Die Tiefengeothermie umfasst Systeme, bei denen die geothermische Energie über Tiefbohrungen erschlossen wird und deren Energie direkt (d. h. ohne Niveauanhebung der Temperatur) genutzt werden kann.
In Deutschland und in vielen anderen Ländern wurde die Grenze zwischen oberflächennaher und Tiefengeothermie auf 400m festgelegt. Dies entspricht also nicht der Tiefe ab der das Bundesberggesetz Erdwärme als bergfreien Bodenschatz einstuft und deren Aufsuchung und Gewinnung dem Bergrecht unterwirft (100m).
In letzter Zeit wird versucht, zusätzlich eine 'mitteltiefe’ Geothermie einzuführen. Diese würde dann einen Tiefenbereich von etwa 400 - 2.000m umfassen. In diesen Tiefen sind die Temperaturen in der Regel für die meisten Anwendungen noch nicht ausreichend, um ohne Wärmepumpen genutzt zu werden. Im Gegenzug ist zu erkennen, dass erst die Entwicklung von "Hochtemperaturwärmepumpen", also vom Wärmepumpen die Temperaturen auch oberhalb von 50 °C im Eingang verarbeiten können, diesen Zweig der Geothermie für den Wärmemarkt erschließt.
Wegen der im Vergleich zur Oberflächennahen Geothermie höheren Temperaturen kann die Tiefengeothermie nicht nur im Wärmemarkt (Wärme und Kälte, direct uses) sondern auch zur Stromerzeugung genutzt werden. Eine Grenze wird bei etwa 115 °C liegen. Bei der Wärmeerzeugung aus Tiefengeothermie sind hier dann in der Regel keine Wärmepumpen notwendig. Wegen der meist größeren Leistung (oft mehr als 30 MWth), eignen sich Anlagen der Tiefengeothermie insbesondere als Wärmequelle für Wärmenetze (Quartierlösungen, district heating).
Die bei der tiefen Geothermie genutzten Reservoire befinden sich im Vergleich zur oberflächennahen Geothermie in deutlich tieferen Erdschichten (> 400 m). Aus deren Nutzung resultieren in der Regel und je nach geologischen Gegebenheiten – im Vergleich zu oberflächennahen Systemen – deutlich höhere Thermalwassertemperaturen; das heißt pro Anlage kann eine deutlich höhere Wärmemenge auf einem entsprechend höheren Temperaturen im Vergleich zu den typischen Wärmepumpenanwendungen bereitgestellt werden. Dafür steigen allerdings auch der technische Aufwand und das Risiko. Aufgrund der höheren Thermalwassertemperaturen ist bei der tiefen Geothermie eine diversere Wärmebereitstellung möglich; beispielsweise ist auch eine Prozesswärmebereitstellung möglich.
Nach dieser Definition beginnt die tiefe Geothermie bei einer Tiefe von mehr als 400 m und einer Temperatur über 20 °C. Allgemein üblich ist allerdings, von tiefer Geothermie (im eigentlichen Sinn) erst bei Tiefen über 1.000 m und bei Temperaturen größer als 60 °C zu sprechen. Einen Sonderfall stellen in Deutschland Bereiche mit aufsteigenden Thermalwässern dar (z. B. Aachen, Baden-Baden, Wiesbaden).
Zur tiefen Geothermie gehören verschidene Systeme, die durch die Enthalpie unterschiden werden. Dabei bezeichnet Enthalpie den Wärmeinhalt. Sie ist ein Maß für die Energie eines thermodynamischen Systems. Eine Grobunterteilung ist die in Hochenthalpe und Niederenthalpie, wobei die Grenze etwa bei Temperaturen von 180 ºC liegt.
Zur Charakterisierung von Standorten für die Nutzung tiefer Geothermie sind Kenntnisse über die Eigenschaften des tiefen Untergrundes wichtig.
Mit einer Reservoirtemperatur von meist <100 °C und selten bis zu 120 °C sind sie im Allgemeinen < 3 km tief und konvektiv. Die Flüssigkeit hat eine niedrige Enthalpie, meist frisches Grundwasser, aber auch Meerwasser oder Salzwasser, das in Evaporiten zirkuliert. Geothermales LT-Wasser ist alkalisch und reich an Natrium (Na), Kalium (K), Kalzium (Ca), Magnesium (Mg), SO4, HCO3 und Cl sowohl in vulkanischen als auch in sedimentären Feldern. LT-Systeme können innerhalb der Platte, in der Nähe oder sogar lokal an den Plattengrenzen liegen.
Die Wärmequelle von LT-Ressourcen in gestörten vulkanischen oder sedimentären Wirtsformationen kann eine lokale magmatische Intrusion sein, und die Flüssigkeitspfade (Aufwärtsströmungszonen) sind im Allgemeinen Verwerfungen oder Gänge, die das Wasser in das durchlässige Wirtsgestein befördern. In der Kategorie der heißen sedimentären Grundwasserleiter (HSA) ist die Wärmequelle der normale geothermische Gradient oder möglicherweise ein lokal zerfallender radiogener Granit, der die Grundwasserleiter in durchlässigen Gesteinen erhitzt, üblicherweise von mesozoischen Karbonaten bis zu plio-pleistozänen Flusssedimenten.
HSA kommen hauptsächlich in abgesenkten Becken vor (z. B. nördlich der Alpen, Ungarn, Utah in den USA, Paris und Aquitaine-Becken in Frankreich, Australien, China). Aufgrund der Gesteinsdurchlässigkeit, Hitze und Flüssigkeit ist lediglich das Bohren artesischer Brunnen erforderlich.
Die Temperaturen in MT-Reservoirs liegen zwischen 100 °C und 190 °C und sie können sowohl in vulkanischen als auch in Sedimentformationenvorkommen. Obwohl ihre Wasserherkunft und -zusammensetzung mit denen von LT-Ressourcen identisch sind, weisen MT-Ressourcen eine mittlere Enthalpie auf. Ihre oberflächlichen Erscheinungen sind stärker und umfassen gut etablierte heiße Quellen (manchmal sogar siedend), Dampf, entwickelten veränderten Boden und geschädigte Vegetation. Ihre Durchflussraten können gelegentlich bis zu 182 l/s aus einer einzigen Quelle erreichen, wie beispielsweise in Deildartunga in Island.
Ähnlich wie LT-Ressourcen sind auch diese Stauseen in ihren Aufflusszonen wasserdominiert, mit einem konvektiven System und versickernder Wasserzirkulation durch Brüche sowohl in Sedimentgesteinen und vulkanische Gebiete. Ihre Einzelbrunnenkapazitäten betragen jeweils <7 MWe (2 - 6 MWe) und bis zu 15 MW. MT-Ressourcen verfügen hauptsächlich über heiße Intrusionen als Wärmequelle.
Die Ressourcen befinden sich im Allgemeinen in einer Tiefe von bis zu 3 km in der kontinentalen Kruste und in einer Tiefe von 2 bis 3 km in der ozeanischen Kruste, außer oberhalb eines aufsteigenden Erdmantels, wo sie nur 1 km tief sind, wie beispielsweise in Island. MT-Felder sind sowohl an den Plattengrenzen als auch innerhalb der Platten relativ weit verbreitet, beispielsweise in Kalifornien und Utah, Südamerika, Philippinen, Azoren, Neuseeland, Kenia, Hawaii, Europa (z. B. Kroatien) und Zentralostchina.
HT-Ressourcen sind am gefragtesten, da ihre Reservoirtemperatur 190 °C bis 374 °C beträgt und sie eine hohe Enthalpie aufweisen. Diese Konvektionssysteme kommen im Allgemeinen bis zu einer Tiefe von 3 km und gelegentlich auch in einer Tiefe von > 3,5 km vor. HT-Ressourcen benötigen eine auffällige magmatische Wärmequelle, die durch aktiven Vulkanismus bereitgestellt wird, sowie eine hohe Durchlässigkeit, die normalerweise durch Erdbeben verstärkt wird.
Aufgrund dieser vulkanisch-tektonischen Prozesse sind Verwerfungen und Deiche die kritischen Strukturen für den Flüssigkeitsfluss. Daher befinden sich HT-Ressourcen meist in jungen porösen Vulkangesteinen an aktiven Plattengrenzen (z. B. Island, Indonesien, Ostafrika, Türkei, Neuseeland) und gelegentlich im Intraplattenkontext über einem Hotspot wie Yellowstone in den USA. Die Flüssigkeit in HT-Ressourcen ist entweder Süß- oder Salzwasser, reich an Kieselsäure (SiO2), Natrium (Na), Chlorid (Cl), Sulfat (SO4) und Kalzium (Ca), mit CO2, H2S und H2 als gelösten Gasen.
Reservoire sind flüssigkeits- oder dampfdominiert, je nachdem, welche Phase den vertikalen Druckgradienten innerhalb der siedenden Aufwärtsströmungszonen steuert. Dampfdominierte (Trockendampf-)Ressourcen treten auf, wenn die Temperatur bei oder über dem Siedepunkt und dem vorherrschenden Druck liegt. Beispiele sind die HT-Reservoirs in den Vulkanfeldern von West-Java in einer Tiefe von 0,5 km bis 2 km oder im italienischen Larderello bis zu einer Tiefe von 3 km mit einer Reservoirtemperatur von 240 °C bis 250 °C und 34 bar.
Andererseits können sich in geringeren Tiefen (≤ 1 km) Siedezonen mit 250 °C, auch Dampfkappen genannt, entwickeln, die die flüssigkeitsdominierten Aufwärtsströmungszonen überlagern. Solche Dampfkappen bilden sich im Allgemeinen als Reaktion auf einen längeren Produktionsrückgang und einen anschließenden Druckabfall.
HT-Felder weisen die am weitesten entwickelten Oberflächenerscheinungen mit typischen kochenden Quellen, Fumarolen, Solfataren, Dampffeldern, entwickeltem verändertem Boden und entblößter Vegetation auf. Die Bohrkapazitäten liegen typischerweise bei 12,5 MW, können aber bis zu 70 MW - 125 MW thermisch und 3 MWe - 25 MWe, aber auch bis zu 30 MWe - 50 MWe betragen. Sie werden überwiegend zur Stromerzeugung genutzt.
Die Entwicklung geothermischer Technologie geht ständig weiter. Neuartige Methoden werden oft als 'unkonventionell' bezeichnet. Sie sind oft noch im Stadium der Forschung oder Entwicklung. Teilweise sind aber auch schon erste Anlagen im Bau.
Geschlossene Kreisläufe nutzen Wärmepumpen, Wärmetauscher oder Tiefenwärmetauscher. Die beliebten Wärmepumpen erfassen die Wärme von NT-Ressourcen in geringer Tiefe, während Wärmetauscher von oberflächennah bis in einige Kilometer Tiefe eingesetzt werden. Aufgrund ihrer komplexen technischen Details werden die tieferen geschlossenen Kreislaufsysteme als Advanced Geothermal Systems (AGS) oder Advanced Closed-Loops (ACL) klassifiziert. Bei diesen Systemen hat die Wasserwegsamkeit des Reservoirs wenig Einfluss, so dass sie auch an Lokationen möglich sind, die für hydrothermale Geothermie wenigert geeignet sind. Im Folgenden sind einige der bisher wichtigsten Closed-Loop-Technologien aufgeführt, von oberflächennahen bis hin zu größeren Tiefen (alphabetische Reihenfolge).
Chevron und Mitsui ACL-Technologie
Die neuesten Geothermie-Initiativen in ACL zur Stromerzeugung stammen vom Ölkonzern Chevron mit zwei Partnerschaften Ende 2022. Eine davon ist das Joint Venture von Chevron mit der in Schweden ansässigen Baseload Capital für Geothermie-Möglichkeiten in Nevada, USA. Das andere ist die gemeinsame Zusammenarbeit von Chevron New Energies International und Mitsui Oil Exploration of Japan für ein ACL-Pilotprojekt in Hokkaido, um die Technologie weltweit zu testen, das Risiko zu verringern, zu skalieren und zu kommerzialisieren.
Die ACL-Technologie von Chevron/Mitsui funktioniert ähnlich wie alle geschlossenen Kreisläufe, da sie einen Wärmeaustausch in großer Tiefe durch Wärmeleitung beinhaltet, ähnlich wie bei einem Heizkörper. Mit ihrer Technologie werden zwei vertikale Brunnen gebohrt, einer für die Einspeisung von Kaltwasser und der andere für die Rückführung von Warmwasser. Das Wasser zirkuliert durch miteinander verbundene horizontale Brunnen in der Tiefe, um die Wärme des heißen Gesteins einzufangen, ohne heißes Wasser (Sole) oder Dampf aus einem herkömmlichen geothermischen Reservoir zu entnehmen.
Die Neuheit von Chevron/Mitsui besteht darin, die ACL auch als Wärmequelle zu nutzen. Ihre Technologie unterscheidet sich jedoch von Greenfire-Loops, bei denen ein Bohrlochwärmetauscher in einem einzigen Bohrloch verwendet wird. Darüber hinaus scheint die Chevron/Mitsui-Technologie trotz der Verwendung horizontaler Bohrlöcher als Wärmetauscher nicht für das Bohren und Installieren von 24 seitlichen horizontalen Bohrlöchern mit einer Länge von bis zu 60 oder 90 km wie in Eavor Loops ausgelegt zu sein. Da es sich bei der Chevron/Mitsui-Technologie um eine sehr neue Entwicklung handelt, sind noch keine Einzelheiten zu Tiefe, Temperaturen, Arten der Arbeitsflüssigkeit sowie Vor- und Nachteilen dieses Systems bekannt.
Eavor-Loops
Das kanadische Unternehmen Eavor hat zwei Geo-Austauscher-Technologien mit geschlossenem Kreislauf entwickelt, ähnlich einem Heizkörper. Der Prototyp wurde 2019 in Alberta, Kanada, auf eine Tiefe von 2,5 km gebohrt und für die Kommerzialisierung in Deutschland auf eine größere Tiefe entwickelt.
Beide Schleifen basieren auf ähnlichen Prinzipien, wobei zwei vertikale Bohrlöcher im Abstand von 50 bis 100 m bis zu einer Tiefe von 4,5 km gebohrt werden, um Wärmeanomalien im Bereich von 60 °C/km auszunutzen. Nach einer Biegung der vertikalen Bohrlöcher werden 24 seitliche Bohrlöcher in zwei Reihen von je 12 übereinander liegenden Bohrlöchern gebohrt, um einen maximalen Kontakt mit dem heißen Gestein zu gewährleisten, und in der endgültigen Tiefe paarweise zur Flüssigkeitszirkulation verbunden.
In die oberen Seitenbrunnen wird frisches Kaltwasser eingespritzt und aus den unteren Seitenbrunnen fließt heißes Wasser zurück. Ein Rankine-Zyklus wandelt die Energie zur Nutzung in Elektrizität im industriellen Maßstab um und hinterlässt Wärme für die Fernwärme. Eavor Loop 1 ist für Sedimentformationen vorgesehen, bei denen nach einer Biegung der anfänglichen vertikalen Bohrlöcher um 90 ° die seitlichen Bohrlöcher horizontal gebohrt werden, immer noch in einer Tiefe von 4,5 km, um Hitzeanomalien von ~270 °C zu erschließen.
Jeder horizontale Brunnen ist 2,5 km lang und die Gesamtlänge der seitlichen Brunnen beträgt 60 km. Der Eavor Loop 2 ist für magmatisches Gestein (z. B. Granit) vorgesehen, bei dem nach einer Biegung von 75 ° die seitlichen Bohrlöcher bis in eine Tiefe von 6,8 km gebohrt werden, um Hitzeanomalien von ~408 °C zu erschließen. Die Gesamtlänge dieser Seitenbrunnen beträgt 90 km. Toews und Holmes [79] schätzen, dass die Schleife bei diesem leitfähigen Ansatz und basierend auf Länge und Tiefe 2,2 MWe erzeugen kann. Das Unternehmen schätzt jedoch, dass ihre Heizkreisläufe bis zu 8,2 MWe bzw. 64 MW erzeugen könnten, genug, um bis zu 16.000 Haushalte in ihrem deutschen Projekt zu heizen.
Greenfire GreenLoop (ACL/AGS)
Das nordamerikanische Unternehmen Greenfire entwickelt seit 2019 ein AGS namens GreenLoop mit einem Pilotprojekt in Coso, Kalifornien. Ziel der Technologie ist es, bis zu einer Tiefe von 6 km vorzudringen und einen Durchlässigkeits- und Temperaturbereich (70 °C bis > 250 °C) abzudecken. Dieses GreenLoop-System (GLS) besteht aus Rohr-in-Rohr-Tiefbohrrohren mit geschlossenem Kreislauf, die in ein einzelnes Bohrloch eingeführt werden, und stellt einen Tiefenwärmetauscher (DBHX) dar. Sie wandeln unproduktive konventionelle Geothermiebrunnen um und arbeiten entweder mit GLS oder ORC. Wärmetauscher in Brunnen sind nichts Neues;
Die Neuheit dieses GLS besteht jedoch darin, dass verschiedene Arbeitsflüssigkeiten verwendet werden, die von Wasser und überkritischem CO2 bis hin zu organischen Kohlenwasserstoffen (OHR) reichen. Diese Flüssigkeiten können an GLS oder ORC angepasst werden, um die Sättigungstemperatur und den Druck zu kontrollieren und Ablagerungen zu vermeiden. Das kalte Arbeitsmedium wird über das Außenrohr in das Bohrloch gepumpt und gelangt über das Innenrohr heiß an die Oberfläche zurück. Die Wärmequelle wäre eine heiße geothermische Flüssigkeit in wenig durchlässigen Formationen rund um die Rohre, die das Arbeitsmedium durch Wärmeleitung erwärmt.
Kondensation tritt am DBHX auf, wobei die latente Verdampfungswärme freigesetzt wird und die kondensierte Flüssigkeit zurück in das undurchlässige Reservoir sinkt. Die GreenLoop-Technologie kann Strom erzeugen und direkt nutzen, da das Arbeitsmedium ein ähnliches Potenzial wie eine konventionelle geothermische MT- oder HT-Ressource aufweist. Die Dienstleistungen von GLS für die Stromerzeugung reichen von der Nachrüstung von Geothermiebrunnen oder der Umnutzung von Öl- und Gasbrunnen bis hin zu Felderweiterungen und Greenfield-Projekten wie der Wasserstoffproduktion.
Die erwartete Strommenge aus einer einzelnen Quelle beträgt 2 bis 9 MWe, wie das GreenFire-Projekt in Geyser, Kalifornien, zeigt. Ein Beispiel für die Nachrüstung eines Geothermiebrunnens ist die Produktion von 2 MWe aus einem trockenen und schlecht durchlässigen konventionellen Geothermiebrunnen im Mahanagdong-Feld auf den Philippinen. Der direkte Einsatz der GreenLoop-Technologie wäre die Raum- und Wasserheizung in Häusern sowie die Heizung und Kühlung in Rechenzentren (Abbildung 7). GreenFire ist eine Initiative von Spezialisten aus dem Öl- und Gassektor und profitiert von Partnerschaften mit Akteuren wie Baker Hughes und Vallourec.
EGS steht für „Enhanced“ oder „Engineered Geothermal Systems“. Es handelt sich um ein Hot-Dry-Rock-Konzept (HDR), bei dem das Grundgestein in der Tiefe zwar Wärme aufweist, aber weder durchlässig noch flüssig ist. Über Injektionsbrunnen wird kaltes Wasser in das HDR gepumpt, um neue Brüche zu erzeugen oder bestehende Brüche zu verstärken (Fracking). Anschließend nimmt das Wasser die Wärme durch Wärmeleitung auf und heißes Wasser wird über Produktionsbrunnen zurückgewonnen. Nach dem Abkühlen wird das Wasser wieder in die Tiefe reinjiziert, wo es recycelt und der Vorgang wiederholt wird.
EGS funktioniert ähnlich wie geschlossene Kreisläufe, bei EGS spielen Brüche jedoch die Rolle von Wärmetauschern. Insbesondere könnte die Permeabilität zusätzlich zur hydraulischen Stimulation des Reservoirs auch durch chemische oder thermische Stimulation erhöht werden. EGS scheint weltweit machbar, solange die Wärmequelle (d. h. im Allgemeinen radiogener Granit oder Intrusion) und Deckgebirge (normalerweise dicke Sedimentformationen) vorhanden sind. Die nutzbare Tiefe des EGS beträgt 2 bis 7 km und die angestrebten Temperaturen liegen zwischen 100 °C und 300 °C. Für niedrigere Temperaturen von 80 °C bis 100 °C wird jedoch eine einzelne EGS-Bohrung zusammen mit einem Wärmetauscher an der Oberfläche verwendet, wodurch die Technik zu einem „Hybrid-Geothermiesystem“ wird.
Ziel von EGS ist die Stromerzeugung über Dampfturbinen oder Binärkraftwerke, aber auch Wärme. Der Einsatz des HDR für Fernwärme wurde erstmals Ende der 1970er Jahre im kalifornischen Fenton Hill getestet, wo zwei Stauseen in 2,4 km Tiefe eine Gesteinstemperatur von > 180 °C und eine Wärmekapazität von 4 MW aufwiesen. Später wurden EGS-Experimente in Rosemanowes (Großbritannien), Basel in der Schweiz und Pohang in Südkorea mit einer Kapazität von <2 MW durchgeführt. Allerdings gibt es auch höhere EGS-Potenziale, beispielsweise in der Türkei mit einer geschätzten Temperatur von 295 °C in 3 km Tiefe in Zentralanatolien. Obwohl es dort noch kein EGS-Kraftwerk gibt.
Fervo Energy
Das Unternehmen hat zwei Technologien entwickelt: eine für die Stromerzeugung durch EGS, bei der Brüche als geschlossener Wärmetauscher fungieren, und die andere für die langfristige Energiespeicherung im Reservoir, FervoFlex. Um die Wärme aus dem HDR zu erfassen, besteht die EGS-Technik von Fervo aus dem Bohren einer Reihe von drei Bohrlöchern, die als „horizontales doppeltes EGS-System und tiefes vertikales Überwachungsbohrloch“ gekennzeichnet sind. Die Paare von Injektions- und Produktionsbohrungen werden von derselben Plattform aus gebohrt, beginnend vertikal und dann horizontal bis in eine Tiefe von 3,4 km innerhalb des Reservoirs. Die Überwachungsbohrung ist vertikal und wird von einer anderen Bohrstelle aus bis in eine Tiefe von 2,4 km gebohrt. Es enthält Glasfasersensoren für eine umfassende Datenerfassung sowie die Überwachung von Durchfluss, Erdbeben, Reservoirdruck und Bohrlochmessgeräten.
Bei Geo-Energie Suisse AG erzeugt Fervo Brüche in mehreren Schritten. Sie verwenden jedoch eine 16-stufige Stimulation im Plug-and-Perforate-Stil, um ein langes Bruchnetzwerk zu schaffen, das die Injektions- und Produktionsbohrungen verbindet und eine Strömungszirkulation zwischen ihnen ermöglicht. Ihr Fracking verursachte intensive, aber kontrollierte Mikroerdbeben rund um die horizontale Bohrung, aber diese Mikroerdbeben wurden gut überwacht, ohne M 1,8 zu überschreiten, und sie hörten auf, sobald die Injektion beendet war.
Fervo testete seine Technik von 2020 bis 2023 im Blue Mountain in Nevada, USA, und erschlossen dabei etwa 170 °C in 3,3 km Tiefe in einem schlecht durchlässigen Reservoir aus Dioritgängen und Lagergängen mit einer erwarteten Kapazität von 63 kd sec-1 und 3,5 MWe. Der langfristige Plan des Unternehmens besteht darin, seinen EGS-Ansatz weiterzuentwickeln und bis 2028 400 MWe zu produzieren und rund 300.000 Haushalte mit Strom zu versorgen. Fervo unterhält Partnerschaften mit der Wissenschaft und der Öl- und Gasindustrie, aber auch mit Google, um künstliche Intelligenz und maschinelles Lernen einzusetzen, um die Effizienz ihres Ansatzes zu verbessern.
Ein Pilotprojekt von Fervo und Google im Norden Nevadas begann Ende 2023 mit der Produktion von 3,5 MWe zur Einspeisung ins Netz. Mit seinem FervoFlex Langzeit-Energiespeicher im Reservoir zielt Fervo darauf ab, Strom als Reaktion auf das Netz zu liefern, indem die Durchflussrate und der Druck über Lade-/Entladezyklen in den Injektions- und Produktionsbohrungen gesteuert werden
Sage Geosystems
Sage Geosystems Ltd. und sein Team aus ehemaligen Fachleuten von Shell, ExxonMobil, Weatherford und General Electric haben drei Technologien zur Stromerzeugung aus HDR entwickelt. Zwei ihrer AGS-Systeme umfassen EGS und Closed-Loop (Hybrid Geothermal System) und zielen darauf ab, 100 °C bis 250 °C aus verschiedenen heißen geologischen Formationen in 3 km bis 6 km Tiefe zu erfassen. Ihre dritte Technologie ist ein unterirdischer geothermischer Batteriespeicher.
Einige Details ihrer drei Technologien sind:
Diese unkonventionellen Entwicklungen zielen darauf ab, heißere Ressourcen zu erschließen und/oder tiefer vorzudringen. Sie werden als Supercritical, Superhot Rock Energy (SHR), Ultrahot, Superhot Geothermal Systems (SHGS), Superdeep, Ultradeep oder Heat Mining bezeichnet. Ihre Hauptmerkmale sind Temperaturen über 374 °C und 221 bar, da Lagerstätten oberhalb dieser Grenzen keine Wasserphase, sondern Gas und damit einen überkritischen Zustand aufweisen. Diese Ressourcen sind Gegenstand besonderer Aufmerksamkeit, da sie zu einer wesentlich höheren Bohrlochproduktivität führen könnten.
Die in den weltweit insgesamt betriebenen geothermischen Heizwerken installierte thermische Leistung lag Ende 2019 bei rund 30,2 GW (für 2018 berechnet: 27,8 GW). Im letzten Jahr wurden rund 2,4 GW an thermischer Leistung neu in Betrieb genommen. Mit diesen Heizwerken wurden rund 421 PJ / 116,9 TWh (2019) an Nutzwärme bereitgestellt (für 2018 berechnet: 381 PJ / 105,8 TWh).
Technologiebedingt wird Wärme aus tiefer Geothermie dort produziert, wo besonders begünstigte geologische Vorkommen erschließbar sind. Typischerweise werden – falls vorhanden – Hochenthalpie-Vorkommen genutzt, die in geringen Tiefen technologisch einfach, sicher und kostengünstig erschlossen werden können. Liegt eine ausreichende Wärmenachfrage mit einer vielversprechenden Infrastruktur (das heißt Nah-/Fernwärmenetz) vor, werden zum Teil auch Vorkommen in Gebieten mit weniger günstigen Untergrundbedingungen genutzt. Beispiele für die Nutzung von Hochenthalpie-Vorkommen sind Nord- und Mittelamerika. Demgegenüber können zum Beispiel in Nord- und Mitteleuropa fast ausschließlich nur Niedrigenthalpie-Vorkommen erschlossen werden. Allerdings liegen hier oft sehr gute infrastrukturelle Voraussetzungen für eine Wärmeverteilung (das heißt existierende Fernwärmenetze) vor und zusätzlich wird die Installation und der Betrieb derartiger Anlagen teilweise staatlich unterstützt.
Nach wie vor wird in China die größte geothermische Wärmebereitstellung realisiert. Weitere Märkte mit signifikanten Nennwärmeleistungen aus tiefer Geothermie sind in den USA, der Türkei, in Japan, auf Island und in Italien vorhanden.
Die Anlagentechnik der geothermischen Heizwerke ist weitgehend ausgereift; innovative Lösungen, die über den aktuellen Stand der Technik hinausgehen, sind nicht am Markt nicht erkennbar. Jedoch werden zunehmend Anstrengungen unternommen, die geothermische Wärme immer weitergehender (das heißt kaskadenförmig) zu nutzen; beispielsweise werden nach der eigentlichen Wärmeauskopplung zum Beispiel Technologien zur Trocknung unterschiedlicher Lebensmittel oder anderer Rohstoffe eingesetzt.
Weltweit sind noch beachtliche unerschlossene Potenziale vorhanden. Je nach geologischen Gegebenheiten ist eine weitergehende Erschließung dieser Vorkommen aber typischerweise unter Kosteneffizienzgesichtspunkten nur bei einer entsprechend hohen Wärmenachfrage realisierbar. Damit ist insbesondere bei Niedrigenthalpie-Vorkommen zu erwarten, dass eine Wärmenutzung aus tiefer Geothermie nur sehr verhalten ausgebaut werden wird. Bei einem durchschnittlichen Wachstum wie in den vergangenen Jahren von 5 bis 8 %/a würde sich für 2025 eine weltweit installierte thermische Leistung von 38 bis 42 GW ergeben; damit könnten dann rund 502 bis 554 PJ beziehungsweise 139,4 bis 153,9 TWh (2025) an Wärme bereitgestellt werden.
Die installierte thermische Leistung aller in der EU vorhandenen geothermischen Anlagen für eine ausschließliche Wärmebereitstellung lag Ende 2019 bei geschätzten 3,9 GW (für 2018 berechnet: 3,8 GW). Mit diesem Anlagenpark wurden rund 69,4 PJ / 19,3 TWh (2019) an Nutzwärme bereitgestellt (für 2018 berechnet: 62,8 PJ / 17,4 TWh). 2025 ist die installierte Leistung auf über 17 GWe gestiegen.
Anders als auf globaler Ebene ist in der EU derzeit keine signifikante Wachstumsdynamik erkennbar. Ein Ausbau der tiefen Geothermie wird durch hohe Erschließungskosten, geologische Risiken, dem zwingend benötigten Fernwärme- beziehungsweise Nahwärmeverteilnetz und der oft kostengünstiger verfügbaren Konkurrenzenergie stark beschränkt. Ausnahmen stellen geologisch und infrastrukturell relativ günstige Gebiete dar (zum Beispiel Großraum München mit einem vorhandenen Fernwärmenetz, einem vielversprechenden Untergrund (Molassebecken) und dem Ziel, die Wärmeversorgung komplett regenerativ zu realisieren). Wird für die EU von einer mittleren Wachstumsrate von 2 %/a ausgegangen, könnte die thermische Gesamtkapazität aller geothermischen Heizwerke bis 2025 bei 4 und 5 GW liegen; die potenzielle Nutzwärmebereitstellung läge dann zwischen 60 und 75 PJ beziehungsweise 16,7 und 20,8 TWh (2025). Bis 2030 könnten dies auf 5 bis 6 GW beziehungsweise etwa 75 bis 90 PJ beziehungsweise 20,8 bis 25 TWh (2030) ansteigen.
Die weltweit installierte elektrische Leistung der Geothermie lag Ende 2025 bei etwa 17,2 Gigawatt. Die Entwicklung im Jahr 2025 war durch ein moderates, aber stetiges Wachstum geprägt. Hier sind die wichtigsten Details zur globalen Situation:
Top-Länder nach installierter Leistung (Ende 2025)
Die Rangliste der führenden Nationen blieb stabil, wobei Indonesien das stärkste Wachstum verzeichnete:
Rang | Land | Installierte Leistung (MW) |
1 | USA | 3.953 MW |
2 | Indonesien | 2.742 MW |
3 | Philippinen | 2.034 MW |
4 | Türkei | 1.797 MW |
5 | Neuseeland | 1.259 MW |
6 | Kenia | 980 MW |
7 | Mexiko | 976 MW |
Der größte Zubau fand in Indonesien statt (u. a. Projekte wie Ijen Unit 1 und Lumut Balai Unit 2). Auch die Türkei baute ihre Position als führender europäischer Produzent durch die Inbetriebnahme von drei neuen Kraftwerken weiter aus.
Die weltweite Stromerzeugung aus Geothermie lag 2025 bei schätzungsweise 98 bis 100 Terawattstunden (TWh).
Eine Stromerzeugung aus tiefer Geothermie wird damit überwiegend in Ländern / Gebieten mit besonders günstigen geologischen Randbedingungen (das heißt Hochenthalpie-Vorkommen) realisiert; für eine thermodynamisch effiziente Stromerzeugung sind derartige Hochenthalpie-Vorkommen eine zwingende Voraussetzung. Unter diesen vorteilhaften geologischen Bedingungen ist die Realisierung eines derartigen Geothermie-Projektes zwar immer noch technisch anspruchsvoll, aber in der Regel wirtschaftlich möglich und das Risiko im Allgemeinen überschaubar. Liegen demgegenüber lediglich durchschnittliche geologische Ressourcen (zum Beispiel Niedrigenthalpie-Vorkommen wie unter anderem in Deutschland und Frankreich) vor, ist die Projektrealisierung in der Regel technisch sehr viel anspruchsvoller; daraus resultieren deutlich höhere spezifische Investitionen und höhere Risikoaufschläge, die einer kommerziellen Umsetzung eines derartigen Projektes oft entgegenstehen.
Auch zukünftig wird die Stromerzeugung aus tiefer Geothermie, insbesondere an geothermisch bevorzugten Standorten, weiter ausgebaut. Insbesondere die Nutzung zum Beispiel in der Türkei und in Indonesien dürfte weiter zunehmen. Ausgehend von der durchschnittlichen Ausbaurate der vergangenen Jahre könnte die weltweit installierte elektrische Leistung geothermischer Kraftwerke Ende 2025 bei 16 bis 18 GW liegen; damit wäre dann eine Strombereitstellung von rund 108 bis 122 TWh (2025) möglich. Bis 2030 wäre bei konstanter Ausbaurate eine elektrische Gesamtkapazität von rund 19 bis 23 GW und eine damit verbundene Strombereitstellung von rund 128 bis 155 TWh (2030) denkbar.
In Europa zeigt sich (2025) bei der geothermischen Stromerzeugung ein zweigeteiltes Bild: Während die installierte Leistung in der Europäischen Union (EU) eher stagniert, verzeichnet die geografische Region Europa (einschließlich Türkei und Island) ein deutliches Wachstum.
Hier sind die Zahlen für das Jahr 2025:
Die gesamte installierte Leistung in der geografischen Region Europa lag Ende 2025 bei etwa 3,6 bis 3,7 GWe.
Land / Region | Installierte Leistung (ca.) | Besonderheiten |
Türkei | 1.797 MW | Der Wachstumsmotor Europas; hat in den letzten Jahren massiv zugebaut. |
Italien | 810 MW | Historisches Zentrum (Toskana), jedoch kaum Zubau neuer Kapazitäten in 2025. |
Island | 760 MW | Fast 30 % des isländischen Stroms stammen aus Geothermie. |
Deutschland | 46 - 55 MW | Fokus liegt hier stark auf Wärme; Stromerzeugung ist stabil, aber klein. |
Portugal (Azoren) | 30 MW | Wichtige Energiequelle für die Inselgruppe. |
Frankreich | 17 MW | Hauptsächlich in Überseegebieten und Pilotprojekte (Soultz-sous-Forêts). |
Videos
https://www.youtube.com/watch?v=z2B4GEo0AB8
Khodayar, M. and Björnsson, S. (2024) Conventional Geothermal Systems and Unconventional Geothermal Developments: An Overview. Open Journal of Geology, 14, 196-246. doi: 10.4236/ojg.2024.142012.
Weitere Literatur siehe:
zuletzt bearbeitet Juni 2025, Änderungs- oder Ergänzungswünsche bitte an info@geothermie.de
