Von Frank Urbansky

Bis 2045 sollen alle Wärmenetze klimaneutral sein. Doch vor allem für die vielerorts betriebenen Hochtemperaturnetze mit Vorlauftemperaturen über 100 °C wird das zur Herausforderung: Kaum eine Technologie kann Kohle oder Gas bislang wirtschaftliche ersetzen. Die verfügbaren Alternativen sind teuer – und die Netze selbst ineffizient, mit hohen Wärmeverlusten, die schwer zu vermeiden sind.

Geothermie gilt hier als besonders vielversprechend, ist aber risikobehaftet. Eine Studie des Umweltbundesamtes verdeutlicht, dass die Einsatzmöglichkeiten stark von lokalen Bedingungen abhängen. Karlsruhe etwa, im tiefengeothermisch generell geeigneten Rheingraben gelegen, setzt auf eine Kombination aus Abwärme und Geothermie.

Schwerin bezieht Erdwärme aus 1300 Metern Tiefe

Das Fraunhofer IEG sieht in der oberflächennahen (die jedoch für die herkömmlichen Wärmenetze eher nicht geeignet ist) und tiefen Geothermie ein Potenzial von bis zu 600 TWh pro Jahr. Das könnte drei Viertel des gesamten Wärmebedarfs decken. Es gibt drei Hauptmethoden zur Nutzung der tiefen Geothermie: hydrothermale Geothermie (Nutzung von Thermalwasser), petrothermale Systeme (heiße Gesteinsschichten mit künstlicher Wasserzirkulation) und tiefe Erdwärmesonden (geschlossene Systeme).

In Deutschland wird vor allem die erste Technologie genutzt. Ein aktuelles Beispiel findet sich in Schwerin. Hier wurde im Oktober 2024 durch die dortigen Stadtwerke die Geothermieanlage "Lankow I" in Betrieb genommen. Deren Fernwärmenetz versorgt bereits 63 Prozent der Haushalte, im Zuge der Wärmeplanung sollen es 80 Prozent werden. Kern des Systems ist die Kombination aus mitteltiefer Geothermie und Hochtemperatur-Wärmepumpen, durch die jährlich rund 7500 Tonnen CO₂ eingespart werden.

Die Anlage nutzt einen Sandstein-Aquifer in 1300 Metern Tiefe, in dem sich Wasser mit einer Temperatur von bis zu 56 °C befindet. Eine Pumpe fördert die Sole, die über einen Wärmeübertrager Energie abgibt und danach abgekühlt wieder verpresst wird. Vier in Serie geschaltete Carrier-Wärmepumpen arbeiten mit einem COP von über 4 und erreichen damit einen Spitzenwert im Großanlagenbereich.

Die Technik läuft weitgehend automatisiert; lediglich die Filter gegen feinen Sand müssen regelmäßig gewechselt werden. Bereits heute trägt "Lankow I" gemeinsam mit Blockheizkraftwerken und einer Biogasanlage dazu bei, im Sommer mehr als die Hälfte des Fernwärmebedarfs regenerativ zu decken.

Geologischer Vorteil

Schwerin profitiert von einer besonders günstigen Geologie: Die Sandsteinformation ist durchlässig und die Temperaturen liegen über den Erwartungen. Das Projekt dient bundesweit als Vorbild und wird wissenschaftlich begleitet, um Erkenntnisse für weitere Standorte im Norddeutschen Becken nutzbar zu machen. Auch Unterhaching und Unterföhring versorgen mit dieser Technologie bereits tausende Haushalte zuverlässig mit Geothermie. Allerdings wurde hier wesentlich tiefer bis auf knapp 4000 Meter gebohrt. Dafür sind auch deutlich höhere Soletemperaturen nutzbar, die ein Anheben durch eine Wärmepumpe überflüssig machen.

Aktuell entstehen im Rhein-Neckar-Gebiet, in Philippsburg und Breisgau neue Projekte, die durch Fördermittel unterstützt werden. Stillgelegte Bergwerke wie in Wietze werden ebenfalls auf Nachnutzung geprüft. Damit sind auch die Gebiete umrissen, in denen sich tiefe Geothermie lohnt: das Süddeutsche Molassebecken, der Rheingraben und die Norddeutsche Tiefebene.

Nicht problemlos

Problemlos ist die Nutzung jedoch auch in diesen Gebieten nicht. Das liegt etwa an der Durchlässigkeit des Gesteins und der Pumpentechnik. Selbst in Regionen, die eigentlich gute Voraussetzungen für tiefe Geothermie bieten, führt das immer wieder zum Stillstand von Vorhaben. So wurde etwa das Projekt in Lilienthal nach zweijähriger Prüfung durch den Betreiber Sweon eingestellt. Eine auf älteren Bohrdaten basierende Analyse ergab eine zu geringe Gesteinsdurchlässigkeit und eine kostspielige Probebohrung erschien ohne realistische Erfolgsaussichten nicht vertretbar.

In Bad Bevensen lehnte der Stadtrat im Januar 2025 ein Geothermie-Vorhaben knapp ab, da die Sorge vor hohen Kosten und mangelnder Förderung überwog – obwohl Investoren Interesse signalisiert hatten. Auch am Ammersee scheiterte ein gemeinsames Projekt der Gemeinden Utting und Dießen, da die Wärmegestehungskosten zu hoch waren. Nach dem Ausstieg der Kommunen brach das gesamte interkommunale Konzept zusammen.

Im Landkreis Starnberg gaben Gilching, Gauting und Weßling im Januar 2025 ihr Gemeinschaftsprojekt auf. Statt auf Geothermie setzen sie nun auf schnell realisierbare und preislich kalkulierbare Alternativen wie Großwärmepumpen und Hackschnitzelheizungen. In Mühldorf am Inn wurde die Versorgung mit geothermischer Wärme aus dem benachbarten Projekt in Polling eingestellt, da die geforderten Wärmepreise als untragbar galten.

Geothermie kann also regional eine tragende Rolle spielen und bis Mitte des Jahrhunderts erheblich zum klimaneutralen Wärmemix beitragen – vorausgesetzt, lokale Potenziale werden konsequent erschlossen und Akzeptanz sowie Investitionssicherheit gewährleistet.