{"id":2542,"date":"2026-03-26T19:57:13","date_gmt":"2026-03-26T18:57:13","guid":{"rendered":"https:\/\/g7itchme.wordpress.com\/?p=2542"},"modified":"2026-03-26T19:57:13","modified_gmt":"2026-03-26T18:57:13","slug":"tiefenbohrung-in-bayern-die-okonomische-und-technische-herausforderung-der-geothermie","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/technodidact.de\/en\/tiefenbohrung-in-bayern-die-okonomische-und-technische-herausforderung-der-geothermie\/","title":{"rendered":"Tiefenbohrung in Bayern: Die \u00f6konomische und technische Herausforderung der Geothermie"},"content":{"rendered":"

Eine Analyse der Potenziale, Risiken und Rahmenbedingungen von 4.500 Meter tiefen Bohrungen bei 170 Grad Celsius<\/strong><\/p>\n\n\n\n

Einleitung: Eine Reise ins Innere der Erde<\/h2>\n\n\n\n

Bayern, bekannt f\u00fcr seine malerischen Alpen, seine Brauereien und seine wirtschaftliche St\u00e4rke, sitzt auf einem Schatz, der lange Zeit unbeachtet blieb: hei\u00dfes Wasser in mehreren tausend Metern Tiefe. Derzeit sind im Freistaat 26 geothermische Anlagen in Betrieb, die W\u00e4rme f\u00f6rdern, und vier weitere, die zus\u00e4tzlich Strom erzeugen. Doch die eigentliche Dimension des Potenzials liegt tiefer \u2013 buchst\u00e4blich. 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 f\u00fcr eine neue Generation von Geothermieprojekten, die nicht nur W\u00e4rme, sondern auch Strom in signifikantem Umfang liefern k\u00f6nnten.<\/p>\n\n\n\n

Doch warum bohren wir nicht einfach \u00fcberall dort, wo es hei\u00df ist? Die Antwort ist komplex und f\u00fchrt mitten hinein in die Welt der Geologie, der Kapitalm\u00e4rkte, der Risikoversicherungen und der Kommunalpolitik. Dieser Artikel beleuchtet die technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Dimensionen einer solchen Tiefbohrung und fragt, ob das Wagnis sich rechnet \u2013 und f\u00fcr wen.<\/p>\n\n\n\n

Geologischer Rahmen: Der Malm als Hoffnungstr\u00e4ger<\/h2>\n\n\n\n

Der s\u00fcddeutsche Raum, insbesondere das Molassebecken s\u00fcdlich der Donau, verf\u00fcgt \u00fcber bundesweit einzigartige Voraussetzungen f\u00fcr die Tiefengeothermie. Der entscheidende geologische Horizont ist der Malm (Oberer Jura), ein m\u00e4chtiger, kl\u00fcftiger Kalksteinaquifer, der in Tiefen zwischen 1.500 und 6.000 Metern unter Normalh\u00f6hennull (NHN) liegt. In Bayern f\u00e4llt diese Schicht von Norden nach S\u00fcden hin ab. W\u00e4hrend sie in der Region um M\u00fcnchen noch in moderaten Tiefen von etwa 2.000 bis 3.000 Metern angetroffen wird, sinkt sie in den Alpenvorland weiter auf \u00fcber 4.000 Meter ab.<\/p>\n\n\n\n

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 erh\u00f6hter W\u00e4rmefluss aus dem Erdmantel oder w\u00e4rmed\u00e4mmende Deckgebirge) variiert dieser Gradient jedoch. Der Bayerische Geothermieatlas, ein interaktives Online-Tool des Bayerischen Landesamts f\u00fcr Umwelt (LfU), bietet eine erste Absch\u00e4tzung der Temperaturverteilung. Er warnt jedoch explizit, dass es sich um Modellierungen handelt, die durch neue Bohrungen verifiziert oder korrigiert werden m\u00fcssen. Standortspezifische Voruntersuchungen, wie sie f\u00fcr jedes ernsthafte Projekt durchgef\u00fchrt werden, sind unerl\u00e4sslich.<\/p>\n\n\n\n

Das technische Konzept: Mehr als nur ein Loch im Boden<\/h2>\n\n\n\n

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 nat\u00fcrlich wasserf\u00fchrenden Gesteinsk\u00f6rper (den Aquifer) gibt, der erschlossen werden muss.<\/p>\n\n\n\n

Das Standardkonzept f\u00fcr die Erschlie\u00dfung 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 F\u00f6rderbohrung bringt das hei\u00dfe, \u00fcber 170 Grad hei\u00dfe und unter enormem Druck stehende Wasser an die Oberfl\u00e4che. In einer Oberfl\u00e4chenanlage wird die thermische Energie entzogen \u2013 entweder direkt \u00fcber W\u00e4rmetauscher f\u00fcr ein Fernw\u00e4rmenetz oder indirekt \u00fcber einen Organic Rankine Cycle (ORC)-Prozess zur Stromerzeugung. Das abgek\u00fchlte Wasser wird \u00fcber die zweite Bohrung (Reinjektion) wieder in denselben Aquifer zur\u00fcckgedr\u00fcckt, um den Druck im Untergrund aufrechtzuerhalten und die Nachhaltigkeit der Ressource zu sichern.<\/p>\n\n\n\n

Die Nutzung der hohen Temperatur von 170 Grad Celsius er\u00f6ffnet dabei die M\u00f6glichkeit der Kraft-W\u00e4rme-Kopplung (KWK). Das ist der \u00f6konomisch und \u00f6kologisch attraktivste Fall: Im Sommer, wenn der W\u00e4rmebedarf sinkt, kann die Anlage vorrangig Strom erzeugen; im Winter wird die Abw\u00e4rme der Stromproduktion in das Fernw\u00e4rmenetz eingespeist.<\/p>\n\n\n\n

Die Kalkulation des Wagnisses: Kosten, Kapital und F\u00f6rderung<\/h2>\n\n\n\n

Die Investitionskosten f\u00fcr ein geothermisches Heizwerk liegen in der Gr\u00f6\u00dfenordnung von 2 bis 2,5 Millionen Euro pro installiertem Megawatt thermischer Leistung. Die Bohrungen selbst machen dabei etwa die H\u00e4lfte der Gesamtkosten aus. Ein konkretes Referenzprojekt f\u00fcr eine reine W\u00e4rmegewinnung ist die Erdw\u00e4rme Inn in Polling (Landkreis Weilheim-Schongau). Mit einem Investitionsvolumen von 65 Millionen Euro f\u00f6rdert das Projekt Thermalwasser mit 103 Grad Celsius und einer Sch\u00fcttung von 110 Litern pro Sekunde (entspricht j\u00e4hrlich etwa 3,5 Milliarden Litern) und erreicht eine thermische Leistung von 30 Megawatt.<\/p>\n\n\n\n

F\u00fcr ein Projekt in 4.500 Metern Tiefe mit dem Ziel der Stromerzeugung w\u00e4ren die Kosten jedoch deutlich h\u00f6her. 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: W\u00e4hrend reine W\u00e4rmeprojekte 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 h\u00f6heren Kosten f\u00fcr die tieferen, oft auch horizontal verlaufenden Bohrpfeile und das h\u00f6here Risiko m\u00fcssen finanziert werden.<\/p>\n\n\n\n

Um dieses F\u00fcndigkeitsrisiko zu adressieren, wurde ein spezielles Finanzierungsinstrument geschaffen. Die KfW-Bankengruppe bietet im Programm \u201eGeothermie\u201c zinsg\u00fcnstige Darlehen, die mit einer F\u00fcndigkeitsversicherung kombiniert werden k\u00f6nnen. Die Besonderheit: Die Kreditr\u00fcckzahlung ist nur bei erfolgreicher Bohrung f\u00e4llig. Scheitert das Projekt, \u00fcbernimmt die Versicherung die Kosten. Dieses Modell hat den Markt in den letzten Jahren entscheidend belebt. Zus\u00e4tzlich k\u00f6nnen Projekte \u00fcber den EU-Innovationsfonds gef\u00f6rdert werden. So erhielt etwa das Eavor-Loop-Projekt in Geretsried, ein geschlossenes System ohne Wasserf\u00f6rderung, einen Zuschuss von 91,6 Millionen Euro.<\/p>\n\n\n\n

Wirtschaftlichkeit und Gewinnerwartung<\/h2>\n\n\n\n

Die Ertragsseite eines Geothermieprojekts speist sich aus zwei Quellen: W\u00e4rme und Strom. Die Fernw\u00e4rmepreise aus geothermischen Quellen liegen im Median bei 13,4 Cent pro Kilowattstunde (bundesweit, Stand April 2025) und sind damit g\u00fcnstiger als konventionell erzeugte Fernw\u00e4rme, die 17 Cent pro Kilowattstunde kostet. Besonders bemerkenswert ist die Preisstabilit\u00e4t: In der Heizperiode 2025\/26 stiegen die Geothermie-W\u00e4rmepreise nur um 0,08 bis 0,54 Prozent, w\u00e4hrend Erdgas um 15 Prozent teurer wurde.<\/p>\n\n\n\n

Die Betriebskosten sind durch das Fehlen von Brennstoffkosten extrem niedrig, liegen aber nicht bei null. Die F\u00f6rderpumpen ben\u00f6tigen elektrische Energie, die einen Teil des selbst erzeugten Stroms verbraucht. Zudem stellen Scaling (die Ausf\u00e4llung von Mineralien wie Calcit) und Korrosion eine technische Herausforderung dar, die bei Temperaturen \u00fcber 100 Grad Celsius exponentiell zunimmt, wie die Betriebserfahrungen des Geothermie-Kraftwerks Unterhaching zeigen.<\/p>\n\n\n\n

Die Amortisationszeit f\u00fcr gro\u00dfe Geothermieprojekte wird in der Branche mit etwa 8 bis 12 Jahren angegeben. F\u00fcr kleinere Anlagen, etwa Mehrparteienh\u00e4user im Umland von M\u00fcnchen, die mit oberfl\u00e4chennaher Geothermie oder Kombinationen mit Photovoltaik arbeiten, kann sie mit etwa 8 Jahren beziffert werden. Nach dieser Phase generieren die Projekte \u00fcber ihre Auslegungslebensdauer von \u00fcber 50 Jahren stabile Ertr\u00e4ge, die sie zu einem der langfristig profitabelsten Investments im Bereich der erneuerbaren Energien machen.<\/p>\n\n\n\n

Steuerliche Rahmenbedingungen<\/h2>\n\n\n\n

Geothermieanlagen gelten nach dem deutschen Steuerrecht als sogenannte Energieeffizienzinvestitionen. Dies erm\u00f6glicht steuerlich beg\u00fcnstigte Abschreibungsmodelle. Konkret k\u00f6nnen Betreiber eine Sonderabschreibung oder eine degressive Abschreibung in Anspruch nehmen, was in den ersten Betriebsjahren zu einer erheblichen Steuerentlastung f\u00fchrt.<\/p>\n\n\n\n

Zudem sind Geothermieanlagen von der Erdgas- und Stromsteuer befreit, sofern der erzeugte Strom oder die W\u00e4rme im eigenen Betrieb oder im Rahmen eines Fernw\u00e4rmenetzes genutzt werden. Kommunale Betreiber profitieren zus\u00e4tzlich von der M\u00f6glichkeit, Grundst\u00fccke, auf denen sich die Anlagen befinden, von der Grundsteuer befreien zu lassen, sofern die Gemeinden entsprechende Satzungen erlassen haben.<\/p>\n\n\n\n

Rechtliche Rahmenbedingungen und Risikomanagement<\/h2>\n\n\n\n

Das Geothermie-Beschleunigungsgesetz des Bundes soll die Genehmigungsverfahren f\u00fcr Tiefbohrungen vereinfachen und verk\u00fcrzen. Dennoch bleibt die Rechtslage komplex. Eine Tiefbohrung ben\u00f6tigt eine bergrechtliche Genehmigung nach dem Bundesberggesetz (BBergG). Da Grundwasserentnahmen und -r\u00fcckf\u00fchrungen erfolgen, sind zudem wasserrechtliche Erlaubnisse nach dem Wasserhaushaltsgesetz (WHG) erforderlich. In Wasserschutzgebieten, die in Bayern gro\u00dfe Fl\u00e4chen einnehmen, gelten besonders strenge Auflagen.<\/p>\n\n\n\n

Das gr\u00f6\u00dfte Hemmnis f\u00fcr den Ausbau der Tiefengeothermie ist das F\u00fcndigkeitsrisiko. Daten des Stanford Geothermal Workshop aus dem Jahr 2019 zeigen, dass unter 3.000 Metern Tiefe die Wahrscheinlichkeit f\u00fcr eine geringe Ergiebigkeit oder technische Probleme von 4 Prozent auf 49 Prozent ansteigt. Zus\u00e4tzlich sind induzierte Seismizit\u00e4t \u2013 kleinere, durch die Injektion von Wasser ausgel\u00f6ste Erdbeben \u2013 und Gasgehalte (insbesondere Kohlendioxid und Methan) im Thermalwasser Risikofaktoren. Bisher wurden in Bayern an drei Standorten insgesamt acht seismische Ereignisse mit Magnituden \u00fcber 2,0 beobachtet, der H\u00f6chstwert lag bei 2,5.<\/p>\n\n\n\n

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 gef\u00f6rdert, sondern ein geschlossener Rohrkreislauf im Fels installiert wird, eliminiert das F\u00fcndigkeitsrisiko 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 Zweckverb\u00e4nde, wie in Aschheim, Feldkirchen und Kirchheim, teilen nicht nur die Kosten, sondern auch die Risiken untereinander und erhalten im Gegenzug verg\u00fcnstigte W\u00e4rmepreise f\u00fcr ihre B\u00fcrger.<\/p>\n\n\n\n

Fazit und Ausblick<\/h2>\n\n\n\n

Die Entscheidung f\u00fcr eine Tiefenbohrung in Bayern auf 4.500 Meter mit dem Ziel, 170 Grad hei\u00dfes Thermalwasser zu nutzen, ist ein technologisches und wirtschaftliches Unterfangen von gro\u00dfer Tragweite. Sie ist technisch machbar, kann langfristig stabile und hohe Ertr\u00e4ge liefern und leistet einen unverzichtbaren Beitrag zur Dekarbonisierung der W\u00e4rmeversorgung. Bis 2040 k\u00f6nnten nach Einsch\u00e4tzungen des Bundesverbands Geothermie etwa 25 Prozent des deutschen W\u00e4rmebedarfs aus der Tiefe gedeckt werden.<\/p>\n\n\n\n

Doch der Weg dorthin ist ges\u00e4umt von hohen Anfangsinvestitionen, geologischen Unsicherheiten und komplexen Genehmigungsverfahren. F\u00fcr Investoren und Kommunen bedeutet dies: Eine gr\u00fcndliche Standortanalyse auf Basis des Bayerischen Geothermieatlas und vorhandener Bohrdaten ist das absolute Minimum. Die konsequente Nutzung \u00f6ffentlicher F\u00f6rderung, insbesondere der KfW-F\u00fcndigkeitsversicherung, ist \u00fcberlebenswichtig. Und die Fokussierung auf Kraft-W\u00e4rme-Kopplung ist der Schl\u00fcssel zur Wirtschaftlichkeit.<\/p>\n\n\n\n

Die Tiefengeothermie in Bayern steht damit an einem Scheideweg. Wurde sie lange Zeit als ein Nischenbereich der erneuerbaren Energien betrachtet, so r\u00fcckt sie nun ins Zentrum der Energie- und W\u00e4rmewende. 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.<\/p>\n\n\n\n

\n\n\n\n

Quellen<\/h2>\n\n\n\n