Am Rand von München rumpeln seit August 2026 Vibro-Trucks durch den Großraum. Ihre Aufgabe klingt zunächst nach Baustelle, ist aber deutlich tiefer angelegt: Das Projekt GIGA-M erkundet, wo im Münchner Umland noch Erdwärme steckt und wie sie künftig für die regionale Wärmeversorgung genutzt werden könnte. Heute, am 24.10.2026, laufen die Messungen weiter. Der Treffpunkt für die wissenschaftliche Einordnung liegt an der TUM München.

Mehr als 1.100 Quadratkilometer umfasst die Kampagne – Deutschlands größtes Landseismikprojekt. Die Trucks senken Vibrationsplatten ab und schicken kontrollierte seismische Wellen in den Untergrund. An Grenzen zwischen Erd- und Gesteinsschichten werden die Wellen teilweise zurückgeworfen. Kleine orangefarbene Geophone an der Oberfläche zeichnen die Signale auf. Aus den vielen Messpunkten soll ein dreidimensionales Bild des Münchner Untergrunds entstehen.

Ein Würfel für den Untergrund

GIGA-M steht für „Großräumige Integrierte Gesamt-Analyse des tiefengeothermischen Potentials und seiner synergetischen Nutzung im Großraum München“. Die Messungen begannen im südlichen Landkreis München. Danach sollen die Vibro-Trucks in den Landkreisen Miesbach, Bad Tölz-Wolfratshausen, Starnberg, Fürstenfeldbruck und Dachau unterwegs sein. Die Kampagne soll innerhalb von drei bis vier Monaten, spätestens bis Ende November 2026, abgeschlossen sein. Anschließend werden die Daten ausgewertet.

Die Projektwebsite bietet weitere Informationen und eine tagesaktuelle Karte. Zunächst zeigt sie den Vorbereitungsfortschritt, ab dem 20. August auch die Messaktivitäten mit den Trucks. Das fertige geologische Untergrundmodell soll nach Projektabschluss Interessierten und zuständigen Behörden zur Verfügung stehen. Daten und 3D-Modell sollen später außerdem kostenlos beim Bayerischen Landesamt für Umwelt einsehbar sein.

Hinter der aufwendigen Signalverarbeitung steckt mehr als eine hübsche Untergrundgrafik. Das Modell soll die Planung künftiger Erschließungsbohrungen unterstützen und in ein dynamisches Bewertungsmodell für die langfristige Nutzung der Tiefengeothermie überführt werden. In Regionen mit Datenlücken sind solche seismischen Erkundungen zunächst nötig; in bereits untersuchten Gebieten sollen vorhandene Erkenntnisse verdichtet werden. So lässt sich der Untergrund genauer charakterisieren – und vielleicht auch besser entscheiden, wo gebohrt werden sollte und wo man es lieber bleiben lässt.

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Beteiligt sind die Technische Universität München, die Stadtwerke München, Energiewende Garching, die Energieagentur Ebersberg-München, die Landeshauptstadt München und das Landratsamt München. Gefördert wird das Projekt vom Bundeswirtschaftsministerium. Neben den geologischen Fragen untersucht GIGA-M auch nicht-technische Voraussetzungen für eine gemeinsame interkommunale Bewirtschaftung des geothermischen Feldes.

Wärme aus dem Weißjura

Im Großraum München wird das Thermalwasserreservoir im Weißjura bereits über etwa 50 Bohrungen genutzt. Zusammen liefern sie rund 400 Megawatt thermische Leistung. Das zusätzliche Erdwärmepotenzial wird auf mehr als 1.000 Megawatt geschätzt. Die 3D-Seismik soll dafür zuerst die bestehenden Datenlücken schließen.

Geothermie nutzt Wärme aus dem Erdinneren. Bei der Tiefengeothermie wird heißes Wasser durch Bohrungen gefördert und seine Wärme in ein Fernwärmenetz übertragen. Eine zweite Bohrung dient in der Regel dazu, das abgekühlte Thermalwasser wieder in den Untergrund zurückzuführen und den Druck zu erhalten. Erdwärme kann außerdem Strom liefern oder über Wärmepumpen Gebäude beheizen. Bei ausreichend hohen Temperaturen sind zusätzliche Wärmepumpen häufig nicht nötig.

Das Geothermiewerk bei Holzkirchen im Landkreis Miesbach liefert schon heute einen großen Teil der Münchner Fernwärme. Für die Stadt ist die Technologie ein wichtiger Baustein ihrer kommunalen Wärmeplanung: Bis 2045 soll die Wärmeversorgung klimaneutral werden. Gegenüber Öl und Gas verursacht Erdwärme weniger CO₂ und kann die Abhängigkeit von Energieimporten senken. München hat sich verpflichtet, als Versorger aufzutreten. Dafür müssen allerdings genug lokale Wärmequellen erschlossen werden – und zwar nicht nur auf dem Papier.

In Südbayern liegen dafür gute geologische Voraussetzungen vor. Im Molassebecken befinden sich in den Malmkarbonaten umfangreiche heiße Thermalwasservorkommen; dort liegt die größte direkt nutzbare hydrothermale Geothermielagerstätte West- und Mitteleuropas. Je nach Tiefe und Gebiet erreichen die Thermalwässer 35 bis 165 Grad Celsius, die Fördermengen liegen etwa zwischen 40 und 200 Litern pro Sekunde. Genutzt werden kann das Wasser vor allem für Wärmeversorgung, teilweise auch für Kälteerzeugung und Wärmespeicherung. Ab mehr als 115 Grad Celsius ist über Organic-Rankine-Cycle-Anlagen, kurz ORC, zusätzlich Stromerzeugung möglich.

Großes Potenzial, erhebliche Hürden

In Bayern sind derzeit 25 Geothermieanlagen in Betrieb, darunter sieben zur Stromerzeugung; weitere Anlagen befinden sich im Bau. Das bislang durch Tiefbohrungen in 800 bis über 5.000 Metern Tiefe erschlossene hydrothermale Potenzial beträgt etwa 470 Megawatt thermische und 38 Megawatt elektrische Leistung. Wissenschaftliche Berechnungen sehen die Möglichkeit, bis zu 25 Prozent des bayerischen Wärmebedarfs im Gebäudesektor durch Tiefengeothermie zu decken – sofern geeignete Wärmenetze vorhanden sind.

Bis 2050 plant Bayern, etwa ein Viertel des Wärmeverbrauchs im Gebäudesektor mit Geothermie zu decken. Dafür sollen die hydrothermale Geothermie in Südbayern weiter ausgebaut, bestehende Geothermiefelder verdichtet, neue Projekte im Molassebecken entwickelt und mitteltiefe Quellen erschlossen werden. In Nordbayern, wo das hydrothermale Potenzial gering ist, wird zu petrothermalen Verfahren in Festgestein geforscht. Wirtschaftlich realisierbare petrothermale Projekte gibt es dort bislang nicht; bei erfolgreichem Betrieb könnten solche Systeme grundsätzlich rund 80 Prozent der Landesfläche erschließen, in denen keine nutzbaren hydrothermalen Ressourcen vorhanden sind.

Das Potenzial zur Stromerzeugung wird aufgrund bisheriger Bohrergebnisse auf maximal etwa 120 Megawatt geschätzt. Genauere Prognosen sind wegen der unterschiedlichen geologischen Bedingungen nicht möglich. Durch geplante Bohrungen und Projekte wird ab 2030 mindestens eine Verdreifachung der erschlossenen hydrothermalen Wärmeleistung erwartet. Auch Quellen unter 70 Grad Celsius könnten in Kombination mit Wärmepumpen interessant werden. Damit käme Geothermie eher auch für Gebiete mit geringerer Verbraucherdichte infrage.

Weitere Perspektiven bieten das Closed-Loop-Verfahren der Firma Eavor und multilaterale Systeme aus der Gas- und Ölindustrie zur petrothermalen Geothermie. Das Demonstrationsprojekt von Eavor in Geretsried soll im Sommer 2025 den Betrieb aufnehmen. Es könnte zeigen, welche Möglichkeiten nicht fündige Bohrungen im Molassebecken und Regionen ohne nutzbare hydrothermale Vorkommen haben. Ein Projekt in den USA hat die technische Machbarkeit multilateraler petrothermaler Systeme gezeigt, ein Pilotprojekt in der Schweiz steht noch aus.

So verlockend die Zahlen sind: Hohe Investitionskosten, geologische und wirtschaftliche Risiken, die ungleichmäßige Verteilung nutzbarer Vorkommen und die fehlende räumliche Übereinstimmung von Wärmequellen und Verbrauchern bleiben harte Brocken. Fernwärme-Verbundnetze könnten Quellen und Abnehmer verbinden, verteuern den Ausbau aber zunächst. Wärme lässt sich über längere Strecken mit relativ geringen Verlusten transportieren. Für wettbewerbsfähige Wärmekosten braucht es trotzdem eine Nutzung im Grundlastbereich mit hohen Volllaststunden sowie Förderung für Verbundleitungen. Vorgeschlagen wird deshalb, zunächst lokale Projekte schrittweise über kommunale Verbundleitungen zu verknüpfen.

Was Bayern vorbereitet

Der Freistaat unterstützt die Entwicklung mit einem Regionalmodell des Landesamts für Umwelt für den Malm-Grundwasserleiter im Molassebecken und mit der seit 1. Oktober 2023 bestehenden Koordinationsstelle Tiefengeothermie. Sie bündelt Informationen zu Projekten, vermittelt Kontakte und stellt Best-Practice-Beispiele bereit. Die Geothermie-Allianz Bayern wird ab 2025 fortgeführt und forscht unter anderem zu petrothermaler Geothermie in Nordbayern, induzierter Seismizität, effizienteren Kraftwerken, hybriden Lösungen mit Wärmepumpen, innovativen Bohrverfahren und neuen Erkundungskonzepten.

Das Regionalmodell soll Erkenntnisse über gegenseitige Beeinflussungen von Förder- und Reinjektionsbohrungen