Erneuerbare Energien bei Google bevorzugen
Wenn ein Bergwerk stillgelegt wird, füllen sich viele seiner Hohlräume mit Wasser. Dieses Grubenwasser nimmt Wärme aus dem umgebenden Gestein auf. Über Bohrungen oder vorhandene Schächte lässt es sich fördern; ein Wärmeübertrager gibt seine Energie an eine Wärmepumpe weiter, bevor das Wasser zurückgeführt wird. So wird das Bergwerk zunächst als Wärmequelle genutzt. Ein Wärmespeicher entsteht erst dann, wenn zusätzlich Wärme – etwa aus Solarthermie, Kühlung oder industrieller Abwärme – gezielt in das unterirdische System eingebracht und später wieder entnommen wird. Die Stollen und das angrenzende Gestein bilden dabei gemeinsam den Speicherraum.
Lesen Sie mehr zum Thema Abwärme aus Biogasanlagen
Das Potenzial ist beträchtlich, aber nicht überall gleich gut erschließbar. Eine nordrhein-westfälische Potenzialstudie bezifferte die über Wasserhaltungsstandorte oder zugängliche Schächte nutzbare Grubenwasserwärme für das Referenzjahr 2035 auf rund 1.300 Gigawattstunden jährlich in den Steinkohleregionen des Landes. Das ist eine Schätzung für die Nutzung als Wärmequelle, keine nachgewiesene saisonale Speicherkapazität. Ob ein einzelnes Bergwerk Wärme über Monate wirtschaftlich speichern kann, hängt unter anderem von Wasserströmungen, Hohlräumen und den Abnehmern in seiner Nähe ab.
PUSH-IT: Vier Treffer in 120 Metern Tiefe
Einen wichtigen Schritt auf dem Weg zum Grubenwärmespeicher meldete das Fraunhofer IEG am 30. Oktober 2026. Im Bochumer EU-Projekt Push-it brachte das Team mit der mobilen Anlage Bo.Rex vier Bohrungen in ein geflutetes ehemaliges Kohlebergwerk ein. In etwa 120 Metern Tiefe traf es jeweils Stollen, die nur wenige Meter breit sind. Damit ist gezeigt, dass sich selbst ein nicht mehr begehbares Bergwerk mit konventioneller Geothermie-Bohrtechnik gezielt erschließen lässt. Das kann die Hürde für Vorhaben in dicht bebauten Gebieten senken, wo große Bohranlagen schwer einzusetzen wären.
Hier ein Beispiel der Abwärmenutzung bei einem Discounter
Der Erfolg betrifft bislang den Zugang zum Speicher, nicht dessen nachgewiesene Leistung. Fraunhofer IEG und Ruhr-Universität Bochum entwickeln den Standort unter dem Technischen Zentrum der Universität gemeinsam. Messsensoren und Untersuchungen der Grubenhohlräume liefern nun Daten für den vorgesehenen Speichertest. Erst wenn Wärme eingebracht und später unter realen Bedingungen wieder entnommen wurde, lassen sich nutzbare Kapazität und Verluste belastbar bestimmen. Eine Projektveröffentlichung beschreibt den untersuchten Grubenbereich als schätzungsweise 10.000 Kubikmeter großen Hohlraum; sie bewertet erste Bohr-, Wasserchemie- und Modellierungsergebnisse als geeignet für weitere Versuche. Push-it untersucht bis Ende 2026 insgesamt sechs europäische Standorte mit unterschiedlichen unterirdischen Speichertechnologien.
Lesen Sie hier, was der Fortschrittsmonitor zur Abwärmenutzung festgestellt hat
Sommerwärme für den Winter: Solarthermie unter Bochum
Wie ein saisonaler Kreislauf aussehen könnte, zeigt eine andere Bochumer Fraunhofer-Pilotanlage. Ihr Konzept verbindet Solarthermie, eine geflutete Kleinzeche und eine Hochtemperatur-Wärmepumpe: Im Sommer soll Sonnenwärme das Grubenwasser erwärmen; in der Heizperiode dient es als Wärmequelle, deren Temperaturniveau die Wärmepumpe für das örtliche Fernwärmenetz anhebt. Die Solarthermieanlage hat eine maximale Leistung von 60 Kilowatt. Fraunhofer nannte 2023 als Planungswert eine Einspeisung von 165 Megawattstunden pro Jahr ins Grubenwasser und eine vorgesehene Speichertemperatur von rund 60 Grad Celsius. Die Wärmepumpe kann Wärme mit bis zu 120 Grad Celsius bereitstellen. Diese Leistungs- und Zielwerte sind nicht mit einem veröffentlichten Nachweis gleichzusetzen, dass über eine ganze Saison genau diese Wärmemenge wiedergewonnen wurde.
Gerade diese Unterscheidung macht das Praxisbeispiel wertvoll: Die technischen Bausteine lassen sich zusammenführen; die entscheidenden Betriebsfragen betreffen den Wärmerückgewinn über längere Zeit.
Von Gateshead bis zum Rechenzentrum: Wo die Praxis steht
Dass Grubenwasser Wärme für ganze Netze liefern kann, belegt Gateshead in Nordostengland. Das dortige System arbeitet seit März 2023. Zwei Wärmepumpen mit jeweils drei Megawatt nutzen etwa 15 Grad Celsius warmes Wasser aus einem Bergwerk in rund 150 Metern Tiefe und heben die Temperatur für das Wärmenetz auf etwa 80 Grad Celsius. Das Projekt ist ein Beispiel für Wärmegewinnung aus Grubenwasser – nicht für eine bereits nachgewiesene saisonale Speicherung eingebrachter Überschusswärme.
In Bochum wiederum bestätigten Pumptests auf dem Areal Mark 51°7 bereits 2023, dass sich aus verschiedenen Tiefen genügend warmes beziehungsweise kühleres Grubenwasser für das geplante Wärme- und Kältekonzept fördern lässt. Fraunhofer schätzte damals, dass dieses Potenzial 70 bis 75 Prozent des Wärme- und Kältebedarfs der vorgesehenen Abnehmer decken könnte. Auch hier gilt: Ein erfolgreicher Pumptest und eine prognostizierte Bedarfsdeckung sind etwas anderes als ein gemessener saisonaler Speicherbetrieb.
Eine zusätzliche Chance liegt in der Abwärme von Rechenzentren. Server geben auch dann Wärme ab, wenn Gebäude kaum Heizwärme benötigen. In räumlicher Nähe zu einem geeigneten Bergwerk könnte diese Wärme über einen Wärmeübertrager ins Grubenwasser gelangen und später einem Netz zur Verfügung stehen. Zugleich könnte das System beim Kühlen helfen. Dass Rechenzentrumsabwärme grundsätzlich für Gebäude nutzbar ist, zeigt ein anderes, nicht mit einem Grubenspeicher verbundenes Projekt: Seit November 2025 versorgt die Abwärme eines benachbarten Rechenzentrums den Berliner Wohnkomplex Pallasseum mit und deckt nach Angaben der Deutschen Energie-Agentur rund 65 Prozent seines Wärmebedarfs. Die Verbindung von Rechenzentrum und Grubenwärmespeicher ist dagegen eine vielversprechende Anwendung, keine durch dieses Beispiel belegte Praxis.
Das größte Problem: Trifft man die Wärme im Winter wieder an?
Die schwierigste Frage lautet nicht mehr allein, ob sich ein Stollen anbohren lässt. Sie lautet: Wie viel der eingebrachten Wärme kann Monate später zu vertretbaren Kosten zurückgewonnen werden? Bergwerke sind keine geschlossenen Tanks. Strömendes Wasser kann Wärme aus dem gewünschten Bereich forttragen; das Gestein nimmt Wärme auf und gibt sie zeitverzögert wieder ab. Hinzu kommen standortabhängige Probleme mit Wasserchemie, Ablagerungen an Wärmeübertragern und Anforderungen an den Schutz des Untergrunds. Untersuchungen an einem Testspeicher im sächsischen Freiberg zeigten, dass eine zeitweilige Speicherung möglich ist – aber auch erhebliche Wärmeverluste auftreten können. Neuere Forschung benennt insbesondere ungewollte Durchströmung und Ablagerungen als Faktoren für den tatsächlich erzielbaren Wärmerückgewinn.
Darauf folgt die wirtschaftliche Bewährungsprobe: Es braucht passende Wärmequellen, nahe gelegene Abnehmer, Leitungen, Pumpen, Wärmepumpen und einen Betrieb, der über viele Jahre funktioniert. Der Push-it-Bohrerfolg beseitigt eine wichtige technische Unsicherheit. Ob aus dem Bochumer Bergwerk eine rentable „Geobatterie“ wird, muss der angekündigte Speichertest zeigen. Gelingt das, könnten ehemalige Zechen nicht nur Wärme aus der Tiefe liefern, sondern auch helfen, die Lücke zwischen sommerlichem Überschuss und winterlichem Bedarf zu schließen.
