der Geothermie wird bislang zu wenig ausgeschöpft, trotz des zunehmenden politischen und wirtschaftlichen Drucks zur Dekarbonisierung des Gebäudesektors und Stabilisierung des Stromnetzes. Sie wird durch technische, wirtschaftliche und regulatorische Hürden ausgebremst. Insbesondere hohe Bohrkosten aufgrund großer Bohrdurchmesser stellen eine zentrale Eintrittsbarriere dar. Diese führen zu höherem Energieeinsatz, größerem Platzbedarf und erschweren den Einsatz in dicht bebauten Gebieten.

Ein innovativer Ansatz bietet die splitpipe-Technologie. Es bietet ein modulares Erdwärmesondensystem mit Vor- und Rücklauf integriert in einem Rohr. Damit kann der Bohrdurchmesser auf bis zu 85 mm reduziert werden. Dies mindert die Flurschäden, senkt die Investitionskosten signifikant und erhöht die Machbarkeit in dicht bebauten Siedlungen. Damit wird Geothermie dort realisierbar, wo sie bislang technisch oder wirtschaftlich ausgeschlossen war.

Thermal Response Tests und CFD-Analysen belegen die hohe Effizienz des Systems sowie den vernachlässigbaren thermischen Einfluss des Trennstegs in der Splitpipe-Sonde. Praxisbeispiele aus urbanen Kontexten zeigen die erfolgreiche Realisierung unter engen Platzverhältnissen.

Vor dem Hintergrund ambitionierter Klimaziele bietet Geothermie eine nachhaltige, zuverlässige und wirtschaftlich attraktive Lösung für die Wärmeversorgung. Ihr systemischer Beitrag zur Energiewende bleibt bislang unterschätzt. Es braucht innovative Unternehmen, die bereit sind, neue Wege zu gehen, um das ungenutzte Potenzial der Geothermie im Wärmesektor zu heben.

In the residential district “Postsiedlung” in Darmstadt, Germany, the heat supply of three old and six new buildings with different specific heat demands is coupled to exploit synergy effects. While the heat demand of the new buildings is supplied by heat pumps coupled to a borehole heat exchanger (BHE) field, the old buildings are supplied mainly by cogeneration (CHP) plants. The BHE field is regenerated by floor cooling of the new buildings in summer, as well as by waste heat from the exhaust gas and exhaust air from the CHP plants. The energy system has been in operation for more than one year. An extensive measurement campaign enables first conclusions about the design and operation of the cold grid. It was shown that the BHE field was operated with laminar flow nearly half of the time. Optimisation potential lies in the decoupling of the volume flow rates of the different components (BHEs, floor cooling heat exchangers, heat pumps) to reduce the electricity consumption of the circulating pumps. As part of this process, the temperature spread of the BHE field and the floor cooling should be increased.

Accounting for half of the European total energy consumption, decarbonising the building stock is pivotal for climate mitigation. While for central urban areas with high population densities, conventional district heating networks are promising, transforming areas which will not be connected to such conventional systems require alternative concepts. Next to individual heat pump systems, so-called 5^th generation district heating and cooling networks (5GDHC) are a promising approach, enabling the integration of low-temperature waste heat sources, providing both heating and cooling, and facilitating interaction between prosumers and consumers. Most of the 5GDHC network configurations rely on geothermal energy as a heat and/or cold source, as well as enabling seasonal heat storage.

However, a significant challenge for the rollout of such systems is identifying potential areas and the subsequent planning of the network, as existing solutions are highly customised and not generally applicable. Especially non-technical stakeholders, e.g. city representatives, need user-friendly first-level tools in order to understand if their area is generally suitable for such systems and what a potential one would look like. For this purpose, the Interreg ALPHA project develops first-level tools to estimate CO₂ savings from 5GDHC systems and a decision-support methodology, guiding the user through all relevant stages of a project. The poster presentation invites discussion on future development and application of project tools during the remaining two years of the project

Die oberflächennahe Geothermie ist ein zentraler Baustein zur Erreichung der Klimaziele des Pariser Abkommens. Für die Planung von Geothermieanlagen sind insbesondere die Wärmeleitfähigkeit des Untergrunds und der thermische Bohrlochwiderstand entscheidend. Diese Parameter werden durch den Thermal-Response-Test (TRT) ermittelt, bei dem eine Erdwärmesonde über mehrere Stunden mit definierter Wärme belastet wird, um die Reaktion des Untergrunds zu messen. Seit den 1990er Jahren existieren mobile TRT-Geräte, und es gibt zahlreiche Empfehlungen und Richtlinien (z. B. VDI 4640 Blatt 5) zur Durchführung und Auswertung solcher Tests.

Bisher fehlte jedoch eine standardisierte Methode zur Überprüfung und Qualitätssicherung von TRT-Geräten. Um reproduzierbare und vergleichbare Testergebnisse zu gewährleisten, wurde am ZAE Bayern ein emuliertes Erdwärmesonden-Bauwerk (E-EWS) entwickelt und aufgebaut. Dieses kann nicht nur das thermische Verhalten realer Erdwärmesonden für unterschiedliche Parameter (z. B. Sondenlänge, Rohrtyp, Untergrundeigenschaften) simulieren, sondern auch die für TRT-Geräte im Feldbetrieb herausfordernden Umgebungsbedingungen (Umwelteinflüsse und Netzspannungsschwankungen) nachbilden. Damit lassen sich verschiedene TRT-Geräte schnell und unter kontrollierten Bedingungen testen.

Dieser Beitrag stellt die im Rahmen des vom BMWE geförderten Verbundvorhabens „QEWSplus“ (FKZ: 03EE4020B) ermittelten Ergebnisse vor. Kurz zusammengefasst lässt sich sagen, dass neben einer guten Dämmung der TRT-Geräte eine Leistungsregelung unerlässlich ist, da sonst das Ergebnis der Messung entscheidend verfälscht werden kann (in den vorliegenden Untersuchungen um bis zu 34 %), was zu einer Fehlauslegung der Geothermieanlage führen würde. Außerdem wird dringend empfohlen die sequenzielle Rückwärtsauswertung der Wärmeleitfähigkeit bei der Auswertung der TRTs mitzubetrachten als zusätzliches Erkennungsmerkmal ungültiger Tests. Das E-EWS bietet somit die Möglichkeit ein einheitlich hohes Qualitätsniveau bei TRT-Geräten zu gewährleisten.

In conventional shallow geothermal borefield design, both the building demand and a predefined seasonal coefficient of performance (SCOP) are used as inputs. The SCOP serves to convert building loads into ground loads. However, this method introduces two key inaccuracies: (1) both peak power and total energy demand are scaled equally, often leading to an overestimation of peak extraction power; and (2) the SCOP is typically based on standard conditions (B0/W35), whereas actual system temperatures are often higher, resulting in an underestimation of seasonal imbalance and an oversized borefield.

Furthermore, because the SCOP is used as a fixed input, the borefield design process itself does not influence the efficiency of the ground source heat pump (GSHP), which is contrary to reality.

This paper demonstrates the benefits of incorporating both temperature-dependent and part-load-dependent COP curves into the design process. Simulation results show that by accounting for the true operational behavior of the GSHP, seasonal efficiencies exceeding 7 can be achieved—significantly higher than the standard SCOP values, which are often below 5. This not only leads to more accurate and cost-effective borefield designs but also highlights the critical role of system design in the actual efficiency of GSHP installations.

Die Modellierung der Wärmeleitfähigkeitsverteilung im Untergrund schafft eine wesentliche Voraussetzung für die Abschätzung des Potenzials der Oberflächennahen Geothermie in Deutschland. Das Verbundprojekt WärmeGut begleitet den Ausbau der Oberflächennahen Geothermie durch die Bereitstellung von einheitlichen Informationen über die Nutzungsmöglichkeiten und das Potenzial von Erdwärmesonden über das geothermische Informationssystem GeotIS. Die Potenzialberechnung mittels standardisierten Erdwärmesonden unter Berücksichtigung von Ausschlusskriterien wird zeigen, zu welchem Teil der vorhandene Wärmebedarf an einem Standort oder in einem Gebiet gedeckt werden kann. GeotIS kann so Orientierungshilfe insbesondere für die kommunale Wärmeplanung oder die Nutzung oberflächennaher Geothermie in Quartieren geben.

Die Verknüpfung von geologischen Übersichtskarten mit Wärmeleitfähigkeitswerten aus Richtlinien wie der VDI 4640 kann eine schnelle, großräumige Vorstellung der Wärmeleitfähigkeitsverteilung liefern. Allerdings führt dieser Ansatz zu vielfältigen Ungenauigkeiten, so dass solche flächenhaften Abschätzungen allenfalls für landesweite Potenzialabschätzungen verwendet werden können. Zum einen sind Übersichtskarten wie die Internationale Hydrogeologische Karte von Europa 1:1.500.000 (IHME1500) zu großräumig für eine regionale Betrachtung und die enthaltenen lithologischen Beschreibungen verweisen nicht auf detailliertere Beschreibungen von geologischen Formationen. Zum anderen sind die Wärmeleitfähigkeitswerte aus der VDI 4640 zu unspezifisch. Diese unterscheidet lediglich 30 Gesteinstypen ohne vollständige Angaben zur Porosität und Wassersättigung, welche aber einen bedeutenden Einfluss auf Wärmeleitfähigkeiten von porösen oder rissigen Gesteinen haben. Ohne Untergrunddaten wie lithologische Abfolgen aus Bohrungen sind ebenfalls nur bedingt Aussagen zur lithologischen Beschaffenheit des oberflächennahen Untergrundes möglich. Im nächsten Schritt soll eine detailliertere Kartengrundlage in Kombination mit einer Sammlung von Messdaten für genauere Wärmeleitfähigkeitsmodelle verwendet werden.

Die Wärmeleitfähigkeit eines Lockergesteins (Ton bis Kies) bildet für die Bemessung einer Geothermieanlage eine wesentliche Grundlage. Dabei ist bekannt, dass dieser Kennwert nicht als Paramater (Konstante) verwendet werden sollte. Er ist vielmehr als Zustandsvariable anzusehen.

Dieser Beitrag zeigt einige experimentell bestimmte Einflüsse auf die Wärmeleitfähigkeit auf. Dabei wird vor allem auf die Rolle des Porenwassers (und der Luft) eingegangen. Dazu wurden im Labor experimentell die Wärmeleitfähigkeiten mit zwei verschiedenen Methoden bestimmt. Dabei kamen die Nadelsonde (Standardgerät) und ein Eigenbau, unter Nutzung der Vergleichsmethode, in Anlehnung an die ASTM 1225, zum Einsatz. Als Versuchsmaterial wurde ein Sand mit verschiedenen Wassergehalten verwendet. Neben dem Vergleich der beiden Methoden werden die Wärmeleitfähigkeiten zunächst mit Korrelationen aus der Literatur (u. a. Côté & Konrad) verglichen.

Darüber hinaus konnten aber in den Versuchen der Vergleichsmethode durch Anlegen eines Temperaturgradienten auch deutliche Wassertransporte in den feuchten Bodenproben nachgewiesen werden. Die Auswertung der Wasserbewegungen ergab, dass es wiederum vom Zustand des Sandes (Wassergehalt oder Wassersättigungsgrad) abhängt, ob ein Wassertransport stattfindet. Der Schwerpunkt dieses Beitrags liegt dabei in der Vorstellung, unter welchen Bedingungen ein Wassertransport in einem teilgesättigten Boden aufgrund des Anlegens eines Temperaturgradienten, z. B. dem Einbau einer Geothermiesonde, vorliegt.

Schlussendlich bedeutet dies, dass die Wärmeleitfähigkeit von Lockergestein nicht nur durch Umwelteinflüsse, wie Regen- oder Trockenzeiten beeinflusst wird, sondern auch vom anliegenden Temperagradienten der Sonde. Dabei kann in bestimmten Bodenzuständen eine Sonde, die wärmer als ihre Umgebung ist (im Sommer) die Wärmeleitfähigkeit im umliegenden feuchten Boden verkleinern.

CO2-neutrale Heiz- u. Kühltechnik mit Nutzung oberflächennaher Geothermie als thermischer Speicher: Energie aus solarthermisch erzeugter Adsorptionskälte wird zwischengespeichert u. zeitversetzt z. Heizen o. Kühlen nutzbar gemacht.

Im Zuge der Energiewende werden Lösungen immer wichtiger, die vorhandene Technologien sinnvoll miteinander verbinden.

Einer dieser Ansätze nutzt oberflächennahe Geothermie nicht primär als direkte Quelle, sondern als temporäres thermisches Speichermedium – eingebettet in ein System aus solarthermischer Energiegewinnung und Adsorptionskältetechnik.

Ziel ist eine CO2-neutrale Versorgung von Gebäuden mit Wärme und Kälte – dort, wo dies technisch und geologisch sinnvoll realisierbar ist.

Zwei Anwendungsmöglichkeiten verdeutlichen das Potenzial:

• Wärmeüberschüsse, die im Betrieb solarthermisch unterstützter Adsorptionskälteanlagen anfallen, können – abhängig von der Bodenbeschaffenheit – kontrolliert in das Erdreich eingebracht und für die spätere Heizungsunterstützung genutzt werden.
• Solarthermisch erzeugte Kälte kann über geeignete Systeme kurzzeitig im Erdreich zwischengespeichert und zeitversetzt genutzt werden, z. B. zur Deckung von Kühllastspitzen in den Abend- oder Nachtstunden.

Von Referenzanlagen stehen detaillierte Messergebnisse und Grafiken zur Verfügung.

Unter dem Titel HEIZEN UND KÜHLEN mit Geothermie werden im Herbst 2025 in einem Verwaltunggebäude mit rund 800 qm Bürofläche DECKENELEMENTE zum Heizen und Kühlen, in Verbindung mit einer bestehenden Geothermieanlage und Sonnenkollektoren, installiert. Details hierzu können gerne angefordert werden.

Decarbonisation of heating systems is essential for achieving a net-zero greenhouse gas economy. The main challenge here is the seasonal mismatch between heat demand and sustainable energy generation. Therefore, an effective energy storage for later use is crucial, and low-temperature large-scale heat storage in shallow aquifers and boreholes is commonly utilized. Increasing storage temperatures can enhance system efficiency and lower the LCOE.

The EU-H2022 project PUSH-IT (GA 1011096566) aims to demonstrate high-temperature underground thermal energy storage (HT-UTES; up to 90°C) in geothermal reservoirs using three technologies: aquifers (ATES), boreholes (BTES), and mines (MTES). Each technology will be implemented at a demonstration (d) and tested at a follower site (f):

• Delft (ATES, d) – 120-200m; Maassluis formation; storing heat from a geothermal doublet; 75-88°C
• Berlin (ATES, f) – 350-400m; Lower Jurassic; using surplus heat from a wood-fired power plant; < 90°C
• Darmstadt (BTES, d) – 750m; granodiorite; storing excess heat from a super-computer and summer heat surplus; 55-75°C
• Litomĕřice (BTES, f) – 500m; impermeable Carboniferous siliciclastics; integrating several sustainable heat sources; 30-70°C
• Bochum (MTES, d) – 120m; abandoned Bochum-Mansfeld colliery; using summer surplus heat from university campus and IT centre; 30-80°C
• United Downs (MTES, f) – n/a; abandoned Consolidated Mines; storing heat from a geothermal plant

PUSH-IT develops technologies to reduce environmental impact, LCOE, and risks while enhancing HT-UTES performance. Key innovations include advanced monitoring systems, novel drilling techniques and improved control systems. The project also investigates socio-economic factors related to UTES and formulates guidelines for technology integration and regulatory improvements.

Microbial processes can affect the thermal, chemical and physical stability of mine thermal energy storages (MTES). High concentrations of sulfate and metals, typical for mine water, enable microbial iron and sulfur cycling. Depending on oxygen availability, iron oxides, H₂S or methane can be formed, the latter being safety relevant. Microbial sulfate reduction or iron oxidation can corrode technical components of the heat pump system. Together with biofilm formation and mineral precipitation within the water-bearing mine galleries, these microbial processes can compromise the efficiency of MTES.

To evaluate these effects, we monitored the mine water microbial community at the MTES geolab Reiche Zeche, Freiberg (Germany), and its response to charging and discharging cycles. We analyzed the microbial abundance via quantitative PCR and the community composition based on amplicon sequencing in the context of hydrogeochemical conditions after each heating/cooling cycle.

Results showed that the mine water microbial community was not only affected by temperature, but also by accompanied changes of the hydrochemical conditions. Initially, the water microbial community was dominated by iron oxidizing bacteria, with typical biofilm forming taxa found in the observed iron oxide precipitates at the heat exchanger surfaces. However, decreasing O₂ and Fe²⁺, along with rising sulfate concentrations and pH observed after three heating/cooling cycles, selected for bacterial taxa capable not only of iron oxidation, but also of iron reduction and sulfur oxidation. Those organisms may contribute to mitigating scaling and biofouling. A metatranscriptome analysis will verify which of the proposed microbial processes were active under the respective conditions.

At Darmstadt’s Lichtwiese Campus, the world’s first research medium deep borehole thermal energy storage demonstrator deploys three 750 m coaxial boreholes drilled into fractured basalt and granodiorite. Within the SKEWS project (seasonal crystalline borehole thermal energy storage), gravimetric, 2-D seismic, electrical-resistivity and core-scale petrophysical surveys mapped the heterogeneous host rock. Drilling highlighted operational challenges: keeping the wells vertical was difficult, with deviations of 3–5°. Distributed geothermal response tests revealed depth-dependent thermal conductivity and significant heat loss from the inner pipe to the annulus.

The follow-on PUSH-IT project is integrating the storage field with the TU Darmstadt district-heating network. The system comprises a hydraulic container, a connection line, a heat pump, and connection points to a building. A special method to construct the district heating line is also tested with PUSH-IT project. Instead of using steel pipes, PE pipe combining with low thermal conductivity back-fill material is used.

Charging of the storage is scheduled for summer 2025, with heat extraction planned for the winter of 2025/26. Fiber-optic cables installed along the connection line continuously monitor temperature and strain, while additional temperature and moisture sensors track conditions in the back-filled material.

This poster presents actual progress of PUSH-IT project at Darmstadt.

Im Rahmen der BEW-Förderrichtlinien wurden für den örtlichen Versorger drei Studien zur Transformation der bestehenden Wärmenetze, weg von fossilen Brennstoffen hin zu erneuerbaren Energien, durchgeführt. Im Rahmen dieser Studien wurden die örtlich vorhandenen erneuerbaren Energie-Potentiale untersucht und quantifiziert. Zusammen mit einer umfangreichen Ausbauplanung zur Netzerweiterung der vorhandenen Wärmenetzinfrastrukturen wurden dann Versorgungskonzepte für die Netze in 5-Jahreszeitscheiben erstellt. Ziel der Studien war es, dem Versorger einen Fahrplan zur Umstellung der Energieversorgung der eigenen Netze bereitzustellen und dabei ebenfalls unterschiedliche Optionen aufzuzeigen.

Am Ende werden die drei Netze trotz der örtlichen Nähe alle mit sehr unterschiedlichen Konzepten versorgt, um die lokal ansässigen Potentiale bestmöglich auszuschöpfen. Netz 1 setzt zukünftig auf die Erschließung eines oberflächennahen Geothermiefeldes in Kombination mit einem Biomassespitzenlastkessel. Netz 2 wir zunächst mit eine Klärwasserwärmepumpe versorgt, unterstützt mit Biomassekesseln zu Abdeckung der Spitzenlasten. Netz 3 kann auf Grund der besonderen Lage auf die Nutzung von Grubenwassergeothermie als Wärmequelle zugreifen, so dass langfristig der Großteil des Energiebedarfs über die Grubenwassergeothermie und Biomasse als Spitzenlastquelle versorgt werden kann.

Insgesamt war es aufgrund der Vielzahl verschiedener Quellen ein komplexes Unterfangen die bestmögliche Versorgung für die geplanten Ausbauszenarien zu gewährleisten, konnte allerdings aufgrund der großen Grundlastfähigkeit der geothermischen Quellen gut gelöst werden.

Das LIAG-Institut für Angewandte Geophysik begann bereits 2006 mit der Entwicklung des Geothermischen Informationssystems „GeotIS“, welches sich immer wieder aufs Neue wandelt. Durch diverse Projekte und dank der Mitarbeit vieler engagierter Personen ist das GeotIS zu einem Informationssystem gewachsen, welches zahlreiche Funktionen und Daten bereitstellt.

Das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) geförderte Forschungsprojekt WärmeGut erweitert GeotIS um die Oberflächennahe Geothermie (ONG). Bisher hat GeotIS hauptsächlich Daten und Informationen zur Tiefen Geothermie bereitgestellt. Die ersten neuen Inhalte in Form von bundesweit einheitlichen Eignungskarten für ONG und einem Werkzeug zum Thema Wärmebedarf sind bereits veröffentlicht.

Diese Neuheiten und die damit verbundene Erweiterung der Zielgruppe stellt das GeotIS-Team vor neue Herausforderungen. Es kommt die Frage auf, wie Daten zukünftig bereitgestellt werden sollen. Alle Informationen sollen schnell und einfach abrufbar sein, gleichzeitig jedoch nicht an Inhalt verlieren oder die Benutzeroberfläche überladen. Um alle Personen, unabhängig von ihrem Wissensstand abzuholen, erarbeitet das GeotIS-Team neben neuen Inhalten für das E-Learning-Programm auch Tutorials im Videoformat. Diese werden auf dem YouTube-Kanal „GeotIS studio“ erscheinen.

Während die Nutzung der Tiefengeothermie in einigen Regionen Deutschlands seit Jahren etabliert ist, fehlt es in vielen potenziell geeigneten Gebieten – insbesondere im Bereich mittlerer Temperaturen und Tiefen – an konkreter Projekterfahrung. Dies führt häufig zu Verzögerungen bereits in frühen Projektphasen, von der ersten Idee bis zur Bewertung der technisch-wirtschaftlichen Machbarkeit. Lokale Akteure und Entscheidungsträger können meist nur begrenzt auf regionale Kompetenzen zurückgreifen, und das Vertrauen in die Technologie muss auf Basis von Best-Practice-Beispielen aus anderen Regionen aufgebaut werden. Schnelle, leicht zugängliche Simulationswerkzeuge können hier helfen, auf lokale Rahmenbedingungen einzugehen und erste Aussagen zur Realisierbarkeit eines Projekts zu treffen.

Ein möglicher Lösungsansatz ist die seit 2024 etablierte Koordinationsstelle Tiefengeothermie Bayern, die als zentrale Anlauf- und Vermittlungsstelle für interessierte Kommunen, Investoren, Energieversorger, Bürgerinnen und Bürger sowie weitere Akteure fungiert. Im Mittelpunkt steht eine Erstberatung im Sinne einer Potenzialanalyse zur Tiefengeothermie sowie eine Unterstützung bei der technisch-wirtschaftlichen Erstbewertung des untertägigen Potenzials und der regionalen Wärmenachfrage.

Für diese Beratungen nutzt die Koordinationsstelle verschiedene Open-Source-Tools zur geologisch-hydrothermalen und thermo-ökonomischen Bewertung: die Leistungsfähigkeit geplanter Dubletten wird mit DoubletCalc abgeschätzt, der Open-Source-Framework topoterm ermöglicht eine schnelle Modellierung des kommunalen Wärmebedarfs, die wirtschaftlich optimierte Trassenplanung geothermischer Fernwärmenetze sowie die Bewertung von Ausbauszenarien und mit GeoBayCalc kann das Integrationspotenzial großer Wärmepumpen einfach dargestellt werden. So können kommunalen Entscheidungsträgern frühzeitig Aussagen zu den zu erwartenden Wärmebereitstellungskosten in unterschiedlichen Erschließungsszenarien bereitgestellt werden, und der Anfangsprozess der geothermischen Wärmeversorgung beschleunigt werden.

Der Beitrag stellt die Arbeitsweise der Koordinationsstelle, Erfahrungen aus zwei Jahren Erstberatung sowie Praxisbeispiele zur Anwendung der verwendeten Tools vor.

As the hydrocarbon industry declines in Germany and central Europe, thousands of old wells are left behind, providing an opportunity to use existing infrastructure and expertise in accelerating the green energy transition. TRANSGEO is aregional development project exploring the potential for producing geothermal energy from these abandoned wells.To identify and propose solutions to reduce barriers to well reuse, project members have produced a Transnational Strategy based on our socio-economic and policy analyses. The primary legal issues in the TRANSGEO countries (Austria, Croatia, Germany, Hungary, Slovenia) involve complex permitting and licensing processes and limited access to well data, keeping critical information away from potential new developers and making projects take years instead of months. This decreases project attractiveness and even feasibility for many developers. In addition, though well reuse is usually much less costly than drilling a new well, financial barriers include up-front testing, workover, and connection expenses (to a district heating grid, for example) as well as limited financial support and risk-mitigation mechanisms for private investors. A recognized shortage of skilled labour and training programs for geothermal engineers and technicians also increases the difficulty of geothermal development in general. In this contribution, we present solutions to address these barriers and actions that can facilitate well reuse in central Europe and beyond, including creation of a community of people interested in working together to reduce these challenges in the coming years. TRANSGEO is co-funded by the European Regional Development Fund through Interreg Central Europe.

Voraussetzung für ein gelungenes Geothermieprojekt ist die Auswahl eines geeigneten Standortes, das erfolgreiche Abteufen der Tiefbohrungen sowie die Einbindung von Wärmepumpen und Thermalwassertechnik in ein (ggf. neu zu errichtendes) Heizkraftwerk. Die dabei auftretenden vergabe- und vertragsrechtlichen Fragestellungen sind – gerade bei geförderten Projekten – sehr praxisrelevant. Welche vergaberechtlichen Verfahrensarten kommen für die Ausschreibung jeweils in Betracht? Und welche vertraglichen Besonderheiten sind in der jeweiligen „Phase“ des Geothermieprojekts zu beachten? Der Vortrag stellt in diesem Zusammenhang die wichtigsten Fallstricke vor, die nicht nur kommunalen Wärmeversorgern bekannt sein sollten.

Wir sehen an vielen aktuellen Beispielen: Kommunikation macht Projekte besser und schneller. Besonders bei der Tiefengeothermie zeigt sich, wie zentral strategische Kommunikation für den Projekterfolg ist. Obwohl die Technologie laut Studien bis zu 25 % des jährlichen Wärmebedarfs in Deutschland decken könnte, stößt sie häufig auf Skepsis. Sorgen über Erdbebenrisiken, Lärm, Immobilienwertverluste sowie lange Planungsphasen und unklare Zuständigkeiten verstärken die Zurückhaltung und Verunsicherung vieler Bürger, Kommunen und Investoren.

Die Praxis in der Branche zeigt: Kommunikation wird zwar als erfolgsentscheidend erkannt, jedoch oft vernachlässigt oder nur punktuell betrieben. Viele Projekte scheitern an einer fehlenden frühen und dialogischen Ansprache der Bürger sowie an der unzureichenden politischen Einbindung​. Festgefahrene Argumentationsmuster zwischen „Befürwortern“ und „Gegnern“ energiepolitischer Maßnahmen erschweren zudem den Dialog.

Das Konzept des Akzeptanzdialogs liefert hier einen wirkungsvollen Handlungsrahmen. Es umfasst fünf zentrale Elemente: Differenzierte Zielgruppenansprache, teilungsfähiges Storytelling, kontinuierlicher Dialog auf Augenhöhe sowie professioneller Umgang mit Kritik und eine transparente Grundhaltung. Ziel ist es, nicht nur Informationen zu vermitteln, sondern auch emotionale Anschlussfähigkeit zu schaffen und Betroffene aktiv einzubinden. Hierbei gilt es frühzeitig Kommunikation als Kern des Projekts zu verstehen, Budgets realistisch einzuplanen und Beteiligungsformate aktiv zu gestalten.

Ohne Kommunikation keine Akzeptanz – und ohne Akzeptanz kein Projektfortschritt. Strategische Kommunikation ist kein Beiwerk, sondern Schlüsselfaktor für das Gelingen der Energiewende im Bereich der Geothermie.