Die hydrothermale Geothermie nutzt die im Untergrund natürlich vorkommenden Thermalwasservorräte zur Versorgung größerer Siedlungen und von Gewerbe- und Industriegebieten mit Wärme und Strom.

In Deutschland sind gegenwärtig rund 25 größere Anlagen mit einer installierten Leistung zwischen 100 kW und 20 MW in Betrieb, die Thermalwasser als Energiequelle nutzen. Es handelt sich vor allem um geothermische Heizzentralen oder Thermalbäder in Kombination mit Gebäudeheizung. Die Wassertemperatur ist jeweils geringer als 110 °C. Die gesamte in hydrothermale Anlagen installierte Leistung der deutschen Anlagen beträgt ca. 50 MWth.

In den USA, auf den Philippinen, in Indonesien, Japan, Neuseeland, Mexiko und Italien hingegen bestehen bereits nennenswerte Kapazitäten. Weltweit sind rund 16.000 MW thermische und 8.000 MW elektrische Leistung installiert (Stand: 2000). Geothermische Kraftwerke erreichen bis zu 8.000 Betriebsstunden pro Jahr und erzeugten daher weltweit mit 49,3 Mrd. kWh im Jahr 2000 ebenso viel Strom wie Windenergieanlagen.

Mit dem zur Verfügung stehenden technischen Nachfragepotential, also unter Berücksichtigung nachfrageseitiger Hemmnisse, könnten nach einer Untersuchung des Geo-Forschungs-Zentrums Potsdam bis zu 29% des Wärmebedarfs der Bundesrepublik aus den derzeit bekannten Ressourcen hydrothermaler Geothermie gedeckt werden. Die Wärme wird zu marktüblichen Fernwärmepreisen an die Verbraucher abgegeben. Unter den gegenwärtigen energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen besteht immer noch ein in der Höhe standortabhängiger Förderbedarf von bis zu 40%.

Das technische Potenzial der hydrothermalen Stromerzeugung in Deutschland liegt beim 600-fachen des deutschen Jahresstrombedarfs. Zu diesem Schluss kommt der Sachstandsbericht des Büros für Technikfolgen-Abschätzung des Deutschen Bundestages. Anders als Wind und Sonnenenergie steht die Erdwärme zuverlässig zur Verfügung und ist deshalb für die Deckung der Grundlast der Stromerzeugung gut geeignet.

Für die technische Nutzung zur Stromerzeugung braucht man Heißwasser von mindestens 100°C. Bei einer Temperaturzunahme von etwa 30 K pro km Tiefe steht damit für die geothermische Stromproduktion ein Tiefenbereich von drei bis sieben Kilometer Tiefe zur Verfügung. Eine sieben Kilometer tiefe Bohrung stellt momentan in etwa die technische Bohrgrenze dar. Die in einem Gesteinsblock von 1 x 1 x 7 km 3 gespeicherte Wärme entspricht etwa zehn Prozent des deutschen Jahreswärmebedarfs.

In einzelnen Gebieten wird eine Temperatur von 100°C bereits in einem Kilometer Tiefe erreicht, z B. in Landau. Die höchsten Untergrundtemperaturen kommen im Oberrheingraben vor.

Die Erdwärme wird durch zwei Bohrungen erschlossen. Zwischen beiden Bohrungen zirkuliert das Wasser. Einmal vollständig abgekühlte Gesteinsformationen benötigen einige Jahrhunderte, um wieder die ursprüngliche Temperatur zu erreichen. Wenn die Nutzung des gewaltigen Erdwärmepotentials über tausend Jahre gestreckt wird, dann ist die Nutzung nachhaltig: Man entnimmt dann soviel Tiefenwärme, wie aus dem Erdinnern ständig nachströmt. Daraus ergibt sich ein jährliches technisches Angebotspotential von 300 TWh. Das entspricht 60 Prozent des derzeitigen deutschen Stromverbrauchs.

Die Erdwärme unterliegt keinen tages- und jahreszeitlichen Schwankungen und kann daher zur Bereitstellung von Grundlaststrom eingesetzt werden. Auch aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten ist das stimmig, da die Erdwärme hohe Kapitalkosten und geringe Arbeitskosten aufweist. Die gesamte Grundlast könnte durch Erdwärme bereitgestellt werden und die derzeitige Grundlaststromerzeugung aus Kohle und Atomenergie ersetzen. Die Erdwärme kann neben dem Strom auch gleichzeitig Wärme für Heizungszwecke und Einspeisung in Fernwärmenetze bereitstellen.

Die Stromerzeugung arbeitet mit dem Clausius-Rankine-Verfahren mit organischen Arbeitsstoffen (Organic Rankine Cycle ORC). Im Unterschied zum Dampfturbinenprozess wird ein niedrigsiedendes organisches Arbeitsmittel statt Wasser eingesetzt. Die Wärme aus der Erde wird durch Wärmetauscher auf dieses Arbeitsmittel übertragen. Der Generator-Wirkungsgrad liegt bei Wasser mit hundert Grad bei acht Prozent.

Bis zu einem Drittel des erzeugten Strom kann für den eigenen Strombedarf der Anlage, Förderung und Injektion des Warmwassers, benötigt werden. Durch den geringen Wirkungsgrad fallen bei der Stromerzeugung große Mengen an Abwärme mit einer Temperatur von 70°C an. Die Wirtschaftlichkeit verbessert sich durch die Nutzung dieser Wärme ganz entscheidend. Die ORC-Technik ist ausgereift und international verbreitet. Dennoch gibt es ein gewaltiges anlagetechnisches Optimierungspotential, insbesondere durch die Wahl eines geeigneten Arbeitsmittels.

Eine viel versprechende Weiterentwicklung ist der so genannte "Kalina-Prozess". Hier wird ein Gemisch aus Ammoniak und Wasser als Arbeitsmittel eingesetzt. Der Wirkungsgrad ist deutlich höher gegenüber dem ORC-Verfahren, verbunden mit 30% geringeren Erzeugungskosten. Die Kalina-Technik steht jedoch noch am Anfang der Entwicklung. Eine erste Anlage wurde 2001 in Husavik/Island in Betrieb genommen, eine weitere in Steamboat Springs/Nevada.