GRAZ / LONDON (IT BOLTWISE) – OMV und Energie Steiermark melden eine erfolgreich abgeschlossene seismische Messkampagne als Grundlage für die nächste Projektphase „Tiefenkraft“. Geplant ist die Erkundungsbohrung „Petersdorf 2“ mit Start im vierten Quartal 2026 und einer Vorbereitungsphase ab September. Bei positiven Ergebnissen wollen die Partner eine erste Geothermiedublette errichten und zusätzlich Aquifer Thermal Energy Storage prüfen. Das Projekt zielt langfristig auf bis zu 670 GWh geothermische Energie pro Jahr bis 2037 und könnte rund 50 % der Grazer Fernwärme decken.
Die Wärmewende in Österreich bekommt eine neue, messbar geerdete Etappe: OMV und Energie Steiermark haben im Rahmen des Projekts „Tiefenkraft“ seismische Messungen über eine rund 900 Kilometer lange Messstrecke abgeschlossen. Diese Daten sind nicht nur „Vorarbeit“, sondern das eigentliche Fundament für das Untergrundmodell, das später entscheidet, ob eine Erkundungsbohrung lohnt oder ob man die geologischen Annahmen korrigieren muss. Gerade bei Tiefengeothermie ist diese Phase entscheidend, weil sie Risiko und Planungstiefe in ein Verhältnis bringt, das Investitionen überhaupt erst kalkulierbar macht.
Technisch startet „Tiefenkraft“ mit einem klassischen, aber aufwendigen seismischen Vorgehen: Zwischen Februar und April 2026 wurden Messungen entlang der Messstrecke durchgeführt, anschließend werden die gewonnenen Daten derzeit ausgewertet. Ziel ist ein detailliertes Modell des Untergrunds, das die nächsten Entscheidungen mit Unsicherheiten „einpreist“ – also mit Wahrscheinlichkeiten statt Bauchgefühl. Die nächste zentrale Weiche ist die geplante Erkundungsbohrung „Petersdorf 2“ in St. Marein bei Graz, deren Start für das vierte Quartal 2026 vorgesehen ist, wobei Genehmigungen und die Errichtung des Bohrplatzes den Zeitplan konkret beeinflussen.
Die Zeitachse zeigt, wie stark Geothermieprojekte von internen und externen Abhängigkeiten geprägt sind: Vorbereitungsarbeiten sollen im September 2026 beginnen, die Bohrung selbst ist nach aktuellem Plan gegen Ende 2026 angesetzt. Bohrung und anschließende Testphase werden den Angaben zufolge rund drei bis vier Monate in Anspruch nehmen. Erst die Testphase liefert die entscheidenden Erkenntnisse zu geothermischem Potenzial und geologischen Rahmenbedingungen. Vergleichbare Projekte bei anderen Playern setzen ebenfalls auf eine strikte Lernschleife aus Modellierung, Messung, Bohrung und Validierung; etwa Enhanced-Geothermal-Ansätze wie sie von Eavor bekannt sind, funktionieren nur, wenn die frühen Daten die spätere Bohrplanung präzise stützen.
Für die Marktwirkung ist vor allem die langfristige Zielgröße interessant: Langfristig könnte eine jährliche Bereitstellung von bis zu 670 GWh geothermischer Energie bis 2037 möglich werden, was laut Projektangaben etwa 50 % der Fernwärmeversorgung im Großraum Graz abdecken könnte. Das ist ein Set-up, das über reine Stromerzeugung hinausgeht und direkt in das thermische Lastprofil einer Region eingreift. Damit wird Geothermie zu einem Stabilitätsanker in Wärme- und Energienetzen, gerade wenn Wärmepumpen- und Biomassepfade auf Wärmespitzen, Lieferketten und Preisvolatilität stoßen. Ein solcher Skalierungshebel kann außerdem die Planbarkeit für Betreiber verbessern, weil die Grundlast perspektivisch weniger von externen Energieträgern abhängt.
Dass die Partner in der Kommunikation deutlich auf konkrete nächste Schritte setzen, wirkt auch gegenüber Investoren und Politik: „Tiefenkraft“ tritt nach erfolgreichem Abschluss der seismischen Kampagne in die nächste Phase ein. OMV positioniert Tiefengeothermie als zentralen Baustein für eine unabhängige, klimaneutrale Wärmeversorgung in Österreich. Berislav Gao, OMV Executive Vice President Energy, hebt dabei die Rolle von Geologie, Bohrtechnik und Projektentwicklung hervor: Die Expertise helfe, das geothermische Potenzial fundiert zu bewerten und damit die Basis für eine nachhaltige Wärmelieferung zu schaffen. Diese Argumentation passt zu einem breiteren Branchenmuster, in dem „Risikoreduktion durch Daten“ zum zentralen Narrative wird.
Auch die Energie Steiermark adressiert die strategische Dimension: Martin Graf und Werner Ressi betonen, „Tiefenkraft“ sei ein zukunftsweisender Schritt für die Wärmeversorgung und stehe für das größte Einzelinvestment in der Geschichte des Unternehmens. In der Logik dahinter steckt mehr als nur ein Bohrloch: Bei positiven Ergebnissen soll die nächste Investitionsentscheidung die Errichtung einer ersten Geothermiedublette umfassen – bestehend aus Produktions- und Injektionsbohrung inklusive umfassender Tests. Parallel planen die Partner zwei weitere Bohrungen, um die Umsetzbarkeit eines Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) zu prüfen. Damit rückt auch das Speicherkonzept in den Mittelpunkt, weil es überschüssige Wärme im Untergrund lagern und saisonal nutzbar machen könnte.
Für die Umsetzung bleibt die technische Schnittstellenarbeit der Knackpunkt: In der Projektphase sollen auch Planung und Terrassierung der Pipeline nach Graz vorangetrieben werden. Laut Angaben übernimmt die Energie Steiermark den Bau und Betrieb einer rund 20 Kilometer langen Fernwärme-Transportleitung; sie steuert damit die technische Umsetzung zur langfristigen Integration der geothermischen Energie in die regionale Wärmeversorgung. Der Bau dieser Transportleitung liegt zu 100 % im Verantwortungsbereich der Energie Steiermark, während die gemeinsame Entwicklungsgesellschaft die Gesamtverantwortung bündelt: OMV hält 75 %, Energie Steiermark 25 %. In der Praxis heißt das, dass Modellierung, Bohrplanung und Anlagenengineering eng getaktet werden müssen, damit Testresultate nicht nur wissenschaftlich stimmen, sondern auch netzseitig verwertbar sind.
Ein weiterer Markt- und Wettbewerbsaspekt liegt in der Investitions- und Entscheidungsarchitektur: Die finale Entscheidung für das Gesamtprojekt – inklusive Produktions- und Injektionsbohrungen, Pipeline-Anbindung sowie Installation der Oberflächenanlagen wie Pumpenhaus – soll nach den umfassenden Tests fallen. Diese gestufte Governance reduziert Fehlallokation und schützt Budgets vor „zu früher Total-Commitment“-Fehlern. Genau solche Risikosteuerung ist es, die Geothermie in den letzten Jahren von eher visionären Programmen in Richtung industriell skalierbarer Entwicklungslogik verschoben hat. Gleichzeitig wächst damit der Bedarf an belastbaren Compliance- und Umweltdaten rund um Bohrstandorte, Wasserpfade und Betrieb.
Auf regulatorischer und datenschutzrechtlicher Ebene ist zwar in der Pressemeldung keine neue Rechtslage genannt, aber Tiefengeothermie berührt in der Umsetzung regelmäßig genehmigungs- und umweltrelevante Prüfungen, etwa hinsichtlich Bohrgenehmigung, Schutz von Grund- und Oberflächenwasser sowie Randbedingungen für Monitoring. Dazu kommt die technische Sicherheit in Betriebs- und Steuerungssystemen: Sobald Geothermieanlagen mit Fernwärmeleitstellen, Messdatenerfassung und potenziellen Fernzugriffen verbunden sind, gewinnen Security-Best Practices wie segmentierte Netzwerke, Protokollierung und Zugriffskontrollen an Gewicht. Für Entwickler und Systemintegratoren entstehen damit Chancen rund um Datenpipelines aus Sensorik, Modellupdates aus Feldmessungen und robustes Monitoring im laufenden Betrieb.
Der Ausblick ist schließlich klar auf mehrere Jahre Lernkurve ausgelegt: Vom ersten Seismik-Setup bis zur Inbetriebnahme dauert der Prozess mehrere Jahre. Eine erste Wärmelieferung könnte im Jahr 2030 erfolgen, vorausgesetzt, dass „Petersdorf 2“ die geologischen Erwartungen bestätigt und die nachgelagerte Investitionsphase mit Bohrungen, Tests und Pipelinebau planbar bleibt. Genau hier wird der Unterschied zu vielen kurzfristigen Energieprojekten sichtbar: Geothermie ist weniger „Sofort-Effekt“, sondern eher ein mehrstufiges Programm mit harter Datendisziplin. Wenn die Ergebnisse positiv ausfallen, könnte „Tiefenkraft“ in Graz zum Blaupause-Projekt werden, ähnlich wie andere internationale Ansätze zeigen, dass Tiefengeothermie mit konsequenter Mess- und Validierungsstrategie von der Theorie in die Energieversorgung rückt.
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