Tiefenbohrung in Bayern: Die ökonomische und technische Herausforderung der Geothermie

Eine Analyse der Potenziale, Risiken und Rahmenbedingungen von 4.500 Meter tiefen Bohrungen bei 170 Grad Celsius

Einleitung: Eine Reise ins Innere der Erde

Bayern, bekannt für seine malerischen Alpen, seine Brauereien und seine wirtschaftliche Stärke, sitzt auf einem Schatz, der lange Zeit unbeachtet blieb: heißes Wasser in mehreren tausend Metern Tiefe. Derzeit sind im Freistaat 26 geothermische Anlagen in Betrieb, die Wärme fördern, und vier weitere, die zusätzlich Strom erzeugen. Doch die eigentliche Dimension des Potenzials liegt tiefer – buchstäblich. In 4.500 Metern Tiefe, unter dem Druck von mehreren hundert Bar, erreicht das Thermalwasser im sogenannten Malm-Aquifer Temperaturen von bis zu 170 Grad Celsius. Das ist kein theoretischer Wert, sondern die Messlatte für eine neue Generation von Geothermieprojekten, die nicht nur Wärme, sondern auch Strom in signifikantem Umfang liefern könnten.

Doch warum bohren wir nicht einfach überall dort, wo es heiß ist? Die Antwort ist komplex und führt mitten hinein in die Welt der Geologie, der Kapitalmärkte, der Risikoversicherungen und der Kommunalpolitik. Dieser Artikel beleuchtet die technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Dimensionen einer solchen Tiefbohrung und fragt, ob das Wagnis sich rechnet – und für wen.

Geologischer Rahmen: Der Malm als Hoffnungsträger

Der süddeutsche Raum, insbesondere das Molassebecken südlich der Donau, verfügt über bundesweit einzigartige Voraussetzungen für die Tiefengeothermie. Der entscheidende geologische Horizont ist der Malm (Oberer Jura), ein mächtiger, klüftiger Kalksteinaquifer, der in Tiefen zwischen 1.500 und 6.000 Metern unter Normalhöhennull (NHN) liegt. In Bayern fällt diese Schicht von Norden nach Süden hin ab. Während sie in der Region um München noch in moderaten Tiefen von etwa 2.000 bis 3.000 Metern angetroffen wird, sinkt sie in den Alpenvorland weiter auf über 4.000 Meter ab.

Die Temperatur im Untergrund steigt im Durchschnitt um etwa 3 Grad Celsius pro 100 Meter Tiefe, ein Wert, der als geothermischer Gradient bezeichnet wird. Aufgrund regionaler geologischer Besonderheiten (wie erhöhter Wärmefluss aus dem Erdmantel oder wärmedämmende Deckgebirge) variiert dieser Gradient jedoch. Der Bayerische Geothermieatlas, ein interaktives Online-Tool des Bayerischen Landesamts für Umwelt (LfU), bietet eine erste Abschätzung der Temperaturverteilung. Er warnt jedoch explizit, dass es sich um Modellierungen handelt, die durch neue Bohrungen verifiziert oder korrigiert werden müssen. Standortspezifische Voruntersuchungen, wie sie für jedes ernsthafte Projekt durchgeführt werden, sind unerlässlich.

Das technische Konzept: Mehr als nur ein Loch im Boden

Bei einer geplanten Tiefe von 4.500 Metern und einer erwarteten Temperatur von 170 Grad Celsius handelt es sich um ein hydrothermales System. Das bedeutet, dass es einen natürlich wasserführenden Gesteinskörper (den Aquifer) gibt, der erschlossen werden muss.

Das Standardkonzept für die Erschließung ist die sogenannte Doublette: Zwei Bohrungen, die in einem Abstand von etwa 1.000 bis 2.000 Metern voneinander in das gleiche Schichtpaket niedergebracht werden. Die Förderbohrung bringt das heiße, über 170 Grad heiße und unter enormem Druck stehende Wasser an die Oberfläche. In einer Oberflächenanlage wird die thermische Energie entzogen – entweder direkt über Wärmetauscher für ein Fernwärmenetz oder indirekt über einen Organic Rankine Cycle (ORC)-Prozess zur Stromerzeugung. Das abgekühlte Wasser wird über die zweite Bohrung (Reinjektion) wieder in denselben Aquifer zurückgedrückt, um den Druck im Untergrund aufrechtzuerhalten und die Nachhaltigkeit der Ressource zu sichern.

Die Nutzung der hohen Temperatur von 170 Grad Celsius eröffnet dabei die Möglichkeit der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Das ist der ökonomisch und ökologisch attraktivste Fall: Im Sommer, wenn der Wärmebedarf sinkt, kann die Anlage vorrangig Strom erzeugen; im Winter wird die Abwärme der Stromproduktion in das Fernwärmenetz eingespeist.

Die Kalkulation des Wagnisses: Kosten, Kapital und Förderung

Die Investitionskosten für ein geothermisches Heizwerk liegen in der Größenordnung von 2 bis 2,5 Millionen Euro pro installiertem Megawatt thermischer Leistung. Die Bohrungen selbst machen dabei etwa die Hälfte der Gesamtkosten aus. Ein konkretes Referenzprojekt für eine reine Wärmegewinnung ist die Erdwärme Inn in Polling (Landkreis Weilheim-Schongau). Mit einem Investitionsvolumen von 65 Millionen Euro fördert das Projekt Thermalwasser mit 103 Grad Celsius und einer Schüttung von 110 Litern pro Sekunde (entspricht jährlich etwa 3,5 Milliarden Litern) und erreicht eine thermische Leistung von 30 Megawatt.

Für ein Projekt in 4.500 Metern Tiefe mit dem Ziel der Stromerzeugung wären die Kosten jedoch deutlich höher. Ein Grund liegt in den unterschiedlichen Erfolgsquoten. Daten des Stanford Geothermal Workshop aus dem Jahr 2019, basierend auf 26 Projekten im Molassebecken, zeigen ein klares Muster: Während reine Wärmeprojekte beim ersten Bohrversuch eine Erfolgsquote von 94 Prozent aufweisen, liegt diese bei Projekten mit Stromerzeugung nur bei 32 Prozent. Die Gesamterfolgsquote nach mehreren Bohrversuchen steigt zwar auf 75 Prozent, doch die höheren Kosten für die tieferen, oft auch horizontal verlaufenden Bohrpfeile und das höhere Risiko müssen finanziert werden.

Um dieses Fündigkeitsrisiko zu adressieren, wurde ein spezielles Finanzierungsinstrument geschaffen. Die KfW-Bankengruppe bietet im Programm „Geothermie“ zinsgünstige Darlehen, die mit einer Fündigkeitsversicherung kombiniert werden können. Die Besonderheit: Die Kreditrückzahlung ist nur bei erfolgreicher Bohrung fällig. Scheitert das Projekt, übernimmt die Versicherung die Kosten. Dieses Modell hat den Markt in den letzten Jahren entscheidend belebt. Zusätzlich können Projekte über den EU-Innovationsfonds gefördert werden. So erhielt etwa das Eavor-Loop-Projekt in Geretsried, ein geschlossenes System ohne Wasserförderung, einen Zuschuss von 91,6 Millionen Euro.

Wirtschaftlichkeit und Gewinnerwartung

Die Ertragsseite eines Geothermieprojekts speist sich aus zwei Quellen: Wärme und Strom. Die Fernwärmepreise aus geothermischen Quellen liegen im Median bei 13,4 Cent pro Kilowattstunde (bundesweit, Stand April 2025) und sind damit günstiger als konventionell erzeugte Fernwärme, die 17 Cent pro Kilowattstunde kostet. Besonders bemerkenswert ist die Preisstabilität: In der Heizperiode 2025/26 stiegen die Geothermie-Wärmepreise nur um 0,08 bis 0,54 Prozent, während Erdgas um 15 Prozent teurer wurde.

Die Betriebskosten sind durch das Fehlen von Brennstoffkosten extrem niedrig, liegen aber nicht bei null. Die Förderpumpen benötigen elektrische Energie, die einen Teil des selbst erzeugten Stroms verbraucht. Zudem stellen Scaling (die Ausfällung von Mineralien wie Calcit) und Korrosion eine technische Herausforderung dar, die bei Temperaturen über 100 Grad Celsius exponentiell zunimmt, wie die Betriebserfahrungen des Geothermie-Kraftwerks Unterhaching zeigen.

Die Amortisationszeit für große Geothermieprojekte wird in der Branche mit etwa 8 bis 12 Jahren angegeben. Für kleinere Anlagen, etwa Mehrparteienhäuser im Umland von München, die mit oberflächennaher Geothermie oder Kombinationen mit Photovoltaik arbeiten, kann sie mit etwa 8 Jahren beziffert werden. Nach dieser Phase generieren die Projekte über ihre Auslegungslebensdauer von über 50 Jahren stabile Erträge, die sie zu einem der langfristig profitabelsten Investments im Bereich der erneuerbaren Energien machen.

Steuerliche Rahmenbedingungen

Geothermieanlagen gelten nach dem deutschen Steuerrecht als sogenannte Energieeffizienzinvestitionen. Dies ermöglicht steuerlich begünstigte Abschreibungsmodelle. Konkret können Betreiber eine Sonderabschreibung oder eine degressive Abschreibung in Anspruch nehmen, was in den ersten Betriebsjahren zu einer erheblichen Steuerentlastung führt.

Zudem sind Geothermieanlagen von der Erdgas- und Stromsteuer befreit, sofern der erzeugte Strom oder die Wärme im eigenen Betrieb oder im Rahmen eines Fernwärmenetzes genutzt werden. Kommunale Betreiber profitieren zusätzlich von der Möglichkeit, Grundstücke, auf denen sich die Anlagen befinden, von der Grundsteuer befreien zu lassen, sofern die Gemeinden entsprechende Satzungen erlassen haben.

Rechtliche Rahmenbedingungen und Risikomanagement

Das Geothermie-Beschleunigungsgesetz des Bundes soll die Genehmigungsverfahren für Tiefbohrungen vereinfachen und verkürzen. Dennoch bleibt die Rechtslage komplex. Eine Tiefbohrung benötigt eine bergrechtliche Genehmigung nach dem Bundesberggesetz (BBergG). Da Grundwasserentnahmen und -rückführungen erfolgen, sind zudem wasserrechtliche Erlaubnisse nach dem Wasserhaushaltsgesetz (WHG) erforderlich. In Wasserschutzgebieten, die in Bayern große Flächen einnehmen, gelten besonders strenge Auflagen.

Das größte Hemmnis für den Ausbau der Tiefengeothermie ist das Fündigkeitsrisiko. Daten des Stanford Geothermal Workshop aus dem Jahr 2019 zeigen, dass unter 3.000 Metern Tiefe die Wahrscheinlichkeit für eine geringe Ergiebigkeit oder technische Probleme von 4 Prozent auf 49 Prozent ansteigt. Zusätzlich sind induzierte Seismizität – kleinere, durch die Injektion von Wasser ausgelöste Erdbeben – und Gasgehalte (insbesondere Kohlendioxid und Methan) im Thermalwasser Risikofaktoren. Bisher wurden in Bayern an drei Standorten insgesamt acht seismische Ereignisse mit Magnituden über 2,0 beobachtet, der Höchstwert lag bei 2,5.

Als Reaktion auf diese Risiken haben sich neue Technologien und Risikomanagement-Strategien etabliert. Das geschlossene Eavor-Loop-System, bei dem kein Wasser aus dem Boden gefördert, sondern ein geschlossener Rohrkreislauf im Fels installiert wird, eliminiert das Fündigkeitsrisiko weitgehend. Die Pilotanlage in Geretsried ist seit 2025 in Betrieb und produziert aktuell 0,5 Megawatt Strom, mit einem geplanten Ausbau auf 8,2 Megawatt. Parallel dazu haben sich kommunale Beteiligungsmodelle als erfolgreich erwiesen. Interkommunale Zweckverbände, wie in Aschheim, Feldkirchen und Kirchheim, teilen nicht nur die Kosten, sondern auch die Risiken untereinander und erhalten im Gegenzug vergünstigte Wärmepreise für ihre Bürger.

Fazit und Ausblick

Die Entscheidung für eine Tiefenbohrung in Bayern auf 4.500 Meter mit dem Ziel, 170 Grad heißes Thermalwasser zu nutzen, ist ein technologisches und wirtschaftliches Unterfangen von großer Tragweite. Sie ist technisch machbar, kann langfristig stabile und hohe Erträge liefern und leistet einen unverzichtbaren Beitrag zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung. Bis 2040 könnten nach Einschätzungen des Bundesverbands Geothermie etwa 25 Prozent des deutschen Wärmebedarfs aus der Tiefe gedeckt werden.

Doch der Weg dorthin ist gesäumt von hohen Anfangsinvestitionen, geologischen Unsicherheiten und komplexen Genehmigungsverfahren. Für Investoren und Kommunen bedeutet dies: Eine gründliche Standortanalyse auf Basis des Bayerischen Geothermieatlas und vorhandener Bohrdaten ist das absolute Minimum. Die konsequente Nutzung öffentlicher Förderung, insbesondere der KfW-Fündigkeitsversicherung, ist überlebenswichtig. Und die Fokussierung auf Kraft-Wärme-Kopplung ist der Schlüssel zur Wirtschaftlichkeit.

Die Tiefengeothermie in Bayern steht damit an einem Scheideweg. Wurde sie lange Zeit als ein Nischenbereich der erneuerbaren Energien betrachtet, so rückt sie nun ins Zentrum der Energie- und Wärmewende. Das Potenzial ist vorhanden, die Technologie ist erprobt. Die Frage ist nicht mehr, ob sie funktioniert, sondern wie schnell und in welchem Umfang sie ausgebaut wird.

Quellen

• Bayerisches Landesamt für Umwelt (LfU): Bayerischer Geothermieatlas. Online verfügbar: https://www.lfu.bayern.de/geothermieatlas
• Bundesverband Geothermie e.V.: Zahlen, Daten, Fakten zur Geothermie in Deutschland, 2024/2025.
• KfW Bankengruppe: Merkblatt zum Programm Erneuerbare Energien – Geothermie, Stand Januar 2025.
• Stanford Geothermal Workshop: Success Rates and Risk Factors of Deep Geothermal Projects in the Bavarian Molasse Basin, Proceedings, 2019.
• Erdwärme Inn GmbH & Co. KG: Projektbeschreibung und technische Daten, Polling, 2025.
• Eavor Technologies Inc.: Pressemitteilungen und Projektinformationen zum Eavor-Loop Geretsried, 2025–2026.
• Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus der Geothermie (Geothermie-Beschleunigungsgesetz), Bundesgesetzblatt Jahrgang 2024 Teil I Nr. 42.