Conference Agenda

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

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

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

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

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

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

Im Fokus des Beitrags stehen folgende Forschungsfragen:

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

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

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

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

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

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Am Standort Schäftlarnstraße, München wurde bereits 2019 unmittelbar nach Fertigstellung einer der Produktionsbohrungen erfolgreich ein permanentes faseroptisches Monitoringsystem im Bohrlochinneren bis Endteufe eingebaut. 2023 wurde nun eine Injektionsbohrung am gleichen Standort mit einem vergleichbaren System nachgerüstet, erstmalig in dieser Konfiguration in einem offen komplettierten Reservoir (Open Hole, kein Lochliner). Die Nachrüstung der stark abgelenkten Bohrung stellte spezielle Herausforderungen an das Design des Kabels und die notwendigen Komponenten. Aufgrund der Komplettierung der Bohrung (starke Ablenkung, Open Hole) bestand außerdem ein hohes Risiko für den Erfolg des Einbaus. Die Erfahrungen während des erfolgreichen Einbaus, die Systemkomponenten sowie die Riskovermeidungsstrategien werden hier vorgestellt.

Mit permanent installierten Glasfaserkabeln in Tiefenbohrungen lassen sich verschiedene Eigenschaften und Prozesse des Reservoirs erfassen und über lange Zeiträume beobachten. So können zum Beispiel hydraulische aktive Zonen und daher die Permebailitätsverteilung der Reservoirgesteine über Temperaturanalysen quantifiziert und überwacht werden. Zusätzliche faseroptische punktuellen Drucksonden erweitern die Daten und Auswertemöglichkeiten auch im Hinblick auf Beeinflussung verschiedener Bohrungen an einem Standort untereinander.

Die niedrigfrequente Komponente der faseroptischen Dehnungsratenmessung (DDSS oder DAS) enthält thermische Deformation durch Fluidbewegungen. Ergebnisse aus dem GFK-Monitor Projekt zeigen erstmals Bereiche, in denen während des Stillstands und während der Injektion freie Konvektion auftritt. Das Auftreten dieser Strömung und ihre Geschwindigkeit steht im Zusammenhang mit dem Dichtegradienten, den wir über den Temperaturgradienten und die Höhe des Wasserspiegels ermittelt habe. Diese Methode ergibt neue Einblicke in die Mechanismen des Wärmetransportes und könnte genutzt werden, um etablierte Wärmetransportmodelle zu validieren.

Mit Hilfe des am Standort Schäftlarnstraße eingebauten GFKs, konnte die Zementation der Ankerrohrtour laufend überwacht werden und mit einer faseroptischen Dehnungsratenmessung (DDSS oder DAS) der Aufstieg verschiedener Fluidübergänge (Bohrspülung/Wasser und Wasser/Zement) nachverfolgt werden. Der Vergleich mit einem Volumenmodell erlaubt eine direkte und ortsverteilte Bestimmung der Zementverdrängungseffizienz, das Maß für den Erfolg der Zementplatzierung. Vor allem mit der Hinzunahme der Temperaturmessung lassen sich anschließend die Hydratationsstufen in jeder Tiefe abschätzen. Diese Ergebnisse erlauben eine Beurteilung der erreichten Bohrlochintegrität und erlauben eine kontinuierliche Qualitätsüberwachung der Zementation.

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

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

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

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

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

Der Vortrag präsentiert die wesentlichen Ergebnisse der Forschungsbohrung.

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

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

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

Die Heat Islands in Innenstädten kann damit entgegen gewirkrt werden.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Die Kombination von faseroptischen Messmethoden erlaubt die Überwachung von Tauchkreiselpumpen. So konnten mit Hilfe ortsverteilter Temperaturmessungen (DTS) die thermische Verlustleistung der Pumpe, die Effizienz der Kühlung und die Temperaturentwicklung entlang der Pumpenstufen bestimmt werden. Die Dehnungsratendaten erlaubten es wiederum, den Schlupf zwischen angelegter Frequenz und Rotationsfrequenz der Welle als ein Maß zur Ermittlung der Pumpeneffizienz zu bestimmen.

Das Tracermanagement im Molassebecken dient der optimierten Planung und Durchführung von Tracerversuchen in der Tiefengeothermie. Eine darauf basierende Handlungsempfehlung zeigt zentrale Aspekte wie die Auswahl geeigneter Tracerstoffe, die richtige Dosierung, unterschiedliche Tracerdesigns sowie potenzielle Wechselwirkungen zwischen Geothermieanlagen. Ziel ist eine einheitliche Genehmigungspraxis und ein nachhaltiges Reservoirmanagement.

Basierend auf den Ergebnissen des GFK-Monitors Projekts wird ein Ausblick zur Bewertung der technisch-wirtschaftlichen Eignung der mit der Glasfaserkabel-Technologie erhobenen Daten für den betrieblichen Nutzen von Tiefengeothermieanlagen gegeben. Der Fokus liegt hierbei auf den möglichen Mehrwerten (Kosten-Nutzen-Analysen) der Anwendungen in der Überwachung von Tauchkreiselpumpen am Beispiel der Schäftlarnstraßenbohrung Th4, des Seismizitätsmonitorings sowie der Reservoircharakterisierung anhand der u. a. aus der GFK-Technologie ermittelbaren Parameter.

Seit über 6 Jahren werden am Standort Schäftlarnstrasse in München faseroptische Daten gewonnen und ausgewertet. Es werden alle bisher angewandten Methoden der Datenauswertung zusammenfassend präsentiert und aus verschiedenen Blickwinkeln bewertet. Ergänzt werden diese durch weitere Anwendungsbeispiele aus der Literatur und Konzepte für Methoden, welche bisher noch nicht oder nur eingeschränkt angewandt wurden. Die Erfassung und der Nutzen der Daten werden zeitlich in die Lebenszyklen einer Bohrung eingeordnet und mit möglichen konventionellen Messtechniken für die jeweiligen Anwendungsfälle verglichen.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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.

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.

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

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

Der Vortrag präsentiert die wesentlichen Ergebnisse der Forschungsbohrung.

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

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

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

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

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

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

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.

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.

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.

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.“

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.

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 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.

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.

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

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

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

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

Delivered by NGC representatives, gain:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

The Centre would deliver:

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

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

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

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

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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ABSTRACT

Das Projekt zur Entwicklung des Herrenknecht UrbanVibroTruck wurde erfolgreich abgeschlossen. In Kooperation mit dem Geophysikalischen Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) und mit Förderung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) konnte eine neuartige Technologie für die reflexionsseismische Erkundung im urbanen Raum realisiert und validiert werden.

Der UrbanVibroTruck stellt eine bedeutende Weiterentwicklung im Bereich der aktiven Seismik dar. Sein kompakter, straßenzugelassener Aufbau ermöglicht flexible Einsätze auch in dicht besiedelten Gebieten, die bislang seismisch nur eingeschränkt erschließbar waren. Der speziell entwickelte P-Wellen-Shaker zeichnet sich durch eine hohe Quellsignalstabilität über ein breites Frequenzspektrum sowie durch einen stark reduzierten Geräuschpegel aus — beides zentrale Anforderungen für den Einsatz im städtischen Umfeld.

Ein wesentlicher Innovationsschwerpunkt des Projekts war die Entwicklung eines Systems zur direkten Messung der eingeleiteten Bodenkraft. Die so erfassten Echtzeit-Daten erlauben eine präzise Kontrolle und Validierung der Vibratorleistung während der Messungen und tragen wesentlich zur Verbesserung der Signalqualität und zur Erhöhung der Auflösung seismischer Abbildungen bei.

Im Rahmen der Feldtests wurden umfassende Messkampagnen erfolgreich durchgeführt. Die erzielten hochauflösenden seismischen Profile demonstrieren die Leistungsfähigkeit des Systems und zeigen das große Potenzial des UrbanVibroTrucks für die geothermische Exploration insbesondere im urbanen Raum. Mit dieser Technologie wird erstmals die systematische und flächendeckende geophysikalische Charakterisierung geothermisch nutzbarer Strukturen in Städten technisch und logistisch praktikabel.

Die Ergebnisse der Validierung und der seismischen Erkundungen werden in dieser Präsentation vorgestellt.

Das WärmeWerk Wörth ist ein Joint Venture der drei Partner EnBW, Daimler Trucks und der Stadt Wörth, welches sich zum Ziel gesetzt hat CO₂-neurale Erdwärme für die regionale Wärmeversorgung und des Daimler Truck Werkes in Wörth am Rhein bereitzustellen. In einer Region mit einem sehr hohen geothermischen Potenzial gilt dieses Projekt als eines der aktuellen Leuchtturmprojekte, welches neue Exploration-Konzepte erproben und als eine Blaupause für andere Projekte dienen soll.
In der ersten Phase der Explorationen wurden gravimetrische Messungen sowie ein hydrochemisches Grundwasser-Screening durchgeführt. Aufbauend auf diesen Messungen sowie von Bestandsdaten wurde ein erstes konzeptuelles geologisches Modell erstellt. Diese Datengrundlage diente zur Ableitung der geothermischen Erkundungstiefe sowie des Kerngebietes für die weitere Projektentwicklung. Als Vorbereitung einer „neuen“ hochauflösenden 3D-Seismik wurden dieses Modell herangezogen, um in einem Survey Design die Messgeometrie und das Messverfahren zu bestimmen.
Die zweite Explorationsphase setzt sich aus der Durchführung der 3D-Seismik, des seismischen Processings und der geologischen Interpretation zusammen. Im Januar/Februar 2025 konnte die Seismik auf einer Fläche von 142 km² länderübergreifend auf der rheinland-pfälzischen sowie auf der baden-württembergischen Rheinseite akquiriert werden. Durch den Einsatz des Slip-Sweep-Verfahrens reduzierte sich die Messzeit von ursprünglich geplanten 6-8 Wochen auf lediglich 2-3 Wochen. Seit Frühjahr 2025 werden die akquirierten Daten ausgewertet, um die nächste Projektphase im Herbst 2025 zu beginnen.

In der Tiefen Geothermie spielen seismische Untersuchungen eine entscheidende Rolle für die Erkundung und für die Erschließung geothermischer Reservoire. Die Stadtwerke Münster führten im vierten Quartal 2024 die bisher größte 3D-Seismik in einer deutschen Innenstadt durch.

Dieser Vortrag reflektiert die Erfahrungen und Erkenntnisse, die während der Durchführung einer 3D-Seismik in Münster gewonnen wurden. Die Präsentation beleuchtet die Herausforderungen im Projektverlauf sowie die Strategien, die zur Überwindung dieser Hindernisse entwickelt wurden. Zu den zentralen Lessons Learned zählen die Bedeutung einer frühzeitigen Stakeholder-Einbindung, um Akzeptanz und Unterstützung in der Bevölkerung zu fördern, sowie die Notwendigkeit einer präzisen Planung und Durchführung der seismischen Messungen, um die Qualität der Daten zu maximieren.

Darüber hinaus werden Best Practices vorgestellt, die sich in der münsterschen Seismikkampagne bewährt haben, wie etwa die Integration modernster Technologien zur Datenerfassung und -analyse sowie die Implementierung einer städtischen Task Force während des gesamten Prozesses. Diese Ansätze haben nicht nur die Geschwindigkeit des Genehmigungsprozesses deutlich erhöht, sondern auch die Akzeptanz und Effizienz der Datenerhebung verbessert.

Die gewonnenen Erkenntnisse und Best Practices werden in einem Best-Practice-Leitfaden aus Sicht des Projektierers gesammelt und im Jahr 2026 veröffentlicht, um zukünftige Geothermie-Projekte in städtischen Räumen zu unterstützen und voranzutreiben.

Das Bayerische Landesamt für Umwelt (LfU) arbeitet im Auftrag des Bayerischen Wirtschaftsministeriums an der Erstellung eines tiefengeothermischen Reservoirmanagementmodells. In enger Zusammenarbeit mit Arbeitsgruppen der Technischen Universität München sowie der Ludwig-Maximilian-Universität München entsteht hierbei ein geologisches Untergrundmodell, das sowohl Detailmodelle im Reservoir-Maßstab als auch geologische Großeinheiten und deren Lagerungsverhältnisse im gesamten bayerischen Molassebecken zusammenhängend darstellt.

Dazu erfolgt zunächst eine Neuauswertung des digitalen Datenbestands des LfU (Großmann et al. 2024). Basierend auf digitalisierten Bohrberichten sowie geophysikalischen Log- und Seismikdaten der Öl- und Gasindustrie und jüngerer Tiefengeothermieprojekte, werden geologische Tiefbohrungsmarker neu interpretiert. Bereits vorhandene Beckenmodelle (GeoMol, GeoERA) werden über die stratigraphische Charakterisierung seismischer Großeinheiten, der Erstellung synthetischer Seismogramme an ausgewählten Schlüsselbohrungen (Golden Spikes), sowie beckenweite Korrelationen seismischer Reflektoren, mit neuen geophysikalischen Auswertungen ergänzt. Punktuell ermöglichen detaillierte Interpretationen an Golden Spyke-Bohrungen die Vereinigung sowohl des beckenweiten Modellmaßstabs als auch von detaillierten Parametermodellen im Maßstab tiefengeothermischer Reservoire.

Zwischen den Arbeitsgruppen getroffene Absprachen zum einheitlichen Vorgehen etwa in der Datenhaltung oder der Interpretation von Bohrlogs und seismischen Daten werden als allgemeine Arbeitskonventionen festgehalten. Fertiggestellte Teilmodelle lassen sich auf diesem Weg zu einem umfassend abgestimmten Rahmenmodell ergänzen.

In diesem Beitrag geben wir anhand konkreter Fragestellungen und Beispielen eine erste Übersicht zum arbeitsgruppenübergreifenden Vorgehen in der statischen Untergrundmodellierung.

Großmann, J., Hofmann, N., Pamer, R., Spörlein, T., Pechnig, R., Knapp, D., Clauser, K., Karp, T., & Günther, D. (2024): Abgeschlossene Arbeiten zur Digitalisierung geophysikalischer Grundlagendaten in Bayern. Geologica Bavarica, 127, 115 p.

Für lange Zeit galt das Lagerstättengesetz für die geologische Landesaufnahme und die Übermittlung geophysikalischer Daten. Vor fünf Jahren hat der Gesetzgeber das Geologiedatengesetz verabschiedet und damit das Lagerstättengesetz grundlegend überarbeitet. Die Übermittlung geologischer Daten wurde auf neue Beine gestellt: Neue Datenarten, neue Vorschriften zur Übermittlung und vor allem die Pflicht zur zeitlich gestaffelten öffentlichen Bereitstellung von Daten. Gerade der letzte Punkt, die Datenveröffentlichung war umstritten und ist es noch immer.

Wie bewährt sich das Geologiedatengesetz in der Praxis? Was sagt die Rechtsprechung zur Verfassungsmäßigkeit der Offenlegungsvorschriften? Und wo knirscht es?

Diese Frage will der Beitrag aus rechtlicher Sicht be- und ausleuchten.

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

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

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

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

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

Designs for Geothermal usage can offer:

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

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

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

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

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

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

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.

While 3D geological models exist for Lower Saxony (TUNB), Hesse (Hessen 3D 2.0) , Thuringia (INFLUINS), and Northrhine-Westphalia (NRW3D), the area of Southern Lower Saxony forms a model gap beween these regions. This is impeding an effective and targeted development and implementation of geothermal energy within the region. To overcome this limitation and accelerate the rollout of geothermal projects, as well as to identify areas where additional subsurface data acquisition is required, a structural 3D geological model for Southern Lower Saxony is under development.

Using SKUA-Gocad, the bases of the following horizons are modeled: Cenozoic, Jurassic, Keuper, Muschelkalk, Upper, Middle and Lower Buntsandstein and Zechstein (equivalent to top basement). Muschelkalk, Middle Buntsandstein, Zechstein and the basement can be considered as targets for different geothermal systems, including heat storage in salt formations. Facies and thickness changes are especially considered, e.g those of the Middle Buntsandstein related to the Eichsfeld-Altmark-Swell in the east. A key tectonic element in the center of the model is the Leinetalgraben. Its multi-stage tectonic history involved Mesozoic extension, Late Cretaceous transpression and probably renewed Cenozoic extension. This introduces considerable uncertainty regarding fault geometries, fracture networks, and their sealing or permeability-enhancing potential, increasing uncertainties of reservoir property prediction. The data base includes high resolution geological mapping, but only two recent seismic lines and very few wells with a depth of max. 1300 m. While it is already clear that the model will suffer from a relative lack of subsurface data, it will constitute a crucial preliminary tool.

Enhanced Geothermal Systems (EGS) present significant environmental and safety concerns due to the potential of induced seismicity. To mitigate these risks, researchers are exploring combined hydraulic and chemical stimulation methods. This study examines the shear-slip behavior of granites with artificially generated fractures, before and after a treatment by an environmentally friendly chelating agent, N, N-bis(carboxymethyl)-L-glutamic-acid tetrasodium salt (GLDA-Na₄), at 150°C, under initial conditions of 55 MPa axial stress and 30 MPa confining pressure. The experiments demonstrate that GLDA-Na₄ preferentially dissolves biotite minerals, creating a rough fracture surface that leads to interlocking of the surfaces. This results to a stronger frictional response, characterized by an increase in the static friction coefficient from 0.48 ± 0.03 to 0.62 ± 0.01. Moreover, the treatment resulted in narrowing of the shear velocity range, from 10^-5 to 10^-3 m‧s^-1, which included both intermediate and fast slip rates, to a range limited to intermediate slip rates around 10^-6 to 10^-5 m‧s^-1, leading towards slower slip events. These findings suggest that chelating agent-based chemical stimulation can enhance hydraulic reservoir performance while minimizing induced seismic events. By optimizing injection parameters and using targeted chemical treatments, EGS operators can reduce the potential for seismic events, ensuring safer and more efficient geothermal energy exploration.

To study the effect of acid injection on porosity and permeability of rocks, a series of reactive flow-through experiments were run using the thermo-triaxial device. Additionally, a numerical THC transport model was developed to simulate the injection impact. The present experiments aim to provide a deeper understanding of the evolution of permeability and porosity, as well as the physicochemical processes associated with acid injection into the rock matrix. Distilled water and hydrochloric acid (HCl, pH 2.0) were injected over ~25 days into Remlinger-Sandstone samples. Tests were performed at 90 °C, with a mean confining pressure of 25 MPa and differential pore pressure of 0.5 MPa. To quantify mineral dissolution, thin-section analyses and ICP-MS measurements were conducted post-test. A coupled simulation using the Porous Flow and Geochemistry module in MOOSE replicated the reactive transport process. Porosity and permeability changes ranged from ~0.8% to 1.4% in the experiments and 0.6% to 1.8% in the model, correlating with pH variations. Thin-section analyses showed greater mineral dissolution near the inlet and gradually decreasing toward the outlet. Fluid chemistry analyses revealed higher concentrations of Mg²⁺ (5–20 mg/l) and Ca²⁺ (10–60 mg/l), confirming carbonate-related ion dissolution and transport. The study confirms that reactive flow-through experiments under high-pressure, high-temperature conditions are feasible with the thermo-triaxial setup. The THC model successfully simulated acid-rock interactions, though it remains a simplified representation and doesn’t consider spatial mineral variability. Still, it offers a cost-effective tool for preliminary assessment of acid injection in larger-scale geothermal applications.

The accurate prediction of rocks and properties in the subsurface is essential for successful and cost-effective geothermal drilling. In this study, we present a probabilistic structural geological modeling approach specifically designed for geothermal exploration applications in the canton of Thurgau, Switzerland. Initially, a synthetic geological model is constructed based on the representative subsurface structure of the Thurgau region. Geophysical parameters are assigned using existing literature. With all this information, forward geophysical modeling is performed to generate synthetic data that contains potential field observations. This dataset is then used within the GeoBUS probabilistic workflow to evaluate the capability of the model to determine key geological features under uncertainty. This approach allows us to test the performance and sensitivity of our probabilistic structural framework before applying it to the real data. With this approach, we aim to target geothermal reservoirs and mitigate the risk associated with drilling costs under uncertainty. Ultimately, this work will contribute to more informed decisions in geothermal development projects, which have a direct implication for energy transition strategies in Europe.

Porosity generation and maintenance of permeability in low-porosity rock systems are essential for Enhanced Geothermal Systems (EGS), as they enable efficient fluid flow and transport in a low-permeability reservoir. In EGS, reactive transport processes, triggered by chemical stimulation, drive dynamic changes in permeability structures and mineral composition. However, the parameters that control the efficiency of chemical stimulation of granitic rocks are incompletely understood and experimental studies are still scarce.

In this study, we investigate these reactive transport processes by performing batch and flow-through experiments, analyzing the interactions of granites with acidic F-bearing aqueous fluids under simulated geothermal reservoir conditions. We used X-ray powder diffraction (XRD) and scanning electron microscopy (SEM) to characterize and quantify mineralogical changes while assessing the microstructural evolution of granites exposed to reactive fluids.

Our first experiments have demonstrated that significant porosity is created through chemical stimulation of low-permeability granite, driven by preferential dissolution of feldspar and mica in the host rock and the precipitation of amorphous silica and denser F-bearing phases that pseudomorphically replace the original mineral assemblages. Key findings underscore the potential of reactive transport processes to enhance permeability in granitoid rocks, emphasizing the critical influence of initial fluid composition on both permeability formation and the overall chemical evolution of the rock system. The experimental results will be used as input data and validation for reactive transport models on a small scale, as well as numerical simulations on a larger scale, to predict the potential for EGS reservoir development.

Fractures in the Middle Buntsandstein in the Upper Rhine Graben play an important role in flow pathways and increasing permeability. In this study, an integrated Thermo-hydro-chemical (THC) modeling workflow is implemented, linking PHREEQC-based geochemical reaction calculations with COMSOL Multiphysics' thermo-hydraulic simulations through the iCP interface. The framework is applied to the Middle Buntsandstein sandstone in the Upper Rhine Graben. This approach enables the simulation of brine compositions with varying saturation indices relative to calcite, from undersaturation to oversaturation, thereby allowing the assessment of both equilibrium and kinetic reaction controls.
A key aspect of the study is investigating the interaction between the brine of the vertical cross-formation flow in the high-permeable fractures and the saturated brine in the surrounding porous matrix. The relatively rapid advective transport in fractured pathways prevents the brine from reaching chemical equilibrium with the host rock, in contrast to the commonly assumed equilibrium condition of the pore fluid within the matrix. This work focuses on calcite as the dominant reactive mineral, evaluating its volume fraction changes under different brine compositions and saturation states.
The results of the coupled THC simulations will be presented, highlighting calcite volume fraction changes within the fracture and porous medium. Finally, corresponding porosity and permeability variations will be analyzed to assess their impact on the rock architecture.

Effective geothermal reservoirs are characterized by high permeability, elevated geothermal gradients and active hydrothermal fluid dynamics. Targeting zones with these features is essential to ensure sufficient temperature and flow rate at the wellhead, which is the key factor for the economic viability of geothermal projects. The Upper Rhine Graben (URG) is characterized by numerous positive temperature anomalies and abundant permeable fault zones that facilitate fluid movement, which could lead to the development of hydrothermal convection cells in the subsurface. Accurately identifying such zones can substantially reduce the risk associated with geothermal prospecting. To improve the reliability of predicting the location of hydrothermal convection cells, numerical simulation can be utilized to simulate the interactions of coupled thermo-hydraulic (TH) processes in the subsurface. This study presents a workflow for integrating a 3D geological model from Petrel into OpenGeoSys (OGS) to simulate coupled TH processes in the geothermal system of the Northern URG on a regional scale. The 3D geological model is based on the Artemis project, which incorporates data from previous projects, including GeORG, Hessen 3D 1.0 & 2.0, and DGE-ROLLOUT. The results of the TH simulation indicate that hydrothermal convection cells develop within and around fault zones, enhancing both upward and downward fluid flow. These flow patterns lead to localized positive and negative temperature anomalies. The workflow developed in this study lays the groundwork for the “ConvEx” project, which aims to establish integrated exploration methods for mapping hydrothermal convection cells as key targets in deep geothermal energy exploration.

Geothermale Fluide stellen ein komplexes System dar und sind mit zahlreichen Herausforderungen verbunden – insbesondere im Kontext von Mineralgewinnung, geothermischer Stromerzeugung und Wärmebereitstellung. Eine zentrale Problematik ist die unkontrollierte Mineralausfällung, die durch Änderungen von Druck, Temperatur oder pH-Wert ausgelöst werden kann. Zur Vorhersage des Ausfällungspotentials wird geochemisches Modellieren eingesetzt.
Grundlage jeder Modellierungssoftware ist eine thermodynamische Datenbank (TD), welche thermodynamische Daten für jede modellierbare wässrige, feste und gasförmige Spezies enthält. Diese thermodynamischen Daten (Gibbs-Energie, Enthalpie, Entropie) beruhen auf unterschiedlichen experimentellen Studien. Dadurch variieren die zugrunde liegenden thermodynamischen Daten, welche mit verschiedenen Modellen extrapoliert werden können. Für viele Minerale liegen nur wenige experimentelle Daten vor – oftmals lediglich unter Standardbedingungen –, sodass für geothermische Systeme eine Extrapolation auf höhere Temperaturen und Drücke erforderlich ist. Dadurch kann ein Modell teilweise stark divergierende Resultate bei der Verwendung von unterschiedlichen TDs aufweisen. Für neue Nutzer ist es besonders schwierig, die gültigen Temperatur- und Druckbereiche der jeweiligen TDs einzuschätzen. Thermodynamische Datenbanken unterscheiden sich unter anderem in den enthaltenen Spezies, den verwendeten Zustandsgleichungen sowie in Herkunft und Nachvollziehbarkeit der zugrunde liegenden thermodynamischen Daten.
Vor diesem Hintergrund wurde eine neue Datenbank mit verbesserten thermodynamischen Daten für mehr als 15 Mineral- und Gasphasen entwickelt. Die Datensätze basieren auf einer systematischen Auswertung begutachteter experimenteller Studien und wurden mit den gängigsten PHREEQC-TDs verglichen, um die akkuratesten thermodynamischen Datensätze zu identifizieren. Ziel ist die Verbesserung der Modellgenauigkeit für geochemische Prozesse in Niederdruck-/Hochtemperatursystemen wie sie beispielsweise in Geothermiekraftwerken vorkommen.

Im Rahmen der Masterarbeit wurde die Errichtung eines kalten Nahwärmenetzes zur potentiellen Wärmeversorgung eines Bestandsgebäude-Quarties in Berlin Kreuzberg untersucht. Als primäre Energiequelle des Wärmenetzes wurde oberflächennahe Geothermie (Grundwasser) gewählt. Die Masterarbeit umfasste die Ermittlung der anliegenden Wärmebedarfe, die Auslegung des kalten Wärmenetzes inkl. Erschließung der Umweltenergiequellen und eine techno-ökonomische Analyse des Gesamtsystems. Das Softwaretool Leanheat Network der Danfoss GmbH wurde genutzt, um die Energieflüsse im Jahresverlauf zu simulieren. Als primäre Energiequelle wurde ein Horizontalfilterbrunnen ausgelegt, welcher einen Niedertemperatur-Aquiferspeicher zur saisonalen Wärmespeicherung erschließt. Innerhalb verschiedener Szenarien wurden drei verschiedene Umweltenergiequellen zur Regeneration des NT-ATES bewertet: Solare Energie (PVT-Anlagen), Außenluft (Luftrückkühler) und Abwasserwärme (Druckleitung-Wärmetauscher). Es wurden die Wärmegestehungskosten der jeweiligen Szenarien gebildet und verglichen. Des Weiteren wurden Stromverbrauch, ATES-Energiebilanz und technische Parameter wie die Netzdimensionierung auf Basis der Simulationsergebnisse ausgewertet.

The growing demand for renewable energy is driven by the urgent need to mitigate climate change, reduce greenhouse gas emissions, and transition from fossil fuels to sustainable energy sources. Ground source heat pump (GSHP) systems offer an efficient and sustainable heating and cooling solution that is a perfect alternative to meet this demand. The main limiting factor in the development of GSHP is its higher initial cost compared to other heating systems. This work presents a numerical evaluation of the hypotheses that are frequently used in standard borehole heat exchanger (BHE) sizing for GSHP, with the aim of enhancing sizing accuracy and preventing over- or undersizing.

To ensure a representative baseline for evaluating the impact of each hypothesis, this study introduces a reference case where parameter values are adjusted based on literature-documented ranges. After validation, the methodology to assess the consequences of each hypothesis on the final BHE sizing is presented. The results quantify the over- or underestimation of borefield length, providing insights into the potential economic implications. For the specific case studied, modeling the pipes as line heat sources, neglecting the influence of groundwater or ignoring the pipe's geometry appear to significantly impact the BHE behavior resulting in non-optimal sizing recommendations. Finally, compared to the Finite Line Source model—widely used in common standard design procedures—the numerical model–based approach resulted in a required BHE length up to 45% shorter.

Im Zuge der Energiewende und des Ausbaus erneuerbarer Energien gewinnen erdverlegte Infrastrukturen und Wärmetauschersysteme zunehmend an Bedeutung. Einen entscheidenden Effizienzfaktor bilden bei Einsatz dieser Systeme die thermischen Eigenschaften des sie umgebenden Untergrunds bzw. der eingesetzten Bettungsmaterialien.

Unter natürlichen sowie betriebsbedingten Bedingungen können Ausfällungsprozesse im Nahbereich thermisch beanspruchter Komponenten die thermischen Parameter wie die Wärmeleitfähigkeit eines Materials maßgeblich beeinflussen. Ein potenziell relevanter Mechanismus ist dabei die Veränderung der Porenstruktur infolge von Rekristallisationsprozessen, ausgelöst durch Verdunstung natürlich infiltrierter oder eingetragener salzhaltiger Lösungen. Diese Veränderungen können die thermischen Eigenschaften und somit die Wärmeübertragung im Untergrund beeinflussen.

Im Rahmen einer experimentellen Untersuchung wurde der Einfluss solcher Ausfällungsprozesse auf verschiedene Bettungsmaterialien untersucht. Die Proben wurden unter baustellentypischer Verdichtung in zwei identischen Versuchsreihen untersucht, jeweils mit und ohne gezielte Einbringung einer salzhaltigen Lösung zur Simulation von Ausfällungen. Untersucht wurden anschließend die thermischen, bodenphysikalischen und mechanischen Eigenschaften und die Versuchsreihen verglichen.

Die Ergebnisse zeigen, dass sich durch die Ausfällungsprozesse sowohl die Porenstruktur als auch die thermischen Parameter und die Festigkeit der untersuchten Bettungsmaterialien verändert haben, was bei der Auslegung und Bewertung von Erdwärmesystemen künftig stärker berücksichtigt werden sollte.

Die Dimensionierung von Erdwärmekollektoren kann für fest definierte Randbedingungen und Lastverläufe mit Tabellenverfahren, z. B. nach der Richtlinie VDI 4640 Blatt 2, erfolgen. Um Unterdimensionierungen von Anlagen zu vermeiden, werden die zulässigen Entzugsleistungen und Entzugsenergien dabei tendenziell unterschätzt. Für die Ermittlung aussagekräftiger Ergebnisse bei abweichende Randbedingungen sind i. d. R. numerische Simulationen notwendig, was einen erheblich höheren Aufwand erfordert.

Im Rahmen des Forschungsvorhabens QEWSplus „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020A-H, www.qewsplus.de) wurde ein Energie- und Leistungsbilanzverfahren für einlagig verlegte, horizontale Erdwärmekollektoren prototypisch entwickelt, mit dem Erdwärmekollektoren einfach für von der VDI 4640 Blatt 2 abweichende Randbedingungen dimensioniert werden können. Das Verfahren stellt einen Mittelweg zwischen statischen Tabellenverfahren und aufwändigen numerischen Simulationen dar. Lastprofile und Randbedingungen können dabei flexibel definiert werden. Über eine Leistungs- und Energiebilanz wird die Einhaltung der Auslegungskriterien (minimale Kollektoraustrittstemperatur und maximaler Radius des gefrorenen Erdreichs) überprüft, um daraus die benötigte Dimension des Kollektors zu ermitteln.

Dieses Verfahren wird im Rahmen einer studentischen Projektarbeit an der Hochschule Biberach weiterentwickelt und anhand von numerischen Simulationen verifiziert. Vorgestellt werden die weiterentwickelte Methodik, die Umsetzung des Rechenverfahrens, die Verifizierung mit mehrdimensionalen dynamischen Simulationen, sowie der Anwendungsbereich des Verfahrens und seine Grenzen.

In den letzten Jahrzehnten ist die nachhaltige Nutzung und Erzeugung von Energie zunehmend in den Fokus gerückt. Besonders der Wärme- und Kältebedarf stellt einen erheblichen Anteil am Gesamtenergieverbrauch dar – in europäischen Haushalten werden beispielsweise 63,5 % des Endenergieverbrauchs für Raumwärme verwendet. Eine vielversprechende Lösung zur Reduktion fossiler Energieträger ist die saisonale thermische Energiespeicherung (STES). Ein innovativer Ansatz innerhalb dieser Technologie ist die Mine Thermal Energy Storage (MTES), bei der stillgelegte, mit Wasser gefüllte Bergwerke als unterirdische Wärmespeicher genutzt werden. Diese bieten große Speicherkapazitäten und profitieren von der natürlichen Isolation des umgebenden Gesteins.

Im Rahmen dieser Masterarbeit wird eine Co-Simulation eines MTES-Systems in Kombination mit einem Wärme- und Kältenetz erstellt. Das betrachtete System ist Teil des PUSH-IT-Projekts in Bochum und wird mit dem Netz der Ruhr-Universität Bochum gekoppelt. Ziel ist es, die Nutzung eines MTES-Systems zu untersuchen und zu validieren. Hierfür wurde ein vereinfachtes geothermisches Untergrundmodell des MTES-Systems in Python entwickelt, das die thermischen Prozesse innerhalb des ehemaligen Bergwerks abbildet. Parallel dazu wird ein hydraulisch-thermisches Netzmodell in Modelica aufgebaut, das den Betrieb des Fernwärme- und -kältenetzes simuliert. Beide Modelle werden über Functional Mock-up Units (FMUs) gekoppelt, um im Rahmen einer Co-Simulation das dynamische Verhalten des Gesamtsystems realitätsnah abzubilden. Diese Methode ermöglicht es, unterschiedliche Szenarien hinsichtlich Wärmebeladung, Entladung sowie Regelstrategien durchzuspielen und deren Auswirkungen auf Systemeffizienz und Stabilität zu analysieren. Die Ergebnisse dieser Arbeit liefern eine erste Fallstudie zur Co-Simulation eines MTES-Systems und geben Einblick in das Potenzial solcher Speicherlösungen.

The primary aim of this study was to assess the Abaya Geothermal Development Project in Southern Ethiopia using the Draft Geothermal Sustainability Assessment Protocol (GSAP). Developed by Reykjavik Geothermal, the Abaya project plans the installation of a 300 MW geothermal power plant with prospects for future expansion. The GSAP, adapted from the Hydropower Sustainability Assessment Protocol, provides a comprehensive framework designed to evaluate geothermal projects across various environmental, social, and technical criteria.
This assessment, conducted collaboratively with Reykjavik Geothermal management, focused on evaluating the GSAP's suitability within the Ethiopian context, given the region's unique socio-economic and regulatory conditions. The project was evaluated on six crucial sustainability dimensions, achieving basic good practice (Level 3) on five topics, while one area scored slightly lower (Level 2), highlighting specific improvement needs.
Findings confirm that GSAP is highly applicable to the Ethiopian setting, demonstrating significant potential for guiding future geothermal projects towards international standards of sustainability. The protocol effectively facilitates stakeholder engagement, ensuring environmental and social considerations are adequately addressed, thereby enhancing community support and long-term project viability. The results underscore GSAP's importance as an essential tool for sustainable geothermal resource management and development in Ethiopia.

A prospect analysis of a deep geothermal energy exploration and production study is initiated with a feasibility study using existing datasets. A reliable GIS model enables the visualization and geospatial analysis, providing opportunities for further planning. In this study, we present a hexagonal grid GIS model for the canton of Thurgau, Switzerland, a target area for deep geothermal exploration as part of the Horizon Europe GeoHeat project.

Our study integrates existing geological, structural, and borehole data within a Geographic Information System (GIS) environment. We systematically acquire spatial data and employ a hexagonal Discrete Global Grid System (DGGS) using the Uber H3 indexing system for prospect analysis within a GIS model. The h3 grid system offers several advantages for geospatial analysis, including a unique address for every grid and flexible resolution ranging from 0 to 15. Due to these advantages, the GIS model facilitates the evaluation of spatial patterns and geological trends relevant to geothermal prospectivity. Additionally, we incorporate subsurface temperature datasets for heat in-place analysis. Therefore, the model provides insight into the subsurface geological structure and temperature distribution, which is a fundamental aspect of assessing deep geothermal reservoirs.

This integrated approach utilizes the h3 hexagonal grid system for geospatial analysis in deep geothermal exploration prospecting. The resulting GIS model was also employed to support in designing a passive seismic survey, incorporating geological, temperature, drilling, and terrain datasets to achieve optimal results. Furthermore, the model would serve as the foundation for further technical work and targeting strategies.

Der Oberrheingraben ist ein etwa 300 km langes und 30–40 km breites aktives känozoisches Rift-System im Südwesten Deutschlands und stellt mit einem geothermischen Gradienten von bis zu 42 °C/km eine der wichtigsten geothermischen Regionen Deutschlands dar. In der Vergangenheit lag der Fokus auf der Gewinnung tiefengeothermischer Energie zur Strom- und Wärmeversorgung sowie seit einigen Jahren auf der Lithiumextraktion. Das geothermische Potenzial mitteltiefer Reservoire (400 bis 1500 Meter) ist bislang jedoch noch nicht umfassend bewertet worden, obwohl diese eine wichtige Rolle bei der Unterstützung der Wärmeversorgung in Deutschland spielen könnten. Um diesem Bedarf gerecht zu werden, wurde im Rahmen des ArtemIS-Projekts ein 3D-Strukturmodell des Oberrheingrabens erstellt, um zunächst das regionale Wärmepotenzial mithilfe der Heat-in-Place-Methode abschätzen zu können. Dieses Strukturmodell diente anschließend als Grundlage für die Erstellung mehrerer lokaler numerischer Modelle in COMSOL, die verschiedenen geologischen Strukturen und Rahmenbedingungen innerhalb des Oberrheingrabens abbilden. Ziel war die Bewertung des lokalen Wärmepotenzials und der Leistungsfähigkeit hydrothermaler Dubletten, Erdwärmesonden sowie thermischer Aquiferspeichersysteme über einen Zeitraum von 30 Jahren. Zur Darstellung von Best- und Worst-Case-Szenarien wurden dabei systematisch Parameter wie die Tiefe (500–1500 m), Reservoirkennwerte (z. B. Porosität, Permeabilität, Wärmeleitfähigkeit) und betriebliche Kennwerte (z. B. Bohrlochabstand, Förderrate, Injektionstemperatur) variiert. Die Ergebnisse der Parameterstudie bieten einen Ansatz zur Beurteilung von mitteltiefen geothermischen Systemen im Oberrheingraben und sollen als Anreiz für die Initiierung neuer Geothermieprojekte dienen. Die entwickelten Modelle sollen dabei als Grundlage für die Implementierung einer Simulationsschnittstelle auf der GeoTIS-Plattform im Bereich des Oberrheingrabens dienen und es den Nutzern ermöglichen, das Wärmepotenzial für beliebige Standorte abzuschätzen.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Die Aufsuchung von geothermisch nutzbaren Horizonten ist mit geologischen und technischen Risiken verbunden. Ein umfassendes geologisches Bewertungsverfahren („Risk Assessment“) der geologischen Unsicherheiten sollte daher die Grundlage eines jedes fundierten Entscheidungsprozesses im Rahmen der Aufsuchung und Gewinnung von tiefen Thermalwässern sein.

Dieses umfängliche Bewertungsverfahren ist obligatorisch in der Kohlenwasserstoffindustrie; da die Exploration von Erdöl und Erdgas naturgemäß mit hohen Unsicherheiten behaftet ist. Die Übertragung dieses Ansatzes auf die Erkundung von Erdwärme ist nicht nur naheliegend, sondern auch notwendig, um spezifische geologische Risiken systematisch zu identifizieren, zu bewerten und quantifizierbar zu machen. Eine entsprechende Adaption der geologischen Parameter, d.h. von der Bewertung Öl- und Gasprospekte auf thermalwasserführende Nutzhorizonte ist hierbei unerlässlich und erfordert ein Detailwissen bzw. langjährige Erfahrungswerte bei der Erkundung von Erdwärme. Denn neben den geologischen Parameter sind es auch deren „cut-offs“, d.h. Minimalanforderungen an die Parameter des Trägerhorizontes, die bei Risk Assessment einzustellen gilt.

Das auf die Geothermie zugeschnittene Risk Assessment liefert nicht nur eine belastbare Prognose zur Fündigkeit potenziell wirtschaftlich nutzbarer Ressourcen, sondern zeigt auch technische Maßnahmen zur Risikominderung auf, beispielsweise seismische Untersuchungen bei Teufenunsicherheiten, um die Erfolgswahrscheinlichkeit auf eine Fündigkeit zu erhöhen.

Anhand konkreter Beispiele soll veranschaulicht werden, wie ein tragfähiges Risk Assessment für Geothermieprojekten praktisch umgesetzt werden kann.

Die Charakterisierung des Oberjura-Unterkreide Reservoirs (Malm und Purbeck) ist entscheidend für eine sichere und nachhaltige Nutzung und Entwicklung der tiefengeothermischen Ressource im Nordalpinen Vorlandbecken (Molassebecken). Im Rahmen des Forschungsprojekts Beurteilungsmodell für die tiefengeothermische Nutzung in Bayern (BeM-TG) werden Produktivitätsprognosen für neue Geothermiestandorte und Interferenzabschätzungen zwischen hydrogeothermischen Anlagen im Molassebecken erarbeitet. Ein entscheidender Faktor für diese Prognosen ist dabei die Transmissibilität (Permeabilitäts-Kapazität) des Reservoirs sowie die Verbreitung von hochpermeablen Horizonten bzw. hydraulisch aktiven Zonen.

Zur hydraulischen Charakterisierung des Reservoirs wurden deshalb Transmissibilitäten aus Pumpversuchen von Geothermiebohrungen neu ermittelt und bestehende Datensätze ergänzt. Dies ermöglicht einerseits die flächenhafte Interpolation der Transmissibilität bezogen auf die gesamte Reservoirmächtigkeit mittels probabilistischer Methoden (Indikator-Kriging) und andererseits die Charakterisierung der einzelnen hydraulisch aktiven Zonen pro Bohrung. Die Lokalisierung der hydraulisch aktiven Zonen basiert dabei auf ausgewerteten Flowmetermessungen und z.T. auf analysierten kontinuierliche Temperaturprofilmessungen. Für jede hydraulisch aktive Zone wurde dabei der relative Anteil am Gesamtfluss ermittelt. Mit der Gesamttransmissibilität pro Bohrung können so zonenspezifische Transmissibilitäten und Permeabilitäten bestimmt werden. Zusätzlich werden die Zonen mit sequenzstratigraphischen Auswertungen korreliert und mittels geophysikalischen (Image Log) Bohrlochmessungen hinsichtlich ihres Fließverhaltens (Karst-, Vuggy-, Matrix-, Störungsgebunden) klassifiziert und regional im Molassebecken verortet.

Die Ergebnisse ermöglichen eine überarbeitete umfassende räumliche Darstellung der Transmissibilitäten im Malm-Reservoir sowie erstmalig eine differenzierte Charakterisierung der hydraulisch aktiven Zonen, die es ermöglichen Zuflusszonen-Trends im Reservoir aufzuzeigen.

Die gewonnenen Erkenntnisse tragen zur Charakterisierung und zur nachhaltigen Nutzung des hydrogeothermischen Reservoirs im bayerischen Molassebecken bei und unterstützen die Vorhersagen in einem Beurteilungsmodell.

Die Sandsteine des Mittleren Jura (Dogger) im Norddeutschen Becken wurden trotz ihrer vielversprechenden Verbreitung, Tiefenlage und potentiellen hydraulischen Eigenschaften bisher kaum als geothermische Reservoire in Betracht gezogen. Im BMWE-geförderten Projekt „WarmUp“ werden diese Sandsteine exemplarisch in zwei Arbeitsgebieten untersucht. Ziel ist es die hydraulische Fündigkeit zu erhöhen.

Bisher konzentrieren sich die Untersuchungen auf ein Arbeitsgebiet im Raum Hoya/Nienburg, mit zahlreichen KW-Bohrungen und potenziellen Wärmeabnehmern. In diesem Gebiet sind mehrere Zehnermeter mächtige Sandsteine des Callovium, Bathonium („Cornbrash“) und Bajocium in einer Tiefenlage zwischen ca. 500 und 2000 m von Interesse. Folgende Hauptaspekte werden bearbeitet:

• Verbreitung, Lithologie und Mächtigkeit der Sandsteine
• Porositätsermittlung mittels verschiedener Bohrlochmessungen und deren Vergleich mit Kernuntersuchungen
• Ermittlung von Porositäts-Permeabilitäts-Korrelationen und Bestimmung der Transmissibilität basierend auf Kern- und Bohrlochmessungen
• Abgleich der In-Situ-Transmissibilität aus hydraulischen Daten mit vorliegenden Kern- und Bohrlochmessungen

Als Datengrundlage dienen geophysikalische Bohrlochmessungen (SP-Log, Gamma-, Widerstands-, Sonic-Log, sowie vereinzelt Dichte- und Neutronlog). Die Verfahren zur Porositätsbestimmung werden miteinander verglichen. Aufgrund der vertikalen Variabilität ist das ermittelte Bild sehr uneinheitlich und bedarf entsprechender Korrekturen.

Darüber hinaus wird aus verfügbaren hydraulischen Tests auf die In-Situ-Transmissibilität der untersuchten Abschnitte der Reservoire geschlossen. Diese liegt typischerweise im Bereich von wenigen Darcymetern und damit in einem für die tiefe Geothermie interessanten Bereich. Ein Vergleich der aus den Testdaten ermittelten In-Situ-Transmissibilitäten mit denen aus Kern- und Bohrlochmessungen ermittelten zeigt, dass letztere ebenfalls gute Ergebnisse hervorbringen.

Die hier skizzierten Untersuchungen sollen nachfolgend in einem zweiten Arbeitsgebiet nordwestlich von Hannover, im Umfeld von Hankensbüttel, auf den Sandstein des Aalenium angewandt werden.

The study of the long-term evolution of permeability of crystalline rocks under different high-pressure/temperature conditions is important for various geological underground projects, including the safety disposal of nuclear waste. As one of the specific objectives of the AMPEDEK project, this work focuses not only on studying the thermo-hydro-mechanical response of a representative granitic rock sample from the German crystalline basement under different high-pressure/temperature conditions, but also on analyzing the dynamics of permeability through long-term flow-through experiments.

The experiments were conducted using the Thermo-Triaxial device, which was designed to perform triaxial tests under high pressure/temperature. Cylindrical plugs were tested under different combinations of vertical and lateral stresses at three temperatures (30, 60, and 90 °C). Matrix permeability and the resulting deformation of the plugs were continuously monitored throughout the entire experiment (12 days).

At 30 °C and 60 °C, permeability exhibited minor and reversible changes during one or two load–unload cycles, indicating limited alteration of the rock structure under these conditions. In contrast, at 90 °C, a pronounced and irreversible decrease in permeability—by more than two orders of magnitude—was observed during the first load cycle, suggesting permanent structural changes or clogging effects within the pore network. During the second cycle at 90 °C, the permeability behavior resembled the reversible trends observed at the lower temperatures.

Permeability changes can be categorized into two types based on the prevailing stress conditions: (1) instantaneous changes resulting from the modification of the mean stress, and (2) gradual changes attributed to time-dependent deformation (creep-effect).

Das durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) geförderte Forschungsprojekt WarmUp begleitet wissenschaftlich die Explorationsinitiative des Bundes, um den beschleunigten Ausbau der Geothermie zu unterstützen. In seinem Teilvorhaben untersucht das LIAG das geothermische Nutzungspotenzial deutscher Mittel- und Großstädte anhand eines Kriterienkatalogs, der zusammen mit dem Projektpartner der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) erarbeitet wurde. Dieser Potenzialbewertung liegt zugrunde, dass nur qualifizierte Technologien der hydrothermalen Geothermie eingesetzt werden, so dass keine Technologieentwicklung, sondern vielmehr eine breitgestreute Standortentwicklung und die Erhebung notwendiger Explorationsdaten ermöglicht werden soll. Als Datengrundlage für die Potenzialbewertung dienen frei zugängliche Informationen wie aus dem etablierten Geothermischen Informationssystem GeotIS (www.geotis.de), in dem eine Vielzahl komplexer Reservoirkarten, weitere geologische Informationen sowie Wärmebedarfskarten zur Verfügung stehen. Die Kriterienauswahl folgt dem Play Type Konzept, das systematisch übertägige gesellschaftlich-technische und untertägige geologisch-technische Potenzial für eine geothermische Standortbewertung übereinanderlegt. Aus dem vierstufigen Bewertungsverfahren ergibt sich eine Ranking-Liste der Mittel- und Großstädte Deutschlands, in denen die Tiefengeothermie besonders zügig entwickelt werden kann, da ein gewisser Explorationsstand bereits vorhanden ist. Die Bewertungsmethodik kann auf Kleinstädte mit günstigen Übertage-Voraussetzungen wie einem vorhandenen Wärmenetz oder einem industriellen bzw. gewerblichen Ankerkunden ausgeweitet und angewendet werden. Mit der Ranking-Liste sollen insbesondere die Städte und Gemeinden in Regionen unterstützt werden, in denen Tiefengeothermie noch nicht so etabliert ist wie im Münchner Raum. So weisen rund 70% der Mittel- und Großstädte Norddeutschlands ein positives hydrothermales Potenzial auf, was auf ein hohes Entwicklungspotenzial im Sinne des Hochlaufs der Geothermie hinweist.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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