Welche Rolle kann Geothermie beim Klimaschutz spielen?

Als Geothermie (zu Deutsch: „Erdwärme“) wird Energie bezeichnet, die unter der Erdoberfläche natürlich als Wärme vorkommt. Das Energiereservoir dort ist potenziell riesig: Etwa 99 Prozent der Erdmasse sind über 1000 °C heiß. Diese Wärme ist zum Teil Restwärme aus der Entstehung der Erde, zum Teil resultiert sie aus dem Zerfall radioaktiver Isotope im Erdinnern. Je näher es an den Erdkern geht, desto höher ist die Temperatur. Dieser Wärmeanstieg nennt sich „geothermischer Gradient“ – im Schnitt wird es etwa 3 °C pro 100 Meter heißer, allerdings ist das regional sehr unterschiedlich (UBA 2020).

Diese Energie lässt sich auf unterschiedliche Weise nutzen. Entweder direkt als Wärme (etwa um Gebäude zu heizen) oder indirekt zur Stromerzeugung. Da geothermische Energie sich in menschlichen Zeithorizonten nicht erschöpft bzw. durch die natürliche Radioaktivität der Gesteine erneuert wird, gilt sie als erneuerbare Energiequelle (IPCC 2011). Ein Vorteil gegenüber Solar- oder Windenergie ist, dass Geothermie unabhängig von Tageszeit und Wetter verfügbar ist (IEA 2024).

Grundsätzlich wird zwischen oberflächennaher Geothermie einerseits sowie andererseits tiefer Geothermie (auch Tiefengeothermie genannt) unterschieden. Im engeren Sinne ist nur letztere geothermische Energie, die Wärme aus den eingangs beschriebenen geologischen Quellen nutzt. Bei der oberflächennahen Geothermie werden Wärmepumpen eingesetzt. Sie nutzen nicht die Wärme, die aus dem tiefen Erdinneren stammt, sondern solche, die durch Sonneneinstrahlung oder auch Regenwasser in obere Bodenschichten gelangt. Wärmepumpen können diese relativ niedrigen Temperaturen von etwa 8 bis 15 °C verdichten und zum Beheizen von Gebäuden nutzbar machen. Häufig sind das einzelne Wohnhäuser; immer öfter werden solche Wärmepumpen aber auch für ganze Wohnblöcke oder größere Bürogebäude genutzt. Oberflächennahe Geothermie eignet sich aber auch für sogenannte „kalte Nahwärmenetze“, die ganze Siedlungen oder Stadtviertel versorgen können. In diesen Netzen zirkuliert Wasser mit einer Temperatur von rund zehn Grad Celsius oder mehr, was dann mittels Wärmepumpen in den einzelnen Gebäuden des Quartiers zum Heizen genutzt wird.

In der oberflächennahen Geothermie zirkuliert Wasser durch Rohre, die im Erdboden verlegt sind; das so temperierte Wasser wird dann mit einer Wärmepumpe verdichtet und zum Heizen genutzt. Die Erwärmung des Wassers kann in sogenannten Erdkollektoren erfolgen, die man sich wie eine umgekehrte Fußbodenheizung in der Erde vorstellen kann. Meist kommen jedoch Erdwärmesonden zum Einsatz, die teils mehr als hundert Meter tief ins Erdreich gebohrt werden. (UBA 2020). Auch sogenannte tiefe Erdwärmesonden zählen noch zur oberflächennahen Geothermie. Dafür werden Rohre etwa 400 Meter tief verbaut, in denen ein Wärmeträgermedium (etwa Wasser) zirkuliert. Bei dieser Technologie gibt es im Gegensatz zur tiefen Geothermie kein Fündigkeitsrisiko (siehe Abschnitt 6), weil man hier nur auf verlässlich im Boden vorkommende Wärme angewiesen ist, nicht auf eventuelle Thermalwasservorkommen. Dadurch sind solche tiefen Erdwärmesonden (wie die gesamte oberflächennahe Geothermie) relativ standortunabhängig möglich (UBA 2020).

Hingegen wird die sogenannte Tiefengeothermie für große Wärme- oder Stromkraftwerke genutzt. Sie beuten viel höhere Temperaturen aus, wie sie in mehreren Kilometern Tiefe vorkommen – und die tatsächlich die gewaltigen Energiemengen aus dem Erdinnern anzapfen. Alle Ausführungen in den folgenden Abschnitten beziehen sich auf diese Tiefengeothermie.

Grundsätzlich lassen sich bei ihr zwei Varianten unterscheiden: erstens die hydrothermale Geothermie, die Thermalwasser nutzt, das schon in geologischen Sedimentschichten vorhanden ist. Daher ist für diese Variante ein Thermalwasser-Reservoir nötig, sie ist also nur an bestimmten Standorten möglich.

Zweitens gibt es die petrothermale Geothermie, bei der Wärme angezapft wird, die in kristallinem Gestein gespeichert ist. Diese Variante der Geothermie-Technologie ist theoretisch an deutlich mehr Standorten möglich, allerdings befinden sich petrothermale Projekte größtenteils noch im Entwicklungsstadium (IPCC 2011, UBA 2020). Wie die tiefe Geothermie im Einzelnen funktioniert, wird in Abschnitt 2 detaillierter erklärt.

Insbesondere bei der tiefen Geothermie können kleine Mengen an Treibhausgasen entstehen, sodass die Technologie nicht vollständig treibhausgasneutral ist (IPCC 2011).

Global gesehen spielt Geothermie aktuell kaum eine Rolle im Energiesystem. Laut Weltklimarat werden momentan gerade 0,15 Prozent des globalen Energieverbrauchs durch geothermische Wärme gedeckt (IPCC 2022, AR6, WG3, Kapitel 6.4.2.8). Die Internationale Energieagentur (IEA) schreibt für 2023, die tiefe Geothermie habe – als Wärme oder Strom – weniger als ein Prozent des globalen Primärenergiebedarfs gedeckt (siehe Grafik).

Beitrag verschiedener emissionsarmer Energiequellen zum globalen Gesamtenergiebedarf, von links „moderne Bioenergie“ (zum Beispiel Biogas, Biosprit oder Holzpellets), Atomkraft, Wasserkraft, Windenergie, Solarenergie, (tiefe) Geothermie und Ozeanenergie (etwa aus Gezeitenkraftwerken); Quelle: IEA 2024

Die Nutzung konzentriert sich jedoch auf wenige Orte, fast 90 Prozent der globalen Geothermiekapazitäten (Wärme und Strom addiert) entfallen laut IEA auf lediglich zehn Länder: China, USA, Türkei, Schweden, Indonesien, Island, Japan, Neuseeland, Deutschland und Philippinen (IEA 2024). Betrachtet man ausschließlich die elektrische Leistung, so sind die weltweiten Spitzenreiter die USA, Indonesien und die Philippinen, in Europa liegen Italien und Island an der Spitze (IRENA/OurWorldInData).

Regional oder lokal betrachtet jedenfalls ist Geothermie durchaus schon heute mancherorts bedeutsam. In Island oder  auch Neuseeland zum Beispiel stammen 20 bis 25 Prozent des Stroms aus geothermischer Energie. Zudem werden in Island etwa 90 Prozent der Gebäude durch Geothermie beheizt. Grund dafür, dass Island so viel Geothermie nutzt, ist die hohe Verfügbarkeit geothermischer Ressourcen dort – und eine bewusste politische Förderung seit den 1920er Jahren. In Kenia spielt Tiefengeothermie ebenfalls eine signifikante Rolle in der Energieversorgung, im vergangenen Jahrzehnt wurde die Technologie dort stark ausgebaut (IEA 2024). Der IPCC nennt mit Stand 2019 zehn Geothermie-Kraftwerke weltweit, die eine Kapazität von zusammengenommen 734 MW haben (IPCC 2022, AR6, WG3, Kapitel 6.4.2.8).

Knapp 80 Prozent der geothermischen Energie global werden zur Wärmeerzeugung genutzt, nur etwa 20 Prozent (auch) zur Stromerzeugung (IEA 2024). Das liegt unter anderem daran, dass die Wärme direkt ohne Umwandlungsverluste genutzt werden kann (UBA 2020); bei der Umwandlung in Elektrizität hingegen ist der Wirkungsgrad deutlich geringer.

In Deutschland gibt es laut Bundesverband Geothermie mehr als 480.000 oberflächennahe Geothermie-Anlagen, die zum Beispiel für Wärmepumpen genutzt werden (siehe die Unterscheidung zwischen oberflächennaher und tiefer Geothermie in Abschnitt 1). Diese sogenannten Erdwärmepumpen spielen laut Bundesverband Wärmepumpe neben den weit verbreiteten (und preiswerteren) Luftwärmepumpen eine recht kleine Rolle.

Daneben sind (Stand März 2025) hierzulande 42 tiefe geothermische Anlagen in Betrieb. Neun davon erzeugen sowohl Wärme als auch Strom. Die meisten dieser Tiefengeothermie-Anlagen befinden sich im Raum München, im südlich der Donau gelegenen süddeutschen Molassebecken (benannt nach dem dort dominierenden Gestein). Auch in Nordrhein-Westfalen, Mecklenburg-Vorpommern und im Großraum Mannheim existieren einige Anlagen. Ihre gesamte Wärmeleistung liegt laut Bundesverband Geothermie bei 408 MW, die elektrische Leistung bei 55 MW.

In Österreich gibt es ebenfalls schon einige Tiefengeothermie-Anlagen. Der Verein Geothermie Österreich nennt (Stand 2018) zehn Anlagen, die Wärme erzeugen, und zwei Anlagen, die Strom produzieren. Die meisten befinden sich im Raum Wien, einige weitere im Raum Graz. Die Wärmeleistung dieser Anlagen liegt bei etwa 100 MW, die elektrische Leistung bei 1,2 MW. Zudem gibt es nach Angaben aus der Wirtschaft in Österreich etwa 90.000 oberflächennahe Geothermie-Installationen.

In der Schweiz sind laut Daten des Bundesamts für Landestopografie (Stand 2024) drei Tiefengeothermie-Anlagen in Betrieb. Zwei befinden sich in der Nordschweiz, eine bei Yverdon-les-Bains. Ihre Wärmeleistung liegt nach Branchenangaben bei 11 MW. Auch in der Schweiz wird oberflächennahe Geothermie in erheblichem Umfang zum Heizen genutzt.

Die sogenannte Tiefengeothermie wird für die Strom- und Wärmeproduktion genutzt. Grundsätzlich sind für sie zwei Bohrungen nötig: eine „Förderbohrung“, die warmes bzw. heißes Thermalwasser aus der Tiefe an die Oberfläche bringt, sowie eine „Injektionsbohrung“, die das abgekühlte Wasser wieder zurück in die Erde führt. Dieses Grundprinzip ist bei hydrothermalen wie petrothermalen Projekte dasselbe (IEA 2024).

Die Bohrungen sind einige tausend Meter tief. Für die hydrothermale Geothermie werden geologische Formationen angebohrt, in denen Thermalwasser im Temperaturbereich von 40 bis 180 °C in einem wasserdurchlässigen Sedimentgestein liegt. Soll auch Strom erzeugt werden, sind Temperaturen von mindestens 100 °C nötig (Bracke et al. 2022). Bei der Anlage in Sauerlach im Raum München zum Beispiel reichen die Bohrungen 4.200 Meter in die Tiefe, im Oberrheingraben soll bei einem Projekt 3.800 Meter tief gebohrt werden.

Die Bohrungen für petrothermale Anlagen reichen tiefer, in Deutschland könnten sie 5.000 Meter oder mehr benötigen. Bei ihnen wird ins tiefliegende, kristalline Grundgebirge gebohrt, das natürlicherweise kaum oder gar nicht durchlässig ist. Das Gestein muss deshalb erst aufgebrochen werden, bevor das Wasser dort genutzt werden kann (Bracke et al. 2022; UBA 2020). Bei den dabei eingesetzten Verfahren sind in den vergangenen Jahren erhebliche Fortschritte gemacht worden, vor allem durch Erfahrungen beim sogenannten Fracking in der Erdgasförderung. 

Bei der (konventionellen) hydrothermalen Geothermie werden wasserdurchlässige Gesteinschichten angebohrt, bei der (neueren) petrothermalen müssen sie erst aufgebrochen werden; Quelle: IEA 2024

Da petrothermale Anlagen sich noch im Forschungs- und Entwicklungsstadium befinden, geht es im Folgenden um hydrothermale Anlagen:

Wird eine Tiefengeothermie-Anlage ausschließlich zur Wärmeproduktion genutzt, ist der Aufbau recht einfach. Über die sogenannte Förderbohrung wird heißes Thermalwasser aus dem Untergrund nach oben gepumpt, die Wärme wird dann in einem Wärmetauscher auf das Wasser im Fernwärmenetz übertragen und das abgekühlte Thermalwasser über die sogenannte Injektionsbohrung zurück in den Untergrund geführt. Das im Wärmetauscher erwärmte Wasser des Fernwärmenetzes erwärmt dann über weitere Wärmetauscher das Heizwasser in den angeschlossenen Gebäuden. Weder das Thermalwasser, das bisweilen mit Schadstoffen versetzt sein kann, noch das Wasser des Fernwärmenetzes werden also direkt in den beheizten Häusern genutzt (UBA 2020).

Schematische Darstellung einer Geothermie-Anlage zur Versorgung ganzer Wohnquartiere (hier bei einem Projekt nahe München) – das aus der Erde geförderte Thermalwasser gibt seine Energie über Wärmetauscher an den zentralen Heizkreislauf und dieser über weitere Wärmetauscher an die Gebäudeheizungen ab; Grafik: UBA 2020/AFK-Geothermie 2013

Das Thermalwasser kann außerdem zur Stromproduktion genutzt werden, wenn es heiß genug aus dem Untergrund kommt (in der Regel werden mehr als 130 °C benötigt). Dann wird das Thermalwasser (bevor es zur Wärmegewinnung verwendet wird) zuerst an einem sogenannten Verdampfer vorbeigeführt, in dem sich ein Lösungsmittel befindet, das bereits bei diesen relativ niedrigen Temperaturen verdampft (etwa n-Pentan oder n-Butan). Der Dampf treibt dann eine Turbine an, deren mechanische Energie über einen Generator zu elektrischer Energie umgewandelt wird (UBA 2020). Das Grundprinzip unterscheidet sich nicht von Kohle- oder Gaskraftwerken zur Stromerzeugung; nur entsteht dort die Hitze durch das Verbrennen fossiler Energieträger, was große Mengen an Kohlendioxid freisetzt.

Schematische Darstellung einer Geothermie-Anlage, die neben Wärme auch Strom erzeugt; Grafik: UBA 2020/GeoThermalEngineering

In Deutschland gibt es mehrere Regionen, die sich für eine hydrothermale Tiefengeothermie eignen (Bracke et al. 2022). Dies sind zum Beispiel

• das süddeutsche Molassebecken (Alpenvorland, von der Schweiz über Baden-Württemberg bis Bayern und Österreich; Thermalwasser mit Temperaturen von ca. 100 bis 155 °C);
• der Oberrheingraben (den Rhein entlang von der Schweiz bis zum Taunus; Thermalwasser mit ca. 130 bis 180 °C);
• das norddeutsche Becken (von Süd-Niedersachsen bis zur Nord- und Ostsee; Thermalwasser mit ca. 130 bis 160 °C);
• die Rhein-Ruhr-Region (dort gibt es Thermalwasser, das zwischen 70 und 170 °C heiß ist).

Temperatur in Deutschland in einem und in drei Kilometern Tiefe auf Basis von Bohrdaten; Quelle: Fraunhofer/Agemar/LIAG/Bracke et al. 2022

Das süddeutsche Molassebecken reicht bis nach Österreich und bietet auch dort gute Bedingungen für hydrothermale Geothermie. Zudem ist das Steirische Becken im Südosten des Landes geeignet. Im Wiener Becken gibt es ebenfalls Projekte für Geothermie, um die Stadt Wien in Zukunft mit geothermischer Wärme zu versorgen.

Auch die Schweiz hat noch einen Anteil am Süddeutschen Molassebecken, zudem beginnt hier der Oberrheingraben. Hydrothermale Geothermie ließe sich in dem Bereich von Schaffhausen bis zum Kanton Jura umsetzen.

Petrothermale Geothermie-Anlagen wären theoretisch an deutlich mehr Orten denkbar. Doch wie erwähnt muss dafür das Tiefengestein aufgebrochen werden (das heißt, Risse müssen erzeugt oder erweitert werden). Dies ist nicht völlig standort-unabhängig, petrothermale Geothermie ist also nicht überall möglich. Das Aufbrechen passiert durch eine Säurebehandlung oder die sogenannte hydraulische Stimulation, letztere ist die meistgenutzte Technologie. Dabei wird Flüssigkeit – meist Wasser – mit hohem Druck in den Untergrund gepresst, um die Risse im Gestein aufzubrechen. Dies kann spürbare Erdbeben auslösen; aber je mehr man über die Beschaffenheit des Untergrunds weiß, desto besser lassen sich die Risiken durch solche Erschütterungen abschätzen oder gar ausschließen (UBA 2020; Bracke et al. 2022; Loewer et al. 2021; IEA 2024).

Gebiete in Deutschland mit Potenzial für petrothermale Geothermie – je dunkler der Farbton, desto höher die erreichbaren Temperaturen; Quelle: UBA 2020/Schulz et al. 2013

Der in Fachkreisen bekannteste Standort für petrothermale Geothermie ist Soultz-sous-Forêts in Frankreich im Elsass. In Deutschland wurde in den 1990er Jahren – erfolglos – in Bad Urach versucht, durch diese Variante der Tiefengeothermie Strom zu erzeugen. Seit 2021 wird an den alten Bohrungen wieder gearbeitet; allerdings wird nun versucht, mit hydrothermaler Geothermie Wärme für ein Nahwärmenetz zu fördern. In Groß Schönebeck in Brandenburg gibt es eine petrothermale Forschungs-Anlage. In Basel in der Schweiz gab es ebenfalls den Versuch, ein petrothermales Geothermieprojekt umzusetzen (nach mehreren Erdbeben, eines davon mit einer Stärke von 3,4, wurde das Projekt jedoch gestoppt).

Insgesamt ist petrothermale Geothermie längst noch nicht in großtechnischem Maßstab einsatzbereit, sie bedarf noch viel Forschungs- und Entwicklungsarbeit (Loewer et al. 2021). Die Potenziale dieser Technologie sind allerdings deutlich größer als die der hydrothermalen Geothermie. Würde petrothermale Geothermie irgendwann großflächig nutzbar, könnte Geothermie laut IEA bei der erneuerbaren Stromproduktion weltweit betrachtet die zweitwichtigste Technologie werden (nach Photovoltaik und noch vor der Windkraft). Es ist allerdings unklar, wann die Geothermie bereit dafür wäre – das hängt nicht zuletzt auch von der politischen Unterstützung ab (IEA 2024).

Die tiefe Geothermie gilt als erneuerbare Form der Energiegewinnung, denn nach der Nutzung erwärmt sich das zurückgepumpte Thermalwasser im Untergrund erneut durch die Hitze aus dem Erdinnern. Bei der Erzeugung von Strom und Wärme aus geothermischer Energie werden keine fossilen Energieträger verbrannt, die CO₂ oder andere Treibhausgase verursachen.

Geothermie kann zudem Energie verlässlich bereitstellen, weil die Wärme aus der Tiefe jederzeit und unabhängig von Wetter und/oder Tageszeit förderbar ist (IPCC 2011). In einem Stromversorgungssystem, das möglichst vollständig auf klimaschonenden Quellen basieren soll, kann Geothermie eine kleine, aber berechenbare Ergänzung für die schwankende Erzeugung aus Wind- und Solaranlagen sein (IEA 2024; UBA 2020).

Weit größer aber ist die potenzielle Bedeutung der Geothermie im Wärmesektor. Dort geht (besonders in Deutschland) der Umstieg auf emissionsarme Heizenergie bisher nur langsam voran. Geothermie-Anlagen können in bereits bestehende – oder auch neue – Fernwärmenetze integriert werden und dort Wärme zum Beispiel aus fossil befeuerten Heizkraftwerken durch erneuerbare, emissionsarme Wärme ersetzen (UBA 2019). Zudem bietet Geothermie gerade im Wärmebereich hohe Wirkungsgrade bei geringen Energieumwandlungsverlusten (UBA 2020). Ein gemeinsames Strategiepapier von sechs Forschungsinstituten aus dem Fraunhofer- und dem Helmholtz-Verbund kommt denn auch zu einer klaren Bewertung:

„Geothermie gehört als ein fester Bestandteil zur Energiesystemintegration in Deutschland und ergänzt die fluktuierenden Energiequellen insbesondere im Wärmemarkt.“ (Bracke et al. 2022)

Ein weiterer Vorteil: Geothermische Anlagen werden voraussichtlich nur wenig von Folgen des Klimawandels betroffen sein. Konventionelle Großkraftwerke bekommen zum Beispiel bei Dürre und Hitzewellen oft Probleme, weil sie große Mengen an Kühlwasser brauchen. Für Geothermie hingegen spielt es praktisch keine Rolle, wenn es an der Oberfläche heißer wird. Einzig lokale Veränderungen in Niederschlagsmustern könnten an einzelnen Orten einen Effekt auf das Grundwasser und dadurch langfristig auf das Thermalwasser haben. Dies ist nach Einschätzung des Weltklimarats aber kein gravierendes Problem:

„Die Effekte können, falls sie auftreten, durch Anpassungen der Technologie behoben werden, was im Allgemeinen mit zusätzlichen Kosten verbunden ist.“ (IPCC 2011)

Auch aus Umweltsicht gelten Geothermie-Anlagen als vorteilhaft. Sie brauchen (anders als etwa Solarparks) weder ausgedehnte Flächen, noch sind besonders viele Rohstoffe nötig. Außerdem verursachen sie kaum Luftschadstoffe (UBA 2019). Das Umweltbundesamt etwa kommt zu der Einschätzung,

„dass von einer geothermischen Anlage keine Schadenswirkungen auf ökologische Systeme ausgehen“ (UBA 2020).

Nicht zuletzt haben geothermische Anlagen einen Vorteil, der unter wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Aspekten interessant ist für den Wandel der Energieversorgung: Vor allem die Tiefengeothermie bietet Arbeitsplätze, für die ähnliche Kompetenzen nötig sind wie für Jobs in der Öl- und Gasindustrie. In vielen Punkten nämlich ähnelt sie der fossilen Energieerzeugung: etwa bei der Errichtung der Anlagen insbesondere bei den Bohrungen und anderen Bergbauarbeiten (etwa dem notwendigen Aufbrechen des Tiefengesteins bei der petrothermalen Geothermie), aber auch im Betrieb der oft großen und komplexen Anlagen. Die Internationale Energieagentur schreibt in ihrem umfangreichen Report The Future of Geothermal Energy:

„Die Entwicklung der Geothermie hat viele Fachleute aus dem Öl- und Gassektor angezogen, da sich ihre Erfahrungen und Fähigkeiten überschneiden und in hohem Maße übertragbar sind. In Zusammenarbeit mit Geothermieunternehmen könnten Öl- und Gasunternehmen in das Halten und Umschulen von Talenten investieren, in die berufsbegleitende Weiterbildung oder neue Ausbildungsplätze mit Schwerpunkt auf die Entwicklung der Geothermie.“ (IEA 2024)

Hydrothermale Geothermieprojekte können nur an wenigen Standorten umgesetzt werden (siehe dazu Abschnitte 4 und 7). Hinzu kommt, dass diese Variante der Geothermie in manchen Fällen mit Flächen konkurriert, die zum Beispiel die Tourismusbranche ungestört nutzen möchte, etwa als Heil-Thermalquellen. Demgegenüber wäre petrothermale Geothermie potenziell an viel mehr Orten nutzbar, aber es gibt beim Aufschluss des unterirdischen Gesteins gewisse Erdbebenrisiken (siehe dazu Abschnitt 4), und diese Technologie steckt noch in der Forschungs- und Entwicklungsphase (IPCC 2011).

In seinem Sechsten Sachstandsbericht hat der Weltklimarat die Risiken mit diesen Worten zusammengefasst (die sich jedoch teils auf die Nutzung von Geothermie an aktiven Vulkansystemen bezieht, die in Deutschland nicht infrage kommt):

„Die Hauptbedenken gegenüber der Geothermie, insbesondere großen geothermischen Kraftwerken, liegen im Wasserverbrauch, der Wasserknappheit und der seismischen Risiken der Bohrungen. Darüber hinaus sind Lärm, Geruch und Landschaftszerstörung Gründe für Proteste gegen bestimmte Projekte.“ (IPCC 2022, AR6, WG3, Kapitel 6.4.2.8)

Zudem ist möglich, dass durch die Förderung des Thermalwassers gewisse Mengen an Treibhausgasen in die Atmosphäre entweichen – vor allem CO₂, aber auch Methan (IPCC 2011; Fridriksson et al. 2017). Der Weltklimarat merkt allerdings an, dass diese Treibhausgase wohl früher oder später auch auf natürlichem Wege in die Atmosphäre geraten würden (IPCC 2011). Jedenfalls können die CO₂-Emissionen in einigen Fällen erheblich sein, nämlich bis zu 500 oder gar 1000 Gramm pro Kilowattstunde erzeugter Energie betragen; meist bewegen sich die Werte jedoch eher im Bereich von weniger als 50 g/kWh bis etwa 200 g/kWh. Die genauen Mengen hängen jeweils von der eingesetzten Technologie und Standortbesonderheiten ab (IPCC 2011; Fridriksson et al. 2017).

Einer der größten Nachteile von Geothermie-Anlagen sind die vergleichsweise hohen Investitionskosten, die teils schon lange vor Inbetriebnahme anfallen (IPCC 2011). Die Internationale Energieagentur (IEA) geht zwar davon aus, dass die Kosten für Geothermie bis 2035 deutlich sinken werden (um bis zu 80 Prozent) – aber zumindest bislang ist die Geothermie deutlich teurer als andere erneuerbare Energiequellen. Für Projekte aus den Jahren 2019 bis 2023 nennt die IEA Stromgestehungskosten von etwa 60 bis 80 US-Dollar pro Megawattstunde (MWh) aus Geothermie – das war höher als bei den meisten Photovoltaik- und Wind-Anlagen, die zum gleichen Zeitpunkt im Schnitt bereits unter 50 US-Dollar pro MWh lagen (IEA 2024).

Ein Grund für die hohen Investitionskosten ist das sogenannte Fündigkeitsrisiko: Selbst nach sorgfältigen geologischen Voruntersuchungen lässt sich in der Entwicklungsphase eines Geothermieprojekts nicht sicher sagen, ob am geplanten Standort genügend Wärme förderbar ist. Erst mit einer (bereits relativ teuren) Testbohrung wird hinreichend klar, wie viel Thermalwasser im Untergrund tatsächlich vorliegt und wie hoch dessen Temperatur wirklich ist. Und bereits bevor gebohrt werden kann, sind andere Entwicklungsschritte nötig (etwa Genehmigungen), die ebenfalls Geld kosten (IEA 2024).

Ein weiterer Kostenfaktor ist, dass die Anlagen relativ komplex sind und speziell für den jeweiligen Standort entworfen werden müssen; wegen unterschiedlicher Gegebenheiten vor Ort ist kein Projekt wie das andere (UBA 2020).

Dennoch können Geothermie-Anlagen finanziell wettbewerbsfähig sein bzw. werden, insbesondere im Heizungssektor. Fraunhofer- und Helmholtz-Forscher schätzen, dass sich in den kommenden zehn Jahren Wärmegestehungskosten von unter 30 Euro/MWh erreichen lassen (Bracke et al. 2022). Das läge zwar noch immer etwas über den Kosten von Gaskraftwerken – doch wenn ab 2027 der kommenden EU-Emissionshandel ETS 2 fossile Energieträger beim Heizen verteuert [siehe unser F&A zur CO₂-Bepreisung], können Geothermie-Wärmepreise künftig wohl mit fossilen konkurrieren.

Neben den hohen Kosten ist ein weiteres Problem, dass tiefe Geothermie teils auf wenig Akzeptanz in der Bevölkerung trifft. Ein Grund dafür ist das Risiko sogenannter induzierter Seismizität – also dass die Bohrungen kleinere Beben auslösen können. Dies kann im Prinzip sowohl bei hydrothermaler als auch petrothermaler Geothermie passieren, wobei das Risiko bei letzterer Technologie höher ist (IPCC 2011; UBA 2020). Mehr dazu in Abschnitt 7.

Jede menschengemachte Veränderung des Untergrunds kann Bewegungen im Boden auslösen, aus denen Erdbeben resultieren (Fachleute sprechen von „induzierter Seismizität“). Das gilt nicht nur für Errichtung und Betrieb von Geothermie-Anlagen (IPCC 2011); auch andere Bauarbeiten, etwa an Talsperren oder Tunneln, können induzierte Seismizität zur Folge haben, ebenso verschiedene Bergbau-Aktivitäten. Mit diesen sind häufig sogar deutlich höhere Risiken verbunden als mit Geothermie (UBA 2019).

Vor allem in Süddeutschland ist ein Fall der oberflächennahen Geothermie in öffentlichen Debatten präsent: Staufen (eine Kleinstadt nahe Freiburg). 2007 wurden dort Bohrungen für Erdwärmesonden durchgeführt (siehe dazu Abschnitt 1), es ging um eine Tiefe von 140 Metern. In der Folge kam es zu Bodenhebungen, mehrere Gebäude in der Staufener Altstadt bekamen teils heftige Risse. Als Grund stellte sich heraus, dass durch die Bohrungen Wasser in bis dahin trockene Erdschichten gelangt war und diese aufquellen ließ. Experten betonen jedoch, der Fall Staufen habe nichts mit Tiefengeothermie zu tun – beides seien grundsätzlich andere Technologien und Bohrungen in 140 Metern Tiefe kaum vergleichbar mit solchen von tausenden Metern.

Dennoch kann es bei hydrothermalen Geothermie-Anlagen, wie sie aktuell im Süddeutschen Molassebecken betrieben und im Oberrheingraben gebaut werden, zu spürbaren Boden-Erschütterungen kommen, wenn das genutzte Thermalwasser durch die Injektionsbohrung wieder in den Untergrund gepresst wird (UBA 2019).

Bei petrothermaler Geothermie gibt es ebenfalls, wie in Abschnitt 3 erwähnt, ein gewisses seismisches Risiko durch das Aufbrechen der Gesteinsformationen im Untergrund. Beispielsweise wurde ein petrothermales Projekt in Basel in der Schweiz gestoppt, weil die Arbeiten zu mehreren Erdbeben bis zu einer Stärke von 3,4 auf der Richterskala geführt haben (IEA 2024). Die Risiken zu erkunden und möglichst beherrschen zu können, ist ein wichtiges Thema der laufenden Forschung zu dieser Technologie.

Das deutsche Umweltbundesamt hat in einem ausführlichen Bericht untersucht, wie wahrscheinlich mögliche Schäden durch induzierte Seismizität sind. Die Behörde kommt zu dem Schluss, die Maximalstärke von Erdbeben durch Geothermie sei geringer als in anderen Bergbaubereichen und schreibt:

„Schadensfälle in Form von Gebäudeschäden oder Ähnlichem, die eindeutig Gesteinsbehandlungen zuzuordnen wären, sind in Deutschland nicht aufgetreten.“

Geothermie werde zudem streng überwacht, Ziel sei „grundsätzlich immer die Vermeidung von Personen- und Gebäudeschäden und, wenn möglich, auch die Vermeidung jeglicher spürbarer Seismizität“ (UBA 2015). Eine derartige Überwachung ist laut Umweltbundesamt bei Geothermie-Projekten in Deutschland Standard und ermögliche bei eventuellen Problemen sofortige Eingriffe (UBA 2019).

Bislang ist die Geothermie im Vergleich zu anderen erneuerbaren und emissionsarmen Energiequellen global gesehen kaum relevant – laut Internationaler Energieagentur (IEA) deckt sie weniger als ein Prozent des Primärenergiebedarfs (siehe Abschnitt 2). Doch ihr Potenzial gilt als riesig. Vor gut zehn Jahren schrieb der Weltklimarat in einem Sonderbericht zu Erneuerbaren Energien, dass Mitte des Jahrhunderts etwa drei Prozent des globalen Strombedarfs und fünf Prozent des Wärmebedarfs durch Geothermie gedeckt werden könnten (IPCC 2011). Im aktuellen Sechsten Sachstandsbericht beziffert der IPCC die theoretischen Möglichkeiten noch viel höher:

„Das technische Potenzial für die Stromerzeugung […] könnte ein Drittel bis drei Mal den globalen Energieverbrauch decken.“ (IPCC 2022, AR6, WG3, Kapitel 6.4.2.8)

Die IEA ist noch optimistischer:

„Der technologische Fortschritt eröffnet der Geothermie neue Horizonte und dürfte sie für Länder und Unternehmen auf der ganzen Welt zu einer attraktiven Option machen. [...] Das volle technische Potenzial geothermischer Systeme der nächsten Generation zur Stromerzeugung […] reicht aus, um den weltweiten Strombedarf 140-mal zu decken.“ (IEA 2024)

Mit „Systemen der nächsten Generation“ meint die IEA petrothermale Geothermie, die sich noch im Forschungs- und Entwicklungsstadium befindet und spezifische Risiken aufweist (mehr dazu in den Abschnitten 3, 6, und 7).

Etwa die Hälfte der bislang weltweit genutzten Erdwärme stammt aber nicht aus tiefer, sondern aus oberflächennaher Geothermie, die mittels Wärmepumpen erschlossen wird. Diese Technologie ist einfacher und billiger (und risikoärmer) als Tiefengeothermie – zur Unterscheidung siehe Abschnitt 1. Dennoch ist sie ebenfalls bislang relativ wenig verbreitet. Die Internationale Energieagentur (IEA 2024) urteilt:

„Ihr Potenzial bleibt an den meisten Orten größtenteils ungenutzt.“

In Deutschland sieht das Umweltbundesamt für die Geothermie in der Stromerzeugung eine eher untergeordnete Rolle. Im Wärmebereich hingegen kann Geothermie mehr leisten – sowohl was die tiefe Geothermie für Fernwärmenetze angeht als auch bei der oberflächennahen Geothermie und ihrer Nutzung per Wärmepumpe. Laut einem UBA-Szenario könnte die tiefe Geothermie 2050 26 bis 31 Prozent der Wärmeversorgung in Deutschland abdecken (UBA 2019).

Auch das bereits mehrfach zitierte Papier von sechs Instituten aus den Fraunhofer- und Helmholtz-Forschungsverbünden sieht ein Marktpotenzial von 70 GW installierter Leistung im Bereich Wärme – dies entspräche rund einem Viertel des deutschen Gesamtbedarfs im Heizungsbereich. Dadurch ist die Technologie zumindest in Deutschland sehr relevant für die Wärmewende (Bracke et al. 2022).

Doch auch im Elektrizitätsbereich könnte die Geothermie künftig eine größere Rolle spielen. Was sie gegenüber anderen erneuerbaren Stromquellen auszeichnet, ist die bereits oben erwähnt verlässliche, stabile Verfügbarkeit. Dadurch kann die Technologie in Energiesystemen mit schwankenden Technologien wie Wind und Sonne als flexible Ergänzungsenergie genutzt werden (IPCC 2011). Die Strommenge, die Geothermie liefert, mag auf den ersten Blick relativ klein sein – aber sie könnte hilfreich und sein für die Stabilität und Versorgungssicherheit des Gesamtsystems.

Die enorme Lücke zwischen bisheriger und potenzieller Nutzung der Tiefengeothermie erklärt der Sechste IPCC-Sachstandsbericht mit

„den hohen Investitionskosten, der dezentralen geothermischen Wärmeerzeugung, der mangelnden Einheitlichkeit zwischen Geothermie-Projekten, geologischen Unsicherheiten und geotechnischen Risiken“ (IPCC 2022, AR6, WG3, Kapitel 6.4.2.8).

Sowohl Weltklimarat (IPCC) als auch Internationale Energieagentur (IEA) sehen einen Schlüssel zum Aufschwung der Geothermie in stärkerer politischer Unterstützung. So schreibt der IPCC:

„Der erfolgreiche Einsatz von oberflächennaher Geothermie in großem Maße wird nicht nur von der standortspezifischen wirtschaftlich nutzbaren Leistung abhängen, sondern auch von der Entwicklung geeigneter politischer Rahmenbedingungen.“ (IPCC 2022, AR6, WG3, Kapitel 6.4.2.8)

Vor allem mit Blick auf die Tiefengeothermie (und da die petrothermale) kritisiert die IEA, es mangele bisher an politischer Förderung:

„Staatliche Unterstützung ist notwendig, um Investitionen zu fördern und die Kosten für die Geothermie der nächsten Generation zu senken. […] Mehr als hundert Länder haben Förderpolitiken für Photovoltaik und/oder Onshore-Windkraft – aber weniger als 30 für Geothermie. Um das Potenzial der Geothermie auszuschöpfen, müssen Regierungen sie mit konkreten Zielen und Fahrplänen auf der nationalen Agenda für saubere Energien nach oben rücken und ihre einzigartigen Eigenschaften als Quelle für zuverlässige, bedarfsgerechte und emissionsarme Strom- und Wärmeversorgung anerkennen. Neben der Förderung von Innovation und Technologieentwicklung könnten Regierungen Maßnahmen entwickeln, die die Projektentwicklung risikoärmer gestalten. Dazu könnten Maßnahmen gehören, die sich auf Risikominderungsmaßnahmen in der frühen Projektentwicklungsphase und auf Verträge konzentrieren, die langfristige Ertragssicherheit gewährleisten.“ (IEA 2024)

Auch mehrere Fraunhofer- und Helmholtz-Forschungsinstitute fordern in einem gemeinsamen Strategiepapier mehr politische Unterstützung und stärkere Investitionen sowohl aus öffentlichen wie privaten Haushalten; eine „exponierte Bedeutung“ hätten dabei Städte und Gemeinden. Mit Blick auf die hohen Anfangsinvestitionen von Tiefengeothermie-Projekten und speziell das „Fündigkeitsrisiko“ (siehe dazu Abschnitt 5) machen sie teils sehr konkrete Vorschläge. So sei

„die Einführung von Finanzinstrumenten zur Reduktion des wirtschaftlichen Risikos und zur Verhinderung eines Marktversagens unabdingbar. Geeignete Mittel könnten zum Beispiel Versicherungslösungen oder ein revolvierender Geothermischer Entwicklungsfonds sein. Beide würden das Risiko der Exploration und der Erstbohrung(en) tragen und bei vorab definierter Fündigkeit mit einer Rückführung verbunden sein“ (Bracke et al. 2022).

Daneben solle die Politik „klare Ausbauziele formulieren“ und Behörden die Genehmigungsverfahren vereinfachen und beschleunigen, es solle gezielt in Schlüsseltechnologien investiert werden (etwa Bohrtechniken und Spezialpumpen) und nicht zuletzt eine „breite Öffentlichkeitsarbeit“ zur Förderung der Akzeptanz von Geothermie erfolgen.

Einige der Forderungen und Anregungen hat die Bundesregierung im Sommer 2025 in einem Entwurf für ein Geothermie-Fördergesetz aufgegriffen.