As Germany advances its energy transition, geothermal energy, particularly deep geothermal resources, plays a key role in transforming the energy system. Geothermal doublet systems offer a reliable and technically proven solution for sustainable heat extraction by injecting cold water into one well while producing hot water from another. The Ahnsbeck location offers the opportunity to evaluate the feasibility and long‑term performance of a narrow geothermal doublet system using the existing wells as producer and injector.

The study follows a methodology to assess the feasibility and performance of the geothermal system. First, relevant literature and available subsurface data are reviewed. A preliminary one‑dimensional (1D) assessment using DoubletCalc is conducted to obtain first-order estimates of system performance. Subsequently, a three‑dimensional (3D) static geological model is developed using JewelSuite™, serving as input for a dynamic reservoir model built in tNavigator. Based on this model, 25-30 year forecast simulations are performed to evaluate pressure evolution, thermal drawdown, heat flow rates, cumulative heat extraction, and thermal breakthrough. Sensitivity analyses are also conducted to assess key reservoir and operational parameters.

The main contribution lies in evaluating performance of the narrow geothermal doublet through long-term simulation scenarios and parameter variation. Different operational strategies and reservoir conditions are analyzed to quantify their impact on geothermal doublet system behavior and well completion strategy. Overall, the simulations provide a comprehensive assessment of the sustainability of heat production and offer insights into the technical feasibility and long-term viability of geothermal heat extraction at the Ahnsbeck site.

Deep geothermal formation waters may represent an important resource of lithium, whose demand is rapidly increasing due to battery production and the energy transition. Previous studies on lithium resources in the North German Basin have focused on the occurrence and exploration of lithium in Rotliegend sandstones. However, indications of lithium enrichment have also been reported in saline formation waters of the Bunter sandstone, which generally exhibits more favorable reservoir and fluid-flow properties. The study aims to quantify the lithium resource in deep geothermal formation waters of the Bunter sandstone by systematically compiling and evaluating hydrochemical and geological data (i.e. sample depth, major ion composition, trace elements including lithium, pH, electrical conductivity). To achieve this, published and archival hydrochemical data from drilling reports are compiled and evaluated. The methodology includes plausibility checks, hydrogeochemical classification, integration into a GIS environment, and statistical analyses to assess resource potential. This approach aims to enable identification of controlling geological and hydrogeochemical processes that led to lithium enrichment and to improve the understanding of lithium distribution in the North German Basin, with a particular focus on the Altmark region.

Understanding the thermal properties of underground geological formations is paramount for geothermal energy exploration and subsurface thermal modelling. For deep closed geothermal systems, these data are economically crucial. However, detailed thermal property datasets for crystalline basement provinces remain limited, especially those obtained through direct laboratory measurements. This study presents a complex thermal-mineralogical-petrological characterization of Precambrian crystalline rocks of the Canadian Shield in Alberta, Canada. It provides a baseline dataset that is a prerequisite for geothermal and subsurface thermal exploration and geothermal modelling applications.

The analysis consisted of comprehensive measurements of thermal conductivity, diffusivity, heat capacity, porosity, permeability, density and modal mineral composition. Thermal properties were measured using the optical scanning method under dry and water-saturated ambient conditions, and the Transient Plane source (TPS) method under ambient and elevated temperature conditions. Furthermore, thermal properties were estimated from modal mineralogy derived from X-ray diffraction (XRD) analysis and evaluated using a classical mixing model approach.

Our findings indicate that thermal properties are strongly influenced by rock type, mineralogy, sample heterogeneity, anisotropy, porosity, and measurement scale. TPS measurements demonstrated a systematic decrease in thermal conductivity and diffusivity with increasing temperature, providing important information about the thermal behavior of rocks under in situ geothermal conditions. By contributing new thermal property data for Precambrian crystalline formations, this work improves the reliability of geothermal modelling and resource assessment studies and provides a valuable reference dataset for comparable regions of crystalline basement rocks worldwide.

The Wouldé area in Adamawa, Cameroon, hosts significant thermal springs whose shallow geothermal structure remains poorly understood. This study applies electrical resistivity tomography (ERT) to investigate subsurface features controlling fluid circulation and assess the site’s geothermal potential. Field observations and petrographic analyses indicate a complex lithology composed of biotite granite, rhyolite, basalt and sandstone, with hydrothermal quartz veins. Three ERT profiles reveal distinct geoelectric units: (i) a highly resistive unit (1300–>20000 Ωm) interpreted as granitic basement, (ii) a moderately-resistive unit (500–1000 Ωm) corresponding to fractured rhyolite, and (iii) a conductive unit (4–400 Ω·m) associated with water-saturated zones, sand, or thermally altered rocks. Conductive anomalies are spatially correlated with thermal springs and fracture zones, indicating that structural controls govern the ascent of geothermal fluids. Although the ancient granitic intrusions likely do not constitute the primary heat source, the presence of rhyolitic outcrops suggests a shallow magmatic influence, potentially heating circulating groundwater. The fracture-dominated hydrothermal system revealed by ERT highlights pathways for fluid migration. These results provide a detailed local-scale geophysical framework complementing regional studies, offering critical insights into the geometry and permeability of the shallow geothermal system.

Um den Herausforderungen des Klimawandels zu begegnen, strebt Bayern bis zum Jahr 2045 eine Netto-Treibhausgasneutralität an, dies erfordert einen signifikanten Ausbau der erneuerbaren Energien. Hierbei bietet die Tiefengeothermie großes Potential und wird bereits erfolgreich in den oberjurassischen Karbonaten des Nordalpinen Vorlandbecken betrieben. Jedoch wird zum Erreichen der Klimaziele eine Ausweitung der Tiefengeothermie auf neue Regionen erforderlich. Weiteres geothermisches Potenzial liegt in klastischen Gesteinen mittlerer Tiefe, darunter tertiäre Sandsteine ​​des Molassebeckens sowie triassische Sandsteine ​​in Nordbayern. Um dort erfolgreich Geothermieprojekte realisieren zu können, ist eine umfassende Kenntnis der geomechanischen Eigenschaften der Reservoirgesteine ​​von entscheidender Bedeutung, da diese sowohl die Bohrlochstabilität als auch die hydraulischen Eigenschaften des Reservoirs maßgeblich beeinflussen.

Zur geomechanischen Parametrisierung der Sandsteinreservoire in wurde daher im Rahmen der Dissertation ein felsmechanisches Laborprogramm konzipiert, um die Festigkeiten, Elastizität, Verformungsverhalten und bruchmechanische Parameter zu ermitteln. Da Gesteinsmaterial aus Bohrkernen nur begrenzt verfügbar ist, wurden hierfür geeignete Analoggesteine ​​aus Steinbrüchen und Aufschlüssen ausgewählt. Die anisotropen Eigenschaften der Sandsteine werden gezielt berücksichtigt und deren Einfluss untersucht.

Die geomechanischen Parameter können anschließend als Eingangsgrößen für Finite-Diskrete Elemente-Modellierungen des Bohrlochumfeldes dienen. Diese Modelle ermöglichen die Analyse von Bruchprozessen im Umfeld der Bohrung und tragen so zum Verständnis von Bohrlochausbrüchen und damit der Bohrlochstabilität in den mitteltiefen geothermischen Sandsteinreservoiren bei.

In the deep formations of the Upper Rhine Graben, calcite dissolution and precipitation within fractures and the surrounding porous matrix are primary controls on the evolution of porosity and permeability, and therefore on the long-term performance of geothermal flow paths. To investigate these processes, a coupled Thermo-hydro-chemical (THC) framework is implemented, in which the geochemical reactions computed in PHREEQC are exchanged with the thermo-hydraulic fields solved in COMSOL Multiphysics via the iCP interface. Building on this framework, a series of numerical scenarios is designed to assess how different brine compositions affect the reactive behavior of calcite and, in turn, the reservoir's hydraulic response. Across these scenarios, the initial calcite volume fraction and the advective flow rate are varied to evaluate how the initial mineral distribution and hydrodynamics shape the resulting dissolution and precipitation patterns. In addition, the influence of different fracture characteristics on these processes is further considered. From the coupled simulations, the spatial and temporal evolution of the calcite volume fraction in the fracture and the matrix is reported, along with the resulting changes in porosity and permeability. On this basis, brine compositions that limit unfavorable porosity and permeability loss are identified, supporting the definition of an optimized brine-injection strategy for the sustainable management of geothermal reservoirs in the Upper Rhine Graben.

The project GeoDT (Digital Twin for GeoLaB) aims to create a digital twin of the Tromm area in Odenwald, Germany. It is the first granted research project related to GeoLaB, a large research infrastructure project funded by the Helmholtz community, which plans to build a underground research laboratory in the Tromm, to investigate the utilization of crystalline rocks for geothermal purposes. The digital twin requires various process models, which are based upon a geological structural model that contains the geometry, lithology, structural, hydrogeological, thermal and mechanical data as initial values for further processing.

Many types of geological heterogeneous data support a structural model. Geological maps and already digitalized GIS Data were carefully assessed before integration into the model. GeoLaB used a multitude of different field campaigns to collect data about the Tromm which weren’t done in the region.

The campaigns include seismic and potential geophysics which generated seismic and geoelectric profiles, aeromagnetic and gravimetric wide area maps. Two exploration wells were drilled (GeoLaB-1 and GeoLaB-2) with full core recovery on GeoLaB-1 and complete downhole logging program and tests on both wells. The wells themselves are the basis of the model as its content represent the subsurface decoupled from any assumptions. The data provides geological information towards faults and fractures on a dozen km² sized map, whereas the profiles show changes of the rock and between rock units. Combining these data with knowledge from geological literature enables the creation of geological profiles and fitted data creation for the structural model.

Quantifying coupled thermo-hydro-mechanical-chemical (THMC) processes in the subsurface is essential for geothermal and aquifer thermal energy storage (ATES) applications, as fluid circulation induces water-rock interactions that can significantly alter reservoir performance over time. Although reactive transport modeling (RTM) has advanced considerably, field-scale predictions remain challenging because of the strong nonlinearity, large number of variables, and high computational costs of reactive multiphysics simulations. Furthermore, accurately representing evolving material properties in heterogeneous media while maintaining consistency with the geochemical system is a key challenge. This contribution presents recent developments of the GOLEM-PHREEQC interface, an open-source finite-element framework coupling the multiphysics solver GOLEM with the geochemical library PHREEQC. The interface uses the litephreeqc wrapper for IPhreeqc, which operates directly on in-memory data structures to maximize computational efficiency and scalability. The framework supports reactive THMC simulations in complex reservoirs using both sequential non-iterative and iterative coupling strategies. Building on previous hydro-chemical validation studies, recent extensions enable dynamic updates of porosity, permeability, density, and viscosity driven by water-rock interactions, while accounting for temperature-, pressure-, and salinity-dependent thermodynamic behavior. Motivated by potential future ATES developments at the TU Berlin campus, the framework is applied to a three-dimensional ATES scenario in the Muschelkalk carbonate reservoir of the North German Basin. Reactive and nonreactive THC cases are evaluated under varying flow rates to quantify the effects of water-rock interactions on productivity, injectivity, and thermal recovery. The simulations provide benchmark cases for RTM verification and demonstrate the suitability of GOLEM-PHREEQC for large-scale subsurface applications.

In Hinsicht auf die Erschließung der Tiefengeothermie ist der Freistaat Bayern Stand 2026 mit 60 % der in Betrieb genommen Anlagen deutschlandweit Vorreiter. Bislang lag der Fokus vorwiegend auf der hydrogeothermischen Wärmegewinnung im Molassebecken (Südbayern). Dabei bieten auch weitere Gebiete im Nordosten Bayerns ein tiefengeothermisches Potenzial.

Im Fränkischen Becken wurde eine positive Wärmeanomalie ermittelt, die in ihrem Zentrum geothermische Gradienten bis zu 48,9 °C/km erreicht. Verschiedene Modelle bekräftigen als Ursache die Hypothese einer radiogenen Wärmeprodukion in Granitintrusionen des Grundgebirges. Um diese für die Sektoren der Fernwärme zu nutzen, müssen voraussichtlich Bohrstrecken von 2 bis 4 km TVD (true vertical depth) abgeteuft werden. Zudem stellt aufgrund der geringen Durchlässigkeit die Erzeugung neuer Wasserwegsamkeiten eine Schlüsselaufgabe eines Enhanced Geothermal Systems (EGS) dar. Dementsprechend ist zusätzlich zur Bewertung der Bohrlochstabilität auch die Vorhersage induzierter Seismizität sowie die Charakterisierung bewusst erzeugter Risse infolge von Hydraulic Fracturing von großer Bedeutung.

Im Zuge dieser Dissertation sollen für verschiedene Szenarien in Tiefen > 1,5 km bohrtechnische Risiken sowie bewusste Risserzeugungen im Bohrlochumfeld untersucht und charakterisiert werden. Hierfür sind hydraulisch-mechanisch gekoppelte Simulationen mit einer FEM und FDEM geplant. Die Methodik hat sich bereits in den jurassischen Karbonaten im Untergrund des Molassebeckens bewährt. Da die Zuverlässigkeit der Modellierungen neben den Simulationsergebnissen auch von den Eingangsparametern abhängigen, müssen vorab die notwendigen felsmechanischen Parameter (z.B. Reibungsparameter mit Triaxial-Versuchen) anhand von Prüfkörpern gewonnen werden. Für diese Dissertation werden die Prüfkörper aus ausgewählten Analoggesteinen aus dem Fichtelgebirge gewonnen, da die Granite des Untersuchungsgebiet aufgrund der geringen Vorerkundung nicht angetroffen wurden.

Der Ausbau erneuerbarer Energiesysteme erfordert großskalige Speichertechnologien, die fluktuierende Stromerzeugung ausgleichen und gleichzeitig zur Emissionsminderung beitragen. Hier untersuchen wir ein CO₂-basiertes elektrothermisches Energie- und geologisches Speichersystem (CEEGS), bei dem CO₂ sowohl als Arbeitsmedium als auch als teilweise dauerhaft im Untergrund speicherbares Medium dient. Ziel ist die Entwicklung eines analytischen Reservoirmodells zur Beschreibung der stationären hydraulischen Druckkopplung in tiefen, porösen geologischen Formationen. Es werden geschlossene Lösungen für zwei repräsentative Brunnenanordnungen hergeleitet: eine Dublette und ein invertierter Five-Spot. Das analytische Modell wird anhand numerischer Referenzsimulationen mit CMG-GEM verifiziert. Der Vergleich zeigt nur geringe Abweichungen in der Druckdifferenz zwischen Injektions- und Produktionsbrunnen, mit 7,4 % für die Dublette und 6,1 % für die Five-Spot-Anordnung. Das Modell bildet die dominierenden hydraulischen Mechanismen physikalisch konsistent und recheneffizient ab und eignet sich daher für frühe Entwurfsstudien sowie Standortpotenzialanalysen CO₂-basierter geologischer Energiespeichersysteme.

The Upper Rhine Graben (URG) is a key region for geothermal exploration due to its elevated heat flow, complex fault architecture, and potential for hydrothermal convection. This study is part of the project “ConvEx: Integrated Exploration Methods for Spatial Mapping of Hydrothermal Convection as Target Structures of Deep Geothermal Development”, a collaborative project between the Technical University of Darmstadt, the GFZ Helmholtz Centre for Geosciences Potsdam, and Vulcan Energy Resources GmbH. A key component of the study integrates geological modelling, laboratory rock characterization, parameter upscaling, and numerical simulation to improve the identification and understanding of hydrothermal convection cells at regional scale. 3D geological structure models are developed for selected areas of interest within the URG, incorporating major lithological units and fault zones. Laboratory measurements are conducted to determine petrophysical, mechanical, and electromagnetic properties of representative rock samples. These data are compiled into a rock parameter database and upscaled from plug scale to regional scale to support physically consistent model parameterization. Using the resulting structural and parameter data, coupled 3D thermo-hydro-(mechanical) simulations are performed to investigate fluid flow, heat transport, and the development of hydrothermal convection cells. Particular attention is given to the influence of fault zones on fluid pathways, thermal anomalies, and convection patterns. The results aim to improve exploration strategies for geothermal resources in structurally complex graben systems.

At the Insheim hydrothermal site (Upper Rhine Graben, SW Germany), (re-)injection triggers microseismicity that tracks how pressure and temperature perturbations spread through the reservoir. Our main objective is to estimate reservoir-scale permeability from these observations. We compile a quality-controlled, relocated microseismic catalogue and operational pressure/flow records for stimulation, shut-in, and restart phases. From the spatio-temporal evolution of event distances, we extract the “triggering front”, i.e., the earliest occurrence times at increasing distances from the well. We first assume pore-pressure diffusion is the dominant driver and fit an analytical diffusion model to the triggering front to obtain hydraulic diffusivity and an effective permeability (including possible anisotropy). This diffusion-only step provides a simple baseline and shows whether the observed front can be bounded without invoking additional processes. Where systematic misfits remain, we run coupled thermo-hydro-mechanical (THM) simulations driven by the recorded injection history to evaluate whether thermo-poroelastic stress changes can explain the deviations. We then update the permeability estimate within ranges consistent with both the seismicity front and the simulated pressure/stress evolution. The outcome is a site-specific, operationally relevant permeability range for Insheim that can be used as input for future forecasting and injection design in the larger exploration field.

Seismological and geodetic observations show that a single fault patch can host diverse slip modes, from steady creep to stick-slip events. Although the mechanical criteria for individual modes are well established, it remains unclear how transitions between slip modes occur on the same fault through the coupled effects of fault-normal elastic constraints and damage-zone deformation. This problem is directly relevant to injection-induced shear reactivation of fractures in geothermal systems. We addressed this problem using direct-shear experiments on tensile-induced granitoid faults subjected to constant normal stiffness boundary conditions. Samples were thermally treated up to 1000 °C to increase initial microcrack damage, thereby increasing porosity, reducing stiffness, and promoting limited ductility. We found that fault-normal stiffness promoted slip-mode transitions within single tests. Under stronger normal constraint, dilation-driven normal-stress buildup initially amplified instabilities and enabled period-multiplying and stick-slip sequences. With progressive slip, asperity degradation and gouge production suppressed dilatancy, drove a transition toward compaction, and ultimately stabilized sliding. In strongly microcracked samples treated at 800 and 1000 °C, increased matrix ductility accommodated more inelastic strain within the rock matrix and reduced dilation-induced normal-stress buildup, favoring stable sliding even under strong elastic constraint. These results show that slip-driven evolution of normal stress and fault maturity under in-situ elastic constraints can generate transitions among diverse slip modes. In geothermal settings, this coupled process may alter seismic potential during injection-induced shear reactivation of fractures and faults. Preexisting damage, progressive asperity degradation and gouge production may weaken asperity self-propping, potentially limiting long-term permeability enhancement during shear stimulation.

Shallow geothermal systems extract heat from the subsurface for building heating and cooling. The economic feasibility of borehole heat exchangers rests on accurate ground thermal conductivity, conventionally obtained from a thermal response test in the borehole. The enhanced thermal response test (ETRT) replaces the circulating fluid loop with a hybrid copper-fibre cable in the borehole, enabling depth-resolved measurement by distributed temperature sensing along the fibre. ETRT data have so far been interpreted using the first-order approximation (FOA) of the infinite-line-source (ILS) solution, which assumes a constant heating power rarely achieved in practice.

This research presents, to our knowledge, the first application of deconvolution-based interpretation to ETRT data. Deconvolution reconstructs the unit-power thermal response, so classical solutions apply without the constant-power assumption. The FOA and the full ILS are applied both directly to the measured temperature and to the deconvolved response, over the heating and recovery periods, giving six interpretation methods in all, compared on boreholes of contrasting lithology, hydrogeology, and installation geometry along the Italian peninsula.

Cross-method comparison emerges as a per-site diagnostic. Because the heat input was stable across all campaigns (coefficient of variation below 1.6%), the differences between methods reflect the estimators and the physical setting rather than power fluctuation. At a clean-conduction site the six methods agree to within about 20%; the spread widens where groundwater or lithology departs from conductive transport, and the ordering shifts with the borehole cross-section. The back-calculated borehole thermal resistance gives a reproducible relative measure of installation quality.

Die gesetzlich vorgeschriebene Dekarbonisierung der Wärmeversorgung erfordert eine zunehmende Integration erneuerbarer Wärmequellen, wie Geothermie oder Solarthermie, in Wärmenetze. Dadurch gewinnt die Wärmespeicherung an Bedeutung. Der vorliegende Beitrag untersucht, in welchem Umfang Wärmenetze und ihr umgebender Erdboden als Kurzzeitspeicher genutzt werden können, um ohne große Zusatzinvestitionen die Integration volatiler Wärmequellen zu verbessern und die Wirtschaftlichkeit zu steigern.

Zunächst werden die Grundlagen des Wärmetransports sowie der Aufbau von Wärmenetzen der vierten und fünften Generation erläutert. Dabei stehen die Wärmespeicherung im Wärmeträgermedium und im umgebenden Untergrund durch Netzüberlastung sowie deren Auswirkungen auf den Netzbetrieb im Fokus. Für ein Beispielquartier wird ein Erzeugerpark bestimmt und es erfolgt eine Überschlagsrechnung zur Abschätzung des Wärmespeicherpotenzials. Zur detaillierteren Bewertung wird ein bestehendes Simulink-Modell erweitert, indem ein numerisches Modell zur Berechnung der Temperaturverhältnisse im Untergrund und der Wärmeverluste der Leitungen integriert wird.

Die Ergebnisse zeigen, dass durch eine Erhöhung der Vor- und Rücklauftemperaturen eine kurzzeitige Wärmespeicherung von durchschnittlich sechs Stunden möglich ist. Die Speicherkapazität der Wärmenetze beträgt etwa 0,2 bis 0,3 kWh/m, während der umgebende Erdboden keine nennenswerten Speichereffekte aufweist. Berechnete Vollastzyklen zeigen, dass durch die Wärmespeicherung nicht mit einer verkürzten Lebensdauer von Netzkomponenten zu rechnen ist, solange Temperaturgrenzen eingehalten werden. Somit ist die Wärmespeicherung ohne große Zusatzinvestitionen möglich und es entstehen wirtschaftliche sowie ökologische Vorteile, da volatile Wärmeerzeuger besser ausgenutzt und Spitzenlasten reduziert werden können. Die Gesamtemissionen können um bis zu 3 % verringert werden und wirtschaftliche Vorteile von 50.000 €/a sind möglich. Die Arbeit liefert damit eine Grundlage für weiterführende Untersuchungen zur flexiblen Betriebsführung moderner Wärmenetze.

Continental climate regions such as Kazakhstan are characterized by severe winter conditions, large seasonal temperature variations, and significant heating demands for both space heating and domestic hot water (DHW). Ground-source heat pumps (GSHPs) are recognized as one of the most promising electrification technologies capable of delivering efficient and low-emission heating under such climatic conditions. This study presents a thermodynamic, exergy, and environmental assessment of a water-to-water GSHP system integrated with vertical borehole heat exchangers for combined space heating and DHW production in Kazakhstan. The investigated system employs shallow geothermal energy with source temperatures ranging from 10 to 15°C and delivers heat to storage-based heating and DHW systems at sink temperatures between 40 and 60°C with a nominal heating capacity of 5 kW. The developed thermodynamic model is based on the first and second laws of thermodynamics and validated against previously obtained experimental measurements for a GSHP installation operating under continental climatic conditions. Various environmentally friendly refrigerants, including R134a, R450A, R513A, R1234yf, and R1234ze(E), are comparatively evaluated in terms of coefficient of performance (COP), second-law efficiency, component-wise exergy destruction, and Total Equivalent Warming Impact (TEWI). Particular attention is devoted to the influence of source and sink temperature levels on system performance and seasonal operation. The results provide refrigerant selection and design guidelines for GSHP deployment in continental climates and demonstrate the potential of shallow geothermal systems to support low-carbon space heating and domestic hot water production in Kazakhstan and similar cold-climate regions.

Im Zuge der Energiewende müssen für die Wärmeversorgung von Quartieren effiziente Lösungen gefunden werden. Dafür bietet sich die oberflächennahe Geothermie an. Zur Senkung der Kosten und Bohrmeter können externe Systeme zur Deckung der Spitzenlasten und künstlichen Regeneration im Sommer eingesetzt werden. Diverse Systemkombinationen werden in dem Beitrag untersucht.

Die Analyse stützt sie sich auf ein fiktives Beispielquartier mit einem Gesamtwärmebedarf von 360 MWh/a. Davon sollen etwa 90 % über eine gemeinsame geothermische Grundlastanlage gedeckt werden. Die Verbindung zwischen den Gebäuden und dem Geothermiefeld wird über ein Niedertemperaturnetz realisiert. Für die Bereitstellung der Spitzenlasten werden Anlagen auf Basis von Erdgas und elektrischem Strom betrachtet. Im Bereich der künstlichen Regeneration werden Kombinationen aus Solarthermie, Photovoltaik und Luftwärmepumpen, sowie PVT-Anlagen untersucht.

Nach abgeschlossener Anlagendimensionierung erfolgt eine vereinfachte Gebäudesimulation auf Basis eines eigenen Programmes. Anhand der Simulationsdaten wird abschließend eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung nach VDI 2067 durchgeführt.

Bei der Spitzenlastdeckung zeigen sich keine Unterschiede zwischen Erdgas und Strom. Dementsprechend kann hier auf den Einsatz des fossilen Brennstoffes verzichtet werden. Die künstliche Regeneration gelingt sowohl mit Solarthermie als auch mit Photovoltaik und gekoppelter Luftwärmepumpe, wobei die PV-Anlage aufgrund der Stromerzeugung breiter nutzbar ist. Als Optimum der künstlichen Regeneration wird das Widereinbringen von 70 % der entnommenen Energie bestimmt.

Es wird gezeigt, dass die Kombination von Photovoltaik und Wärmepumpen Wärmegestehungskosten von 13,5 ct/kWh erlaubt, damit kann die klassische Erdgasheizung mit 15,6 ct/kWh unterboten werden. Solarthermie und PVT liegen aufgrund höherer Modulpreise bzw. komplexerer Anlagen bei 22 ct/kWh. Die Spitzenlastdeckung reduziert die Kosten gegenüber einer Vergleichsanlage um 11 ct/kWh.

Abstract

Die Dekarbonisierung des Wärmesektors ist eine zentrale Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende in Deutschland. Obwohl Wärme mehr als die Hälfte des Endenergieverbrauchs ausmacht, wird sie in Haushalten, Gewerbe und Industrie weiterhin überwiegend durch fossile Energieträger bereitgestellt. Vor diesem Hintergrund gewinnt die kommunale Wärmeplanung als strategisches Instrument zur Identifikation klimaneutraler Wärmequellen zunehmend an Bedeutung. Die Tiefengeothermie bietet insbesondere in geologisch geeigneten Regionen ein erhebliches Potenzial für eine grundlastfähige und erneuerbare Wärmeversorgung. Gleichzeitig erschweren hohe Investitionskosten, Fündigkeitsrisiken, lange Planungshorizonte sowie infrastrukturelle Abhängigkeiten eine frühzeitige kommunale Entscheidungsfindung.

Ziel dieser Masterarbeit ist es, einen systematischen, nachvollziehbaren und anwendbaren Ansatz zur ökonomischen Vorbewertung von Geothermieprojekten für Kommunen zu entwickeln. Die Arbeit untersucht zunächst technologische, wirtschaftliche und regulatorische Rahmenbedingungen der Tiefengeothermie und analysiert, wie geothermische Potenziale in bestehenden kommunalen Wärmeplänen berücksichtigt werden. Darauf aufbauend werden methodische Anforderungen identifiziert. Unter Einbindung relevanter Stakeholder, insbesondere kommunaler Entscheidungsträger, Betreiber sowie Fachakteure aus Geothermie und Fernwärme, wird eine Bewertungsmethodik entwickelt, die wesentliche Eingangsparameter, Berechnungsschritte, Bewertungskriterien und Unsicherheiten früher Projektphasen strukturiert zusammenführt. Die Methodik wird anschließend in ein prototypisches Anwendungsformat überführt und anhand eines Praxisbeispiels validiert. Darüber hinaus sollen generische Daten aus den KWPs verwendet werden, um auf dieser Grundlage eine vergleichende Bewertung des geothermischen Potenzials bayerischer Kommunen zu ermöglichen. Damit leistet die Arbeit einen Beitrag zur verbesserten Vergleichbarkeit kommunaler Geothermieoptionen und unterstützt Kommunen dabei, wirtschaftlich tragfähige Projekte frühzeitig zu identifizieren.

In der Arbeit wird untersucht, ob die Nutzung von Niedertemperatur-Restwärme aus einer Tiefengeothermie-Anlage zur Beheizung eines Gemüsebaubetriebs aus technischer, wirtschaftlicher und ökologischer Perspektive sinnvoll ist. Die Ausgangssituation bezüglich der Wärmeversorgung der Gewächshäuser ist durch eine Pelletheizung und einen Öl-Kessel gekennzeichnet. Im Gartenbau findet vorwiegend die Nutzung fossiler Brennstoffe für Heizzwecke statt. Wegen der großflächigen Verglasung haben Gewächshäuser einen signifikant höheren Energieverbrauch als andere Bauwerke, weshalb Energie den bedeutendsten Kostenfaktor im Unterglas-Bau darstellt. Der Umstieg auf eine erneuerbare Wärmequelle könnte sich positiv auf die Wirtschaftlichkeit der Energieanwendung als auch auf die Senkung der CO₂-Emissionen im Gemüsebausektor auswirken.

Zur Evaluation dieses Umstiegs wurde im ersten Schritt der Ist-Zustand dokumentiert und analysiert. Dabei wurde der Wärmebedarf der Gewächshäuser berechnet und die Wärmeverteilung und -erzeugung qualitativ analysiert. Anschließend wurde der Soll-Zustand definiert. Abschließend wurde eine Simulation durchgeführt, bei der der Heizlastgang für verschiedene Szenarien modelliert und die Wärmeabgabe durch das bestehende Verteilungssystem untersucht wurde.

Als Teil der Ergebnisse zum Wärmebedarf wurde eine Grafik erstellt, die die Heizleistung für alle Gewächshäuser in Abhängigkeit von Innen- und Außentemperaturen darstellt. Die Simulationsergebnisse zeigten, dass die Wärmebereitstellung größtenteils über die Wärmeübergabestation mit Niedertemperatur-Restwärme erfolgen kann. Um jedoch zu hohe Volumenströme über der Wärmeübergabestation zu vermeiden, sollte ein zusätzlicher Wärmeerzeuger mit höherer Vorlauftemperatur für die Spitzenleistung verwendet werden. Eine weitere Simulation ergab, dass die vorhandenen Verteilungssysteme bei niedrigerer Vorlauftemperatur nicht in der Lage sind, die gleiche Wärmemenge an die Gewächshausinnenluft abzugeben. Als Lösungsansatz wird der Umstieg auf moderne Heizregister empfohlen. Die Nutzung von Niedertemperatur-Restwärme macht eine moderne Verteilungstechnik erforderlich.

Josephine Bernickel¹, Hannes Hofmann^1,2, Tomas Fernandez-Steeger¹

¹Institut für Angewandte Geowissenschaften, Technische Universität Berlin, Ernst-Reuter-Platz 1, 10587 Berlin

²GFZ Helmholtz-Zentrum für Geoforschung, Telegrafenberg, 14473 Potsdam

Die Dekarbonisierung des Wärmesektors zählt zu den zentralen Herausforderungen der Energiewende. Tiefe Geothermie gewinnt dabei als grundlastfähige, regionale und emissionsarme Wärmequelle zunehmend an Bedeutung. In dem Kontext untersuchen wir tiefengeothermische Projekte im Norddeutschen Becken anhand des Produktlebenszyklus-Konzepts und verbinden historische, sozioökonomische und energiewirtschaftliche Perspektiven mit datenbasierter Energiesystemanalyse. Ziel ist die Identifikation politischer, wirtschaftlicher, regulatorischer und gesellschaftlicher Einflussfaktoren entlang der Lebenszyklusphasen sowie die Bewertung des zukünftigen Beitrags geothermischer Wärmeversorgung zur deutschen Wärmewende bis 2045.

Grundlage bildet ein multidisziplinärer Datensatz aus geologischen, infrastrukturellen und energiewirtschaftlichen Informationen, darunter Temperaturgradienten, Reservoirtiefen, Wärmebedarfe, Fernwärmenetze und technische Anlagenparameter. Mittels GIS-basierter Multi-Kriterien-Analyse werden geothermische Potenziale mit regionalen Wärmedichten und Infrastrukturen verknüpft.

Aufbauend darauf werden Transformationsszenarien für die deutsche Wärmeversorgung bis 2045 modelliert, um den Beitrag geothermischer Wärme zur Reduktion fossiler Energieträger und zur Stabilisierung eines erneuerbaren Energiesystems zu bewerten. Die Arbeit entwickelt einen integrierten Bewertungsrahmen für geothermische Wärmeversorgung und liefert wissenschaftlich fundierte Handlungsempfehlungen für die Wärmewende.

Deep geothermal energy is a key technology for the transition to sustainable heat and power supply, yet its subsurface processes are often difficult to communicate to students and the broader public. This project addresses this challenge through the development of a functional, portable demonstration model of a deep geothermal plant. The centerpiece is a transparent “aquarium-style” demonstrator that visually represents the main components and processes of a geothermal system, including production and injection wells, the geothermal reservoir, fluid circulation, and heat utilization. The project combines theoretical concepts from geoscience and engineering - such as heat transfer, flow through porous media, circulation systems, and energy conversion - with hands-on design and construction. The idea is to translate complex subsurface processes into a simplified but physically meaningful model that can be easily understood in educational settings. In addition, a series of demonstration experiments is developed to illustrate key geothermal principles and system behavior. To ensure effective use in schools, exhibitions, and outreach activities, the project also includes the preparation of operating instructions, teaching materials, and educational guidelines. The resulting demonstrator provides an interactive and accessible tool for enhancing geothermal literacy and fostering interest in renewable energy technologies.

Die Dekarbonisierung des Wärmesektors ist ein zentraler Engpass der deutschen Energiewende. Die hydrothermale Tiefengeothermie kann hier als grundlastfähige, flächeneffiziente Wärmequelle einen entscheidenden Beitrag leisten. Ihre Realisierung scheitert jedoch häufig weniger an der technischen Machbarkeit als an der Finanzierbarkeit: In den frühen Projektphasen treffen hohe Vorlaufkosten auf das Fündigkeitsrisiko. Herkömmliche Finanzierungsmodelle stoßen an ihre Grenzen, da Banken und private Investoren das geologische Risiko scheuen. Gleichzeitig verändern neue Risikominderungs- und Finanzierungsinstrumente die Kapitalstrukturen am Markt.

Zur Risikoteilung bei Geothermieprojekten existiert qualitative Literatur; die quantitative Verknüpfung spezifischer geologischer Risikoparameter mit Kapitalstruktur und Kapitalkosten ist jedoch unterrepräsentiert. Hier setzt die Masterarbeit an. Sie untersucht, wie eine integrierte Finanzierungsarchitektur aus privaten und öffentlichen Risiko- und Kapitalinstrumenten ausgestaltet sein kann, um die wirtschaftliche Realisierbarkeit unter aktuellen Marktbedingungen sicherzustellen.

Methodisch verfolgt die Arbeit einen hybriden Ansatz. Experteninterviews entlang der Wertschöpfungskette liefern die empirische Grundlage. Die Erkenntnisse parametrisieren ein Discounted-Cash-Flow-Modell eines anonymisierten, realitätsnahen Referenzprojekts. Modelliert wird die Gegenüberstellung klassischer und optimierter Strukturen unter Einbindung von z.B. Mezzanine-Kapital und staatlichen Garantien, bewertet anhand von Projekt- und Equity-IRR, Schuldendienstdeckungsgrad und Free Cash Flow.

Das Poster stellt den methodischen Rahmen sowie die zur Bewertung der Finanzierbarkeit entwickelte Modelllogik vor. Ergebnis ist ein praxisorientierter Handlungsrahmen, der Stadtwerken, Kommunen und Projektentwicklern fundierte Investitionsentscheidungen ermöglichen soll. Damit adressiert die Arbeit eine Lücke an der Schnittstelle von technischem Risiko und finanzieller Bewertung.

Die finalen Ergebnisse werden zum Kongress präsentiert.

Effective permeability of carbonate rocks is a critical parameter for their use as geothermal reservoirs, yet it cannot be measured directly at reservoir depth, making outcrop analogues valuable natural laboratories. This study combines geoelectrical, structural, and petrophysical methods to investigate effective permeability in a Kohlenkalk carbonate quarry. The ~200 m long, 8–12 m high wall in Belgium is an analogue for a faulted carbonate reservoir. Electrical resistivity tomography (ERT) along the wall reveals a pronounced low-resistivity anomaly in the central part, with higher resistivities toward the east. Terrestrial LiDAR surveying provided high-resolution structural data, from which discontinuity orientations were extracted using CloudCompare.The combined datasets define three zones: a western section with abundant bedding and joints and low resistivity; a central section of anomalous orientations and low resistivity, interpreted as a fault; and an eastern section with higher resistivity and fewer structural features. Brecciated rock and slickensides in the central zone support the fault interpretation.

Rock and soil samples collected across the wall were analysed for matrix density, and resistivity under in-situ and saturated conditions. Permeability measurements are still being conducted. Preliminary results show the clearest contrasts in matrix density,and saturated resistivity, reflecting lithological (calcite vs dolomite-rich) rather than structural variation. The structural framework and petrophysical parameters will feed a two-dimensional model of the studied wall, calibrated to the observed ERT response, to estimate the effective permeability of the studied section. This provides a data-constrained approach for estimating effective permeability and improving the characterisation of carbonate reservoirs relevant to geothermal exploration.