Eine Ember-Studie zeigt: 43 Gigawatt geothermische Leistung in der EU könnten günstiger sein als Gaskraftwerke – und Deutschland gehört zu den Top-5-Ländern mit dem größten Potenzial.

Geothermie in Deutschland steht vor einem Durchbruch. Neue Technologien machen es möglich, Erdwärme auch dort zu nutzen, wo bislang keine natürlichen Heißwasserreservoire im Untergrund liegen – und das zu Kosten, die mit Kohle- und Gaskraftwerken konkurrieren können. Eine aktuelle Analyse des Energie-Thinktanks Ember beziffert das Potenzial auf rund 43 Gigawatt geothermischer Kapazität in der Europäischen Union, die zu Stromgestehungskosten unter 100 Euro pro Megawattstunde realisierbar wären. Deutschland gehört dabei neben Ungarn, Polen und Frankreich zu den Ländern mit dem größten Potenzial. Für die kommunale Wärmeplanung, deren Frist für Großstädte Ende Juni 2026 abläuft, könnte diese Entwicklung zum entscheidenden Impulsgeber werden.

Geothermie galt lange als Nischentechnologie, begrenzt auf vulkanisch aktive Regionen wie Island oder Italien. Konventionelle Anlagen brauchten heißes, durchlässiges Gestein mit natürlich zirkulierendem Thermalwasser – Bedingungen, die es in Deutschland nur vereinzelt gibt, etwa im bayerischen Molassebecken oder im Oberrheingraben. Doch sogenannte petrothermale Systeme und Closed-Loop-Technologien ändern die Spielregeln grundlegend.

Bei petrothermalen Systemen wird kaltes Wasser in künstlich erzeugte Risse in heißem, trockenem Gestein in drei bis vier Kilometern Tiefe gepresst. Das Wasser nimmt die Wärme des Gesteins auf und wird als heißes Medium zurück an die Oberfläche gepumpt. Anders als bei der konventionellen Geothermie braucht es dafür keine natürliche Durchlässigkeit des Untergrunds. Thomas Kohl vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) hält diese Technologie für sicher – die Aufspaltungen seien kleinräumig und beträfen einen Radius von 50 bis 100 Metern, Erdbeben- oder Trinkwassergefahr bestehe nicht.

Closed-Loop-Systeme gehen noch einen Schritt weiter: In geschlossenen Rohrsystemen zirkuliert ein Arbeitsmedium durch den heißen Untergrund, ohne das Gestein direkt zu berühren. Das kanadische Unternehmen Eavor hat diese Technologie zur Marktreife gebracht und setzt sie in Deutschland bereits ein – etwa bei der Pilotanlage in Geretsried, die Thermalwasser aus knapp 4.700 Metern Tiefe mit 155 Grad Celsius nutzt.

Ember-Studie: 42 Prozent der fossilen Stromerzeugung ersetzbar

Die im Februar 2026 veröffentlichte Ember-Studie „Hot stuff: geothermal energy in Europe” rechnet vor, was diese technologischen Fortschritte für Europa bedeuten. Rund 43 Gigawatt an Enhanced-Geothermal-Kapazität in der EU könnten zu Kosten unter 100 Euro pro Megawattstunde erschlossen werden – vergleichbar mit den kurzfristigen Grenzkosten von Kohle- und Gaskraftwerken, die 2025 zwischen 90 und 150 Euro pro Megawattstunde lagen. Das größte Potenzial liegt in Ungarn mit rund 28 Gigawatt, gefolgt von Polen, Deutschland und Frankreich mit jeweils etwa vier Gigawatt.

Bei einem angenommenen Kapazitätsfaktor von 80 Prozent könnten diese Anlagen rund 301 Terawattstunden Strom pro Jahr erzeugen. Das entspricht etwa 42 Prozent der gesamten Kohle- und Gasstromerzeugung in der EU im Jahr 2025. Die Studie betont einen weiteren Vorteil: Geothermie hat keine Brennstoffkosten und ist damit immun gegen Preisschwankungen bei Gas oder steigende CO₂-Kosten – ein struktureller Vorteil gegenüber fossilen Kraftwerken, der mit der Zeit an Bedeutung gewinnt.

Kurz erklärt: Enhanced Geothermal Systems (EGS) sind Geothermieanlagen der nächsten Generation, die Reservoire in heißem, aber undurchlässigem Gestein künstlich erschließen. Sie ermöglichen die Nutzung von Erdwärme weit über die traditionellen Standorte hinaus und gelten als Schlüsseltechnologie für die Skalierung der Geothermie in Europa.

München und Hannover als Vorreiter

Dass Geothermie im großen Maßstab funktioniert, zeigen zwei deutsche Städte bereits heute. Die Stadtwerke München (SWM) verfolgen seit 2012 ihre Fernwärme-Vision 2040: Bis dahin soll die bayerische Landeshauptstadt die erste deutsche Großstadt werden, deren Fernwärme zu 100 Prozent aus erneuerbaren Quellen stammt – mit Tiefengeothermie als Hauptwärmequelle, die zwei Drittel der Gesamtproduktion liefern soll. Sechs Geothermieanlagen betreiben die SWM bereits in München und der Region, eine siebte auf dem Gelände des Michaelibads ist in Bau und soll ab 2033 Wärme für rund 75.000 Menschen liefern. Bis 2035 wollen die Stadtwerke insgesamt 17 Geothermie-Dubletten betreiben.

München profitiert von einer geologischen Sondersituation: Die Stadt liegt über dem bayerischen Molassebecken, das heißes Thermalwasser in zwei- bis dreitausend Metern Tiefe bereithält. Doch der eigentliche Kraftakt ist ein infrastruktureller: Das seit 1908 gewachsene Dampfnetz innerhalb des Mittleren Rings wird auf ein modernes Heizwassernetz umgestellt – Voraussetzung dafür, dass Geothermie-Wärme überhaupt eingespeist werden kann. Die Umstellung soll bis 2028 abgeschlossen sein. Die Investitionskosten für den gesamten Transformationsplan beziffern die Stadtwerke auf rund 9,5 Milliarden Euro bis 2045.

In Hannover geht der Energieversorger enercity einen technologisch anderen Weg. Gemeinsam mit dem kanadischen Unternehmen Eavor entsteht im Stadtteil Lahe eine Tiefengeothermie-Anlage, die auf der innovativen Eavor-Loop-Technologie basiert – einem geschlossenen Kreislaufsystem, das kein natürliches Thermalwasser benötigt und damit das gefürchtete Fündigkeitsrisiko eliminiert. Zwei Eavor-Loops mit je 15 Megawatt Leistung sollen künftig 15 bis 20 Prozent des hannoverschen Fernwärmebedarfs klimaneutral decken, was dem Jahresbedarf von rund 20.000 Wohnungen entspricht. Die Bohrarbeiten sollen Mitte 2026 beginnen.

Für enercity ist die Geothermie ein Baustein eines größeren Umbaus: Das Kohlekraftwerk in Hannover-Stöcken wird schrittweise durch 14 neue, klimafreundliche Erzeugungsanlagen ersetzt – neben Geothermie auch Großwärmepumpen, Klärschlammverwertung und Biomasse. Die Fernwärme soll spätestens ab 2035 zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energien und Abwärme stammen. Parallel wird das Fernwärmenetz von derzeit rund 360 auf 550 Kilometer erweitert.

Was bedeutet das für Kommunen und Verbraucher?

Der Zeitpunkt dieser Entwicklung ist kein Zufall. Bis zum 30. Juni 2026 müssen alle deutschen Großstädte mit mehr als 100.000 Einwohnern ihre kommunale Wärmeplanung vorlegen – rund 80 Städte bundesweit. Für kleinere Kommunen gilt eine Frist bis Mitte 2028. Die Wärmepläne definieren, wo künftig Fernwärmenetze ausgebaut werden, welche Gebiete für dezentrale Lösungen wie Wärmepumpen vorgesehen sind und welche Energiequellen die jeweiligen Netze speisen sollen. Geothermie ist dabei eine der zentralen Optionen.

Das Fraunhofer IEG beziffert das Potenzial konkret: Rund drei Viertel der Bestandsgebäude in Deutschland könnten mit oberflächennaher Geothermie beheizt oder gekühlt werden. Tiefe Geothermie könnte bis zu 25 Prozent des Wärmebedarfs von kommunalen Wärmenetzen und der Industrie decken. Die politischen Rahmenbedingungen haben sich ebenfalls verbessert: Im Dezember 2025 beschloss der Bundestag das Geothermie-Beschleunigungsgesetz, das Planungs- und Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeicher vereinfacht und beschleunigt. Geothermieanlagen genießen nun den Status eines „überragenden öffentlichen Interesses“ – analog zu Wind- und Solaranlagen.

Für Verbraucher bedeutet das: Wer in einem Gebiet lebt, das im kommunalen Wärmeplan als Fernwärmegebiet ausgewiesen wird, kann mittelfristig mit einem Fernwärmeanschluss rechnen – und damit von stabilen, langfristig berechenbaren Wärmepreisen profitieren. Denn Geothermie als Grundlast-Technologie ohne Brennstoffkosten schützt vor den Preissprüngen, die fossile Energieträger immer wieder verursachen. Das ist ein konkreter wirtschaftlicher Vorteil, der über den Klimaschutz hinausgeht.

Der KI-Hunger nach Strom – und warum Geothermie die Antwort sein könnte

Ein Treiber, der die Geothermie-Debatte in den kommenden Jahren massiv beschleunigen dürfte, kommt aus einer Richtung, die auf den ersten Blick wenig mit Erdwärme zu tun hat: Rechenzentren. Der weltweite Stromverbrauch von Rechenzentren könnte sich bis Anfang der 2030er-Jahre mehr als verdoppeln – angetrieben vor allem durch den Ausbau von KI-Infrastruktur. Geothermiekraftwerke liefern genau das, was Rechenzentren brauchen: grundlastfähigen, rund um die Uhr verfügbaren Strom, unabhängig von Wetter und Tageszeit. Laut einer Analyse von Project InnerSpace könnte Geothermie in den USA bis zu 64 Prozent des zusätzlichen Strombedarfs von Rechenzentren bis Anfang der 2030er-Jahre wirtschaftlich decken.

Die großen Tech-Konzerne haben das erkannt. Google betreibt in Partnerschaft mit Fervo bereits das weltweit erste Enhanced-Geothermal-Projekt, das explizit für die Stromversorgung eines Rechenzentrums gebaut wurde. Meta hat einen 150-Megawatt-Vertrag mit Sage Geosystems in den USA geschlossen. Gleichzeitig entsteht eine Rückkopplungsschleife: KI-Systeme analysieren seismische und geologische Daten, identifizieren vielversprechende Bohrstandorte und optimieren den Betrieb von Geothermieanlagen – jede Technologie beschleunigt die andere. In Europa gibt es bislang keine vergleichbaren Kooperationen zwischen Tech-Unternehmen und Geothermie-Entwicklern. Das ist eine Lücke, die sich rächen könnte.

Europa droht, den Anschluss zu verlieren

So vielversprechend die Technologie ist – die Ember-Studie warnt vor einem politischen Versagen. Während Europa die Grundlagen der modernen Geothermie entwickelt hat, holen andere Regionen beim Ausbau rasant auf. Der US-amerikanische Inflation Reduction Act bietet attraktive Steueranreize für Geothermie-Investoren, Geothermie genießt dort parteiübergreifende Unterstützung, weil sie auf Bohr-Expertise aus der Öl- und Gasindustrie aufbaut. Nordamerika hat Europa bei der Pipeline geplanter Geothermie-Projekte bereits überholt.

In Europa fehlt bislang ein kohärenter politischer Rahmen auf EU-Ebene. Zwar haben EU-Rat und EU-Parlament 2024 ihre Unterstützung für eine Europäische Geothermie-Allianz bekundet, und ein Europäischer Geothermie-Aktionsplan ist in Vorbereitung. Doch langwierige Genehmigungsverfahren, inkonsistente nationale Förderung und das Fehlen einer koordinierten EU-Strategie bremsen den kommerziellen Ausbau. Die Gefahr: Lerneffekte, Lieferketten und Kostensenkungen verlagern sich in andere Regionen – und verteuern künftige europäische Projekte, selbst dort, wo die geologischen Ressourcen vorhanden wären.

Ausblick: Geothermie in Deutschland als Grundpfeiler der Wärmewende

Die Geothermie in Deutschland und Europa steht an einem Wendepunkt. Die technologischen Hürden sind gefallen: Enhanced Geothermal Systems und Closed-Loop-Technologien machen Erdwärme nahezu überall nutzbar, die Kosten sind konkurrenzfähig mit fossilen Alternativen, die Bohrkosten sind in den letzten zehn Jahren um rund 40 Prozent gesunken. Vorreiter-Städte wie München und Hannover zeigen, dass ambitionierte Geothermie-Strategien im großen Maßstab funktionieren – mit unterschiedlichen geologischen Voraussetzungen und technologischen Ansätzen.

Mit dem Geothermie-Beschleunigungsgesetz, der laufenden kommunalen Wärmeplanung und neuen KfW-Förderprogrammen für geothermische Projekte sind die Rahmenbedingungen in Deutschland so günstig wie nie. Was jetzt fehlt, ist Tempo – bei Genehmigungen, bei Investitionen, bei der Skalierung. Denn die Erdwärme liegt bereit. Die Frage ist nur, ob Deutschland schnell genug bohrt, um von ihr zu profitieren.

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Martin Jendrischik

Martin Ulrich Jendrischik, Jahrgang 1977, beschäftigt sich seit 20 Jahren als Journalist und Kommunikationsberater mit sauberen Technologien. 2009 gründete er Cleanthinking.de – Sauber in die Zukunft. Im Zentrum steht die Frage, wie Cleantech dazu beitragen kann, das Klimaproblem zu lösen. Die oft als sozial-ökologische Wandelprozesse beschriebenen Veränderungen begleitet der Autor und Diplom-Kaufmann Jendrischik intensiv. Als „Clean Planet Advocat“ bringt sich der gebürtige Heidelberger nicht nur in sozialen Netzwerken wie Linkedin und Facebook über die Cleanthinking-Kanäle ein.