Das Potenzial von Tiefengeothermie hängt auch davon ab, wie sich die gewonnene Wärme speichern und in bestehende Systeme integrieren lässt. In Wien beginnt nun der Praxistest.

Die jüngsten Konflikte in den erdölreichsten Regionen der Welt führen erneut vor Augen, wie abhängig die Energieversorgung noch immer von fossilen Rohstoffen ist. Ein Blick auf die Energiebilanz zeigt, wo der größte Hebel für die Dekarbonisierung liegt: In Österreich entfällt rund die Hälfte des Endenergieverbrauchs auf Wärme und Kälte, in Haushalten sogar mehr als zwei Drittel. Ein Teil der Wärme wird über Fernwärmenetze bereitgestellt. Mit rund 25 Terawattstunden (TWh) pro Jahr deckt die Fernwärme etwa zehn Prozent des gesamten Energieverbrauchs von rund 285 TWh ab. Ein erheblicher Anteil davon stammt nach wie vor aus fossilen Quellen, vor allem aus Kraft-Wärme-Kopplung.

Tiefe Geothermie, also die Nutzung von heißem Wasser aus mehreren tausend Metern Tiefe, könnte einen Teil dieser fossilen Anteile ersetzen. Laut FTI-Roadmap Geothermie des Infrastrukturministeriums liegt das Ausbaupotenzial bis 2050 bei rund acht TWh. Finanzielle Risiken und rechtliche Hürden wie komplexe Genehmigungsverfahren bremsen den Ausbau noch stark ein, die Anpassung der Rahmenbedingungen liegt nun bei der Bundesregierung. Vor diesem Hintergrund drängen Experten und Interessenverbände auf einen raschen Ausbau. „Wenn man das Potenzial erschließt, das meiner Meinung nach bei Intensivierung der Aktivitäten bis 2050 sogar höher ist als bisher angenommen, dann kann man gut 70 Prozent des fossilen Anteils der Fernwärme mit der Tiefengeothermie ersetzen“, sagt Christian Fink, Geschäftsführer von AEE Intec und wissenschaftlicher Leiter der Allianz Wärmezukunft. Das neu gegründete, von Green Energy Lab und AEE Intec getragene Innovationslabor ist für acht Jahre mit zehn Millionen Euro dotiert und will zur nachhaltigen Transformation des Wärme- und Kältesektors beitragen.
Eines der ersten großen Tiefengeothermieprojekte entsteht derzeit in der Seestadt Aspern in Wien. Das Joint Venture Deeep Tiefengeothermie von Wien Energie und OMV hat dafür das Aderklaaer Konglomerat erschlossen, eine wasserführende Gesteinsschicht in mehr als 3.000 Metern Tiefe unter dem Wiener Becken. Die naheliegende Vorstellung eines unterirdischen Sees greift jedoch zu kurz. „Es ist eher wie ein Kübel, in den man Steine und Sand gibt und dann Wasser hineinschüttet“, erklärt Helene Mooslechner von Wien Energie, die das Projekt bei Deeep leitet.

Im Betrieb wird aus dieser Formation rund 100 Grad heißes Tiefenwasser gefördert und seine Energie über Wärmetauscher in das Fernwärmesystem übertragen. Die Anlage arbeitet dabei mit zwei Bohrungen, die das Wasser in einem geschlossenen Kreislauf führen. Über eine wird das heiße Wasser an die Oberfläche gefördert, über die andere das abgekühlte Wasser wieder in den Untergrund zurückgeführt und dort erneut erhitzt. Die dafür nötigen Temperaturen ergeben sich aus dem geothermischen Gradienten: Pro 100 Meter Tiefe steigt die Temperatur im Erdreich um rund drei Grad.

200.000 Haushalte versorgen

Die Inbetriebnahme der ersten Ausbaustufe ist für 2028 vorgesehen und soll mit rund 20 Megawatt etwa 20.000 Haushalte versorgen. Laut Wien Energie soll die Anlage in Aspern künftig bis zu 54.000 Tonnen CO2 pro Jahr einsparen. Langfristig ist ein Ausbau auf bis zu 200 Megawatt an bis zu sieben Standorten vorgesehen, was rund 200.000 Haushalten entspricht. „Wir sehen uns derzeit Gebiete in den Bezirken Donaustadt und Simmering an, wo wir das höchste Potenzial sehen, dass sich das Aderklaaer Konglomerat in einer für die erforderliche Temperatur entsprechenden Tiefe befindet und dort auch mächtig genug ist“, sagt Mooslechner über die nächsten möglichen Ausbaustufen.

Wissenschaftliche Grundlage dafür ist das Forschungsprojekt „GeoTief Wien“, in dem zwischen 2016 und 2022 der Untergrund des Wiener Beckens umfassend untersucht wurde. Geologische Analysen, vor allem 2D- und 3D-Seismik-Messungen, ermöglichten die Identifikation geeigneter Zielhorizonte. Die Bohrungen in Aspern begannen Ende 2024 und wurden bis Mitte 2025 abgeschlossen. Seither laufen Datenauswertungen sowie Förder- und Langzeittests, die klären sollen, welche Mengen unter stabilen Bedingungen gewonnen werden können. Auf Basis dieser Daten wird die Anlage ausgelegt, die an der Oberfläche nur in etwa so viel Platz wie ein durchschnittliches Gebäude benötigen wird.

Überschuss im Sommer

Die technische Erschließung gilt damit als beherrschbar. Die Herausforderungen beginnen bei der Integration in das Energiesystem. „Die Frage ist längst nicht mehr, ob Geothermie möglich ist, sondern wie man sie ins System bringt“, sagt Fink. Städtische Fernwärmenetze arbeiten laut Fink im Winter mit Vorlauftemperaturen von teilweise sogar über 100 Grad, in Wien teils bis zu 140 Grad. Geothermische Quellen liefern häufig geringere Temperaturen. „Wenn die Geothermie beispielsweise nur 100 Grad liefert, dann muss nacherwärmt werden“, so der Experte. Das erhöht den Aufwand und beeinflusst die Wirtschaftlichkeit.

Zudem müssen einmal erschlossene Bohrungen kontinuierlich betrieben werden, und es kommt zu saisonalen Überschüssen. „Die Grundlast im Sommer ist schon durch andere Erzeugungsanlagen gedeckt, das heißt, es gibt einen Speicher-Gap“, sagt Fink. Die im Sommer verfügbare Wärme muss daher zwischengespeichert werden, wobei es in diesen Größenordnungen und Temperaturniveaus noch keine voll ausgereiften technischen Lösungen gibt. Eine Möglichkeit sind Aquiferspeicher (Aquifer Thermal Energy Storage, ATES), bei denen Wärme im Sommer in tiefe, wasserführende Gesteinsschichten eingelagert und im Winter wieder gefördert wird. In Wien wurde diese Technologie im Forschungsprojekt ATES Vienna untersucht, eine Umsetzung ist jedoch vorerst nicht vorgesehen. „Das Projekt wird aktuell nicht weiterverfolgt, da derzeit notwendige regulatorische und wirtschaftliche Rahmenbedingungen fehlen“, sagt Mooslechner.

Potenzielle Speicherorte finden

Damit bleibt offen, ob und wie sich solche Speicher unter realen Bedingungen in Österreich bewähren könnten. Weltweit werden Aquifere auf tieferem Temperaturniveau bereits häufig zum Heizen und Kühlen von Gebäuden eingesetzt, in wenigen Projekten auch mit höherem Temperaturniveau in der Fernwärme. In dem von der FFG geförderten und bis September 2027 laufenden Projekt ATESREF werden diese Fragen derzeit im steirischen Fürstenfeld geprüft, insbesondere die Eigenschaften potenzieller Speicherstandorte und ihre Einbindung in bestehende Netze.

Parallel arbeitet Wien Energie an alternativen Speicherlösungen. Im Projekt ScaleUp entsteht ein Erdbeckenspeicher, ein gedämmtes Wasserbecken im Untergrund mit zunächst rund 40.000 Kubikmetern Volumen; größere Anlagen sind geplant. Die Tests in der Wiener Seestadt liefern erstmals belastbare Daten zu Förderleistung und Betrieb der tiefen Geothermie in einem großen Ballungszentrum in Österreich. Sie werden einen ersten Maßstab dafür liefern, welche Energiemengen unter realen Bedingungen verfügbar sind und welche Voraussetzungen erfüllt sein müssen, damit sich Geothermie auch an anderen Standorten in bestehende Fernwärmesysteme integrieren lässt.

Der Standard