Geothermie

Geothermie ist Wärme aus dem Erdinneren. Sie wird durch den langsamen Zerfall radioaktiver Isotope in Kruste und Mantel und durch Restwärme aus der Entstehung des Planeten gespeist. Im Mittel steigt die Temperatur um etwa 25–30 °C pro Kilometer Tiefe (der geothermische Gradient). An Plattengrenzen, Vulkanbögen und Grabenbrüchen kann der Gradient ein Mehrfaches betragen, dort liegt Wasser mit über 200 °C in Bohrreichweite. Fast alle Geothermiekraftwerke der Welt stehen an solchen Hotspots.

Geothermie liefert einen kleinen, aber stetigen Teil des Weltstroms. Ember und Our World in Data führen sie unter „sonstige Erneuerbare“: etwa 89 TWh oder 0,3 % der weltweiten Erzeugung im Jahr 2025. Die installierte Kraftwerksleistung liegt je nach Quelle und Zählweise bei rund 15–17 GW. Ihr Wert liegt in der Betriebsweise, nicht in der Größe. Anders als Solarenergie und Wind liefert ein Geothermiekraftwerk Tag und Nacht, das ganze Jahr über fast konstant Strom. Damit gehört es zu den wenigen erneuerbaren Quellen für gesicherte Grundlast.

So funktioniert Geothermiestrom

Ein konventionelles hydrothermales System braucht drei Dinge: Wärme, durchlässiges Reservoirgestein und Wasser, das die Wärme transportiert. Förderbohrungen, meist 1–3 km tief, manchmal tiefer, erschließen das Reservoir. Steigt das heiße Fluid auf, sinkt der Druck, und ein Teil kann zu Dampf verdampfen. An der Oberfläche treibt es eine Turbine an, entweder direkt oder über einen Wärmetauscher. Das abgekühlte Fluid fließt durch separate Bohrungen zurück, was gelöste Mineralien entsorgt und den Reservoirdruck stützt.

Die Temperatur setzt die grundlegende Grenze. Geothermale Fluide sind viel kühler als der Dampf in einem Kohle- oder Kernkraftwerk, deshalb ist der theoretische Wirkungsgrad niedrig:

Reale Anlagen erreichen netto rund 10–20 % Umwandlungswirkungsgrad bei Flash-Kraftwerken mit hohen Temperaturen und 5–15 % bei Binärkraftwerken mit niedrigen Temperaturen. Weil die Wärme kostenlos ist, verursacht der niedrige Wirkungsgrad keine Brennstoffkosten. Er bedeutet aber mehr Bohrungen und größere Fluidmengen pro MW.

Die wichtigsten Kraftwerkstypen

Trockendampf

Das ist die einfachste Bauart: Trockener Dampf aus dem Reservoir geht direkt auf die Turbine. Solche Lagerstätten sind selten. Die beiden größten sind Larderello in der Toskana, wo 1904 der erste Geothermiestrom der Welt erzeugt wurde und 1913 die kommerzielle Erzeugung begann, und The Geysers in Nordkalifornien, der größte Geothermiekomplex der Welt. The Geysers erreichte Ende der 1980er-Jahre über 1,5 GW installierte Leistung. Danach ließ Überförderung den Reservoirdruck sinken. Seit Ende der 1990er-Jahre wird gereinigtes Abwasser aus Lake County und Santa Rosa eingepresst, um das Reservoir aufzufüllen; die Nettoleistung liegt damit bei rund 700–900 MW.

Flash-Dampf

Flash-Kraftwerke sind die übliche Wahl für Hochtemperaturlagerstätten (über etwa 180 °C). Heißes Wasser unter Druck steigt in der Bohrung auf, ein Teil verdampft in einem Separator, und der Dampf treibt die Turbine. Double-Flash-Anlagen schicken die verbleibende Sole durch einen zweiten Separator mit niedrigerem Druck, um mehr Energie herauszuholen. Wichtige Flash-Felder sind Wairakei in Neuseeland, Olkaria in Kenia, Tiwi und Makban auf den Philippinen, Cerro Prieto in Mexiko und Hellisheiði in Island.

Binärkraftwerk

In einem Binärkraftwerk strömt geothermales Fluid mit rund 100–180 °C durch einen Wärmetauscher und verdampft ein zweites Arbeitsmedium mit niedrigem Siedepunkt (Isobutan, Isopentan oder ein Kältemittel). Dieser Dampf treibt die Turbine in einem organischen Rankine-Prozess (ORC) an. Das Geofluid bleibt in einem geschlossenen Kreislauf und wird ohne Kontakt zur Atmosphäre reinjiziert, die direkten Emissionen liegen daher nahe null. Binäranlagen sind modular, meist einige bis einige zehn MW pro Einheit, und stellen zahlenmäßig die meisten Neubauten, vor allem in den USA, der Türkei und Deutschland.

Petrothermale Systeme (EGS)

Ein petrothermales System schafft ein Reservoir dort, wo das Gestein heiß, aber nicht durchlässig genug ist. Unter hohem Druck eingepresstes Wasser öffnet Klüfte, danach zirkuliert Fluid zwischen Injektions- und Förderbohrungen. Im Prinzip könnte EGS Geothermiestrom in 3–7 km Tiefe fast überall erschließen. Die jüngsten Fortschritte stammen direkt aus der Schieferöl- und Schiefergasförderung: Horizontalbohrungen, mehrstufige Stimulation und Bohrmeißel mit polykristallinem Diamant. Fervo Energys Project Red in Nevada hat 2023 eine horizontale Dublette im kommerziellen Maßstab vorgeführt, und das Projekt Cape Station in Utah soll in der ersten Phase rund 100 MW erreichen, weitere sind geplant. Der Standort Utah FORGE des US-Energieministeriums dient als Feldlabor. Ein verwandter Ansatz sind geschlossene Systeme, die Fluid ohne Stimulation durch abgedichtete Bohrungen zirkulieren lassen.

Direkte Nutzung und Erdwärmepumpen

Erdwärme wird auch direkt als Wärme genutzt, ohne Umwandlung in Strom. Dazu gehören Fernwärme, Gewächshäuser, Aquakultur, Thermalbäder und industrielle Trocknung. Das geothermische Fernwärmenetz von Reykjavík heizt fast die gesamte Hauptstadtregion, und rund 90 % der isländischen Wohnungen werden mit Erdwärme beheizt. Die Übersicht zum World Geothermal Congress 2020 (Lund und Toth) zählte weltweit über 100 GW thermische Leistung für die direkte Nutzung, mehr als zwei Drittel davon allerdings in Erdwärmepumpen.

Erdwärmepumpen sind eine andere Technik. Sie zapfen keine vulkanische Wärme an, sondern nutzen den oberflächennahen Untergrund, der nahe der örtlichen Jahresmitteltemperatur bleibt (in weiten Teilen Europas und Nordamerikas etwa 8–14 °C), im Winter als stetige Wärmequelle und im Sommer als Wärmesenke, mit einem COP von meist 3–5. Sie funktionieren fast überall, brauchen aber Strom. Dimensionieren kannst du eine mit dem Erdwärmepumpen-Rechner.

Führende Länder

Die Leistungsangaben sind gerundete Spannen aus IRENA, ThinkGeoEnergy und nationalen Statistiken für 2023–2025. Länderseiten: Island, Kenia, USA.

Wirkungsgrad und Kapazitätsfaktor

Bei den Kapazitätsfaktoren kommen nur wenige Erzeuger an die Geothermie heran. Der weltweit gewichtete Durchschnitt neuer Kraftwerke liegt laut IRENA über 80 %, gut geführte Felder übertreffen 90 %. Die Flotte insgesamt liegt niedriger, oft bei 70–75 %, weil manche ältere Felder nachlassen und einige Kraftwerke in Märkten wie Neuseeland und den USA inzwischen flexibel statt mit konstanter Leistung laufen. Viel hängt an der Bewirtschaftung des Reservoirs. Wer schneller fördert, als natürlich nachströmt, drückt den Druck nach unten und muss alle paar Jahre Ersatzbohrungen niederbringen. Der Kapazitätsfaktor-Rechner vergleicht die Jahreserzeugung mit Solar- oder Windanlagen gleicher Nennleistung.

Kosten

Die Bohrkosten am Anfang bestimmen die Wirtschaftlichkeit der Geothermie. Erkundung und Bohrungen können 30–50 % oder mehr der gesamten Projektkosten ausmachen, und jede Bohrung kostet mehrere Millionen Dollar ohne Garantie auf Erfolg. Dieses Fündigkeitsrisiko, das in der Erkundungsphase anfällt, bevor ein einziger Euro verdient ist, ist das größte Investitionshindernis. Deshalb haben Versicherungen gegen das geologische Risiko und staatliche Erkundungsfonds (etwa in Kenia, Indonesien und der Türkei) so viel bewirkt.

• IRENA (2024): Die weltweit gewichteten Stromgestehungskosten neuer Geothermiekraftwerke lagen 2023 bei etwa 0,071 USD/kWh, einzelne Projekte streuen breit um diesen Wert. Die Investitionskosten reichen meist von etwa 3.000 bis über 6.000 USD pro kW.
• Lazard LCOE+ (2024): Geothermie in den USA ohne Förderung bei rund 64–106 USD/MWh.
• NREL ATB unterscheidet hydrothermale Flash- und Binärkraftwerke von tiefen EGS-Anlagen. EGS ist heute deutlich teurer, soll in fortgeschrittenen Szenarien aber erheblich billiger werden.

Ist ein Kraftwerk gebaut, sind die Betriebskosten niedrig, und es gibt kein Brennstoffpreisrisiko. Mit Modernisierungen kann es 30–50 Jahre oder länger laufen. Pro MWh gesicherter, regelbarer Erzeugung schneidet Geothermie gegenüber anderen CO₂-armen Optionen gut ab. Der LCOE-Rechner zeigt, wie ein hoher Kapazitätsfaktor hohe Investitionskosten ausgleicht.

Fläche, Wasser und Rohstoffe

Fläche. Pro Energieeinheit hat Geothermie einen der kleinsten Flächenbedarfe aller Quellen. Ein Kraftwerk mit seinen Bohrplätzen braucht einige Hektar für einige zehn MW, und dank Richtbohrungen teilen sich viele Bohrungen einen Platz. Rohrleitungen über das Feld kommen als lineare Fläche hinzu.

Wasser. Flash- und Trockendampfkraftwerke speisen ihre Kühltürme meist mit kondensiertem Geothermiedampf, brauchen also wenig Frischwasser von außen. Durch Verdunstung bleibt allerdings weniger Fluid für die Reinjektion. Luftgekühlte Binärkraftwerke verbrauchen sehr wenig Wasser. EGS braucht Wasser für die Stimulation und als Ersatz für Zirkulationsverluste, was in trockenen Gebieten ins Gewicht fallen kann.

Rohstoffe. Den Großteil des Materials machen Stahlverrohrung und Zement aus, dazu korrosionsbeständige Legierungen für Bohrungen und Wärmetauscher, die mit sauren oder salzigen Solen zurechtkommen müssen. Manche Solen, etwa am kalifornischen Salton Sea, enthalten gewinnbares Lithium, ein mögliches neues Nebenprodukt.

Lebenszyklus- und direkte CO2-Emissionen

Die Emissionen der Geothermie schwanken stärker als bei den meisten Quellen, weil manche Reservoire gelöste Gase enthalten, die entweichen, wenn das Fluid an die Oberfläche kommt. Das ist vor allem CO2, dazu Schwefelwasserstoff (H2S) und kleinere Mengen Methan.

• IPCC AR5 WGIII Anhang III (2014): Lebenszyklus-Median 38 g CO2e/kWh, Spanne 6–79 g.
• Betriebsemissionen: Eine weltweite Erhebung von ESMAP (Weltbank) aus dem Jahr 2016 fand direkte CO2-Emissionen von wenigen Gramm bis zu mehreren hundert Gramm pro kWh, mit einem gewichteten Mittel in der Größenordnung von 100 g. Binärkraftwerke, die ihr gesamtes Fluid reinjizieren, stoßen praktisch nichts aus. Flash-Kraftwerke in karbonatreichen Reservoiren, etwa in Teilen der Westtürkei und einigen italienischen Feldern, können an Gasstrom heranreichen oder ihn übertreffen. (Die UNECE-Bewertung von 2021 hat Geothermie nicht erfasst.)

Die Emissionsminderung macht Fortschritte. Das isländische Projekt CarbFix in Hellisheiði löst CO2 und H2S in Wasser und pumpt beides in Basalt, wo es innerhalb von etwa zwei Jahren zu stabilen Karbonatmineralen wird. Italienische Kraftwerke entfernen H2S und Quecksilber mit AMIS-Anlagen. Neue Kraftwerke in der Türkei und Neuseeland reinjizieren zunehmend standardmäßig alle nicht kondensierbaren Gase.

Sicherheit und Umweltwirkungen

Das bekannteste Risiko ist die induzierte Seismizität. Meist handelt es sich um Mikrobeben, einige haben aber Schäden verursacht. Das EGS-Projekt in Basel löste 2006 ein Beben der Magnitude 3,4 aus und wurde aufgegeben, und eine koreanische Regierungsuntersuchung kam zu dem Schluss, dass die Fluidinjektion an einem nahen EGS-Standort das Pohang-Beben der Magnitude 5,4 von 2017 ausgelöst hat. Bei The Geysers gibt es jedes Jahr Tausende kleine Beben im Zusammenhang mit der Injektion. Heute gelten detaillierte Störungskartierung, seismische Echtzeitüberwachung und Ampelsysteme als Standard, die die Injektion drosseln oder stoppen, sobald Schwellenwerte überschritten werden.

Weitere Wirkungen sind Geruch und Giftigkeit von H2S in der Nähe von Flash-Kraftwerken ohne Gasreinigung, Bodensenkungen (in Wairakei nach Jahrzehnten Förderung ohne Reinjektion örtlich über 10 m), die Entsorgung von Solen mit Arsen, Bor oder Quecksilber, Lärm bei Bohrung und Testförderung sowie mögliche Folgen für heiße Quellen und Geysire, die kulturell und touristisch geschätzt werden. Reinjektion und Gasreinigung lösen die meisten dieser Probleme, und die Zahl der Todesfälle pro Energieeinheit ist gering.

Ausblick

Ein Jahrhundert lang blieb Geothermiestrom auf Orte mit großzügiger Geologie beschränkt. Das könnte sich ändern. Der IEA-Bericht The Future of Geothermal Energy von 2024 argumentiert, dass Technologien der nächsten Generation, EGS und geschlossene Systeme auf Basis des Bohr-Know-hows aus der Öl- und Gasindustrie, Geothermie in die meisten Länder bringen könnten. Bei weiter sinkenden Kosten, so der Bericht, könnte Geothermie bis 2050 einen erheblichen Teil des Zuwachses der weltweiten Stromnachfrage decken, und die Kosten von Projekten der nächsten Generation könnten bis 2035 auf rund 50 USD/MWh fallen. Auch die GeoVision-Studie des US-Energieministeriums sieht bis 2050 Potenzial für Dutzende GW in den USA, falls die Bohrkosten weiter sinken. Betreiber von Rechenzentren, die gesicherten sauberen Strom rund um die Uhr suchen, gehören zu den ersten Abnehmern.

Hydrothermale Geothermie wächst weiter in Indonesien, Kenia, auf den Philippinen, in der Türkei und in Neuseeland, und geothermische Fernwärme breitet sich in Europa aus, unter anderem in Deutschland, Frankreich und den Niederlanden. Geothermie ergänzt wetterabhängige Erneuerbare: Gesicherte CO₂-arme Erzeugung bedeutet, dass weniger Speicher nötig ist. Die Standorte der Kraftwerke zeigt die Kraftwerkskarte, und der Technologievergleich stellt Geothermie der Wasserkraft und anderen Quellen gegenüber.