SEATTLE / LONDON (IT BOLTWISE) – Endurance Energy beginnt vor der Küste Oregons mit der Bohrung nach heißer Flüssigkeit unter dem Meeresboden. Das Vorhaben nutzt ein 100-kW-Generator-Setup mit organischem Rankine-Zyklus, das per Unterwasserrobotik an eine 1.500 Meter tiefe Bohrung angebunden wird. Im Fokus steht zunächst das Sammeln von Temperatur- und Durchflussdaten über ein bestehendes Glasfasernetz an Land. Die Ergebnisse sollen später in eine größere Einheit für Tonga mit Blick auf die Energieunabhängigkeit einfließen.
Endurance Energy will Offshore-Geothermie dort testen, wo die meisten anderen Projekte bisher scheiterten: nicht an Land, sondern direkt auf dem Meeresgrund. Vor der Küste Oregons startet das Startup Ende September 2026 mit einer Bohrung in rund 1.500 Metern Wassertiefe. Ziel ist es, über ein Unterwasserbohrloch Zugriff auf heißes Fluid aus der Erdkruste zu bekommen, damit eine Turbine in einem Generator Strom erzeugen kann. Das ist technisch anspruchsvoll, weil die Arbeitsumgebung aus Druck, Korrosion, schwer zugänglichen Wartungsfenstern und komplexen Logistikketten besteht – und weil es kaum robuste, industrielle Referenzen für grid-nahe Stromerzeugung aus solchen „subsea“-Setups gibt.
Der Ansatz beginnt mit einer Vorarbeit, die aus Ingenieurssicht entscheidend ist: In den Wochen vor der Auswahl des Bohrpunkts hat Endurance die seismische und vulkanische Aktivität der Juan-de-Fuca-Rückenregion per Remote Sensing vermessen. Aus dieser Analyse wurden flache Bereiche nahe dem Axial Seamount herausgefiltert, der als einer der größten und aktivsten Vulkanstandorte der Region gilt und etwa 500 Kilometer von der Küste Oregons entfernt liegt. In der ersten Phase bohrten die Teams zudem ein flaches 60-Meter-Loch, um auf hydrothermales Fluid – salzhaltiges Wasser – in einem Temperaturbereich von etwa 250 °C zuzugreifen. Diese Größenordnung bewegt sich laut CEO Andrew Redd in einem „sweet spot“ zwischen 250 und 350 °C, weil dann mit „ziemlich normalen“ geothermischen Materialien gearbeitet werden kann, statt komplett neue Hochtemperatur- und Hochkorrosionswerkstoffe entwickeln zu müssen. Ergänzt wird das durch eine enge Geometrie: Der Bohrdurchmesser liegt bei 5 Zentimetern, deutlich kleiner als bei vielen landbasierten Anlagen, die typischerweise 20 bis 30 Zentimeter erreichen.
Auf dem Meeresgrund soll anschließend ein fertiges 100-kW-System mit dem Namen Adélie installiert werden. Das Aggregat bleibt zunächst vollständig montiert an Bord beziehungsweise im Hafen-Kontext in Seattle auf dem Dock, bevor es laut Plan etwa 20 Meter neben dem Bohrloch abgesenkt und positioniert wird. Ein Tauchroboter soll flexible Leitungen abrollen, die die Verbindung zwischen Bohrloch und Generator herstellen. Für den Strompfad nutzt Adélie einen geschlossenen Wärmetauschprozess auf Basis eines organischen Rankine-Zyklus: Statt Wasser direkt zu verarbeiten, wird ein geeignetes Arbeitsmedium über Verdampfen und Kondensieren im Kreislauf geführt, sodass eine Turbine Energie umsetzt. Entscheidend ist hier weniger die Thermodynamik als die Werkstoffwahl und die Auslegung der Komponenten auf die Unterwasserbedingungen. Endurance sagt selbst, dass es diese spezifische Kopplung aus Generator und seafloor well in dieser Form noch nicht gegeben habe – deshalb selektiert das Team gezielt Materialien, die den Einsatz im Untersee dauerhaft aushalten.
Für das Pilotdeployment ist der Stromertrag nicht der Hauptindikator. Ein Teil der verfügbaren Kapazität wird für Sensorik benötigt; der Rest soll als Wärme in das Wasser abgegeben werden, vergleichbar mit einer Form von elektrischer „Grounding“-Praxis. Damit verlagert sich die Bewertung auf messbare Parameter: Temperatur- und Durchflussdaten aus dem System sollen in Echtzeit an Land übertragen werden. Dafür setzt Endurance auf eine vorhandene Glasfaser-Infrastruktur der National Science Foundation über das Ocean Observatories Initiative-Netz. Das ist strategisch, weil Unterwasserkommunikation häufig zusätzliche Energie, Schnittstellen und Latenzprobleme mit sich bringt. Als Standortentscheidung spielt außerdem die Datenlage eine Rolle: Die Juan-de-Fuca-Rückenregion ist laut Redd bereits „extrem gut erforscht und vermessen“. Vor der eigentlichen Installation wurden deshalb außerdem Basiswerte für Temperatur und Umweltbedingungen erhoben, um später den Einfluss auf das umliegende Ökosystem bewerten zu können.
Die technische Pilotphase ist zudem eng mit einem Skalierungspfad verknüpft, der geografisch weitergeht. Für die nächsten Monate peilt Endurance an, das Setup am Axial Seamount etwa ein Jahr lang zu betreiben. Bis zum Ende von 2027 soll zusätzlich eine 2-MW-Einheit vor der Küste des Königreichs Tonga folgen – ein Szenario, das sich deutlich von der Oregon-Testumgebung unterscheidet. Tonga steht, wie viele Inselstaaten, unter dem Druck hoher Dieselpreise, weil der Kraftstoff importiert werden muss und geopolitische Risiken Lieferketten beeinflussen. Endurance adressiert deshalb weniger den globalen Massenmarkt als vielmehr die Energieunabhängigkeit solcher Inseln. Während der Pilot nahe Oregon das Lernen priorisiert, soll das Projekt in Tonga Strom für den Inselbetrieb liefern; gleichzeitig soll die Anlage weniger nah an aktiven Vulkanzonen installiert werden, um das Risiko durch seismische Aktivität zu reduzieren. Das System wird dort an ein seafloor-Fasernetz angebunden, um Monitoring und Steuerung ohne große Zusatzhardware umzusetzen.
Aus Marktsicht ist das Projekt vor allem eine Antwort auf ein altes Muster in der Offshore-Geothermie: Unternehmen haben lange versucht, Stromgewinnung im Meer im großen Maßstab zu etablieren – die Kombination aus Logistik, Performance und Wartbarkeit in der Tiefe hat jedoch häufig Bremsspuren hinterlassen. Roland Horne, der das geothermische Programm an der Stanford-Universität leitet, bezeichnet Subsea-Geothermie zwar als potenziell sinnvoll für spezifische Anwendungen wie Inseln, bleibt aber skeptisch hinsichtlich grid-tauglicher Skalierung. Endurance räumt diese Ambition ein, verweist aber auf Wettbewerbsfähigkeit über die Kostenstruktur. CFO- bzw. Preisargumente hängen dabei stark davon ab, welche Kabel- und Installationskosten über die Lebensdauer verteilt werden; Redd betont, dass zusätzliche submarine Kabel zur Übertragung an die Küste zwar Kosten verursachen, die konkreten Details aber noch bestimmt werden. Gleichzeitig sieht das Unternehmen Offshore-Transmission als Chance: Auf See gebe es mehr Flexibilität beim Verlauf von Korridoren als an Land, wo bestehende Leitungen und Raumrestriktionen den Ausbau begrenzen. Damit trifft das Vorhaben einen Kernpunkt der Energiewende: Nicht jeder Standort braucht die gleiche Technologieform – und in abgelegenen Inselnetzen kann ein anderer Engineering-Trade-off die entscheidende Rolle spielen.
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