Wind und Sonne liefern nicht immer dann Strom, wenn er gebraucht wird. Ein Geothermiekraftwerk könnte einen Teil seiner Erzeugung in solche Stunden verschieben – indem es Druck tief im Gestein aufbaut. Erste Versuche zeigen, dass das Prinzip funktioniert. Ob daraus ein wirtschaftlicher Langzeitspeicher wird, ist offen.
Eine Stromleitung allein verrät nicht, woher die nächste Kilowattstunde kommt. Scheint die Sonne kräftig, speisen Solaranlagen oft gleichzeitig ein. Am Abend steigt in vielen Netzen der Bedarf, während ihre Leistung sinkt. Für diese Verschiebung braucht es neben Leitungen und flexiblem Verbrauch auch Kraftwerke und Speicher, die ihre Einspeisung anpassen können.
Geothermie taucht in dieser Diskussion meist als verlässliche Dauerlieferantin auf: Heißes Wasser aus dem Untergrund treibt eine Anlage an, unabhängig von Tageszeit und Wetter. Doch der Untergrund könnte noch eine zweite Aufgabe übernehmen. Forscher und Unternehmen erproben, ob sich der Betrieb zeitweise drosseln und später verstärken lässt. Gespeichert wird dabei Druck im Gestein; die Erdwärme liefert weiterhin die Wärme für die Stromerzeugung.
Wie aus einem Wärmereservoir ein flexibles Kraftwerk wird
Bei einer verbesserten Geothermieanlage, auf Englisch Enhanced Geothermal System oder EGS, wird Wasser durch tiefe Bohrungen in heißes Gestein gepumpt. Dort fließt es durch ein Netz aus Rissen, erwärmt sich und gelangt über eine weitere Bohrung zurück zur Oberfläche. Die Wärme kann dann einen Kraftwerksprozess antreiben. Dafür müssen die Risse genügend Wasser durchlassen; nicht jede geologische Formation eignet sich gleichermaßen.
Für den flexiblen Betrieb verändern Betreiber das Verhältnis zwischen eingespeistem und entnommenem Wasser. Wird vorübergehend mehr Wasser hineingepumpt als herausgeholt, steigt der Druck im Reservoir. Später kann die Entnahme erhöht werden: Das unter Druck stehende heiße Wasser fließt verstärkt zur Anlage, die mehr Strom erzeugen kann. Die Forschungsgruppe um die Princeton University beschreibt genau diesen Ansatz als Verbindung von Geothermie und unterirdischer Druckspeicherung.
Das ist keine Batterie im üblichen Sinn. Das Pumpen benötigt Strom, und das Gestein liefert Wärme, die ohnehin im Untergrund vorhanden ist. Wie viel der eingesetzten Pumpenergie beim späteren Abruf zusätzlich als Strom nutzbar wird, hängt vom gesamten System ab. Wer nur die Energie im Reservoir betrachtet, übersieht Pumpen, Wärmeverluste und die Technik an der Oberfläche.
Was der Feldversuch tatsächlich gezeigt hat
Der US-Entwickler Fervo Energy hat am Standort Project Red in Nevada flexible Betriebszyklen getestet. Nach Darstellung des Unternehmens umfasste der Versuch fünf Zyklen mit jeweils zwölf Stunden Druckaufbau und zwölf Stunden verstärktem Abruf. Das ist mehr als eine reine Computersimulation: Das Zusammenspiel von Bohrungen, Reservoir und Kraftwerk wurde unter realen Bedingungen erprobt.
Es ist aber auch eine enge Aussage. Die vom Unternehmen berichtete lange Produktionsdauer des Standorts belegt nicht, dass die Anlage über diesen gesamten Zeitraum täglich flexibel geladen und entladen wurde. Für eine Entscheidung über den breiten Einsatz wären längere, wiederholte Versuchsreihen wichtig: Wie verändert sich das Reservoir? Wie hoch sind die Verluste? Und bleibt die zusätzliche Leistung verfügbar, wenn viele Zyklen aufeinanderfolgen?
Die Princeton-Arbeit betrachtet die mögliche Rolle im Stromnetz mithilfe eines Modells. Flexibilität kann demnach den Wert der Geothermie erhöhen, weil die Erzeugung in Stunden mit höherem Bedarf verschoben wird. Ein Modell beschreibt allerdings eine untersuchte Konstellation, keinen garantierten Ertrag für jeden Standort. An der Arbeit waren auch Forschende von Fervo beteiligt. Ihr Ergebnis ist ein Hinweis auf eine Chance, kein unabhängiger Beweis für die Wirtschaftlichkeit aller Projekte.
Ein zweiter Ansatz – noch kein fertiger Speicher
Auch andere Gruppen untersuchen Druckspeicherung im Untergrund. Das US-Energieministerium nennt ein Projekt von Los Alamos National Laboratory und Sage Geosystems, das Druck- und Wärmespeicherung kombinieren soll. Dort geht es um die Entwicklung und Prüfung eines Konzepts; daraus folgt nicht, dass bereits ein vergleichbares kommerzielles System über Jahre betrieben wurde.
Die Unterscheidung ist wichtig, weil unterirdische Druckspeicher auch ohne Geothermie gedacht werden können. Ein solcher Speicher und ein heißes EGS-Reservoir nutzen ähnliche Grundideen, erfüllen aber nicht automatisch dieselbe Aufgabe. Für Stromkunden zählt am Ende, was die konkrete Anlage tatsächlich liefern kann: Leistung, Dauer, Kosten und Verfügbarkeit.
Eine Einordnung der Energy Transitions Commission aus dem Jahr 2026 sieht Flexibilität als mögliche Stärke neuer Geothermiesysteme, verweist aber auf noch ausstehende Nachweise. Das steht neben Fervos veröffentlichtem Kurzversuch: Einzelne Zyklen im Feld und ein belastbar nachgewiesener wirtschaftlicher Dauerbetrieb sind unterschiedliche Belege. Die offene Frage ist deshalb nicht allein, ob sich ein Ventil regeln lässt, sondern ob ein Kraftwerk die gewünschte Leistung wiederholt und verlässlich zu wettbewerbsfähigen Kosten bereitstellt.
Warum Druck auch Risiken schafft
Wasser in tiefes Gestein zu pressen verändert die Druckverhältnisse. Das kann vorhandene Bruchflächen beeinflussen und kleine Erschütterungen auslösen. Eine 2025 veröffentlichte Untersuchung zu Project Red betrachtete den Zusammenhang zwischen Druckänderungen und Mikroseismizität am Standort. An ihr waren neben Forschenden von Hochschulen auch Fervo-Mitarbeitende beteiligt.
Die Ergebnisse lassen sich nicht einfach auf jedes Reservoir übertragen. Ob und welche Erschütterungen auftreten, hängt unter anderem von Gestein, bestehenden Störungen und Betriebsweise ab. Messnetze und angepasste Betriebsgrenzen können helfen, Veränderungen zu erkennen und darauf zu reagieren. Sie ersetzen weder eine standortspezifische Bewertung noch den Nachweis, dass ein bestimmter Betrieb dauerhaft unproblematisch ist.
Auch die Wärme selbst ist keine unbegrenzte Sofortquelle. Wird lokal mehr Wärme entnommen, als nachströmt, kann sich das nutzbare Reservoir verändern. Hinzu kommen Bohrkosten, Strom für Pumpen und die Frage, wie oft eine Anlage ihre Leistung tatsächlich zu günstigen Zeiten verschieben kann. Ein teures Kraftwerk, das häufiger gedrosselt wird, muss die entgangenen Erlöse durch den späteren Abruf ausgleichen.
Wo der Ansatz ins Stromsystem passen könnte
Der mögliche Vorteil liegt darin, Wärmegewinnung und Flexibilität an einem Standort zu verbinden. Eine Anlage könnte einen Teil ihrer Stromproduktion aus Stunden mit reichlichem Angebot in Stunden verschieben, in denen sie wertvoller ist. Wie groß dieser Vorteil ausfällt, hängt von Netz, Marktregeln und den übrigen verfügbaren Technologien ab. Batteriespeicher, flexible Nachfrage und andere Kraftwerke bleiben Vergleichsmaßstäbe.
Für Deutschland lässt sich aus einem Versuch in Nevada kein fertiger Ausbauplan ableiten. Tiefe und Beschaffenheit des Gesteins, Genehmigungen und Anschluss an das Stromnetz unterscheiden sich. Interessant ist der Ansatz dennoch als Forschungsrichtung: Er stellt die vertraute Vorstellung infrage, Geothermie müsse immer mit gleichbleibender Leistung laufen.
Die Antwort auf die Ausgangsfrage lautet deshalb: Geothermie könnte Strom gezielt in wind- und sonnenarme Stunden verschieben. Kurze Feldzyklen und Modelle stützen diese Möglichkeit. Ob sie über lange Zeit sicher, ausreichend leistungsfähig und wirtschaftlich funktioniert, müssen weitere Anlagen und Betriebsdaten zeigen.
Quellen
- Princeton University: Flexible Geothermie und Stromnetzmodell
- Fervo Energy: Produktionsdaten und Flexibilitätstest bei Project Red
- Chamarczuk und weitere: Untersuchung der Mikroseismizität
- US Department of Energy: CLIMR-Projekte
- Energy Transitions Commission: Beneath the Surface
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