Eine Bohrung biegt tief unter der Erde zur Seite ab. Was in einem Ölfeld helfen kann, mehr Lagerstätte zu erreichen, soll auch heißes Gestein für die Stromversorgung erschließen. Die Idee: Wasser durch das Gestein schicken, Wärme aufnehmen und oben nutzen. Öl- und Gasfirmen bringen dafür Werkzeug, Erfahrung und eingespielte Lieferketten mit. Doch ein funktionierendes Erdwärmekraftwerk braucht mehr als ein tiefes Loch.
Die entscheidende Frage lautet, ob sich ein dauerhaft ergiebiger Wasserkreislauf herstellen lässt. Das Gestein muss Wärme abgeben, ohne dass der Durchfluss zu gering wird oder ein ungünstiger Wasserweg das Reservoir früh auskühlt. Dazu kommen hohe Temperaturen, schwer vorhersagbare Spannungen im Untergrund und die Aufgabe, Erschütterungen zu überwachen. Der Technologietransfer kann den Weg verkürzen; er nimmt den Projekten ihre geologischen Risiken nicht ab.
Vom Rohstoff zur Wärme
Bei einer herkömmlichen Erdölbohrung sucht man eine Lagerstätte und fördert deren Inhalt. Ein Geothermieprojekt will dagegen über lange Zeit Wärme aus dem Untergrund gewinnen. Wo heißes Wasser und ausreichend durchlässiges Gestein natürlich zusammenkommen, kann es gefördert und nach der Wärmeabgabe wieder in den Untergrund geleitet werden.
Viel heißes Gestein ist aber nicht ohne Weiteres durchlässig genug. Bei sogenannten Enhanced Geothermal Systems, kurz EGS, wird deshalb ein künstlich verbesserter Wärmespeicher im Untergrund angelegt. Wasser wird in eine Bohrung gepumpt, bewegt sich durch Risse im Gestein und gelangt erwärmt über eine andere Bohrung zurück. Ein Wärmetauscher überträgt die Energie an ein anderes Medium oder ein Wärmenetz. Für Strom muss die Temperatur zur eingesetzten Kraftwerkstechnik passen.
Das ist ein anderer Auftrag an den Untergrund als die einmalige Erschließung eines Vorrats. Wasser muss lange genug mit heißem Gestein in Kontakt kommen und trotzdem gut fließen. Ein besonders kurzer, leicht durchlässiger Weg wäre zwar bequem für die Pumpe, könnte aber die Wärmeausbeute begrenzen, wenn große Teile des Gesteins umgangen werden.
Warum seitwärts bohren hilft
Richtbohren erlaubt es, den Verlauf einer Bohrung gezielt von der Senkrechten abzulenken. Ein längerer Abschnitt kann so in einer interessanten Gesteinsschicht liegen. Das Werkzeug allein erzeugt allerdings noch keinen geeigneten Wärmetauscher im Untergrund. Der Weg zwischen Injektions- und Förderbohrung muss erst entstehen und sich im Betrieb bewähren.
Hier kommt eine zweite Technik aus der Öl- und Gaswelt ins Spiel: die hydraulische Stimulation. Dabei wird Flüssigkeit unter Druck eingebracht, um Fließwege im Gestein zu schaffen oder zu verbessern. Die Internationale Energieagentur IEA beschreibt Richtbohren und Stimulation als wichtige übertragbare Verfahren. Das heißt nicht, dass jede Geothermieanlage gleich arbeitet oder dieselbe Mischung und denselben Druck verwendet wie ein Schiefergasprojekt.
Es gibt auch eine andere Bauweise: Bei geschlossenen Systemen zirkuliert das Arbeitsmedium in unterirdischen Rohren, statt zwischen den Bohrungen durch Gesteinsklüfte zu strömen. Auch dafür ist präzises Richtbohren nützlich. Die Konzepte unterscheiden sich aber bei der Art des Wärmeaustauschs; ihre Leistung lässt sich nicht allein aus dem gemeinsamen Bohrgerät ableiten.
Ein großer Erfahrungsschatz, keine fertige Kostenrechnung
Der Transfer umfasst mehr als Bohrmeißel. Fachleute müssen Gestein erkunden, Bohrungen planen, Rohre einbauen und Anlagen überwachen. Nach einer IEA-Analyse von 2024 stehen bei Geothermietechnologien der nächsten Generation mehr als drei Viertel der benötigten Investitionen in engem Zusammenhang mit Fähigkeiten der Öl- und Gasindustrie. Gemeint ist die Überschneidung von Aufgaben und Kompetenzen, nicht eine Einsparung von drei Vierteln der Kosten.
Wie stark sich die Erfahrung tatsächlich in niedrigeren Preisen niederschlägt, hängt von Projekten, Lerneffekten und Standortbedingungen ab. Die IEA hält in einem Szenario mit geeigneter Unterstützung und Innovation eine Senkung der Kosten neuer Geothermie um 80 Prozent bis 2035 für möglich. Das ist eine bedingte Modellschätzung. Sie beschreibt weder schon erzielte Einsparungen noch eine garantierte Entwicklung.
Der Unterschied ist praktisch wichtig: Eine Firma kann eine Bohrung schneller niederbringen und trotzdem ein Reservoir antreffen, das weniger Wasser liefert als geplant. Für Investoren zählt am Ende die Energie, die eine Anlage über ihre Lebensdauer zuverlässig verkauft, und nicht nur die Geschwindigkeit, mit der der Bohrer vorankommt.
Hitze und Gestein setzen eigene Grenzen
Der Untergrund ist kein einheitlicher Block. Seine Risse, Spannungen und Durchlässigkeit unterscheiden sich von Ort zu Ort. Wird Wasser eingepresst, verändern sich Druck und Temperatur. Das beeinflusst wiederum, welche Wege das Wasser nimmt und wie das Gestein reagiert. Das US-Energieministerium nennt die Vorhersage dieser gekoppelten Vorgänge eine Forschungsaufgabe.
Hohe Temperaturen erschweren zudem den Einsatz von Messgeräten und Werkzeugen. Manche aus der Öl- und Gasförderung bekannten Verfahren müssen für heiße Geothermiebohrungen angepasst werden. Dazu gehört die Möglichkeit, einzelne Abschnitte einer Bohrung gezielt abzutrennen und zu stimulieren, statt Flüssigkeit ohne ausreichende Kontrolle überall einzupressen. Die Hoffnung ist ein besser steuerbarer Wärmeaustausch; ob das über viele Betriebsjahre wirtschaftlich gelingt, muss das jeweilige Projekt zeigen.
Auch Erschütterungen gehören zur Planung. Druckänderungen können vorhandene Spannungen im Gestein beeinflussen. Messnetze für kleine seismische Ereignisse, Druck und Durchfluss helfen, Veränderungen zu erkennen und den Betrieb anzupassen. Überwachung senkt die Unsicherheit und unterstützt Entscheidungen; sie macht den Untergrund nicht vollständig berechenbar.
Was die nächsten Versuche klären müssen
Das US-Energieministerium unterstützt Demonstrationsprojekte in unterschiedlichen geologischen Umgebungen. Eines soll in Utah Bohrungen an einem Standort ohne bisherige kommerzielle Geothermiestromproduktion erproben; ein anderes zielt auf besonders heißes Gestein in Oregon. Das sind Versuchsvorhaben mit unterschiedlichen Bedingungen, keine Belege dafür, dass sich ein einzelnes Ergebnis überall wiederholen lässt.
Die aussagekräftigste Bewährungsprobe liegt deshalb im Zusammenspiel: Wie viel heißes Wasser kommt über längere Zeit an die Oberfläche? Wie viel Energie benötigt das Pumpen? Bleiben Temperatur, Fließwege und Erschütterungen beherrschbar? Und tragen die Erträge die Bohr- und Finanzierungskosten? Erst zusammen beantworten diese Größen, ob aus vertrauter Bohrtechnik ein tragfähiges Kraftwerk wird.
Die Öl- und Gasbranche liefert dafür eine beträchtliche Werkzeugkiste. Der entscheidende Fortschritt entsteht dort, wo Betreiber sie an die Aufgabe der Geothermie anpassen: Wärme aus einem unbekannten Untergrund über Jahre sicher und wirtschaftlich an die Oberfläche zu bringen.
Quellen
- IEA: The Future of Geothermal Energy – Synergien mit Öl und Gas, 2024
- IEA: The Future of Geothermal Energy – Zusammenfassung, 2024
- US Department of Energy: Subsurface Enhancement and Sustainability
- US Department of Energy: EGS Pilot Demonstrations
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