Geothermie

Grundlagen und Energiequelle

Erdwärme ist die im zugänglichen Teil der Erdkruste gespeicherte thermische Energie. Sie stammt entweder aus dem Erdinneren oder wurde oberflächennah durch Niederschläge, Schmelzwasser und Sonneneinstrahlung eingebracht. Geothermie bezeichnet sowohl die geowissenschaftliche Untersuchung der Temperaturverhältnisse als auch die technische Nutzung dieser Wärme. Sie zählt zu den regenerativen Energien und dient zum Heizen, Kühlen, zur Stromerzeugung oder zur gekoppelten Erzeugung von Strom und Wärme. In einem Erdpufferspeicher zwischengelagerte Wärme gilt dagegen nicht als Erdwärme.

Der größere Teil der heutigen Wärmeleistung des Erdinneren entsteht durch den radioaktiven Zerfall der langlebigen Nuklide Uran-235, Uran-238, Thorium-232 und Kalium-40. Dafür werden etwa 20 bis 30 Terawatt beziehungsweise 40 bis 50 kW/km² angegeben. Der gesamte Erdwärmestrom aus radioaktiven Zerfallsprozessen beträgt etwa 900 EJ pro Jahr beziehungsweise rund 27,5 Terawatt. Wegen der langen Halbwertszeiten von Uran-238 und Thorium-232 ist auch auf geologischen Zeitskalen kein Versiegen dieser Quelle zu erwarten. Wärme aus der Entstehungszeit der Erde trägt heute nur wenig zum Wärmestrom bei.

In der kontinentalen Erdkruste steigt die Temperatur häufig um etwa 30 K pro Kilometer. Die mittlere Wärmestromdichte beträgt auf Kontinenten ungefähr 65 mW/m², in den Ozeanen 101 mW/m² und weltweit 87 mW/m²; daraus ergibt sich eine globale Wärmeleistung von etwa 44 Terawatt. Eine großflächige Nutzung entzieht örtlich zunächst mehr Wärme, als natürlich nachströmt. Aufgrund der großen Wärmekapazität des Gesteins kann die Abkühlung bei einem ausreichend großen Reservoir während der Nutzungsdauer trotzdem gering bleiben.

Quellen und Erschließungsverfahren

Tiefe Geothermie nutzt nach der VDI-Richtlinie 4640 Lagerstätten in mehr als 400 m Tiefe; oberflächennahe Geothermie reicht bis etwa 400 m. Außerdem wird zwischen Hochenthalpie-Lagerstätten mit hohen Temperaturen und Niederenthalpie-Lagerstätten mit niedrigeren Temperaturen unterschieden. Als Grenze werden meist 200 °C genannt.

Hochenthalpie-Lagerstätten liegen häufig in aktiven oder früher aktiven Vulkanregionen. Dort können mehrere hundert Grad heiße Fluide schon in wenigen hundert Metern Tiefe vorkommen. Wasser oder Dampf kann Wärme liefern und Turbinen antreiben. Moderne Anlagen pumpen das abgekühlte Fluid wieder in die Lagerstätte zurück. Dadurch bleiben der Druck und die Produktivität besser erhalten und Umweltbelastungen wie Schwefelgeruch werden vermindert. Niederenthalpie-Lagerstätten sind typisch für nichtvulkanische Gebiete. Sie erfordern meist mittlere bis tiefe Bohrungen und eignen sich vor allem für Fernwärme; ab Vorlauftemperaturen über 100 °C ist in einzelnen Fällen auch Stromerzeugung mit binären Kraftwerken möglich.

Das derzeit in Mitteleuropa wichtigste tiefe Verfahren ist das hydrothermale System. Dabei wird Thermalwasser aus einem wasserführenden Gestein, einem Aquifer, gefördert. Bei einer Dublette entnimmt eine Förderbohrung das Wasser; eine zweite, ausreichend entfernte Bohrung führt es nach der Abkühlung in denselben Grundwasserleiter zurück.

Petrothermale Systeme, auch Hot-Dry-Rock- oder Enhanced-Geothermal-Systeme genannt, erschließen heißes, wenig durchlässiges Gestein. Unter hohem Druck werden vorhandene Klüfte erweitert oder neue Risse erzeugt. Durch dieses Risssystem zirkuliert Wasser oder CO₂ zwischen einer Injektions- und einer Förderbohrung und nimmt dabei Wärme auf.

Tiefe Erdwärmesonden sind geschlossene Systeme mit einer einzigen, teilweise deutlich mehr als 1000 m tiefen Bohrung. Ein Fluid strömt im Ringraum abwärts, erwärmt sich und steigt in einer inneren Leitung wieder auf. Es berührt das Grundwasser nicht, erreicht wegen der kleinen Wärmeübertragungsfläche aber höchstens einige hundert Kilowatt. Closed-Loop-Anlagen verwenden zwei vertikale, anschließend horizontal abgelenkte und zu einer Schleife verbundene Bohrungen. Mehrere horizontale Schleifen können die Wärmeaufnahme vergrößern; ein kommerzielles Beispiel soll der patentierte Eavor-Loop in Geretsried werden.

Bei oberflächennaher Geothermie übertragen Erdwärmekollektoren, Sonden, Energiepfähle oder Wärmebrunnen die Wärme meist über eine zirkulierende Flüssigkeit an eine Wärmepumpe. Die Anlage muss zum Wärmebedarf, zur Wärmeleitfähigkeit und zur Grundwasserführung des Standorts passen. Sie kann auch ohne Wärmepumpe zur Kühlung dienen. Weitere Quellen sind warmes Tunnelwasser, in Tunnelbauteile integrierte Kollektoren sowie Formations- oder Grubenwasser aus stillgelegten Bergwerken.

Wärme, Kühlung und Speicherung

Bei der direkten Nutzung wird die Wärme selbst verwendet. Das erforderliche Temperaturniveau hängt vom Zweck ab: genannt werden beispielsweise 120 °C für Einkochen, Verdampfen und Meerwasserentsalzung, 80 °C für klassische Raumheizung, 50 °C für Pilzzucht, Balneologie und Gebrauchswarmwasser, 40 °C für Fußbodenheizungen, 20 °C für Fischzucht sowie unter 10 °C für natürliche Kühlung.

Tiefe Geothermie kann benötigte Temperaturen häufig unmittelbar bereitstellen. Andernfalls hebt eine Wärmepumpe das Temperaturniveau an, wie es bei oberflächennahen Anlagen üblich ist. Gebäude können einzeln durch Wärmepumpenheizungen oder gemeinsam über kalte Nahwärmenetze versorgt werden. Bei der natürlichen Kühlung gelangt Wasser mit der Temperatur des flachen Untergrunds ohne Wärmepumpe zur Gebäudekühlung. Wärme kann außerdem Brücken, Straßen und Flughäfen eisfrei halten.

Für deutsche Wärmenetze eignen sich besonders Tiefengewässer mit 40 bis 150 °C im süddeutschen Molassebecken, Oberrheingraben und in Teilen der norddeutschen Tiefebene. Das Wasser wird gewöhnlich aus 1000 bis 4500 m Tiefe gefördert, gibt seine Energie über einen Wärmeübertrager an einen getrennten Heizkreislauf ab und wird danach in seine ursprüngliche Schicht reinjiziert.

Unterirdische Reservoirs können zugleich als saisonale Wärmespeicher dienen. Wird das etwa 10 °C warme oberflächennahe Reservoir im Winter zum Heizen abgekühlt, kann die Gebäudekühlung es im Sommer wieder erwärmen. Solarthermie kann zusätzliche Sommerwärme einspeichern, die im Winter entnommen wird. Speicher mit mehr als 50 °C benötigen größere Tiefe oder eine geeignete Dämmung.

Stromerzeugung und weltweite Nutzung

Geothermische Stromerzeugung arbeitet wie eine Wärmekraftmaschine und ist durch die Temperaturdifferenz begrenzt. Ihr Carnot-Faktor ist daher niedriger als bei Verbrennungskraftwerken. Dafür ist Tiefengeothermie grundlastfähig und steuerbar; bestehende Anlagen erreichen häufig mehr als 8000 Betriebsstunden pro Jahr.

Heiß- und Trockendampf mit mehr als 150 °C kann Turbinen unmittelbar antreiben. Für hydrothermale Stromerzeugung sind mindestens 80 °C erforderlich. Organic-Rankine-Cycle-Anlagen, kurz ORC, verwenden bei niedrigen Temperaturen verdampfende organische Arbeitsmittel wie Pentan. Das Kalina-Verfahren nutzt Zweistoffgemische, beispielsweise Ammoniak und Wasser. Die Arbeitsstoffe können entzündlich oder giftig sein. In Niederenthalpieanlagen kann der Eigenstromverbrauch, vor allem für Pumpen, bis zu 25 Prozent des erzeugten Stroms betragen.

1904 wurde in Larderello erstmals geothermischer Strom erzeugt; 1913 entstand dort ein Kraftwerk mit 220 kW. Heute sind dort etwa 750 MW installiert. Weltweit stieg die installierte geothermische Stromleistung von 10.715 MW im ersten Quartal 2010 auf 15.644 MW Ende 2021. Im Jahr 2020 führten die USA mit 3700 MW vor Indonesien mit 2289 MW und den Philippinen mit 1918 MW; Island war mit 755 MW Spitzenreiter je Einwohner.

Theoretisch könnte die in den oberen drei Kilometern der Erdkruste gespeicherte Wärme den heutigen Weltenergiebedarf über 100.000 Jahre decken. Tatsächlich ist nur ein kleiner Teil technisch nutzbar. Im Jahr 2005 waren weltweit zur direkten Nutzung Anlagen mit 27.842 MW installiert. Sie konnten 261.418 TJ beziehungsweise 72.616 GWh pro Jahr liefern, entsprechend einer mittleren Leistung von 8,29 GW und 0,061 % des weltweiten Primärenergieverbrauchs. Island deckte damals etwa 53 % seiner Energieversorgung mit Geothermie.

Deutschland, Wirtschaftlichkeit und Umwelt

In Deutschland gilt Geothermie als Schlüsseltechnologie der Wärmewende. Erdwärme ist nach dem Bundesberggesetz ein bergfreier Bodenschatz: Das Grundstückseigentum umfasst sie nicht automatisch. Für Aufsuchung und Gewinnung tiefer Erdwärme sind grundsätzlich Erlaubnis und Bewilligung erforderlich; Anlagen im Grundwasser brauchen eine wasserrechtliche Genehmigung, und für Bohrungen über 100 m ist ein bergrechtlicher Betriebsplan nötig.

Die Stromerzeugung bleibt eine Nische, während hydrothermale Wärmenetze und oberflächennahe Wärmepumpen verbreitet sind. 2022 bestanden mehr als 470.000 oberflächennahe Anlagen mit zusammen etwa 4700 MW; jährlich kamen über 30.000 hinzu. Stand 2025 gab es 41 tiefe Installationen mit zusammen 408 MW. Schwerpunkte sind das süddeutsche Molassebecken, der Oberrheingraben und das Norddeutsche Becken. Das Molassebecken besitzt Thermalwasser im Oberjura, dessen Temperatur am Alpenrand in mehr als 5000 m Tiefe über 150 °C erreicht. Der Oberrheingraben weist hohe Temperaturen und Wärmeströme auf, stellt wegen stark mineralisierter Wässer und komplexer Strukturen aber hohe technische Anforderungen.

Die Wärmequelle selbst ist kostenlos; die Wirtschaftlichkeit hängt vor allem von Bohrungen, Anlagenbau, Wartung und Strombedarf ab. Bei größeren Anlagen über 0,5 MW und mehr als 500 m Tiefe besteht ein Fündigkeitsrisiko: Temperatur, Fördermenge oder Wasserqualität können unzureichend sein. Fördermengen sind schwerer vorherzusagen als Temperaturen. Das Umsetzungsrisiko umfasst technische Schwierigkeiten beim Bau, das Betriebsrisiko unter anderem Ablagerungen, Korrosion und ungeplante Wartung. Bei oberflächennahen Anlagen können sich benachbarte Systeme gegenseitig abkühlen und dadurch die Leistungszahl der Wärmepumpe verschlechtern. Förderinstrumente wie Darlehen, Tilgungszuschüsse, Bürgschaften und Fündigkeitsversicherungen sollen insbesondere hohe Anfangskosten und Bohrrisiken mindern.

Der kumulierte Energieaufwand der Geothermie wird mit 0,12 kWh Primärenergie je kWh Wärme angegeben. Ein Bericht des Büros für Technikfolgenabschätzung ermittelte 2003 für Deutschland ein technisches Strompotenzial von etwa 300 TWh pro Jahr. Lokal wird jedoch Wärme zunächst abgebaut, wenn mehr entnommen wird, als nachströmt. Nach dem Ende der Nutzung regeneriert sich das Reservoir; dies geschieht durch Wärmeleitung langsam und bei nachströmendem warmem Wasser schneller. In einer Modellrechnung für den Malmkarst wurden nach 50 Betriebsjahren bei rein leitendem Wärmetransport etwa 2000 Jahre bis zu einer weitgehenden und etwa 8000 Jahre bis zur vollständigen Regeneration berechnet.

Tiefe Thermalwässer können CO₂, Schwefelwasserstoff und natürliche Radionuklide an die Oberfläche bringen. Im Normalbetrieb bleiben sie in einem geschlossenen Kreislauf; Filterrückstände und radioaktive Ausfällungen müssen fachgerecht entsorgt werden. Geschlossene Erdwärmesonden fördern keine Stoffe aus dem Untergrund.

Sicherheitsrisiken und Vorsorge

Ordnungsgemäß geplante, gebaute und überwachte oberflächennahe Anlagen verursachen in der Regel keine erheblichen Risiken. Fehlerhafte Bohrungen können jedoch Grundwasserstockwerke verbinden, artesisch gespanntes Wasser freisetzen oder Wasser in quellfähige beziehungsweise auslaugungsgefährdete Schichten leiten. Deshalb sind geologische Voruntersuchungen, Abdichtung, Qualitätskontrolle und die Einhaltung von DIN 8901, VDI 4640 sowie wasserrechtlichen Anforderungen wichtig.

Bei tiefer Geothermie können Hochdruckstimulation und Reinjektion induzierte Seismizität, also durch den Betrieb ausgelöste Erschütterungen, verursachen. Wahrscheinlichkeit und Stärke hängen von Durchlässigkeit, Störungszonen, Spannungsfeld sowie Injektions- und Stimulationsdruck ab. Ob Geothermie stärkere Schadensbeben auslösen kann, wurde im Artikel mit Stand 2015 als umstritten bezeichnet. Beim Projekt Basel traten 2006 bis 2007 fünf leichte Erschütterungen mit Magnituden von 3,4 bis 2,9 und leichte Gebäudeschäden auf; der Standort wurde als ungeeignet bewertet und das Projekt beendet. In St. Gallen folgten 2013 auf einen unerwarteten Erdgaszutritt und Sicherungsmaßnahmen Beben bis Magnitude 3,5. Das Projekt endete wegen zu geringer Wasserproduktivität, Erdgas und anhaltender Seismizitätsgefahr. In Poing wurden 2016 und 2017 spürbare Ereignisse bis Magnitude 2,4 gemeldet; die gemessene Schwinggeschwindigkeit von 1,6 mm/s lag deutlich unter dem DIN-Anhaltswert von 5 mm/s, und ein Gutachten schloss die Beben als Ursache gemeldeter Gebäudeschäden aus.

Besonders schwere oberflächennahe Schäden entstanden ab 2008 in Staufen im Breisgau. Bohrungen brachten Wasser mit Anhydrit in Kontakt. Bei dessen Umwandlung zu Gips vergrößerte sich das Gesteinsvolumen; der Boden hob sich örtlich um bis zu 20 cm. Insgesamt wurden 270 Häuser beschädigt, der Schaden auf 50 Millionen Euro geschätzt. Andere fehlerhafte Bohrungen führten durch Grundwasserabfluss oder Gipskeuper zu Senkungen und Gebäuderissen, unter anderem in Kamen-Wasserkurl, Leonberg-Eltingen, Rottenburg-Wurmlingen und Schorndorf. Diese Fälle zeigen, dass Risiken stark von den örtlichen geologischen Bedingungen und der fachgerechten Ausführung abhängen.