GRAZ / LONDON (IT BOLTWISE) – OMV und Energie Steiermark starten nach einer erfolgreichen seismischen Messkampagne die nächste Phase ihres Tiefengeothermie-Projekts „Tiefenkraft“. Geplant ist die Erkundungsbohrung „Petersdorf 2“ in St. Marein bei Graz mit einem Start im vierten Quartal 2026. Die Partner beziffern das langfristige Potenzial auf bis zu 670 GWh pro Jahr bis 2037, was rund 50 % der Fernwärmeversorgung im Großraum Graz abdecken könnte. Parallel prüfen sie die Einbindung eines ATES-Speicherkonzepts und arbeiten an der Anbindung an das bestehende Fernwärmenetz.
OMV und Energie Steiermark gehen bei der Wärmewende in der Steiermark in die Tiefe: Nach einer seismischen Messkampagne zwischen Februar und April 2026 wird das Joint Venture „Tiefenkraft“ in die nächste Projektphase überführt. Im Zentrum steht die geplante Erkundungsbohrung „Petersdorf 2“ in St. Marein bei Graz, deren Start für das vierte Quartal 2026 vorgesehen ist. Das Projekt zielt darauf ab, das geothermische Potenzial für eine skalierte, klimafreundliche Fernwärmeversorgung zu bewerten. Die Dimension ist groß: Bis 2037 sollen laut Planungen bis zu 670 GWh pro Jahr erreichbar sein, entsprechend etwa 50 % der Fernwärmeversorgung im Großraum Graz.
Technisch basiert der Ansatz auf einer klassischen geophysikalischen Vorarbeit: Seismische Messungen entlang einer rund 900 Kilometer langen Messstrecke lieferten die Datenbasis für ein detailliertes Untergrundmodell. Solche 3D-/Strukturmodelle sind im Kern die Entscheidungsvorlage dafür, wo sich Bohrungen lohnen, welche Formationen erreichbar sind und wie sich Fließ- und Temperaturverhältnisse im Untergrund abschätzen lassen. Erst wenn die Modellierung genug Aufschluss über die geologischen Rahmenbedingungen gibt, folgt die Bohr- und Testphase. Die nächste Projektetappe umfasst rund drei bis vier Monate für Bohrung und Testbetrieb, um belastbare Erkenntnisse über Potenzial und Speichereigenschaften zu gewinnen.
Im Markt zeigt sich damit ein typisches Muster der Energiewende: Tiefengeothermie ist weniger „Sofort-Ersatz“ als vielmehr eine mehrjährige Infrastrukturwette. Genau deshalb wird die Phase zwischen Messkampagne, Untergrundmodell und Investitionsentscheidung für Branchenakteure zur strategischen Schnittstelle. Ein relevanter Vergleich liegt nahe bei großen Energieversorgern und Projektentwicklern, die ähnliche Wärmebasen verfolgen und dabei auf staatliche Förderlogik, Genehmigungsfähigkeit und geologische Risikoteilung setzen. Wie Branchenexperten betonen, entscheidet häufig nicht allein die Temperatur, sondern die Kombination aus Bohrbarkeit, Reservoirqualität und Anschlussfähigkeit an das bestehende Fernwärmenetz über die Wirtschaftlichkeit.
Ein weiterer technischer Baustein ist die geplante Prüfung eines Aquifer Thermal Energy Storage (ATES): Zwei zusätzliche Bohrungen sollen die Umsetzbarkeit prüfen, um überschüssige Wärme im Untergrund zu speichern und saisonal verfügbar zu machen. Damit verschieben die Partner das Projekt von einer reinen Erzeugungs- in Richtung einer Flexibilitäts- und Systemkomponente. Der Vorteil liegt auf der Hand: Stadt- und Fernwärmesysteme benötigen über das Jahr hinweg Ausgleich, insbesondere wenn Solar- und Abwärmequellen zeitlich schwanken. In der Praxis muss ATES jedoch sehr sorgfältig hinsichtlich hydraulischer Kopplung, Temperaturhaltung und Umweltauflagen validiert werden, weil sich Risiken wie Vermischungseffekte oder unerwünschte Druckverhältnisse erst im Zusammenspiel mit dem geologischen Setup zeigen.
Für die Umsetzung im Wärmesystem übernimmt Energie Steiermark konkrete Infrastrukturverantwortung: Die rund 20 Kilometer lange Fernwärme-Transportleitung liegt zu 100 % im Verantwortungsbereich des Unternehmens. Das Investitionsvolumen wird mit rund 150 Mio. Euro beziffert. Damit wird ein entscheidender Industriepunkt adressiert: Geothermie kann nur dann „am Markt“ funktionieren, wenn die Wärme vom Untergrund zuverlässig bis zur Erzeuger-/Übergabestation geführt und langfristig in Betrieb gehalten werden kann. Die Entscheidung für den Gesamtumfang – Produktions- und Injektionsbohrungen, Pipeline-Anbindung und Oberflächenanlagen wie etwa ein Pumpenhaus – soll erst nach Abschluss der Tests fallen. Eine erste Wärmelieferung wird für 2030 als möglich genannt.
Regulatorisch und organisatorisch ist das Projekt auf mehrere Jahre ausgerichtet und stark von Genehmigungen abhängig. Der Start der Vorbereitungsarbeiten ist für September 2026 geplant, der Bohrbeginn selbst derzeit auf Ende 2026 angesetzt – allerdings ausdrücklich unter dem Vorbehalt der notwendigen Genehmigungen und des Abschlusses der Errichtung des Bohrplatzes. Parallel laufen Planung und Terrassierung der Pipeline nach Graz. Das Joint Venture folgt einer klaren Logik: OMV hält 75 % und Energie Steiermark 25 % an der Entwicklungsgesellschaft, während Energie Steiermark den Leitungsbau steuert. Wie ein Energieexperte zusammenfasst, ist genau diese Aufteilung ein typischer Erfolgshebel, weil sie Projektlaufzeiten, Schnittstellen und Verantwortlichkeiten entlang der Wertschöpfung transparent macht.
Aus heutiger Sicht ist „Tiefenkraft“ damit weniger ein Einzelereignis als ein Blaupause-ähnlicher Entwicklungspfad für Regionen, die Fernwärme zunehmend klimafreundlich ausbauen wollen. Wenn die Ergebnisse positiv sind, umfasst die nächste Investitionsentscheidung die Errichtung einer ersten Geothermiedublette aus Produktions- und Injektionsbohrung inklusive umfassender Tests. Gleichzeitig bleiben zwei weitere Bohrungen für ATES im Fokus, wodurch zusätzliche Wertschöpfung über Speicher- und Flexibilitätsfunktionen möglich wird. Für Entwickler und Zulieferer bedeutet das: Von Bohrtechnik und Geomechanik über Mess- und Modellierungsteams bis zur Pipeline- und Anlagenintegration kann über Jahre Nachfrage entstehen. Unterm Strich wird Tiefengeothermie in Graz damit zur Infrastrukturinitiative, die sich erst im Zusammenspiel aus Geologie, Systemintegration und Genehmigungsarbeit vollständig auszahlt.
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