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Die schnelle Verbreitung der Wärmepumpe ist zentral für eine schnelle Wärmewende

Wärmewende auf dem Dorf Zukunftsfähige Wärmeversorgung in

ländlichen Gemeinschaften

Jens Clausen, Michael Huber, Helge Ehrhardt, Ulrike Jordan

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung

2 Grünes Gas im Erdgasnetz?

3 Mit Holz heizen?

4 Die Gebäude für die Energiewende fit machen

5 Wie kann ein Wärmenetz gestaltet werden?

6 Leitungsbau

7 Sektorkopplung und Stromversorgung

Quellen

1 Einleitung

Menschen in vielen Dörfern verbindet, dass sie ihren Beitrag zur Energiewende und zum Klimaschutz leisten wollen. Sie wollen die Energiewende mitgestalten und auf lange Sicht dabei helfen, dass die Energieversorgung bei ihnen umweltfreundlich, sicher und bezahlbar ist. Dabei setzen Dörfer wie Büsingen oder Jühnde, Bosbüll, Nechlin oder Bracht und viele andere nicht nur auf das Einsparen von Energie, sondern auch auf die Verlagerung des Energiebedarfs von fossilen Energieträgern auf erneuerbare Energien und dabei ganz zentral auf Umweltwärme und erneuerbaren Strom. Fossile Energien wie Erdöl oder Erdgas sind dagegen aus Sicht des Klimaschutzes grundsätzlich nicht zukunftsfähig und spielen in den folgenden Überlegungen keine Rolle. In den nächsten Jahren sind auch noch Wärmenetze denkbar, die winterliche Spitzenlast auf Basis von möglichst kleinen Mengen Holz oder “grünen Gasen” wie Biogas, Biomethan und später dann eventuell mit Wasserstoff erzeugen.

Der Anlass für die Kurzstudie war eine Anfrage aus einem Dorf in Nordhessen. Dort will man ein Nahwärmenetz mit den zentralen Wärmequellen Bachwasser und Luft installieren. Andere Ortschaften setzen im Rahmen der Wärmeplanung auf Biogas, dezentrale Wärmepumpen oder gar Wasserstoff.

Wärmenetze in Dörfern stehen vor vier großen Herausforderungen:

Es müssen technische Lösungen gefunden werden, die die Wärmeversorgung bei vertretbaren Kosten auf lange Zeit sichern.
Die notwendigen Genehmigungen für die Nutzung von Flächen, Gewässern oder dem Boden müssen so erteilt werden, dass sie die Kosten nicht über Gebühr erhöhen, z.B. durch längere Wärmeleitungen oder aufwändige Verfahren der Wärmenutzung.
Es müssen so viele Kundinnen und Kunden gewonnen werden, dass sich das Gesamtprojekt lohnt und genug Geld zusammenkommt.
Es muss ein wirtschaftlicher Akteur gefunden werden, z.B. eine Genossenschaft oder lokale Stadtwerke, die Fördergelder beantragen und als Bauherr und Betreiber der gemeinsamen Wärmeversorgung auftritt.

Die hier vorliegende Broschüre fokussiert auf die technischen Aspekte. Auch wirtschaftliche Aspekte werden behandelt, soweit sie ein wichtiges Entscheidungskriterium sind. Die Fragen der Behördenkontakte zur Erlangung von Genehmigungen wie auch die Gewinnung von Kundinnen und Kunden stehen hier nicht im Mittelpunkt. Zur Gründung von Energiegenossenschaften gibt es vielfältige Informationsquellen im Internet, so dass auch dieses Thema hier nicht vertieft wird.

Aber was sind nun die Knackpunkte guter technischer Lösungen? Welche Entscheidung führt zu welchen Konsequenzen? Die intensive Beschäftigung mit der Wärmewende in den letzten Jahren lässt eine Reihe von Zusammenhängen klar erkennen, die im Folgenden kurz dargestellt werden sollen. Im Einzelnen widmen sich die Kapitel folgenden Themen:

Kapitel 2 wirft einen Blick auf grüne Gase und stellt die Frage, ob wir nicht einfach weiter mit Gas heizen und das Erdgasnetz weiter benutzen können.
Kapitel 3 schaut sich an, ob wir nicht in größerem Umfang mit Holz heizen können.
Kapitel 4 stellt die Frage, wie sich die Gebäude des Dorfes verändern müssen, weil das Heizen immer teurer wird oder das Dorf mit Wärmepumpen versorgt werden soll.
Kapitel 5 gibt einen Überblick über Wärmequellen, die für die Versorgung des Dorfes über ein Wärmenetz in Frage kommen.
Kapitel 6 erklärt den Leitungsbau und stellt die verschiedenen Rohrsysteme vor und
Kapitel 7 wirft einen Blick auf die Stromerzeugung, das Stromnetz und die Notwendigkeit, das Stromnetz auch für die Belange der Wärmewende zukunftsfähig zu machen.

2 Grüne Gase im Erdgasnetz?

Die Versorgung von Dörfern mit regenerativer Wärme wurde in den letzten Jahren fast ausschließlich mit dem Fokus auf Biogas oder Holz angegangen. Die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe führt bundesweit über 180 Bioenergiedörfer auf (FNR, 2024).

Der Geschäftsführer der Versorgungsbetriebe der Kleinstadt Bordesholm (VBB) gab im Juni 2023 den „Kieler Nachrichten“ ein Interview zur Frage der kommunalen Wärmeplanung. In diesem Interview erwähnt er, dass der kommunale Wärmeplan für Bordesholm so gut wie fertig sei: „Wir priorisieren grünes Gas und Wasserstoff. Wir wollen unser Erdgasnetz weiterhin nutzen, darin aber Biomethan-Gas zum Kunden transportieren. Das Konzept ist aus unserer Sicht sanft und flexibel.“ Dieser Satz ist gegenwärtig typisch für einige, die sich mit der Wärmewende in Deutschland beschäftigen. Diese Perspektive nimmt die Ängste vieler Menschen und auch vieler Energieversorger vor einer radikalen Wende hin zu Wärmenetzen und Wärmepumpen auf und verspricht, auch weiter durch Verbrennung zu heizen. Dann können die Thermen einfach an der Wand hängen bleiben, denn „bei vielen Heizungen ist überhaupt kein neuer Brenner notwendig, weil die meisten auch mit grünem Gas laufen“. Das klingt erstmal überzeugend. Grüne Gase sollen dabei Biogas, Biomethan oder Wasserstoff sein. Biogas wird in Biogasanlagen erzeugt und ist eine Mischung aus Methan, Kohlendioxid und in geringen Mengen Stickstoff. Um Biomethan zu erhalten, wird unter Einsatz von Strom und Wärme und mit einem nicht unerheblichen Methanverlust von bis zu 8 % der Methananteil des Biogases von den anderen Gasen getrennt (Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V., 2012). Grüner Wasserstoff wird durch die Elektrolyse von Wasser gewonnen.

Was wäre nun, wenn alle oder auch nur viele Regionalversorger den Weg der grünen Gase einschlagen wollten? Wie würde sich die Produktion des dafür nötigen Biogases auf die Landwirtschaft und die Flächennutzung auswirken? Wie viel Strom müsste produziert werden, um die notwendige Wärmemenge durch Wasserstoff bereitstellen zu können? Am Beispiel einer kleinen Stadt und eines umliegenden Amtes mit 14 Gemeinden und einer Fläche von insgesamt 100 km2 haben wir dieses Szenario beispielhaft und auf Basis bundesdeutscher Durchschnittsdaten durchgerechnet (Clausen, Huber & Ehrhardt, 2023). Dies führt zu einer Reihe von Zahlen:

Tabelle 1: Vergleich idealtypischer Szenarien der Wärme-Vollversorgung eines Amtes mit 100 km2 Fläche und 15.000 Einwohnenden mit grünen Gasen

Biogas / BiomethanWasserstoffBenötigte Energiemenge (Heizung + Warmwasser)61,5 GWh/a
Biogas / Biomethan86,1 GWh/a
grüner Strom, aus dem dann ca. 61,5 GWh/a Wasserstoff gewonnen werdenFlächenbedarf für die Versorgung des Amtes2.312 ha Silomais (23,1 km2)13 Bauplätze für WKAVersorgungssicherheitVersorgungssicherheit bei Dürre/Missernte gefährdetAbhängigkeit von der Stabilität des Stromnetzes und der Wasserversorgung der ElektrolyseKlimarisikenBiogas ist mit THG-Emissionen von 75 bis 140 g CO2eq/kWh nicht klimaneutralKlimagefährdung durch undichte H2-LeitungenInvestitionsbedarfBiogasanlagenCa. 20 GWh BiogasspeicherWindkraftanlagenElektrolyseanlagenStromspeicherCa. 20 GWh WasserstoffspeicherNeue H2 [Office1] -Ready Thermen in Einzelgebäuden

Quelle: Clausen, Huber & Ehrhardt (2023), Details und Hintergründe der Daten in der Studie verfügbar

Die Umstellung auf Biogas oder Biomethan erfordert in diesem Szenario, in Zukunft 48 % der Ackerfläche mit Silomais zu bebauen. Dadurch stände zukünftig deutlich weniger Fläche für den Nahrungs- und Futtermittelanbau zur Verfügung, der zurzeit 84 % der Ackerfläche belegt. Zudem ist Biogas aufgrund der Treibhausgasemissionen aus der Landwirtschaft nicht klimaneutral und die Maisernte ist u.a. abhängig von der Verfügbarkeit von Grundwasser für die Bewässerung. Da Energiepflanzen meist konventionell angebaut werden, werden auch in Zukunft in hohem Maße klima- und grundwasserschädliche Düngemittel und Pestizide eingesetzt. Wechselt die Landwirtschaft zum Bioanbau, dürfte dagegen der Flächenbedarf sowohl für den Maisanbau als auch alternative Pflanzen nochmals zunehmen. Und das Risiko, in Dürrejahren ohne Wärmequelle dazustehen, bleibt letztlich in beiden Landwirtschaftsformen erhalten.

Auch mit Blick auf die Kosten der Wärmeversorgung könnte Biogas eine schlechte Lösung sein. Biogas ist einer der teuersten Energieträger überhaupt: In 2023 lagen die Gestehungskosten vor Verstromung bei 17 Cent/kWh und nach Verstromung bei ca. 25 Cent/kWhel. Abwärme aus Biogasanlagen wird also nur so lange billig sein, wie die hohe Einspeisevergütung für den Biogasstrom bestehen bleibt. Die Produktion von Biogas aus Energiepflanzenanbau beruht seit Jahrzehnten auf hohen Subventionen, die sich laut der Langfristplanungen der Bundesregierung nicht aufrechterhalten lassen. Die Nutzung von bereits bestehenden Biogasanlagen kann als Überbrückungsmodel für vielleicht noch 10 Jahre als Wärmequelle eines Wärmenetzes sinnvoll sein. Sind jedoch größere Investitionen in den Anschluss von Biogasanlagen nötig oder sollten diese gar neu gebaut werden, könnte dies zu dauerhaft sehr hohen Wärmepreisen führen.

Die Umstellung auf Wasserstoff erfordert dagegen hohe Investitionen in zusätzliche Stromerzeugung mit Windkraft- oder Solaranlagen, Elektrolyseanlagen, einen Wasserstoffspeicher und überall dort neue Heizthermen, wo diese nicht H2-Ready für 100 % Wasserstoff sind. Auch die Gaszähler müssten ausgetauscht werden. Aufgrund der geringen Energiedichte von Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas ist es u.U. auch notwendig, das Gasnetz auszubauen. Wasserstoff selbst zu erzeugen, um damit zu heizen, ist also aufwändig und teuer (Clausen, Huber, Kemfert & Klafka, 2024). Der Einkauf von Wasserstoff wird ebenfalls schwierig sein, denn die Erdgas-Verteilnetze werden zu einem großen Anteil gar nicht auf Wasserstoff umgestellt werden. Da für eine Kilowattstunde Wasserstoff eineinhalb Kilowattstunden Strom eingesetzt werden müssen, wird Wasserstoff grundsätzlich teurer sein als Strom. Und das Vertrauen auf billigen importierten Wasserstoff sollte mit Blick auf hohe Kosten der Verflüssigung und des Transports nicht zu groß sein.

Alle grünen Gase werden also voraussichtlich knapp und teuer sein. Als einziges Standbein der Wärmeversorgung und insbesondere zur Erzeugung von Grundlast sind beide nicht geeignet. Bestenfalls zur Abdeckung winterlicher Lastspitzen können sie eingesetzt werden.

3 Mit Holz heizen?

Viele Gebäude auf dem Land, besonders in waldreichen Gebieten, werden mit Holz beheizt. Aber können immer mehr Gebäude mit Holz beheizt werden? Zu viele sollten es wohl nicht werden, denn Holz, Holzhackschnitzel und Pellets erfreuen sich bereits heute großer Beliebtheit und werden in über 12 Millionen Gebäuden genutzt (CO2-Online, 2020). Einige Anzeichen deuten auch darauf hin, dass Holzbrennstoffe demnächst knapp werden könnten.

Zudem hat sich von 2000 bis 2020 die Holzverbrennung in Deutschland um das 2,5-fache erhöht und von 2005 bis 2018 stieg der Holzpellet-Verbrauch um das 13-fache. Gleichzeitig hat das klimabedingte Waldsterben in Deutschland massiv zugenommen. Ca. 10 % des Waldes gingen seit 2005 verloren und der Waldnachwuchs hat extrem nachgelassen (Fraunhofer ISE, 2020; Huber, Michael, 2023; Umweltbundesamt, 2019). Der derzeitige hohe Schadholzanfall mit bis zu 70 % des jährlichen Holzeinschlags täuscht gegenwärtig noch über die kommende Holzknappheit hinweg.

Abbildung 1: Holzeinschlag und Schadholzanteil 2011 bis 2023

Quelle: Scientists for Future

An einigen Stellen ist die Holzverbrennung schon wieder auf dem Rückzug. So hat das Unternehmen Veolia das Altholz-Kraftwerk in Großaitingen bei Augsburg im Februar 2024 stillgelegt. Grund seien vor allem negative Entwicklungen des Altholz-Marktes sowie weitere wirtschaftliche Rahmenbedingungen (Energie & Management, 2024). Das Biomassekraftwerk Wicker an der Rhein-Main-Deponie östlich von Wiesbaden wurde im Jahr 2003 in Betrieb genommen und zum 1. April 2024 hat es seinen Betrieb eingestellt. Die seit Dezember 2023 sehr niedrigen Stromerlöse und der hohe Altholzpreis haben die Betreiber überrascht. So wird auch dieses Altholzkraftwerk stillgelegt (Palia, 2024). Eine langfristige und kostengünstige Versorgung dieser Kraftwerke mit Altholz, Waldrestholz oder gar Pellets konnte nicht sichergestellt werden. Der Blick auf zahlreiche Neubauprojekte von Holzkraftwerken lässt das Risiko noch größer erscheinen.

In waldreichen Gebieten mag die sparsame Verwendung von Holz immer noch eine Option sein. Besonders der Einsatz zur Erzeugung von Spitzenlast in Kälteperioden kann sowohl für ländliche Wärmenetze wie auch zur Unterstützung einer eher klein dimensionierten Heizungsanlage attraktiv sein. Dabei sollte aber immer die Möglichkeit stark fluktuierender und u.U. deutlich steigender Holzpreise bedacht werden. Ein eigener Wald oder ein langfristiger, über Jahrzehnte laufender Vertrag bieten hier eine gewisse Absicherung. Der derzeit hohe Schadholzanfall darf nicht darüber hinwegtäuschen, dass auch in waldreichen Gegenden mit einem Zeithorizont von ca. 10 Jahren die Wälder leergeräumt sein könnten und damit auch das Brennholz knapp wird.

Wer aber in eine Heizung mit Pellets oder Holzhackschnitzeln investieren möchte, wird immer dann, wenn der Speicher für das Brennmaterial leer wird, zum Tagespreis nachkaufen müssen. Der Einbau einer Pelletheizung bindet das Gebäude für lange Zeit an die schwankenden Brennstoffpreise und stellt insoweit ein Kostenrisiko dar.

4 Die Gebäude für die Energiewende fit machen

Machen wir uns nichts vor: Die goldenen Zeiten der billigen Wärme sind vorbei. Früher war Heizen viel Arbeit. Holz musste geschlagen oder Torf gestochen werden, dann musste das Heizmaterial zu den Häusern transportiert werden. Und immer, wenn es warm sein sollte, musste Holz oder Torf zu den Öfen geschafft, diese angefacht und dann ständig nachgelegt werden. Kein Wunder, dass sparsam geheizt wurde. Weniger Heizen bedeutete einfach weniger Arbeit. Meist wurde nur die Küche und vielleicht auch mal die Wohnstube geheizt.

Das wurde anders, als in den 1960er Jahren die automatische Ölheizung aufkam und sich ab 1970 auch die Gasheizung verbreitete. Beide funktionieren automatisch. Man muss nur den Regler aufdrehen und schon wird es in Küche und Wohnstube und erstmals auch in Fluren und Schlafzimmern dauerhaft warm. Das war und ist praktisch und führte natürlich zu einem deutlich höheren Verbrauch an Heizenergie. Gegenwärtig liegt dieser Verbrauch im bundesdeutschen Schnitt bei ungefähr 120 bis 140 kWh Heizenergie pro Quadratmeter und Jahr (Wohngebäude-Info, 2023). Einige Häuser sind effizienter, besonders Neubauten oder sanierte Gebäude, andere sind weniger effizient. Gerade alte Bauerngehöfte auf dem Land, oft in Fachwerkbauweise ausgeführt, haben nur eine schlechte Wärmedämmung und benötigen viel Heizenergie. Der „Normverbrauch“ solcher Gebäude liegt oft bei 200, 250 oder sogar 300 kWh pro Quadratmeter und Jahr, aber der reale Verbrauch ist manchmal geringer. Denn gerade die Besitzer schlecht isolierter Gebäude sind sparsamer und heizen nicht so viel oder nicht so viele Räume.

Aber die goldenen Zeiten der billigen Wärme sind vorbei. Der Preis für Erdgas im internationalen Handel wird zwar in mehreren Studien bis 2030 als stabil bis leicht sinkend eingeschätzt (VBEW, 2023; vbw, 2023). Für Erdgas ist die Preisentwicklung aber auch abhängig vom Erfolg der Maßnahmen zur Senkung der Gasnachfrage durch Sparsamkeit und Elektrifizierung sowie von der weiteren Lieferung russischen Gases in einige Länder Europas. Sollte beides nicht eintreffen, dann könnte der Erdgaspreis bis 2030 wieder ein sehr hohes Niveau erreichen (EWI, 2022).

Exkurs Gewerbetriebe: Auch in Dörfern können große Wärmeabnehmer vorhanden sein. Schweinezucht- und Hähnchenmastbetriebe haben teilweise deutlich höhere Wärmebedarfe als der gesamte restliche Ort. Neben den landwirtschaftlichen Betrieben gehören z.B. Landhändler mit Getreidetrocknungen sowie lebensmittelverarbeitende Betriebe zu den großen Wärmeabnehmern im ländlichen Raum. Das Verhältnis von Grund- zu Spitzenlast kann sich durch solche Abnehmer deutlich verschieben.

Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass sich die gesetzlichen Rahmenbedingungen für den Einsatz der Energieträger ändern werden. So sieht das Gebäudeenergiegesetz (GEG) für die Jahre ab 2029 vor, dass dem Erdgas sogenannte klimaneutrale Gase beigemischt werden müssen (Die Bundesregierung, 2023). Abhängig vom Anteil der Beimischung beeinflussen also auch die zukünftigen und vermutlich hohen Preise dieser sogenannten klimaneutralen Gase den Preis des Mischgases.

Ein weiterer preistreibender Faktor ist der in der EU vereinbarte Emissionshandel für Brennstoffe. Eine Analyse des vbw, die durch Prognos erstellt wurde, geht von steigenden CO2-Preisen aus und damit davon, dass eine jährliche Reduzierung der Zertifikatsmengen bis zur Erlangung der Klimaziele von der Politik nicht nur angekündigt wurde, sondern auch wirklich umgesetzt wird (vbw, 2023). Abhängig von den Annahmen der künftigen Entwicklung erwartet die Internationale Energieagentur CO2-Preise zwischen 100 und 250 Euro pro Tonne CO2 (IEA, 2022). Der erwartete Anstieg des CO2-Preises auf ca. 200 €/t ist dabei davon abhängig, dass mindestens die in den nationalen Plänen versprochene Klimapolitik umgesetzt wird. Verharrt der CO2-Preis dagegen aufgrund wenig ambitionierter Politik beim gegenwärtigen Wert von ca. 80 €/t, dann würde er auch seine transformative Wirkung nicht entfalten.

Wird die auf EU-Ebene vertraglich vereinbarte Umweltpolitik dagegen umgesetzt, dann sind Erdgaspreise zu erwarten, die bis 2040 deutlich steigen werden (WWF Deutschland, 2023). Ein vom Fernwärmeverband AGFW und dem Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) im Juni 2024 vorgelegtes Gutachten rechnet unter Berücksichtigung zahlreicher Einflüsse mit tendenziell stabilen Strompreisen, aber aufgrund des Emissionshandels und der Beimischungspflichten erheblich steigenden Erdgaspreisen (Prognos, 2024).

Abbildung 2: Mögliche Entwicklung der Preise für Strom und Erdgas bis 2045

Quelle: Prognos (2024)

Mittelfristig wird im Einzelgebäude der Betrieb einer Heizung mit Wärmepumpe preiswerter sein als die Gasheizung. Genauso wird Erdgas als Wärmequelle für Wärmenetze zu teuer werden und auch bei Holzhackschnitzeln für größere Kessel erwartet Prognos (2024) bis 2045 eine Verdoppelung der Preise.

Seit der Debatte um das Gebäudeenergiegesetz im Frühjahr 2023 hat sich die Angst davor verbreitet, dazu verpflichtet zu werden, sofort eine Wärmepumpe einzubauen und das eigene Haus sanieren zu müssen. So eine Pflicht gibt es zwar nicht und es hat sie nie gegeben, aber Gründe für erste preiswerte Sanierungsschritte sind mehr als genug vorhanden.

Wie aber in einem Dorf, welches zu einem guten Teil aus alten Fachwerkhäusern besteht, vorgehen?

Die oberste Geschossdecke, über der nur unbeheizte Dachräume liegen, muss bereits seit 2015 auch in Bestandsgebäuden nachträglich gedämmt werden, wenn sie keinen „Mindestwärmeschutz“ hat. Ein solcher Mindestwärmeschutz wäre z.B. eine 4 Zentimeter starke Wärmedämmung. Bei Holzbalkendecken ist es ausreichend, die Hohlräume mit Dämmstoff zu füllen. Die Dämmpflicht für die oberste Geschossdeckegilt für alle zugänglichen obersten Geschossdecken, unabhängig davon, ob sie begehbar sind oder nicht ‒ also zum Beispiel auch für Spitzböden und für nicht ausgebaute Aufenthalts- oder Trockenräume. Alternativ dazu kann auch das darüber liegende Dach mindestens entsprechend gedämmt sein. Eine Dachdämmung kann zwischen den Sparren eingebracht und nach innen von einem preiswerten Plattenwerkstoff festgehalten werden.

Eine genauso sinnvolle Maßnahme ist die Dämmung der Kellerdecke. Dämmplatten im Keller können einfach und ohne großen Material- oder Kostenaufwand selbst montiert werden, z.B. durch Kleben oder Dübeln. Der Dämmstoff sollte 12 cm dick sein, jeder weitere Zentimeter Dämmung spart Heizkosten ein, weil weniger Wärme aus der Wohnung in den Keller entweicht. Begrenzend kann hier eine niedrige Kellerdecke wirken. Als Dämmstoff sind Hartschaumplatten, Mineralstoffplatten oder Dämmplatten aus Steinwolle geeignet.

Ungefähr 40 % aller Fenster sind älter als 30 Jahre und weisen keine zeitgemäße Wärmeisolation mehr auf. Dabei lässt sich die Zweifachverglasung eines Isolierglases von vor 1995 durch eine sogenannte Fensterfolie, die im Baumarkt ungefähr 10 € pro Fenster kostet,deutlich verbessern. Der Energiedurchgangswert, der sogenannte U-Wert, kann von 2,8 auf 1,8 reduziert werden (Ehmler, Ehrhardt, Erdmann & Jordan, 2023). Verschiedenen Folientypen und Verfahren stehen zur Verfügung. So gibt es Folien für die Rahmenmontage, durch die ein isolierender Luftspalt gebildet wird. Alternativ kann eine direkt auf die Scheibenoberfläche geklebte Folie die Wärmestrahlung reduzieren (low-e-Folie). Ein durch die Folie gebildeter Luftspalt zwischen Folie und Fensterglas kann den Wärmeverlust einer Einfachverglasung um rund die Hälfte und den einer einfachen Isolierverglasung um etwa ein Drittel senken. Bei der Kombinationen von Luftspalt-Folie und low-e-Folie lassen sich ähnliche Werte erreichen wie durch eine Wärmeschutzverglasung der ersten Generation. Die Fensterfolie kann grundsätzlich Do-it-yourself montiert werden. Es handelt sich daher um eine preiswerte Sanierungsmethode, die besonders für Mietwohnungen von Interesse ist. Neue Fenster auf aktuellem Stand der Technik haben einen viel höheren Dämmstandard. Ein Mittelweg ist es, in noch intakte Fensterrahmen Scheiben mit aktueller Doppelverglasung einzubauen, wodurch der U-Wert auf ca. 1,1 verbessert werden kann.

Und noch eine Maßnahme ist wichtig: die Isolierung der Wände. Bei Fachwerkhäusern ist aber aus bauphysikalischen Gründen kein Wärmedämmverbundsystem zu empfehlen. Möglich ist dagegen eine diffusionsoffene Dämmung der Innenwand. Bei einem 100 Jahre alten Bauernhaus an der Weser wurde dabei wie folgt vorgegangen:

Zunächst wurde eine dünne Lehmschicht auf die Wand aufgebracht.
Dann wurde eine 60 mm Holzfaserplatte von innen an die Außenwand gedübelt.
Auf diese wurde wiederum eine Lehmschicht aufgebracht, in die dann die Wärmeleitungen der Wandheizung mit einem Durchmesser von 15 mm eingelegt wurden.
Zuletzt wurde die Wand mit mehreren Schichten Lehm glattgeputzt und gestrichen. In die vorletzte Schicht wurde Gewebe eingelegt, damit der Putz nicht reißt.

So entstand eine Innendämmung, die gleichzeitig eine Flächenheizung ist und das Haus für die Heizung mit Wärmepumpe und geringer Vorlauftemperatur fit macht.

Abbildung 3: Fachwerkhaus an der Weser mit Lehm-Innendämmung mit eingebauter Wandheizung

Foto: Privat, Details auf https://www.youtube.com/watch?v=0yr-_UBrKwU

Der Vorteil aller hier aufgeführten Sanierungsarbeiten ist, dass viel Eigenarbeit möglich ist. So lassen sich die Kosten in Grenzen halten. Sollten sich viele Bewohner eines Dorfes entschließen, solche Arbeiten durchzuführen, können sie voneinander lernen und die handwerklich erfahreneren Personen werden den anderen sicher auch beratend zur Seite stehen.

Noch ein zweites Beispiel soll hier vorgestellt werden, um zu zeigen, dass mit Wärmepumpen auch Häuser geheizt werden können, bei denen man dies eigentlich gar nicht erwartet.

Das in Abbildung 4 gezeigte Wohnhaus von 1933 entwickelt durch seine Backsteinelemente einen sehr eigenen und für die Zeit typischen Charakter. Das Dach wurde schon Ende der 1970er Jahre neu gedeckt und mit 100 mm alukaschierter Glaswolle gedämmt. Die Sanierung 2017 hatte zum Ziel, den Charakter des Hauses zu erhalten und dennoch eine hocheffiziente Beheizung zu ermöglichen. Um auf eine Sanierung der Außenwände verzichten zu können, wurden Fenster mit Doppelverglasung eingebaut. Die oberste Geschossdecke wurde mit 240 mm Glaswolle gedämmt.Die notwendige große Wärmemenge von jährlich ca. 180 kWh/m2 wird über eine Fußbodenheizung im Erdgeschoss sowie im oberen Bad und zusätzlich durch groß dimensionierte Heizkörper in jedem Raum eingebracht. Die Fußbodenheizung wurde im Trockenbau verlegt.

Eine Luft-Wasser-Wärmepumpe mit nur 5 kW Leistung ist neben dem Haus aufgestellt. Die optimale Einstellung der Anlage und die großen Heizflächen ermöglichen eine niedrige Vorlauftemperatur, die wiederum zu einer guten Jahresarbeitszahl führt. Mit je nach Außentemperatur zwischen 33 °C und 38 °C variierter Vorlauftemperatur erreichte die Anlage im Betriebsjahr 2023/2024 eine Arbeitszahl von ca. 4,5. Die niedrige Leistung der Wärmepumpe macht es erforderlich, sie im Winter Tag und Nacht zu betreiben. Das ist zwar ungewohnt, aber für das Heizen mit niedriger Vorlauftemperatur hilfreich. Um es auch bei sehr niedrigen Temperaturen unter -5 °C warm zu haben, ist zusätzlich ein Kaminofen installiert, der im letzten Winter weniger als einen Raummeter Holz verbrauchte.

Abbildung 4: Wohnhaus von 1933 mit einem jährlichen Wärmeverbrauch von ca. 180 kWh/m2

Quelle: Privat, Details auf https://www.youtube.com/watch?v=KppjIYfF3i4

Die Investitionskosten in die Fußbodenheizung mit zusätzlicher Dämmschicht gegen den Keller wie auch die großen Flächenheizkörper waren mit ca. 20.0000 € nicht niedrig, aber aus Sicht der Besitzenden zumindest preiswerter als ein Wärmedämmverbundsystem gewesen wäre. Nochmals ca. 20.000 € hat die Wärmepumpe und der Umbau der Heizungsanlage gekostet. Die hohe Arbeitszahl der Wärmepumpe und der wieder gesunkene Strompreis von 28,2 Cent/kWh führten im Jahr 2023/24 zu Heizstromkosten von ca. 1.000 €. Dies entspricht einem Wärmepreis von ca. 6 Cent / kWh.

Wie die beschriebenen Beispiele zeigen, ist auch im Altbestand eine Heizungsumstellung auf eine Wärmepumpe in vielen Fällen ohne „Extremsanierung“ möglich. In der Regel ist bereits ab ca. Energieeffizienzklasse D (100 bis 130 kWh/m2a) Heizen mit Wärmepumpe möglich. Man kann in solche Gebäude bei Versagen der Altheizung eine Wärmepumpe einbauen und erst dann nach und nach dämmen. Ab Energieeffizienzklasse C (75 -100 kWh/m2a) kann mit einer Wärmepumpenheizung sogar die für die Wärmewende nötige Energieeinsparung erreicht werden.

Die Tauglichkeit einer Bestandsimmobilie mit Gas- oder Ölheizung lässt sich nach folgendem einfachen Verfahren testen: Eine Heizung mit Wärmepumpe ist dann möglich, wenn an den meisten Tagen im Winter die Vorlauftemperatur unter 55 °C liegen kann und nur an wenigen Tagen bzw. Stunden eine Vorlauftemperatur von 65 °C nötig ist.

Um die Ziele der Wärmewende zu erreichen, muss also nicht der gesamte Bestand auf Energieeffizienzklasse B oder gar A saniert werden. Die Studie “Klimaneutrales Deutschland “ (Dambeck et al., 2021) gibt den mittleren flächenspezifischen Heizwärmebedarf nach Gesamtsanierungen von Einfamilienhäusern mit 80 bis 85 kWh/m² Wohnfläche an, bei Mehrfamilienhäusern liegt dieser Wert bei 60 bis 65 kWh/m². Die heute üblichen Gesamtsanierungen reichen also aus, um Gebäude auf einen sehr guten Wärmepumpenstandard zu bringen. Der Heizstrombedarf solcher Gebäude würde unter Annahme einer recht realistischen Jahresarbeitszahl von 3,5 zwischen 20 und 25 kWh/m2 liegen.

Exkurs: Wie viel Primärenergie darf ein Gebäude verbrauchen?

Diese Frage lässt sich nur beantworten, wenn man kurz über Primärenergie nachdenkt. Früher wurden die Primärenergieträger Kohle, Erdöl oder Erdgas genutzt. Man konnte damit Autofahren, Heizen und die Brennstoffe auch in Kraftwerken verbrennen, um Strom herzustellen. Strom war daher immer deutlich teurer als Brennstoff. In Zukunft ist erneuerbarer Strom aus Wind und Sonne die wichtigste Primärenergieform. Man kann damit Autofahren, Heizen und ihn auch durch Elektrolyse in Brennstoffe umwandeln. In Zukunft werden daher auf Basis von Strom hergestellte Brennstoffe immer teurer als Strom sein.

In der alten Energiewelt auf Basis fossiler Brennstoffe sollte ein Gebäude aus dem Bestand nach der Sanierung möglichst nicht mehr als 30 bis 50 kWh/m2 Brennstoff pro Jahr benötigen. Um das zu erreichen, ist eine sehr aufwendige und teure Sanierung mit Dämmung vieler Bauteile erforderlich. In der neuen Energiewelt liegt das Ziel ebenfalls bei 30 bis 50 kWh/m2 im Jahr, aber jetzt kann mit Hilfe von Strom Umweltwärme zum Heizen genutzt werden. Das heißt, mit einer Wärmepumpe lassen sich nun ohne unvertretbar hohen Primärenergieverbrauch - also Strom - auch Häuser mit einem Bedarf von 100 bis 150 kWh/m2 im Jahr beheizen. Eine Sanierung auf dieses Heizenergieniveau kann weitaus preiswerter und teilweise sogar in Eigenarbeit durchgeführt werden.

5 Wie kann ein Wärmenetz gestaltet werden?

Entscheidet sich ein Dorf dafür, eher den Weg der Sanierung der Einzelgebäude zu gehen und dann Wärmepumpen einzubauen, dann benötigt es kein Wärmenetz, sondern es muss das Stromnetz verstärkt werden (vgl. Kapitel 6). Kommt ein Wärmenetz aber in Betracht, dann ist zu klären:

Ob es ein „kaltes“ oder warmes Wärmenetz werden soll,
woher die Wärme für das Netz kommen kann,
wo und wie die Leitungen mit möglichst geringem Aufwand und geringen Kosten verlegt werden können sowie
bei welcher Lösung die Hemmschwelle, sich an das Wärmenetz anschließen zu lassen, für die einzelnen Haushalte am geringsten ist.

5.1 „Kaltes“ oder warmes Wärmenetz?

Das Wort „kaltes“ Wärmenetz führt zu der Frage, was denn kalte Wärme wohl sein kann. Die Antwort ist folgende: Wenn ein Gebäude mit Wärmepumpe beheizt werden soll, dann kann diese Wärme aus der Luft, aus einer Erdsonde, einem Brunnen oder aus einem kalten Wärmenetz kommen. Das kalte Wärmenetz transportiert z.B. Wasser mit einer Temperatur zwischen 5 und 10 °C. Diesem Wasser entziehen in jedem Gebäude Wärmepumpen Energie. Das Wasser im Netz wird dadurch abgekühlt und das abgekühlte Wasser wird in den sogenannten Rücklauf eingespeist. In dieser Leitung sammelt sich das abgekühlte Wasser, das jetzt z. B. eine Temperatur von 2 bis 5 °C hat und fließt zurück zur Wärmequelle. Wenn diese Wärmequelle jetzt ein wenig wärmer ist als der Rücklauf, z. B. 12 °C, dann kann sie das Wasser aus dem Rücklauf wieder auf 5 bis 10 °C erwärmen und der Kreislauf beginnt von Neuem.

Der Vorteil eines kalten Wärmenetzes ist, dass nicht für jedes einzelne Gebäude ein Luftwärmetauscher oder eine Erdsonde installiert werden muss. Vielmehr gibt es eine zentrale Wärmequelle, aus der sich alle bedienen. Der Transport dieser Wärme kann vergleichsweise preiswert erfolgen, da die Rohre nicht isoliert werden müssen und aufgrund der geringen Differenz der Temperatur des „Heizwassers“ und der Umgebung des Rohres nur geringe oder gar keine Verluste auftreten. Ist die Vorlauftemperatur niedriger als die Bodentemperatur, dann kann ein kaltes Wärmenetz nicht nur Wärme transportieren, sondern als Erdwärmekollektor auch zusätzliche Wärme “einsammeln”.

Der Nachteil eines kalten Wärmenetzes ist, dass jedes Haus einzeln mit einer Wärmepumpe beheizt werden muss. Die technischen Anforderungen an die einzelnen Gebäude sind daher bei kalten Wärmenetzen genau die gleichen, wie bei der Ausstattung eines Gebäudes mit einer Luft- oder Erdwärmepumpe. Fast alle kalten Wärmenetze dienen daher der Versorgung von Neubaugebieten, die in der Regel auch über ein ausreichend leistungsstarkes Stromnetz verfügen (npro, 2023; Wirtz, Schreiber & Müller, 2022). Die Frage der Wirtschaftlichkeit entscheidet sich daran, ob das kalte Wärmenetz inklusive der Erschließung einer zentralen Wärmequelle im Vergleich preiswerter oder ungefähr gleich teuer wie die Erschließung dezentraler Wärmequellen für die dezentralen Wärmepumpen ist. Falls das Netz aufwendiger und damit teurer ist, ist die Entscheidung für dezentrale Wärmepumpen sinnvoll. Wichtig ist auch, dass ggf. eine erforderliche Ertüchtigung des Stromnetzes rechtzeitig durchgeführt wird (vgl. Kapitel 6).

Weiter ist wichtig zu beachten, wie schwierig der Aufbau und die Finanzierung eines öffentlichen Wärmenetzes ist und vor welchen Finanzierungsschwierigkeiten auch die einzelnen Haushalte bei Umstellung auf individuelle Wärmepumpen stehen.

Für bestehende Ortschaften wird daher in vielen Fällen ein warmes Wärmenetz die attraktivere Möglichkeit sein. Wird dies auf eine Vorlauftemperatur von 60 bis 80 °C ausgelegt, dann können Kunststoffrohre eingesetzt werden, die weniger aufwendig und damit preiswerter zu verlegen sind als isolierte Rohre aus Stahl. Sowohl für kalte wie für warme Wärmenetze muss allerdings eine geeignete Wärmequelle erschlossen werden.

5.2 Woher soll die Wärme kommen?

5.2.1 Wärmequellen für kalte Wärmenetze

Die von Wirtz, Schreiber und Müller erfassten 44 kalten Wärmenetze nutzen 63 Wärmequellen (npro, 2023; Wirtz et al., 2022), in jedes Netz speisen also im Durchschnitt 1,5 Wärmequellen ein. Am häufigsten findet sich

oberflächennahe Geothermie (26 Netze),
die für kalte, 65 °C und 85 °C Wärmenetze eigentlich „zu heißen“ Blockheizkraftwerke (8 Netze),
Luftwärmetauscher (7 Netze),
Abwärme (5 Netze)
Abwasser (4 Netze),
Grundwasser (4 Netze),
Solarthermie (3 Netze),
Flusswasser (1 Netz) und
Fernwärme-Rücklauf (1 Netz).

Vier Netze nutzen darüber hinaus Eisspeicher.

Grundsätzlich sind fast alle diese Wärmequellen auch für die Versorgung von warmen Wärmenetzen geeignet. Bis auf die acht Netze, die über ein BHKW verfügen, sind die Netze jedoch frei von Verbrennungsprozessen.

5.2.2 Wärmequellen für warme Wärmenetze

Die Scientists for Future haben Ende 2023 Informationen über verschiedene Wärmenetze zusammengestellt. Darunter waren auch vielfältige kleine Wärmenetze mit Längen zwischen 200 m und 8 km. Die meisten dieser Netze waren keine „heißen“ Netze mit Temperaturen über 95 °C, wie es bei den meisten großen Netzen in Städten der Fall ist. Da sie nicht wie diese von großen KWK-Anlagen gespeist werden und da sie auch nicht wie die großen Netze eine Wärmemenge von 2.000 bis 5.000 Megawattstunden pro Jahr und Leitungskilometer (MWh/a*km) verteilen, sondern dieser Wert bei den meisten kleineren Netzen bei 100 MWh/a*km bis 1.000 MWh/a*km liegt, ist ein Netz mit niedrigerer Vorlauftemperatur vorteilhaft. Zum einen sind so die Verluste beim Wärmetransport geringer, zum anderen kann mit preiswerteren Materialien gearbeitet werden. Beispiele sind u.a. folgende Netze:

Das warme (65 °C) Wärmenetz in Crailsheim mit einem Versorgungsgrad von 50 % durch Solarthermie mit eingebundener Großwärmepumpe (20 %) und einem BHKW (30 %).
Das warme Hamburger KEBAP-Netz (70 °C), welches Grundwasser als Wärmequelle nutzt und von einem Holzgas-BHKW unterstützt wird.
Das warme Hafennetz (72 °C) in Neustadt in Holstein, welches als erstes deutsches Wärmenetz Meerwasser als Wärmequelle erschließt, aber auch Wärme aus der Müllverbrennung verteilt und von einem Erdgas-Spitzenlastkessel unterstützt wird.
Das warme Wärmenetz (75 °C) in Büsingen mit 87 % Wärmeabdeckung durch Holzhackschnitzeln und 13 % Solarthermie.
Das sehr kleine warme Wärmenetz (80 °C) des Hotels Gut Höing in Unna mit den Wärmequellen Holzhackschnitzel (70 %) und Heizöl (30 %), welches sehr kostengünstig realisiert wurde.
Das warme Wärmenetz (80 °C) von Nechlin, welches überschüssigen Windstrom zur Erwärmung eines 1.000 m3 Wasserspeichers nutzt und daraus bis zu 2 Wochen heizen kann. Spitzenlast liefert bei Bedarf ein Holzhackschnitzelkessel.
Das warme Wärmenetz (85 °C) in Meldorf, welches sommerliche Abwärme wie auch solarthermische Wärme in einem Saisonalspeicher für den Winter aufbewahren wird und von einer Biogasanlage unterstützt wird.
Das warme Wärmenetz von Malchin, das die Verbrennung von Niedermooraufwuchs (90 %) zur zentralen Wärmeerzeugung nutzt.
Das warme Wärmenetz von Bosbüll, welches die Abwärme aus der Wasserstoffelektrolyse direkt und über eine Wärmepumpe (69 %) sowie eine Power2Heat Anlage (23 %) nutzt. Als Spitzenlastreserve steht ein Erdgaskessel zur Verfügung, der perspektivisch mit Wasserstoff betrieben werden soll.
Eine Vielzahl von warmen Wärmenetzen im Ruhrgebiet, welche BHKWs mit Grubengas betreiben.
Einige Wärmenetze im Ruhrgebiet, z.B. in Bochum (48 °C), die Grubenwasser als Wärmequelle nutzen und zur Spitzenlastabdeckung mit dem städtischen Fernwärmenetz verbunden sind.

Zu beachten ist, dass für die Erzeugung von Warmwasser Vorlauftemperaturen von über 70 °C erforderlich sind, um Legionellen zuverlässig zu verhindern. Liegt die Netztemperatur darunter, dann muss das warme Wasser in den einzelnen Gebäuden elektrisch, z.B. mit Durchlauferhitzern, erzeugt werden.

Die Unterschiedlichkeit der Wärmequellen macht deutlich, dass es gilt, systematisch die lokal vorhandenen Potenziale zu finden. Fast alle diese Netze beruhen zudem anteilig auf der Verbrennung unterschiedlicher Brennstoffe. Mit Blick auf die Risiken und Kosten, die in Zukunft mit der Nutzung von Brennstoffen verbunden sein könnten (vgl. Kapitel 2 und 3) geht die Tendenz dahin, mit möglichst wenig oder gar keiner Verbrennung auszukommen. Die Dörfer Bracht und Rüdigheim in Hessen gehen mit ihren Bürgerenergiegenossenschaften in diese Richtung voran.

Im hessischen Dorf Bracht befindet sich im Sommer 2024 ein Wärmenetz mit einer Länge von 8 km im Bau, das 180 Haushalte mit einem Gesamtwärmebedarf von 3,6 GWh/a versorgen soll. Neben dem großen Kollektorfeld mit einer Fläche von 11.700 m² wird ein Erdbecken-Wärmespeicher mit einem Volumen von 26.600 m³ und eine Wärmepumpe (1,2 MW thermisch) errichtet (vgl. Abbildung 5) . Durch den Saisonalspeicher steht die Sonnenwärme auch im Winter zur Verfügung. Die Wärmepumpe ist an den Saisonalspeicher gekoppelt. Sie sorgt für eine höhere Speicherkapazität und damit für ein kleineres notwendiges Speichervolumen, indem sie den unteren Speicherbereich abkühlt und gleichzeitig den obere Speicherbereich erwärmt. Dadurch kann außerdem kühleres Wasser durch die Solarkollektoren geleitet werden und die Wärmeverluste sinken. Der Gesamtenergiebedarf soll so zu 67 % durch Solarthermie, zu 7 % durch den Wärmepumpenstrom und zu 26 % durch Holzbrennstoffe gedeckt werden. Das Dorf Bracht bei Marburg wird mit der höchsten jemals realisierten solarthermischen Deckungsrate versorgt werden. Eine Randbedingung für die von der Universität Kassel durchgeführte Konzeptentwicklung in Bracht war, dass die derzeitig in Einzelgebäuden eingesetzte Menge an Holzbrennstoffen in Zukunft auch durch die genossenschaftliche Wärmeversorgung nicht überschritten wird (Kelch et al., 2022).

Abbildung 5: Bau des Erdbeckenspeichers in Bracht

Foto: Clausen, Hintergründe und Bautagebuch unter https://www.solarwaerme-bracht.de/

Das Ziel, in einem Wärmenetz nicht nur auf fossile Energieträger, sondern auch auf Biomasse vollständig zu verzichten, wird ebenfalls von der Universität Kassel in einem Nachbarort von Bracht, in Rüdigheim, verfolgt. Dort sollen 100 Gebäude mit einem Gesamtwärmebedarf von 2,3 GWh/a durch ein 5 km langes Wärmenetz mit einer Kollektorfläche von 5.700 m² (Flachkollektoren und Vakuumröhren), einem 15.000 m³ großen Warmwasserspeicher und einer Großwärmepumpe (1 MW thermisch) versorgt werden. Der Bedarf soll so ausschließlich mit thermischer Solarenergie (87 %) und einer auf das gespeicherte Wasser zugreifende Wärmepumpe (Stromanteil 13 %) gedeckt werden. Ein Förderantrag wurde im Sommer 2024 gestellt.

5.2.3 Mehr als eine Wärmequelle klug kombinieren

Um Wärmequellen richtig zu kombinieren, ist es wichtig, sich die Begriffe „Heizleistung“ und „Wärmemenge“ zu verdeutlichen. So könnte z.B. ein Heizkessel mit einer Heizleistung von 10 Kilowatt (kW) in einem Jahr mit 8.760 Stunden theoretisch 87.600 Kilowattstunden (kWh) Wärme erzeugen. Die Heizleistung multipliziert mit der Betriebszeit ergibt also die Wärmemenge. Je nachdem, wie lange eine Wärmequelle genutzt wird, wird sie der Grundlast, der Mittellast oder der Spitzenlast zugeordnet.

Zur Grundlast gehörende Wärmeerzeuger können lange Zeiten (bis zu 8.760 Stunden im Jahr) kostengünstig betrieben werden. Bei ihnen ist es besonders wichtig, niedrige Betriebskosten zu erreichen. Durch die langen Betriebszeiten lassen sich auch hohe Investitionskosten amortisieren. Grundlast stellt etwa 20 bis 30 % der Heizleistung und erzeugt damit 50 bis 60 % der Wärmemenge.
Zur Mittellast gehörende Wärmeerzeuger werden ebenfalls lange betrieben, meist aber nur 3.000 bis 5.000 Stunden im Jahr. Investitionskosten und Betriebskosten sind hier gleichermaßen wichtig. Mittellast stellt weitere 30 bis 40 % der Heizleistung und erzeugt damit 30 bis 40 % der Wärmemenge.
Zur Spitzenlast gehörende Wärmeerzeuger decken die meist kurzen Zeiten ab, in denen die Außentemperatur sehr niedrig ist. Das mag in einem durchschnittlichen Jahr in etwa 1.000 Stunden der Fall sein. Spitzenlast stellt nochmals 40 bis 50 % der Heizleistung und erzeugt die letzten 10 % der Wärmemenge.

Ein Beispiel hierfür ist dies Szenario für ein Quartierswärmenetz:

Abbildung 6: Beispielhafter Jahresverlauf der Wärmelast und der bereitgestellten Wärmeleistung für ein Wohnquartier

Quelle: LEA (2022)

In Abbildung 6 ist der Jahresverlauf des Wärmeverbrauchs für ein Neubauquartier beispielhaft dargestellt. Die Solarthermieanlage ist auf den niedrigen, sommerlichen Wärmebedarf ausgelegt. Für die Solaranlage kommen Wärmespeicher zum Einsatz, die ungefähr einen Tagesbedarf zwischenspeichern können, um die Tag-Nacht-Schwankungen des Solarstrahlungsangebots auszugleichen und um die Solaranlage möglichst groß auslegen zu können.

Der übrige Teil der Grundlast und die Mittellast wird in diesem Beispiel durch eine Groß-Wärmepumpe gedeckt. Die Spitzenlastdeckung übernimmt ein Holzhackschnitzelkessel. Sowohl die Wärmepumpe als auch der Kessel können den Speicher zusätzlich beladen, wobei die Solarthermie Vorrang hat.

Bei der Planung eines neuen Wärmenetzes sollten die Wärmequellen diesen drei Funktionen, also der Grundlast, der Mittellast und der Spitzenlast, so zugeordnet werden, dass die Wärmebereitstellung langfristig sicher, kostengünstig und umwelt- bzw. klimafreundlich ist. Darüber hinaus sind auch die Investitionssummen und die Lieferzeiten im Auge zu behalten.

Für die Wahl der Energieträger spielen außerdem sicherheitspolitische Aspekte eine große Rolle. Das Risiko von Versorgungsengpässen durch eine instabile weltwirtschaftliche Lage kann insbesondere durch die Nutzung lokaler erneuerbarer Energien deutlich verringert werden. Lokale erneuerbare Wärmequellen können z. B. Solarthermie, Geothermie und Wärme aus Seen, Flüssen, das Meer oder das Abwasser der Kläranlag sein (Gudmundsson & Thorsen, 2023).

Darüber hinaus kann Abwärme zum Beispiel bei der Verbrennung von Hausmüll gewonnen werden. Auch überschüssige Wärme aus Gewerbe und Industrie oder Abwärme aus Kühlanlagen sind Wärmequellen, die nur lokal genutzt werden können. Bei Abwärme aus industrieller Produktion ist darauf zu achten, ob die Unternehmen bislang Wärme aus Erdgas nutzen und ggf. in den nächsten Jahren die Anlagen auf Elektrowärme umbauen werden. In solchen Fällen kann zukünftig mit höherer Effizienz und deutlich niedrigeren Abwärmemengen gerechnet werden. Es entstehen gegenwärtig aber auch “neue” Abwärmequellen wie Elektrolyseure, die zwar nicht kontinuierlich betrieben werden, zusammen mit einem Wärmespeicher aber auch eine attraktive Abwärmequelle sein können. Auch Rechenzentren stellen “neue” Wärmequellen dar.

5.2.4 Kosten: Abhängigkeiten und Einfluss auf die Wahl der Wärmebereitstellungstechnologien

Lokale Ressourcen sind in der Regel sowohl stabil in den Kosten als auch in der Verfügbarkeit. Da Wärme nicht kostengünstig über weite Distanzen transportiert werden kann, gibt es keinen überregionalen Wettbewerb und damit in der Regel auch keine Preisschwankungen durch Turbulenzen auf überregionalen Märkten.

Dies ist anders bei Energieträgern, die leicht über große Entfernungen transportiert werden können, wie z. B. Elektrizität und Biomasse und in einigen Jahren auch Wasserstoff. Gemeinsam ist den Energieträgern Strom, Biomasse und Wasserstoff, dass ihre Kosten von überregionalen Marktbedingungen beeinflusst werden. Folglich sind die Kostenentwicklungen sowohl kurz- als auch langfristig sehr unsicher (Gudmundsson & Thorsen, 2023). Die Geschichte hat außerdem gezeigt, dass die Preisentwicklung von transportierbaren Energieträgern gezielt für politische Zwecke gesteuert werden können. Beispiele hierfür sind die sogenannte Ölkrise in den 1970er Jahren und der Preisanstieg von Erdgas nach dem Beginn des Krieges von Russland gegen die Ukraine im Jahr 2022.

Neben dem Zugang zu den Energieträgern spielen aber auch die erforderlichen Investitionen für die Wärmegewinnungstechnologien eine Rolle. Dies werden häufig mehrere Technologien sein, da die Grundlast zukünftig voraussichtlich meistens mit teurer und effizienter Anlagentechnik, d.h. mit hohen Investitions- und niedrigen Betriebskosten gedeckt wird, während Spitzenlast dagegen mit preiswerteren Anlagen und notfalls auch höheren variablen Kosten erzeugt werden kann. Zu den teureren Grundlasttechnologien zählt die dena (2023) die Geothermie sowie die Wärmegewinnung aus Fluss-, Grund- und Abwasser. Auch die Erschließung von Abwärmequellen erweist sich aufgrund des oft aufwendigen Leitungsbaus häufig als recht kostspielig. Die Außenluft als erneuerbare Wärmequelle mit Grundlastcharakter ist dagegen preiswerter zu erschließen.

Zu den preiswerteren Wärmeerzeugern gehören Gas- und Scheitholzkessel. Gudmundsson und Thorsen (2023) stellen beispielhaft die Kombination einer Abfallverbrennungsanlage, einer Luftwärmepumpe und eines Erdgas-Spitzenlastkessels dar. Die unterschiedlichen Investitionskosten und laufenden Kosten wie auch die Notwendigkeit, den Abfall kontinuierlich zu verbrennen, führen dazu, dass die Wärme der Abfallverbrennung als Grundlast genutzt wird, die Luftwärmepumpe in der Mittellast knapp 40 % der Jahresstunden betrieben wird und der Erdgas-Spitzenlastkessel nur etwa 800 Stunden pro Jahr eingesetzt wird (vgl. Abbildung 7).

Abbildung 7: Wärmekosten im Verhältnis zum Technologieeinsatz

Quelle: Gudmundsson und Thorsen (2023).

Abfallverbrennungsanlagen spielen in Dörfern meist keine Rolle. Das Beispiel zeigt aber recht anschaulich das Nebeneinander von Grund- Mittel- und Spitzenlast.

5.2.5 Bezahlbare Bereitstellung von Spitzenlast

Bis auf tiefe Geothermiebohrungen, aus denen Wasser mit 100 °C und mehr gefördert werden kann und die i. d. R. für kleine und mittlere Kommunen zu aufwändig und teuer sind, werden langfristig die meisten Wärmenetze zu einem großen Anteil mittels Wärmepumpen mit Umweltwärme versorgt werden müssen. In vielen Fällen kann damit aber nicht die Spitzenlast abgedeckt werden und auch die Überbrückung von Notfällen (z. B. Ausfall der Wärmepumpe) muss gesichert sein. Spitzenlasten machen zwar kaum mehr als ca. 10 % des jährlichen Wärmebedarfs aus, müssen aber unbedingt eingeplant werden. Wenn Spitzenlastquellen mit den aktuell geringsten Investitionskosten und den aktuell günstigsten Betriebskosten gewählt werden, dann führt dies zu kurzfristig realisierbaren, aber langfristig nicht nachhaltigen Lösungen. So werden mancherorts bereits bestehende Holzheizkessel oder Erdgas-Blockheizkraftwerke als Notfallreserve und zur Abdeckung der Spitzenlast weiterbetrieben. Auch der Neubau solcher Anlagen ist - noch - verbreitet. Aber sowohl das absehbare Ende der Erdgasversorgung wie auch Bedenken in Bezug auf die Verfügbarkeit von Holz als Brennstoff machen deutlich, dass es sich hier nur um Übergangslösungen handeln könnte.

Für eine nachhaltige und möglichst verbrennungsfreie Abdeckung der Spitzenlast und für die Überbrückung von Ausfallzeiten in Notfällen werden zukünftig voraussichtlich vor allem zwei Anlagenvarianten zur Verfügung stehen:

Eine Möglichkeit besteht darin, einen Wärmespeicher mit einem Power-to-Heat-Kessel auszustatten. Dabei wird entweder ein Heizstab verwendet oder es wird Strom an Elektroden angelegt, die direkt mit dem Speicherwasser in Kontakt sind und es so erwärmen (Elektrodenkessel). Der Warmwasserspeicher dient sowohl zur Spitzenlastdeckung, zum Beispiel bei niedrigen winterlichen Temperaturen, als auch zur Notfallüberbrückung, zum Beispiel wenn die Wärmepumpe ausfällt. Der Speicher kann sowohl im normalen Betrieb stromsparend mit der Wärmepumpe aufgeladen werden als auch niedrige oder gar negative Strompreise nutzen und so bei Stromüberschuss sogar gleichzeitig zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen.
Eine zweite Möglichkeit besteht darin, einen lokalen Elektrolyseur zu betreiben, selbst Wasserstoff herzustellen, ihn zu verdichten und in einem lokalen Wasserstoffspeicher zu speichern. Ein Blockheizkraftwerk oder ein Wasserstoff-Heizkessel dienen dann der Spitzenlastdeckung und der Notfallüberbrückung. Aufgrund hoher Kosten sowohl für den Elektrolyseur als auch für den Wasserstoffspeicher dürfte diese Lösung gegenwärtig nur schwer finanzierbar sein.

Je nach lokalen Gegebenheiten können Spitzenlast und Notfallüberbrückung gegenwärtig auch noch mit einem Holzkessel bereitgestellt werden. Dabei ist die Verfügbarkeit von bezahlbarem Holz kritisch zu beobachten und ggf. wäre eine solche Anlage nachträglich durch eine Power-to-Heat Anlage und einen Wärmespeicher zu ergänzen. Aber auch die Versorgung einer Power-to-Heat Anlage mit Strom ist nicht unproblematisch und nicht jeder Ortsnetztransformator kann die benötigte Leistung zur Verfügung stellen. Es ist also vor Ort zu prüfen, welche Optionen vorhanden sind und welche sich im Laufe der Jahre, z.B. im Rahmen der Ertüchtigung des Stromnetzes, schaffen lassen.

5.2.6 Kläranlagen

Kläranlagen sind überall dort, wo welche vorhanden sind, eine wichtige Wärmequelle. Der Klarwasserabfluss kann als Wärmequelle für eine Wärmepumpe dienen (Briddigkeit, 2023). Die Abwassertemperatur am Auslauf von Kläranlagen schwankt im Jahresverlauf typischerweise zwischen 8 °C und 22 °C (Jordan et al., 2024) und erreicht auch im Winter oft noch 10 °C bis 15 °C (Energie Schweiz, 2017). Die Temperaturen liegen damit über den Flusstemperaturen und die Wärmegewinnung ist effizienter und preiswerter möglich als auf der Basis von Flusswasser.

Alleine in Hessen bieten Kläranlagen ein Wärmepotential von ca. 4 Milliarden kWh (4 TWh). Das entspricht 7 % des Raumwärmebedarfs in Hessens (Jordan et al., 2024). Mehr als die Hälfte der Kommunen in Hessen, in denen eine Kläranlage steht, kann mehr als die Hälfte ihres Wärmebedarfs durch die Nutzung der Abwärme aus Kläranlagen decken. Überall dort, wo eine Kläranlage steht, empfiehlt sich daher dringend die Ermittlung ihres Abwärmepotenzials. Diese Daten der Studie von Jordan et al. (2024) werden noch 2024 im Hessischen Wärmeatlas veröffentlicht (www.waermeatlas-hessen.de).

5.2.7 Flusswassernutzung

Eine für Bayern vorliegende Studie zu den Potenzialen der Flusswasserwärme zeigt, dass bei Nutzung einer Temperaturdifferenz von zwei Grad Celsius jede vierte Gemeinde in Bayern ihre Wärmeversorgung vollständig auf Basis von Flusswasserwärme decken könnte (Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V., 2024). Weitere Gemeinden könnten anteilig versorgt werden. Eine bundesweite Potenzialstudie der Wärmepotenziale der Flüsse in Deutschland lässt insgesamt ein riesiges nutzbares Potenzial an Flusswasserwärme in der Größenordnung von 500 TWh erahnen (Seidel, 2023).

Das lokale Potenzial lässt sich abschätzen, wenn der sogenannte mittlere Niedrigwasserabfluss des lokalen Gewässers bekannt ist. Rechnet man mit dem Niedrigwasserabfluss, stellt man sicher, das Potenzial nicht zu überschätzen. Aus einem Kubikmeter pro Sekunde Wasserabfluss lassen sich, wenn eine Wärmepumpenanlage es um 2 Kelvin abkühlt, etwa 8 MW Wärmeleistung gewinnen. Für große Flüsse lassen sich diese Werte bei der Bundesanstalt für Gewässerkunde (2023) auslesen. Für kleine Flüsse sollten die zuständigen unteren Wasserbehörden Auskunft geben können.

Eine Flusswasserwärmepumpe wird im Regelfall nur einen kleinen Anteil des Flusswassers nutzen, also abkühlen. Wird dies gekühlte Wasser wieder in den Fluss zurückgeführt, mischt es sich mit dem restlichen Wasser und die Abkühlung des gesamten Gewässers fällt dann kleiner aus. Zudem ist jeder Fluss auch ein Wärmesammler, der beim Fließen Wärme aus Luft und Boden aufnehmen kann. Auch die nächste, flussabwärts gelegene Kommune kann so Flusswasserwärme nutzen.

Mit Blick auf den Klimawandel sind in Deutschland bei einer Temperatursteigerung bis max. 2 Kelvin keine wesentlich veränderten Gesamtniederschlagsmengen zu erwarten, so dass eine langfristige Verfügbarkeit von Flusswasser sicher erscheint (IPCC, 2023). Mögliche Dürreperioden im Sommer erscheinen für die Wärmegewinnung in der Heizsaison als weniger relevant.

Neben der direkten Entnahme von Flusswasser über Einlaufbauwerke ist auch die Nutzung von Wasser aus flussnah angelegten Brunnen möglich. Die Wassertemperatur der Brunnen, über die die Klimatisierung und die Kühlung der IT-Anlagen von Radio Bremen erfolgt, erwies sich im Laufe der Jahre als unterschiedlich (Clausen, 2014). Während die 100 m vom Ufer entfernten Brunnen vergleichsweise konstant eine Wassertemperatur von 13°C bis 14°C aufweisen, schwankt die Temperatur der nur etwa 20 Meter vom Ufer entfernten Brunnen mit der Jahreszeit. So war das hier geförderte Wasser z.B. Anfang Dezember 2011 noch 18°C warm, da noch bis in den Winter hinein das im Sommer versickerte warme Weserwasser gefördert wird. Im Frühjahr dagegen konnte diesen Brunnen oft Wasser entnommen werden, welches nur 6°C bis 10°C warm ist (Clausen, 2014). Dieser Effekt könnte sich mit Blick auf die Gewinnung von Flusswasserwärme im Winter als interessant erweisen.

Auch thermisch aktivierte Spundwände werden bereits in einzelnen Projekten realisiert (FET-Energie, 2024). Hier wird in die Spundwände ein Wärmetauscher eingebaut, so dass die Wärme z.B. vom Hafenwasser auf das Wärmenetz übertragen werden kann.

Exkurs zur Genehmigungsfähigkeit der Nutzung von Flusswasserwärme

Flüsse spielen in der Wärmewirtschaft schon lange eine Rolle, denn sie dienten lange Jahre der Abführung überschüssiger Wärme aus fossilen Kraftwerken und Industrieanlagen. Mit der Einleitung von Wärme, so problematisch diese gerade im Sommer auch ist, hat die Energiewirtschaft insoweit schon lange Erfahrung. Dies gilt auch in Bezug auf den Bau großer Wärmetauscher, die fischfreundliche Konstruktion der wasserbaulichen Anlagen wie auch für die Durchführung der wasserrechtlichen Genehmigungsverfahren. Insoweit sollte eine gute Chance bestehen, auch die Entnahme von Wärme aus Flüssen sowohl technisch wie auch in der Verwaltung in den Griff zu bekommen. Falls vorhanden können zudem die früher zum Zwecke der Kühlung z.B. von Industrieanlagen angelegten Entnahme- und Einleitungsbauwerke für die Nutzung von Flusswasserwärme durch Wärmepumpen wieder aktiviert und nun mit geänderter Nutzung weiter betrieben werden (Briddigkeit, 2023). Auch die wasserrechtliche Genehmigung mag mit Blick auf die Beschränkung auf eine Nutzungsänderung einfacher sein.

Wichtig ist, dass unsere Flüsse aufgrund des Klimawandels im Mittel wärmer sind, als sie dies noch vor einigen Jahrzehnten waren. Die europäische Umweltagentur dokumentiert z.B. für den Niederrhein an der niederländischen Grenze in den letzten hundert Jahren einen Anstieg der Wassertemperaturen um ca. 2 Kelvin (European Environmental Agency, 2021) und stellt vergleichbare Effekte an allen wesentlichen Flüssen in Europa fest. Höhere Wassertemperaturen bedeuten aber mehr Stress für die Gewässerorganismen, was sowohl im Sommer wie im Winter gilt. Wird es in einem Gewässer durchschnittlich wärmer, kann sich die Artenzusammensetzung grundlegend verändern. Die Kühlung von Gewässern wird daher angesichts der bereits erfolgten Erwärmung als vergleichsweise weniger problematisch gesehen als die für viele Jahrzehnte übliche Entsorgung von Abwärme über Gewässer. Die Neue Zürcher Zeitung zitiert einen Anlagenbetreiber: „Unter dem Strich ist unser System sogar positiv für die Gewässerökologie, weil wir damit der Erwärmung durch den Klimawandel entgegenwirken.“ (Diermann, 2020). Diese Bewertung wird von Alfred Wüest vom eidgenössischen Wasserforschungsinstitut Eawag explizit bestätigt (Diermann, 2020).

Auch die Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. (2024) gibt einen detaillierten Überblick über das Thema. Auch sie beurteilt Erwärmungen von Fließgewässern tendenziell kritischer als Abkühlungen. Eine moderate Abkühlung der Fließgewässer wird bezogen auf die Gewässerökologie in vielen Fällen sogar als grundsätzlich positiv beurteilt, da sie den Auswirkungen der Klimaerwärmung, insbesondere im Sommer, teilweise entgegenwirkt.

6. Leitungsbau

6.1. Rohrleitungsbau

Das Verlegen von Fernwärmeleitungen ist eine wesentliche, wenn nicht gar die zentrale Kostenposition beim Bau eines Fernwärmenetzes. Durch eine gute Planung kann hier viel Geld gespart werden.

So ist das Verlegen flexibler Rohre in unbefestigter Oberfläche deutlich preiswerter als das Verlegen starrer Rohre unter Asphalt:

Das Verlegen von Leitungen unter einer befestigten Oberfläche treibt den Preis um etwa das Zwei- bis Zweieinhalbfache in die Höhe.
Das Verlegen starrer Rohrsysteme ist etwa 20 bis 30 % teurer als das Verlegen flexibler Rohre.
Ein Meter DN 80 Rohr ist etwa 50 % teurer als ein DN25, ein DN 150 Rohr kostet doppelt so viel wie ein DN 25.

Wesentlich sind auch die Unterschiede zwischen Deutschland und Skandinavien. Die DLR et al. (2009) führt das Beispiel Finnland an. Hier werden die Rohre oft nur flach unter 30 cm Deckschicht verlegt und das ausgehobene Material wird meist zur Verfüllung wieder eingebracht, also nicht gegen Sand ausgetauscht. Die Kosten sinken so über alle Durchmesser auf etwa ein Drittel im Vergleich zur traditionellen AGFW-Technik und auf die Hälfte der 2009 als neu bezeichneten AGFW-Technik, auf die die DLR (2009) zwar verweist, die Methoden aber nicht erklärt.

Die absoluten Werte aus den ca. 15 Jahre alten Studien sind 2024 am Markt nicht mehr zu realisieren. Kahle (2024) z.B. schätzt aktuell für die Verlegung von 2 starren DN 80 Rohren (Hin- und Rücklauf) Kosten von ca. 500 € für die nötigen 2 m Rohr sowie weitere 500 €/m Tiefbaukosten.

Auf Basis einer Befragung von Fernwärmenetzbetreibern Ende 2020 / Anfang 2021 zu Kosten von Bauprojekten hat die AGFW (2021) folgende Verlegekosten unter befestigten und unbefestigten Oberflächen dokumentiert.

Abbildung 8: Verlegekosten für Kunststoffmantelrohr, Dämmserie 1, nach DIN EN 253 unter befestigten und unbefestigten Oberflächen (ohne MwSt)

Quelle: AGFW (2021), die farbigen Bereiche deuten das Spektrum der Kostenangaben aus der Erhebung an. In einigen Fällen liegen die Verlegekosten noch deutlich höher.

Hier zeigt sich der deutliche Kostenunterschied zwischen den Tiefbaukosten ohne bzw. mit befestigter Oberfläche von Straßen oder Wegen. Die geringen Mehrkosten für größere Rohrdurchmesser deuten auf eine deutliche Dominanz der Planungs-, Tiefbau- und Gemeinkosten hin. Die AGFW dokumentiert als jeweilige Mittelwerte der Kostenanteile

für Planung und Baukoordination ca. 10 %,
für Tiefbau und Oberflächenwiederherstellung ca. 60 %,
für Rohrbau, Muffenmontage und Einmessung ca. 30 % und
für Gemeinkosten ca. 10 %[1].

Von wesentlichem Einfluss auf die Tiefbaukosten sind nach AGFW (2021) u.a.:

„Verlegetiefe und Ausführung (geböscht, verbaut) sowie Breite des Grabens, Wasserhaltung;
Baugrund (Bodenklassen, Lagerung Aushubmaterial, Entsorgung);
Länge der Trasse;
Wiederherstellung der Oberfläche nach Vorgabe des Lastträgers (Bürgersteig, Straßenbereich, Straßenlastklasse, etc.);
Begrenzung der Baustellenlänge (Verkehrsführung, Ampelschaltung [RSA]) und der Arbeitszeiten (Berufsverkehr);
Gesetzliche und berufsgenossenschaftliche Vorgaben [ASR A 5.2, DIN 4124, etc..];
Vorhandensein anderer Ver- und Entsorgungsleitungen, Fundamente etc.;
Lage der Baustelle (dörflich geprägt, Wohngebiet, Stadtrandbereich, Innenstadt, Baustelleneinrichtung, Zufahrten zu Grundstücken, Materialmanagement etc.).“

Von besonderer Bedeutung scheint zu sein, ob der Aushub wieder zur Verfüllung eingesetzt werden kann oder mit Sand ausgetauscht wird.

Die Kosten für den Rohrleitungsbau werden u.a. von folgende Einzelpositionen bestimmt AGFW (2021):

„Materialkosten für die KMR-Baueinheiten, Muffen, Dehnpolster;
Vorrichten, Verlegen und Verschweißen der KMR-Baueinheiten, Vorspannen;
Dichtheits- und Festigkeitsprüfung;
Muffenmontage;
Einmessen der Rohrleitungen.“

Die Planungskosten lassen sich deutlich senken, wenn die Temperaturen so niedrig gehalten werden, dass keine Rohrstatik erforderlich wird (< 80 °C maximale Betriebstemperatur bzw. < 90 °C Absicherungstemperatur). Auch die Montage wird dann deutlich einfacher. Das Vorspannen entfällt und die Rohre können im Pipeline-Verfahren ohne begehbare Gräben verlegt werden. Das findet in Skandinavien schon seit Jahrzehnten statt und führt zu kurzen Bauzeiten und niedrigen Baukosten. Auch in Deutschland ist dies Verfahren, außerhalb der AGFW, immer mehr im Kommen.

6.2. Rohrsysteme

Die AGFW (2021) beschreibt die drei dominierenden Rohrsysteme:

„Die industriell hergestellten Rohr-, Formteil- und Armaturen-Baueinheiten für das Verlegesystem Kunststoffmantelrohr (KMR) bestehen aus einem oder zwei Stahlrohr/en (Ein- bzw. Doppelrohrsystem) bzw. Stahlformstücken zum Transport des Heizwassers, einer Dämmung aus Polyurethan (PUR)-Hartschaumstoff und einer äußeren Ummantelung aus Polyethylen.

Die Stahlrohre der Baueinheiten werden auf der Baustelle miteinander verschweißt. Die Wärmedämmung und die Verbindung bzw. Abdichtung der Ummantelungen erfolgt an den Verbindungsbereichen durch Verbindungsmuffen [DIN EN 489-1, AGFW FW 401]. Zur Erkennung von Feuchten in der Wärmedämmung und u. a. von Beschädigungen des Verlegesystems sind im Großteil der verbauten KMR auf elektrischer Grundlage basierende Überwachungssysteme in der Wärmedämmung eingeschäumt [DIN EN 14419, AGFW FW 401].

Für KMR mit üblichen außentemperaturabhängig geregelten Vorlauftemperaturen liegen inzwischen Erfahrungen über mehr als fünf Jahrzehnten ohne systematische Schäden vor. Es wird davon ausgegangen, dass diese KMR weitere Jahrzehnte genutzt werden können.

Vom konstruktiven Aufbau ähneln die flexiblen Verlegesysteme dem KMR. Die flexiblen Rohrsysteme werden werkmäßig gefertigt und auf Trommeln oder als Ringbunde auf die Baustelle geliefert.

a) Flexible Verlegesysteme mit polymeren Mediumrohren

Die flexiblen Verlegesysteme mit polymeren Mediumrohren sind als Einrohr- und Doppelrohrsystem für Dauerbetriebstemperaturen von 80°C und maximalen Betriebstemperaturen bis 95°C vorgesehen [DIN EN 15632-1]. Als polymere Mediumrohrwerkstoffe werden heute vorwiegend PE-X und PB1 verwendet. Für die Wärmedämmungen verwendet man, herstellerabhängig, Dämmstoffe aus PE- und PUR-Schaumstoffen sowie Faserdämmstoffe und andere.

Erfahrungen mit diesen Rohrsystemen liegen inzwischen über etwa 3 Jahrzehnten ohne systematische Schäden vor. Momentan werden Fachdiskussionen betreffend der Anwendbarkeit weiterer polymerer Mediumrohrwerkstoffe für niedrigere Betriebstemperaturen im Rahmen der europäischen Normung im CEN/TC107 geführt.

b) Flexible Verlegesysteme mit metallischen Mediumrohren

Für diese Gruppe der flexiblen Verlegesysteme kommen vorwiegend Mediumrohre mit unlegierten Stählen und Edelstahlwellrohre zur Anwendung. Die zulässigen Betriebstemperaturen sind denen der KMR vergleichbar.

Stahlmantelrohre (SMR) werden insbesondere als direkt erdverlegte Rohrsysteme ausgeführt. Es sind auch Anwendungen als Freileitungen und als selbst tragende Brückenbauwerke bekannt.“

Das Stahlmantelrohr ist für die Wärmeträger Heizwasser und Dampf insbesondere bei hohen Temperaturen und Drücken geeignet wird besonders in großen heißen Wärmenetzen in Städten eingesetzt. In dörflichen Wärmenetzen spielt es im Regelfall keine Rolle.

Wärmenetze mit Kunststoffrohrleitungen können nur dort verlegt werden, wo nicht unter der Erde mit drückendem Wasser zu rechnen ist. Andernfalls besteht die Gefahr, dass die Wärmedämmungen der Rohre innerhalb weniger Monate bis Jahre „absaufen“ und dann keine Wärmedämmung mehr erzielt wird.

Der Anteil der Verlegesysteme am Ausbau der Fernwärme in Deutschland ist nach AGFW (2021):

Kunststoffmantelrohr 45 %
Flexible Verlegesysteme 45 %
Stahlmantelrohr 10 %

Die AGFW berichtet dann im Detail nur über KMR-Systeme. Dötsch et al. (1998) weisen aber darauf hin, dass Flexible Kunststoffmediumrohre (PMR) preiswerter sind als KMR-Systeme, wobei die wenigen dokumentierten Rohrnetzkosten realisierter Projekte auf vielleicht 30 % Kostenvorteil von PMR gegenüber KMR schließen lassen (Dötsch et al., 1998, S. 51).

7. Sektorkopplung und Stromversorgung

Die Wärmewende wird erhebliche Auswirkungen auf die Stromversorgung haben. Nicht nur die Stromerzeugung, auch die Stromverteilung bedarf der Aufmerksamkeit. Mit Blick auf die Einfamilienhäuser sagen fast alle Szenarien einen hohen Anteil an Wärmepumpen zur Beheizung von 40 % bis 60 % der Gebäude voraus (Ariadne Projekt, 2021; BCG, 2021; Dambeck et al., 2021; Dena, 2021; Gierkink et al., 2022; Sensfuß & Maurer, Christoph, 2022). Gehen wir von einem durchschnittlichen Heizwärmeverbrauch von ca. 20.000 kWh/a in Form von Erdgas oder Heizöl aus, dann würde die Umstellung auf Wärmepumpe je nach Jahresarbeitszahl zwischen 5.000 kWh/a bei JAZ = 4 und 6.500 kWh/a bei JAZ = 3 in Form von Strom liegen.

Weiter muss ebenfalls die Umstellung des PKW-Bestandes auf Elektrofahrzeuge ins Kalkül gezogen werden. Bei einem PKW-Bestand von ca. 400 pro 1.000 Personen in den Stadtstaaten und ca. 650 in den Flächenländern (Destatis, 2022a) sowie einer durchschnittlichen Fahrstrecke der Fahrzeuge von 13.000 km und einem durchschnittlichen Stromverbrauch von 20 kWh/100 km sowie der Annahme, dass 75 % des Fahrstroms an der heimatlichen Ladesäule geladen wird, ergibt sich auf dem Lande in etwa folgender Stromverbrauch pro Haushalt: 1,5 Fahrzeuge mal 2.600 kWh/a mal 75 % Daheim-Ladequote ergibt ca. 3.000 kWh pro Haushalt (Clausen, Altermatt, Beucker, Gerhards & Linow, 2024).

Der zukünftige Stromverbrauch eines Hauses auf dem Lande lässt sich so wie folgt grob abschätzen:

Tabelle 2: Stromverbrauch nach Haushaltsgröße inkl. Elektrofahrzeug und Wärmepumpe

In kWh/aHaushaltsstromFahrstrom PKWWärmepumpenstromSumme1-Personen-Haushalt2.1002.0005.0009.1002-Personen-Haushalt3.5003.0006.00012.5003 und mehr Personen-Haushalt5.4004.0007.00016.400

Quelle: Borderstep, Haushaltsstrommenge nach destatis (2022b)

Je nach Personenzahl ist es also vorstellbar, dass sich der Stromverbrauch auf dem Lande verdreifacht oder gar vervierfacht. Es ist in jedem Ort zu prüfen, ob das Stromnetz hierfür ausreicht oder im Laufe der nächsten Jahre ertüchtigt werden sollte.

War für die Anschlussleistung bisher oft ein 22 kW Durchlauferhitzer die bestimmende Größe, so kommt jetzt ein Ladepunkt hinzu, der bei einphasigem Betrieb eine Leistung von ca. 3,5 kW erfordert, bei dreiphasigem Betrieb 11 kW. Und für eine 8 kW Wärmepumpe, wie sie in vielen Gebäuden ausreichen sollte, ergibt sich im Frühjahr und Herbst mit einer Arbeitszahl von 4 eine Leistungsaufnahme von 2 kW, an kalten Tagen bei einer Arbeitszahl von 2 eine Leistungsaufnahme von 4 kW. Hinzu kommt bei extrem kaltem Wetter jedoch noch der elektrische Heizstab, der bis zu 10 kW Leistungsaufnahme haben kann. Unter der Annahme des Falles, dass Wärmepumpe und Heizstab aktiv sind, das Elektroauto schnell mit 11 kW lädt und geduscht wird, ergibt sich eine Leistungsaufnahme von 47 kW. Erfolgt die Warmwasserbereitung über die Wärmepumpe sinkt dieser Wert auf 25 kW. Werden über ein Smart Meter die Verbraucher netzdienlich gesteuert und so vermieden, dass gleichzeitig der schnelle Lademodus und der Heizstab genutzt werden, sinkt die maximale Leistungsaufnahme der hier berücksichtigten Verbraucher auf unter 20 kW.

Da die Stromnetze gegenwärtig nicht ausreichen, um ALLE Haushalte gleichzeitig mit so hoher Leistung zu versorgen, haben Netzbetreiber in den letzten Jahren immer wieder abgelehnt, Wärmepumpen oder Wallboxen anzuschließen. Dies hat die Bundesnetzagentur (2024) jetzt aber anders geregelt. Der Anschluss einer Wärmepumpe oder einer Wallbox ans Stromnetz darf nicht mehr vom Netzbetreiber abgelehnt werden. Dieser darf dafür aber die Versorgungsleistung drosseln:

Die Netzbetreiber dürfen dabei den Bezug für die Dauer der konkreten Überlastung auf bis zu 4,2 kW senken. Damit können Wärmepumpen weiter betrieben und E-Autos in aller Regel in zwei Stunden für 50 Kilometer Strecke nachgeladen werden. Der reguläre Haushaltsstrom ist davon nicht betroffen. …. Vollständige Abschaltungen der steuerbaren Verbrauchseinrichtungen sind nicht mehr zulässig.

Perspektivisch müssen aufgrund dieser Vorschrift die Stromnetze so ausgebaut werden, dass pro Haushalt 4,2 kW Leistung bei voller Gleichzeitigkeit garantiert sind. Das heißt die Leitungsquerschnitte im Niederspannungsnetz und die Leistung des jeweiligen Ortsnetztransformators, mit dem das Niederspannungsnetz am Mittelspannungsnetz hängt, müssen so groß sein, dass alle daran angeschlossenen Haushalte gleichzeitig 4,2 kW entnehmen können. Da im Bestand i. d. R. die Niederspannungsnetze aber gegenwärtig noch auf 1,2 kW Gleichzeitigkeit ausgelegt sind, muss der Ausbau bzw. die Ertüchtigung der Niederspannungsnetze zwingend mit der Verbreitung des Heizens mit Wärmepumpe und dem Betrieb von Elektroautos in den einzelnen Haushalten Schritt halten.

Aber auch warme Wärmenetze, die mittels Großwärmepumpen Wärme gewinnen, brauchen einen leistungsfähigen Anschluss an das Mittelspannungsnetz. Es ist also sicherzustellen, dass das Mittelspannungsnetz lokal die erforderliche Leistung zur Verfügung stellen kann und dass ein entsprechend leistungsfähiger Transformator zur Verfügung steht bzw. installiert wird. Gerade mit Blick auf Großwärmepumpen ist auch eine neue Vorschrift des Energiewirtschaftsgesetzes zu Kundenanlagen und Direktleitungen in § 3 wichtig. Danach sind Kundenanlagen Energieanlagen zur Abgabe von Energie,

a) die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden oder bei der durch eine Direktleitung nach Nummer 12 mit einer maximalen Leitungslänge von 5 000 Metern und einer Nennspannung von 10 bis einschließlich 40 Kilovolt Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes angebunden sind,

b) mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind,

c) für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas unbedeutend sind und

d) jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden.

Solche Direktleitungen können in Zukunft ermöglichen, als Bürgerenergiegenossenschaft nicht nur ein Wärmenetz zu errichten und zu betreiben, sondern auch eine Freiflächen-Photovoltaik- oder Windkraftanlage zu errichten und deren Strom dann, soweit er zeitgleich mit dem Verbrauch erzeugt wird oder gespeichert werden kann, als Eigenstrom z.B. für den Betrieb einer Wärmepumpe zu nutzen.

Für die Stromversorgung eines Dorfes in der Energiewende folgt damit, dass zum einen die Fähigkeit des Stromnetzes zur Bereitstellung von Spitzenlast und Strommenge zu prüfen ist. Ggf. muss diese Ertüchtigung des Stromnetzes rechtzeitig sichergestellt werden. Darüber hinaus empfiehlt sich, durch den Einbau von Smart Metern und intelligenter Steuerung der Verbraucher sowie ggf. Einbindung von Photovoltaik und Speichern die Eigenversorgung zu steigern.

Quellen

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Impressum

Die Policy Paper-Reihe zur Wärmewende stellt knapp und evidenzbasiert relevante Fakten mit Bedeutung für die Wärmewende dar. Sie richtet sich an politische EntscheiderInnen auf kommunalpolitischer Ebene, aber auch an Akteure aus Wirtschaft, Journalismus und Zivilgesellschaft und die am jeweiligen Thema interessierten Öffentlichkeit.

Dieser Text wurde von Mitgliedern der „Scientists for Future” verfasst und durch Kollegen und Kolleginnen hinsichtlich der wissenschaftlichen Qualität (insbesondere der Belegbarkeit von Argumenten) ausführlich geprüft.

Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autorinnen und Autoren.

An der Erstellung dieses Textes waren beteiligt: Jens Clausen, Michael Huber, Helge Ehrhardt und Ulrike Jordan.

Scientists for Future (S4F) ist ein überparteilicher und überinstitutioneller Zusammenschluss von Wissenschaftler:innen, die sich für eine nachhaltige Zukunft engagieren. Scientists for Future bringt als Graswurzelbewegung den aktuellen Stand der Wissenschaft in wissenschaftlich fundierter und verständlicher Form aktiv in die gesellschaftliche Debatte um Nachhaltigkeit und Zukunftssicherung ein.

Zitiervorschlag: Clausen, J.; Huber, M.; Ehrhardt, H.; Jordan, U. (2024): Wärmewende auf dem Dorf. Policy Paper der Scientist for Future. Berlin.

Veröffentlicht unter CC BY-SA 4.0

Mehr Informationen unter: www.de.scientists4future.org

Kontakt: kontakt@scientists4future.org

TITELBILD

[1] Auch in der Originalquelle der AGFW (2021) addieren sich die Werte zu 110 %.

[Office1]H2 oder H2

Question 2

Textversion

Accepted Answer

Dieser Text wurde maschinell aus dem PDF Original erzeugt und enthält keine Abbildungen

Energie sparen mit Fensterfolien

Hartmut Ehmler, Helge Ehrhardt, Axel Erdmann und Ulrike Jordan
von der Fachgruppe Energie der Scientists for Future

Vorbemerkung
Fenster sind in fast allen Gebäuden Wärmelecks, durch die Wärme-Energie aus den Gebäuden nach außen abgestrahlt
wird und so verloren geht. Umgekehrt kann einfallende Solarstrahlung durch sie ins Gebäude gelangen, was im Winter
zur Entlastung der Gebäude-Wärmeversorgung führen kann, im Sommer allerdings auch zu erhöhter Wärmebelastung.
Fensterfolien sind ein Mittel, mit dem diese Wärmeverluste und –gewinne in einem gewissen Maß reguliert werden
können. Dieses ist vor allem für Mietwohnungen relevant. Mit dem vorliegenden Text wollen wir einen Überblick über
die verschiedenen Folientypen und Verfahren geben.
Insgesamt schneidet eine Folie für Rahmenmontage, welche einen isolierenden Luftspalt bildet, besser ab als eine
direkt auf die Scheibenoberfläche geklebte Folie, die lediglich die Wärmestrahlung reduziert (low-e-Folie). Mit
diesem Luftspalt zwischen Folie und Fensterglas wird der Wärmeverlust einer Einfachverglasung um rund die Hälfte
und der einer einfachen Isolierverglasung um etwa ein Drittel gesenkt. Durch Kombinationen aus Luftspalt und
Strahlungs¬verminderung mit einer low-e-Beschichtung können sogar ähnliche Werte erreicht werden wie durch
Wärmeschutzverglasungen der ersten Generation. Allerdings vermindern Folientypen mit low-e-Beschichtung
gleichzeitig die Wärmegewinne durch einfallende Solarstrahlung. Sie sind daher zur Energieeinsparung nicht
uneingeschränkt empfehlenswert.

3
Vorbemerkung ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………2
Der Status quo ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………4
01: Wirkungsweise ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….5
02: Folienmaterialien ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………6
03: Wärmedämmwerte (U-Werte) ……………………………………………………………………………………………………………………………….7
04: Erzielbare Einsparungen ………………………………………………………………………………………………………………………………………….9
05: Solare Gewinne ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 11
06: Produkte und Praxiserfahrungen ………………………………………………………………………………………………………………………. 14
07: Referenzen ………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………. 15
08: Anhang ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 16
Impressum ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….. 17
Inhaltsverzeichnis

Der Status quo

Knapp 40 % der Fenster im Gebäudebestand in Deutschland wurden vor 1995 mit einfach- oder zweifach-verglasten
Scheiben installiert, die nur eine geringe Wärmedämmwirkung haben. Als physikalische Maßgröße für den
Wärmeverlust dient der Wärmedurchgangskoeffizient U, das Regelwerk basiert auf der Norm DIN 673, auf die wir
uns im Folgenden beziehen. Mit U-Werten um 2,8 W/(m²K) oder mehr weisen diese Fenster auf einen beträchtlichen
Energieverlust hin (Abbildung 1). Um in der jetzigen Energiekrise den Heizwärmebedarf möglichst kurzfristig und
kostengünstig abzusenken, können Fensterfolien zum Einsatz kommen, die in vielen Fällen auch durch Mieter:innen
angebracht werden können. Die vorliegende Handreichung gibt einen Überblick über die Verwendung verschiedener
Fenster- und Folientypen.

Wirkungsweise

Zwei unterschiedliche Konzepte werden für Fensterfolien angewendet:
a) Folien mit verminderter Wärmeabstrahlung (low-e): Sogenannte low-e-Folien, die einen großen Anteil der
Wärmestrahlung reflektieren, werden in der Regel von innen auf die Scheibe geklebt. Die Verminderung der
Abstrahlung wird durch eine niedrig-emissive (low-e) Beschichtung erreicht. Der Wärmeübergang durch Strahlung
aus dem Innenraum wird reduziert und somit die Wärmedämmung verbessert. Hält man sich in Fensternähe
auf, so wird auch die Wärmestrahlung des menschlichen Körpers von der Folie reflektiert und so die thermische
Behaglichkeit verbessert.
b) Folie und Glasscheibe bilden einen Luftspalt: Hier wird eine Folie auf den Fensterrahmen geklebt und ggf. mit einem
Heißluftfön nachgespannt. Es bildet sich eine isolierende Luftschicht, die zusätzliche Dämmwirkung hat.
c) Kombination aus einer low-e Folie und einer am Rahmen befestigten Folie: Low-e-Folien, die an den Rahmen
angebracht werden können und bei denen somit beide Effekte a) und b) in einer Folie kombiniert werden, sind den
Autor:innen nicht bekannt. 2 Der Vollständigkeit halber wird In der vorliegenden Handreichung dennoch auch die
kombinierte Verwendung der beiden Folientypen betrachtet (Abb. 2).

6
02: Folienmaterialien
Gerade für die Folien, die einen Luftspalt zwischen Scheibe und Folie bilden, werden von Herstellern oft keine
Materialinformationen angegeben. Wir gehen davon aus, dass alle Folien, die sich mit dem Fön glattziehen lassen, aus
Polyethylen sind (LD-PE). Dieses Material ist für Wärmestrahlung weitgehend transparent. Es ist daher als Wärmeschutz
weniger geeignet, da die Wärmestrahlung aus dem Raum nicht zurückgehalten wird, sondern praktisch ungehindert auf
die dahinter liegende Glasscheibe trifft. Es gibt hingegen auch Folien aus Polyvinylchlorid (PCV) und Polycarbonat (PC),
die Wärmestrahlung absorbieren und daher einen verbesserten Wärmeschutz bieten. Die low-e-Folien sind mehrlagige
Polyesterfolien mit metallischer Beschichtung.
Das Passivhaus-Institut Darmstadt hat detaillierte Berechnungen für Kunststoffe mit unterschiedlichen
Strahlungseigenschaften zum Einsatz als Fensterfolie mit Luftspalt auf Verglasungen unterschiedlicher Dämmgüte
durchgeführt [1], die mit den vorliegenden Berechnungen plausibel übereinstimmen. In unseren Berechnungen
nehmen wir an, dass die Folie für Wärmestrahlung undurchlässig ist und beschränken uns auf Einfach-Verglasungen und
Zweifach-Verglasungen alter Bauart (sog. Isolierfenster ohne Wärmeschutzverglasung sowie Doppelkastenfenster im
Altbau)

7
03: Ergebnisse für den Wärmedurchgang (U-Werte)

Die Berechnungen wurden nach der DIN 673 durchgeführt [2]. Die verwendeten Parameter und Randbedingungen
(Geometrie- und Stoffwerte, Wärmedurchgangskoeffizienten, Temperaturen, usw.) sind im Anhang aufgeführt. Für die
low-e-Folie wurden die Daten einer typischen Folie ausgewählt [3].3 Die folgenden Abbildungen fassen wesentliche
Ergebnisse zusammen.

Wie in Abbildung 3 dargestellt, erreichen besonders für Einfachverglasung alle Folien eine deutliche Senkung des
U-Wertes von 5,8 W/(m²K) auf bis zu ca. 2,2 W/(m²K), wobei der U-Wert durch die betrachtete low-e-Folie um ca. 24
% abgesenkt werden kann, durch eine Folie mit Luftspalt sogar um mehr als das Doppelte (um ca. 51 %) und durch die
Kombination der beiden Folien um sogar ca. 61 %. Auch für Doppelverglasungen ergeben sich erhebliche Absenkungen
des U-Wertes um 13 % (low-e), 33 % (Folie als Luftspalt) und 43 % (Kombination) gegenüber einem Isolierglas von vor
1995, siehe Abbildung 4

9

Mit der in der energetischen Bilanzierung üblichen Berechnung und Annahmen für Gradtagzahlen aus Berlin 5 ergibt
sich bei einer Reduktion des U-Wertes um 1 W/m²K eine jährliche Absenkung der Wärmeverluste pro Quadratmeter
Fensterscheibenfläche von ungefähr 82 kWh. Zur Ermittlung der Brennstoffeinsparung wurden die Wärmeverluste
durch einen Anlagenwirkungsgrad von 75 % dividiert6
. Mit einem angenommenen Brennstoffpreis von 12 Cent pro
kWh7 Endenergie ergeben sich daraus die in Abbildung 5 dargestellten jährlichen Kostenminderungen.

Die erzielbaren Einsparungen können damit in Abhängigkeit von der gesamten Glasfläche der Fenster und ihrer Bauart
abgeschätzt werden. Pauschale Angaben auf manchen Produkten wie „spart x Prozent an Heizenergie“ sind dagegen
wenig aussagekräftig.
Ohne Berücksichtigung von solarer Einstrahlung (gilt z.B. für Nordfenster) ergeben sich für einfach-verglaste Fenster
mit der betrachteten low-e-Folie damit jährliche Einsparungen von 113 kWh, für die Folie mit Luftspalt von 239 kWh
und für die Kombination sogar 288 kWh (jeweils pro Quadratmeter Glasfläche und Jahr). Für die betrachtete Zweifach-
Verglasung alter Bauart (Isolierverglasungen ohne Wärmeschutz) ergeben sich geringere Einsparungen. Es lassen sich
aber auch hier für die betrachteten Folien Einsparungen zwischen 30 und 100 kWh pro Quadratmeter Glasfläche und
Jahr erzielen.
Bei Zweifach-Verglasung alter Bauart und nach Norden ausgerichteten Fenstern lassen sich unter den betrachteten
Annahmen durch den Einsatz einer einfachen Fensterfolie (mit Luftspalt zum Glas) ca. 80 kWh Wärmeverlust im
Jahr pro Quadratmeter Fensterfläche einsparen.
Wie die Abbildungen 3 – 5 zeigen, ist die Wirksamkeit einer aufgeklebten low-e-Folie geringer gegenüber einer einfa-
chen Folie mit Luftspalt. Durch die Kombination beider Folien lassen sich U-Werte erreichen, die im Bereich von ein-
fachem Wärmedämmglas 8 liegen.

Solare Gewinne

Unter „solarem Gewinn“ wird der Energiegewinn durch eingefangene Solarstrahlung verstanden. Durch Fenster
erhöhen sich nicht nur die Wärmeverluste eines Gebäudes, sondern auch dessen solare Gewinne. Besonders die low-
e-Folien verringern die Transmission der Sonneneinstrahlung des Fensters (Energiedurchlassgrad bzw. g-Wert) und
somit die solaren Gewinne. Von der Einsparung an Heizenergie durch die bessere Wärmeisolation der Folie müssen die
verminderten solaren Erträge daher in der Jahresbilanz abgezogen werden. Das Ergebnis zeigt . Die für die Berechnung
notwendigen Parameter sind im Anhang aufgeführt. Eigenschaften der low-e-Folie sind der Ref. [3] entnommen

Für die gewählte typische low-e-Folie mit 37 % Emissivität ergibt sich bei besonnten Fenstern eine Netto-Ersparnis
überhaupt nur bei Einfachverglasung in Ost-West Ausrichtung; bei Doppelverglasung ist diese Bilanz ausgeglichen
oder sogar negativ. Die Berechnung wurde zum Vergleich auch mit einer niedrigeren Emissivität durchgeführt. Selbst
für die low-e „Premium“-Folie aus Ref. [3] mit einer Emissivität von 9 % ergäbe sich bei doppelverglasten, besonnten und
nach Süden ausgerichteten Fenstern praktisch keine Gesamtersparnis.

12
Abbildung 07: Auswirkung der solaren Gewinne auf die Einsparung an Nutzenergie für die betrachtete Zweifach-Verglasung
alter Bauart mit Folie als Luftspalt bei verschiedener Orientierung der Fenster. (Quelle: eigene Darstellung)
Bei den Folien, die als Luftspalt wirken, ist die Bilanz deutlich günstiger aus zwei Gründen: zum einen reduzieren sie den
U-Wert stärker und führen daher zu geringeren Transmissionsverlusten, zum anderen bewirken sie weniger Abschwä-
chung der Sonneneinstrahlung als die beschichteten low-e-Folien. Insbesondere hochtransparente Folienmaterialien
wie z.B. klares Polycarbonat haben diese günstige Eigenschaft.
Zusammenfassend können nach unserer Auffassung die low-e-Folien für besonnte Fenster unter Energiespargesichts-
punkten nur sehr eingeschränkt empfohlen werden. Oft steht allerdings die Funktion als Sonnenschutzfolie im Vorder-
grund. Dabei ist zu beachten, dass hierdurch die solaren Gewinne in der Heizperiode erheblich verringert werden. Dies
kann je nach Verglasung und Besonnung die energiesparende Wirkung einer low-e-Beschichtung zunichtemachen und
somit zu höherem Heizwärmebedarf als ohne Folie führen.
Hingegen sind die einfachen Folien mit Luftspalt auch für besonnte Fenster empfehlenswert, insbesondere wenn sie
optisch hochtransparent und gleichzeitig undurchlässig für Wärmestrahlung sind, wie zum Beispiel Polycarbonat.
Abbildung 7 zeigt beispielhaft erzielbare jährliche Nutzenergie-Einsparungen unter Berücksichtigung der Strahlungs-
gewinne für eine Nord-, Ost-/West- und Südausrichtung der Fenster.9

13
Beispiel: Für ein typisches Berliner Mehrfamilienhaus mit Isolierglasfenstern alter Bauart (oder Doppelfenstern)
betragen typischerweise die Wärmeverluste durch die Fensterverglasung ca. 25 % des Gesamtwärmebedarfs. 10 Diese
Verluste lassen sich folglich durch eine einfache, am Fensterrahmen befestigte Folie, um rund ein Drittel senken. Damit
sinkt der Gesamtwärmebedarf in diesem Beispiel um ca. 8 %. Beträgt die Gesamtfensterfläche 20 m2 in Ost-West-
Ausrichtung, so werden gemäß Abbildung 07 pro Jahr 1200 kWh eingespart. Für Einfachverglasung ergeben sich sogar
noch deutlich höhere Einsparungen

Produkte und Praxiserfahrungen

14
Einfache, unbeschichtete Folien, die mit der Glasscheibe eine Luftschicht ausbilden, amortisieren sich bei den hier ge-
wählten Annahmen schon nach weniger als einer Heizsaison. Folien aus LD-PE werden nach dem Aufkleben auf den
Fensterrahmen mit einem Fön erwärmt, so dass sie sich glattziehen. Hierzu gibt es eine DIY („Do-it-yourself“)-Anlei-
tung des Passivhaus-Institut Darmstadt zusammen mit der Energieagentur Hessen [4]. Polyethylen ist aber für Wärme-
strahlung transparent und daher zur Energieeinsparung nicht optimal [1].
Als Alternative können transparente Folien eingesetzt werden, die ursprünglich gar nicht als Energiesparfolien gedacht
sind. Zum Beispiel können hochtransparente Polycarbonat-Folien von 0,5 mm Stärke gut verwendet werden. Diese sind
zwar teurer als die dünnen Folien aus PE oder PVC, dafür aber optisch ansprechender, haltbarer und leichter zu reini-
gen. Die Montage kann mit durchsichtigem Klebeband erfolgen. Dieses Material besitzt nach unseren Erkenntnissen
das Potential für DIY-Lösungen guter Qualität.
Bei den low-e-Folien gibt es große Unterschiede, wieviel Sonnenlicht die Folien durchlassen und ob sie daher primär
als Sonnenschutzfolie oder als Energiesparfolie zu betrachten sind. Wichtig für die Energieeinsparung sind ein geringer
Emissions- bzw. Absorptionsgrad für Wärmestrahlung sowie ein hoher Durchlassgrad für Solarstrahlung bei besonnten
Fenstern. Erstgenannte Eigenschaft äußert sich in einem guten Reflexionsvermögen für die Wärmestrahlung, welches
manchmal als Produktinformation angegeben ist. Low-e-Folien sind um einen Faktor 3 bis 30 teurer als unbeschichtete
Folien. Diese großen Unterschiede lassen sich nicht durch das jeweilige Energieeinsparpotential rechtfertigen. Sondern
hier spielen weitere Präferenzen für die Auswahl eine Rolle, wie z.B. Sonnenschutz und ästhetische Gesichtspunkte.
Die Autor:innen möchten in einem nächsten Schritt einige konkrete Anwendungen dokumentieren und sind daher
dankbar für weitere Anregungen, Praxisbeispiele und Erfahrungen.

Referenzen

15
[1] Informationen zu Fensterfolien vom Passivhaus-Institut Darmstadt, https://passipedia.de/baulich/verglasungen_
verbessern (abgerufen am 16.2.2023)
[2] DIN EN 673: „Glas im Bauwesen – Bestimmung des Wärmedurchgangskoeffizienten (U-Wert) – Berechnungs-
verfahren; Deutsche Fassung EN 673:2011
[3] Siehe Übersicht unter https://bruxsafol.de/sonnenschutz/datentabellen-sonnenschutzfolien/ für low-e Folie XE 50
als Referenz und „Premium“ Folie XE 70 zum Vergleich (abgerufen am 18.1.2023)
[4] Energieagentur Hessen: „Mit Fensterfolien zusätzlich isolieren“, https://www.lea-hessen.de/buergerinnen-und-
buerger/hessen-spart-energie/do-it-yourself-energiesparmassnahmen/diy-energiespartipp-5-fensterfolien-an-
bringen (abgerufen am 17.1.2023)

Impressum

Diese Handreichung wurde von Mitgliedern der „Scientists for Future” verfasst und intern wie extern durch Kollegen
und Kolleginnen hinsichtlich der wissenschaftlichen Qualität (insbesondere der Belegbarkeit von Argumenten)
ausführlich geprüft.
An der Erstellung dieses Textes waren beteiligt:
Hartmut Ehmler (korrespondierender Autor), Helge Ehrhardt, Axel Erdmann und Ulrike Jordan
Die Autor:innen sind Mitglieder der Fachgruppe Energie der Scientists for Future
Kontakt: Dr. Hartmut Ehmler, E-mail: ehmler@lightoven.de
Zitiervorschlag:
Hartmut Ehmler, Helge Ehrhardt, Axel Erdmann und Ulrike Jordan (2023): „Energie sparen mit Fensterfolien“,
Handreichung aus der FG Energie der Scientists for Future, Berlin, 16 S., DOI: 10.5281/zenodo.10033033
Redaktion: F.Ossing
Scientists for Future (S4F) ist ein überparteilicher und überinstitutioneller Zusammenschluss von
Wissenschaftler:innen, die sich für eine nachhaltige Zukunft engagieren. Scientists for Future bringt als
Graswurzelbewegung den aktuellen Stand der Wissenschaft in wissenschaftlich fundierter und verständlicher
Form aktiv in die gesellschaftliche Debatte um Nachhaltigkeit und Zukunftssicherung ein.
Mehr Informationen unter: https://de.scientists4future.org/

Question 3

Textversion

Accepted Answer

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Die schnelle Verbreitung der Wärmepumpe ist zentral für eine schnelle Wärmewende

Autor:innen: Jens Clausen (Scientists for Future, Borderstep Institut, korrespondierender Autor: clausen@borderstep.de), Pietro Altermatt (Scientists for Future, Fachgruppe Energie, Trinasolar, Universität Oxford), Helge Ehrhardt (Scientists for Future, Fachgruppe Kommunaler Klimaschutz), Christoph Gerhards (Scientists for Future, Leipzig), Stefan Golla (Scientists for Future, Fachgruppe Energie), Reinhard Guthke (Scientists for Future, Jena, BürgerEnergie Thüringen e. V.), Michael Huber (Climate Watch Celle, Scientists for Future, Fachgruppe Energie), Ulrike Jordan (Universität Kassel), Claudia Kemfert (DIW und Scientists for Future), Jörg Kopecz (Scientists for Future, Fachgruppe Industrie und Unternehmen; iTM- Institut für Transformationsmanagement), Kerstin Kranich (Scientists for Future, Fachgruppe Kommunaler Klimaschutz), Sven Linow (Hochschule Darmstadt), Marek Miara (Fraunhofer ISE), Volker Quaschning (Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin), Andreas Sanders (Scientists for Future Fachgruppe Kommunaler Klimaschutz; erfolgreicher Klimakläger vor dem Bundesverfassungsgericht), Thomas Seifert (Scientists for Future, Fachgruppe Kommunaler Klimaschutz), Volker Stelzer (Scientists for Future Karlsruhe, Karlsruhe Institut für Technologie KIT), Mario Tvrtković (Hochschule Coburg; Scientists for Future, Fachgruppe Bauen -Wohnen – Habitat), Thomas Vogt (Scientists for Future), Peter Windmüller (Hamburger Energietisch e. V.), Kai Zosseder (TU München und Scientists for Future) [1]

Inhaltsverzeichnis

Einleitung.

1. Wärmepumpen funktionieren in vielen Bestandsgebäuden auch ohne aufwendige Modernisierung

2. Modernisierung muss nicht immer viel kosten

3. Die Preise für Wärmepumpen werden voraussichtlich fallen

4. Die Förderung des Bundes reduziert die finanzielle Belastung

5. Der CO2-Preis und der Brennstoff-Emissionshandel werden die Gaspreise steigen lassen

6. Bei den Gesamtkosten ist die Wärmepumpe die bessere Wahl

7. Fazit

Literatur

Einleitung

Bis zum Jahr 2030 sollen die CO₂-Emissionen im Gebäudebereich um 40 % im Vergleich zu 2022 sinken. So steht es im Klimaschutzgesetz, welches bereits 2019 von der Großen Koalition unter Kanzlerschaft der CDU und mit dem seinerzeitigen Koalitionspartner SPD beschlossen wurde. Das Gesetz musste nachgebessert werden, weil das Bundesverfassungsgericht mangelnde Generationengerechtigkeit und Verstöße gegen die in der Verfassung garantierten Freiheitsrechte festgestellt hatte. Daher kann auch die aktuelle Ampel-Regierung nur sehr schwer an den grundsätzlichen Zielen etwas ändern. Obwohl oder gerade weil uns eine derart umfassende Umstellung auf eine neue Heizungstechnologie vor große Herausforderungen stellt, sollte diese Aufgabe mit Blick auf das wichtige Ziel des Klimaschutzes dringend angegangen werden. Hierfür weist die geplante 65 %-Regel einen geeigneten Weg. Es sind nur noch sieben Jahre, die uns bleiben, um 40 % der Treibhausgasemissionen im Gebäudesektor einzusparen. Das entspricht einer Absenkung von 112 auf 66 Mio. Tonnen CO₂-Äquivalent.

In der Politik und in den Medien wird diese Debatte in Form einer hitzigen Diskussion über das Gebäude-Energiegesetz (GEG) geführt, die Verunsicherungen bei Gebäudeeigentümer:innen und Mieter:innen hervorruft. Mit dieser Stellungnahme wollen wir als Energiefachleute von den Scientists for Future dazu beitragen, den Diskurs auf eine sachliche und faktenbasierte Grundlage zurückzuführen.

1. Wärmepumpen funktionieren in vielen Bestandsgebäuden auch ohne aufwendige Modernisierung

Wärmepumpen sind aufgrund ihrer hohen Energieeffizienz – sowohl in Einzelgebäuden als auch in Wärmenetzen – als eine der Schlüsseltechnologien für die Wärmeversorgung anerkannt (Bürger, Braungardt & Miara (2022), Günther et al. (2020), Holm & Pehnt (2023)).

Es wird immer wieder behauptet, dass eine Wärmepumpe in Bestandsgebäuden nur nach einer aufwendigen Modernisierung installiert werden könne und dass die Installation einer Flächenheizung, also einer Fußboden-, Wand-, oder Deckenheizung, unbedingt erforderlich sei. Aus solchen Behauptungen ergeben sich in der Folge unrealistisch hohe Summen, die investiert werden müssten.

An dieser Argumentation stimmt, dass Wärmepumpen umso effizienter sind, je besser ein Gebäude gedämmt ist. Auch große Heizkörper oder sogar eine Flächenheizung sind vorteilhaft, aber eben nicht immer notwendig. Gebäude bis zur Energieeffizienzklasse C und D können normalerweise ohne aufwendige bauliche Änderungen mit einer Wärmepumpe ausgerüstet werden. Meistens hilft bei Gebäuden mittlerer Effizienzklassen schon das Auswechseln weniger Heizkörper und ein hydraulischer Abgleich, um danach die Gas- oder Ölheizung gegen eine effiziente Wärmepumpe auswechseln zu können.

Ungefähr 32 % der Einfamilienhäuser und 53 % der Mehrfamilienhäuser befinden sich in diesen Effizienzklassen. Bei ihnen dürfte die Umstellung der Heizung auf eine Wärmepumpe ohne oder mit nur geringem Sanierungsaufwand möglich sein.

Der Bestand von Wohnhäusern der Effizienzklassen F, G und H macht ungefähr die Hälfte aller Wohngebäude aus. Hier werden in erster Linie höhere Förderungen für die Verbesserung der Gebäudehülle erforderlich sein, welche die Gebäude mindestens bis zur Effizienzklasse D oder E verbessern. Es ist aber für einen wirtschaftlichen Betrieb von Wärmepumpen keineswegs erforderlich, alle Häuser auf die Energieeffizienzklasse A zu bringen. Das verbleibende Drittel der Häuser mit schlechtestem Energiestandard sollte aber sowieso in den nächsten 20 Jahren saniert werden, da sonst die steigenden Heizkosten früher oder später für die Bewohner:innen ein ernstes Problem darstellen werden.

1. Modernisierung muss nicht immer viel kosten

Es gibt preiswerte erste Schritte zur Modernisierung von Gebäuden, auch jenseits von Wärmedämmverbundsystemen oder einer Vollausstattung mit dreifach verglasten Energiesparfenstern. Einer der ersten Schritte bei der Modernisierung kann die Dämmung der obersten Geschossdecke oder des Daches mit umweltfreundlichen Dämmstoffen sein. Auch die Dämmung der Kellerdecke oder eine Einblasdämmung in einem zweischaligen Mauerwerk gehören zu den preiswerten ersten Schritten der Modernisierung. Einige Tätigkeiten können in Eigenarbeit durchgeführt werden, sind sehr effizient und preiswert und müssen nicht unbedingt durch Handwerksbetriebe umgesetzt werden.

Führen diese Maßnahmen z. B. zu einer Einsparung von 25 % der Heizenergie, dann kann der Wärmeverbrauch eines Gebäudes von 165 kWh/m2 auf ca. 125 kWh/m2 reduziert werden. Die Energieeffizienzklasse verbessert sich von F auf D und das Gebäude kann dann mit einer Wärmepumpe ausgestattet werden. Einige Beispiele finden sich im “Faktenpapier Wärmepumpe” der Deutschen Umwelthilfe (2023).

1. Die Preise für Wärmepumpen werden voraussichtlich fallen

Durch die Energiepreiskrise 2022 und die sprunghaft gestiegene Nachfrage nach Wärmepumpen sind die Preise deutlich gestiegen. Das wird nicht so bleiben. Die deutschen Wärmepumpenhersteller investieren gegenwärtig Milliarden in neue, automatisierte Produktionsanlagen, was die Kosten der Wärmepumpen senken wird. Auch eine montagefreundliche Konstruktion soll die erforderliche Montagezeit reduzieren helfen. Und auch die zunehmende Erfahrung der Planer und Installateure wird mittelfristig die Kosten reduzieren.

2. Die Förderung des Bundes reduziert die finanzielle Belastung

Für die Sanierung von Bestandsgebäuden durch Einzelmaßnahmen gibt es bereits seit 2022 eine Zuschuss-Förderung beim BAFA (Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle) und für auch die Komplettsanierung gibt es eine Zuschuss-Förderung sowie zinsgünstige Kredite mit Tilgungszuschüssen über die KfW (Kreditanstalt für Wiederaufbau). Beide Förderinstrumente sind Teil des “Bundesprogramm effiziente Gebäude” (BEG). Parallel gibt es durch die Energetische Sanierungsmaßnahmen-Verordnung (ESanMV) die Möglichkeit, fachgerechte, energetische Sanierungsmaßnahmen steuerlich abzusetzen.

Mit diesen drei Förderinstrumenten kann schon heute die Sanierung der Gebäudehülle und der Heizungstechnik mit 15-20%, eine Solarthermieanlage mit 25-35% und eine Wärmepumpe mit 30-40% bezuschusst werden.

Mögliche Verbesserungen der Förderbedingungen, insbesondere für ältere Immobilienbesitzer:innen oder Personen mit geringem Einkommen, die keinen Kredit bekommen und steuerlich wenig profitieren können, werden gegenwärtig diskutiert.

3. Der CO2-Preis und der Brennstoff-Emissionshandel werden die Gaspreise steigen lassen

Ein wesentliches Instrument zur Erreichung der Klimaneutralität und Senkung der CO2 -Emissionen ist der in Deutschland im Jahr 2021 eingeführte CO2 -Preis für Heizen und Verkehr. Aktuell liegt der CO2-Preis bei 30 Euro pro Tonne CO2 und soll bis 2026 auf maximal 65 Euro steigen. Schon heute macht der CO2-Preis ungefähr einen halben Cent/kWh vom Gaspreis aus, 2025 wird dieser Anteil auf knapp 1 Cent steigen. Ab 2026 wird der CO2 -Preis in ein Emissionshandelssystem überführt. Dann

wird die Menge an Zertifikaten anhand der Ziele des Klimaschutzgesetzes reduziert. Wenn der CO2-Preis sich als wesentliches Leitinstrument zum Erreichen der Emissionsminderungsziele im Gebäudesektor voll entwickelt, sind stark steigende CO2-Preise zu erwarten, die sich auf bis zu 200 oder gar 300 Euro pro Tonne belaufen können (Kalkuhl et al., 2023). Dies wäre auch eine Folge der großen Zahl der jetzt noch neu installierten Gasheizungen und der daraus resultierenden hohen Gasnachfrage. Bei einem CO2-Preis von 200 Euro pro Tonne würde der Gaspreis um 4 Cent/kWh Erdgas ansteigen. Bis 2040 könnten über die Jahre so Mehrkosten der Gasheizung für eine durchschnittliche Familie von über 15.000 Euro auftreten (Kalkuhl et al. (2023).

1. Bei den Gesamtkosten ist die Wärmepumpe die bessere Wahl

In der folgenden Grafik werden beispielhaft die Kosten der Heizung für ein Einfamilienhaus mit 10 kW Heizlast und 20.000 kWh/a Wärmebedarf dargestellt. Die Investition inklusive Installation und – im Fall der Wärmepumpen – der Austausch einzelner Heizkörper wird für die Gastherme mit 10.000 € angenommen, für die Luft-Wasser-Wärmepumpe mit 30.000 € und für die Erdwärmepumpe mit 45.000 €. Von der Investitionssumme abgezogen wird die Förderung. In den beiden in der Grafik dargestellten Fällen wurden Fördersätze von 40 % und 60 % angesetzt, wohlwissend, dass für Menschen mit geringen Einkommen gegenwärtig über sehr hohe Fördersätze bis zu 80 % diskutiert wird. Die Energiekosten für Erdgas nehmen wir im niedrigen Preispfad mit 11 Cent/kWh an (niedriger CO2-Preis), im hohen mit 14 Cent/kWh (hoher CO2-Preis). Zum Vergleich zeigen wir den historischen Gaspreis der letzten Jahre von 7 Cent/kWh.

Wärmepumpenstrom geht mit 26 Cent/kWh in die Rechnung ein. Die Wartungskosten sind bei der Erdgastherme 150 €/a zzgl. 50 €/a für den Schornsteinfeger, bei der Wärmepumpe 160 €/a. Der Wirkungsgrad der Gasbrennwerttherme wird mit 95 % angenommen, die Jahresarbeitszahl der Luftwärmepumpe mit 3,1 und der Erdwärmepumpe mit 4,1.

Die deutliche Preissteigerung beim Erdgas vom historischen zum niedrigen Niveau ist dabei nicht Folge der Wärmewende, sondern eine Folge des russischen Krieges gegen die Ukraine. Allein durch die Umstellung auf eine Versorgung mit hohem Anteil an LNG-Erdgas erhöht sich der Preis um ca. 3 Cent/kWh.

Bleibt das Gas auf dem niedrigen Preispfad und die Förderung niedriger, dann sind alle Heizungssysteme ungefähr gleich teuer. Steigt aber der Gaspreis durch den Emissionshandel schneller oder profitiert ein Haushalt von höheren Fördersätzen, dann ist die Wärmepumpe in jeder Hinsicht die bessere Wahl.

1. Fazit

Die Installation von Heizungen auf fossiler Basis sollte ab 2024 generell eingestellt werden, da die geplante Klimaneutralität bis 2045 sonst kaum noch erreicht werden kann. Wärmepumpen sind aufgrund ihrer hohen Energieeffizienz als Schlüsseltechnologie für die individuelle Wärmeversorgung weitgehend anerkannt und können zudem auch große Abwärmepotenziale z. B. aus Abwasser, Industrie oder Flüssen heben. Neben der Versorgung über Wärmenetze werden sie ein zentrales Element der zukünftigen Wärmeversorgung sein. Folgekosten für die Modernisierung der Heizungsanlage und der Gebäudehülle können beim Einbau von Wärmepumpen in vielen Fällen vermieden oder in vertretbaren Grenzen gehalten werden, wobei die staatliche Förderung zur Begrenzung der Kosten beiträgt. Härtefälle müssen durch zusätzliche Förderung von Bund und Ländern sozial gestaffelt aufgefangen werden.

Besonders mit Blick auf Wärmenetze ist die kommunale Wärmeplanung von Bedeutung, die in verdichteten Siedlungen und Quartieren den Bau von Wärmenetzen zur Folge haben wird. Im wenig verdichteten Siedlungsgebieten, geprägt durch Einfamilienhäuser, ist es dagegen nicht nötig, auf eine abgeschlossene kommunale Wärmeplanung zu warten, denn diese wird an der Aufgabe, jedes Gebäude einzeln klimaneutral zu beheizen, wenig ändern können. Ein Warten auf die kommunale Wärmeplanung würde zudem die Energiewende verzögern und (Fehl-) investitionen in fossile Heizungsanlagen oder Wasserstoff-Ready Heizungen fördern.

Vor allem aber lenkt der Streit um das GEG davon ab, dass das für uns Menschen aktuell relevante Gesetzeswerk das der Natur ist und nicht das der Politik. Unser Planet signalisiert uns deutlich, dass er bereits auf einen naturgesetzlich vorgegebenen neuen Zustand zusteuert.

Literatur

Deutsche Umwelthilfe. (2023). Faktenpapier Wärmepumpe. Radolfzell. Verfügbar unter: https://www.duh.de/fileadmin/user_upload/download/Projektinformation/Energieeffizienz/Wärmepumpen/230412_Faktenpapier_Wärmepumpe_final.pdf

Bürger, V., Braungardt, S. & Miara, M. (2022). Durchbruch für die Wärmepumpe. Praxisoptionen für eine effiziente Wärmewende im Gebäudebestand. Freiburg i. Br. Verfügbar unter: https://www.agora-energiewende.de/veroeffent
lichungen/durchbruch-fuer-die-waermepumpe/

Günther, D., Wapler, J., Langner, R., Helmling, S., Miara, M., Fischer, D. et al. (2020). Wärmepumpen in Bestandsgebäuden: Ergebnisse aus dem Forschungsprojekt „WPsmart im Bestand“ (Abschlussbericht). Freiburg i. Br. Verfügbar unter: https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/downloads/pdf/Forschungsprojekte/BMWi-03ET1272A-WPsmart_im_Bestand-Schlussbericht.pdf

Holm, A. H. & Pehnt, M. (2023). Wärmeschutz und Wärmepumpe – warum beides zusammengehört Studie im Auftrag des Verbandes für Dämmsysteme, Putz und Mörtel e.V. Heidelberg. Verfügbar unter: https://www.ifeu.de/projekt/waerme
schutz-und-waermepumpe/

Kalkuhl, M., Kellner, M., Bergmann, T., Rütten, K. (2023). CO2-Bepreisung zur Erreichung der Klimaneutralität im Verkehrs- und Gebäudesektor: Investitionsanreize und Verteilungswirkungen, MCC Discussion Paper, verfügbar unter: https://www.mcc-berlin.net/fileadmin/data/
C18_MCC_Publications/2023_MCC_CO2-Bepreisung_Klimaneutralität_Verkehr_Geb%C3%A4ude.pdf

Mellwig, P. (2021). Gebäude mit der schlechtesten Leistung (Worst performing Buildings) – Klimaschutzpotenzial der unsanierten Gebäude in Deutschland. Heidelberg: IFEU.

Scientists for Future. (2022a). Wärmepumpen. Die klimaneutrale Wärmeversorgung im Neubau und für Bestandsgebäude. Berlin. Verfügbar unter: https://de.scientists4future.org/keypoints-kommunale-waermewende/

Scientists for Future. (2022b). Heizen mit Holz: knapp, teuer und unerwartet klimaschädlich. Berlin. Verfügbar unter: https://de.scientists4future.
org/keypoints-kommunale-waermewende/

Scientists for Future. (2022c). Wasserstoff in der Energiewende: unverzichtbar, aber keine Universallösung. Berlin. Verfügbar unter: https://de.scientists4future.org/keypoints-kommunale-waermewende/

Scientist for Future (2023). Ein energieeffizienter Gebäudebestand. Eine kommunalpolitische Herausforderung. Policy Paper der Scientist for Future. Berlin. Verfügbar unter https://de.scientists4future.org/ein-energieeffizienter-gebaeudebestand/

Rolle der Autor:innen: Jens Clausen hat die Beiträge der übrigen Autor:innen koordiniert. Die übrigen in alphabetischer Reihenfolge aufgeführten Autor:innen haben themenspezifisch fachliche Beiträge geleistet sowie den Text im Hinblick auf Stimmigkeit und Korrektheit geprüft.

Schlagwörter: Heizungsgesetz, Wärmewende, Wärmepumpe

[1] Zitiervorschlag / suggested citation: Clausen, J., et al. (2023). Die schnelle Verbreitung der Wärmepumpe ist zentral für eine schnelle Wärmewende. Online-Publikation, Berlin. Scientists for Future. 7 Seiten. doi: 10.5281/zenodo.8003360

Dieser Text wurde von Mitgliedern der „Scientists for Future” verfasst und stellt die Sichtweise der Autor:innen dar. Er wurde durch Kollegen und Kolleginnen hinsichtlich der wissenschaftlichen Qualität (insbesondere der Belegbarkeit von Argumenten) ausführlich geprüft.

Impressum
Die Policy Paper-Reihe zur Wärmewende stellt knapp und evidenzbasiert relevante Fakten mit Bedeutung für die Wärmewende dar. Sie richtet sich an politische EntscheiderInnen auf kommunalpolitischer Ebene, aber auch an Akteure aus Wirtschaft, Journalismus und Zivilgesellschaft und die am jeweiligen Thema interessierten Öffentlichkeit.
Dieser Text wurde von Mitgliedern der „Scientists for Future” verfasst und durch Kollegen und Kolleginnen hinsichtlich der wissenschaftlichen Qualität (insbesondere der Belegbarkeit von Argumenten) ausführlich geprüft.
Dieses Projekt wurde unter dem Förderkennzeichen: 372223V284 gefördert durch das Umweltbundesamt und das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz. Die Mittelbereitstellung erfolgt auf Beschluss des Deutschen Bundestages.

Redaktion: Franz Ossing

Scientists for Future (S4F) ist ein überparteilicher und überinstitutioneller Zusammenschluss von Wissenschaftler:innen, die sich für eine nachhaltige Zukunft engagieren. Scientists for Future bringt als Graswurzelbewegung den aktuellen Stand der Wissenschaft in wissenschaftlich fundierter und verständlicher Form aktiv in die gesellschaftliche Debatte um Nachhaltigkeit und Zukunftssicherung ein. Mehr Informationen unter de.scientists4future.org.

Question 4

Textversion

Accepted Answer

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Haben Gasnetze eine Zukunft?
Kommunale Wärmeversorger stehen vor großen Umstellungen

Autor:innen: Klafka, Peter; Clausen, Jens; Ehrhardt, Helge, Huber, Michael; Seifert Thomas

Foto von Anita starzycka auf Pixabay
Inhaltsverzeichnis

Einleitung 3
Kernaussagen 5
Grüne Gase im Erdgasnetz? 7
Welche gesetzlichen Rahmenbedingungen wirken sich auf die Zukunft des Gasnetzes aus? 9
Sanierungen und Wärmepumpen führen zu sinkendem Gasabsatz 11
Das Gasnetz als kommunalpolitisches Risiko 14
Das Gasnetz und die kommunale Wärmeplanung 15
Perspektiven für kommunale Wärmeversorger 16
Quellen 17
⦁ Einleitung
In 2045 soll Deutschland klimaneutral sein, so steht es im Klimaschutzgesetz (Die Bundesregierung, 2021). Dieses Ziel klingt abstrakt, bedeutet konkret aber das Ende für die Nutzung fossiler Energieträger, bei deren Verbrennung CO2 frei wird. Bei Kohle wird der Ausstieg schon seit Jahren diskutiert und ist in den Köpfen der Menschen verankert. Denn der Kohleausstieg wurde beschlossen und gesetzlich geregelt (Die Bundesregierung, 2020). Mit dem „Fit For 55“-Paket der Europäischen Union wurde auf den Weg gebracht, dass Personenkraftwagen oder leichte Nutzfahrzeuge mit Verbrennungsmotor ab 2035 in der EU nicht mehr auf den Markt gebracht werden dürfen. Das Ende der Nutzung von Benzin und Diesel ist damit eingeläutet. Auch die Nutzung von Erdgas wird zum Erreichen der Klimaneutralität aufgegeben werden müssen. Über diesen Sachverhalt wird bisher nicht ausreichend klar gesprochen. Stattdessen wird Erdgas teilweise noch immer als auszubauende Brückentechnologie propagiert.
Erdgas hat sich seit den 1960er und 1970er Jahren zu einem wichtigen Energieträger entwickelt.
Abbildung 1: Erdgas-Verbrauch in Deutschland 1965 bis 2020

Quelle: Statistical Review of World Energy, BP (2023)
Erdgas ist 2020 mit 905 TWh/a, entsprechend 27 % der Gesamt-Primärenergienachfrage von 3.387 TWh/a, der zweitwichtigste Energieträger Deutschlands (AG Energiebilanzen, 2022) gewesen. Für die Haushalte ist Erdgas mit 42,1 %, genauso wie für die Industrie mit 35,7 %, der wichtigste Energieträger (Umweltbundesamt, 2022).
Für die Erzeugung von Wärme werden 598 TWh/a Erdgas (66 %) eingesetzt, davon entfallen 257 TWh/a (28%) auf die Raumwärmeversorgung der Haushalte, 236 TWh/a (26 %) auf die Prozesswärmebereitstellung in der Industrie und 105 TWh/a (12 %) auf die Wärmeversorgung des Dienstleistungssektors (AG Energiebilanzen, 2021).
Erdgas wird durch Pipelines verteilt. Das Fernleitungsnetz in Deutschland ist 41.600 Kilometer lang. An diesem sind rund 3.800 große Verbraucher direkt angeschlossen (Bundesnetzagentur, 2022a) sowie die Übergaben in die Verteilnetze. Die der Bundesnetzagentur gemeldete Gasnetzlänge im Verteilernetz einschließlich der Hausanschlussleitungen beträgt weitere gut 554.400 km und weist rund 11 Mio. Ausspeisepunkte an Letztverbraucher auf (Bundesnetzagentur, 2022).
Während die Debatte über die Zukunft des Heizens und auch die Zukunft der industriellen Prozesswärme schon weit entwickelt ist (Clausen et al., 2022; Madeddu et al., 2020; Rehfeldt, 2022), ist die Zukunft des Erdgasnetzes noch eine weitgehend offene Frage. Was passiert mit 600.000 km Erdgasleitungen, wenn der Erdgasabsatz zurückgeht? Droht den Kommunen ein Rückgang der Konzessionsabgaben? Können die Erdgasnetze umgestellt werden auf grüne Gase, zum Beispiel Wasserstoff oder Biogas? In diesem Policy Paper möchten wir Antworten auf diese Fragen geben.

⦁ Kernaussagen
Das Erdgasnetz ist eine in Jahrzehnten gewachsene Selbstverständlichkeit der Energieversorgung. Mit einer Gesamtlänge von insgesamt ca. 600.000 km erreicht es die Mehrzahl der Städte und Dörfer. Fast jeder zweite Haushalt in Deutschland heizt mit Erdgas. Eine große und weiterhin steigende Zahl von Kraftwerken wird mit Erdgas betrieben. Viele Industrieunternehmen nutzen Erdgas als Energiequelle oder Rohstoff in ihren Prozessen. Erdgas gehört aber zu den fossilen Energien und seine Verwendung muss bis zur angestrebten Klimaneutralität 2045 eingestellt werden. Wie geht es also mit den Gasnetzen weiter?
⦁ Eine Vorstellung ist, dass zukünftig einfach andere Gase durch die Leitungen fließen. Das könnte zum Beispiel Biogas sein, von dem allerdings nur wenig zur Verfügung steht. Die aktuelle Erzeugung von Biogas entspricht nur ca. 10 % des Erdgasverbrauchs und viele Stimmen mahnen, dass zur Schonung der Natur die Produktion von Biogas sinken sollte (Kapitel 3).
⦁ Auch über grünen Wasserstoff oder daraus hergestelltem Methan wird oft gesprochen. Wasserstoff scheint aus gleich zwei Gründen kein guter Ersatz für Erdgas zu sein: Zum einen sind die zur Verfügung stehenden Mengen sehr wahrscheinlich noch über Jahrzehnte klein, zum anderen bleibt von einer Kilowattstunde grünem Strom nach der Umwandlung in künstliches Methan nur gut eine halbe Kilowattstunde zum Heizen übrig, während mit einer Wärmepumpe aus der gleichen Menge grünem Strom über drei Kilowattstunden Wärme bereitgestellt werden können. Das Heizen mit Wasserstoff wird voraussichtlich deutlich teurer werden, als das Heizen mit Wärmepumpen. (Kapitel 3).
⦁ Die gesetzlichen Rahmenbedingungen, z.B. das Energiewirtschaftsgesetz und das Konzessionsrecht, setzen einen florierenden Gasmarkt voraus. Es fehlen bisher Regelungen, die einen geordneten Ausstieg aus der flächendeckenden Gasversorgung sowie eine Reduktion der Erdgas-Infrastruktur ermöglichen (Kapitel 4).
⦁ Die Wirtschaftlichkeit der Gasnetze wird voraussichtlich stark sinken. Durch die Sanierung von Gebäuden sinkt der Gasabsatz kontinuierlich. Hinzu kommt die beginnende Umrüstung vieler Gebäude auf das Heizen mit Wärmepumpen, nicht zuletzt auch durch das kommende gesetzliche Verbot des Neueinbaus von Gasheizungen. Auch industrielle Gaskunden mit Bedarf an Prozesswärme beginnen die Elektrifizierung der Wärmeversorgung vorzubereiten. Fallenden Absätzen stehen aber keine sinkenden Netzkosten gegenüber, solange die Ausdehnung der Gasnetze nicht zurückgeht. Daher müssen in Zukunft die Netzkosten auf immer weniger Kunden umgelegt werden, wodurch der Gaspreis steigen wird (Kapitel 5).
⦁ Durch die sinkende Ertragskraft der Gasnetze und den sinkenden Absatz sind auch die kommunalen Einnahmen aus den Konzessionsabgaben zukünftig unsicher. Zudem könnte es dazu kommen, dass sich für einzelne Gasnetze kein Konzessionär mehr findet (Kapitel 6).
⦁ Im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung sollte berücksichtigt werden, dass die Erdgasnetze im Bereich der privaten Wärmeversorgung mittel- bis langfristig entfallen werden. Im Bereich großer Reservekraftwerke ist dagegen darauf zu achten, dass der Anschluss an die Gas-Fernnetze zum Weiterbetrieb mit grünem Methan oder Wasserstoff erhalten bleibt. (Kapitel 7).
In Zukunft wird die Existenz eines Erdgasnetzes in vielen Gebieten keine Selbstverständlichkeit mehr sein. Die Kommunen und Gas-Netzbetreiber sollten sich frühzeitig auf die Veränderungen einstellen, welche die Energiewende mit sich bringen wird, und sie in der Planung bereits heute berücksichtigen.

⦁ Grüne Gase im Erdgasnetz?
Die Idee ist naheliegend: Wenn wir kein fossiles Erdgas mehr fördern, verteilen und nutzen dürfen, dann produzieren wir grüne Gase unter Einsatz von grünem Strom und speisen diese in das Erdgas-Verteilnetz ein. So könnte weiterhin Gas zum Heizen und für die industrielle Produktion eingesetzt werden und die mit hohen Investitionen aufgebaute Gasnetz-Infrastruktur und die Verbrauchs-Infrastruktur könnte weiterhin genutzt werden.
Die Energieversorgung muss sich aber immer an drei wesentlichen Zielen orientieren: Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit und Wirtschaftlichkeit. Die Idee, synthetisches klimaneutrales Gas in großen Mengen zu erzeugen und ins Erdgasnetz für die Wärmeversorgung einzuspeisen hat einen ganz wesentlichen Nachteil: sie ist deutlich teurer als die Alternativen.
Der Grund ist, dass für die Herstellung von klimaneutralem Wasserstoff zunächst grüner Strom erzeugt werden muss. Mit diesem Strom wird dann in einer Elektrolyseanlage Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt. Bei Bedarf kann der Wasserstoff zu synthetischem Methan weiterverarbeitet werden. Sowohl bei der Elektrolyse als auch bei der Methansynthese kommt es aber zu Energieverlusten. Maximal 60 Prozent der Energie des grünen Stroms werden gegenwärtig in synthetischem Gas gespeichert, zukünftig wird ein etwas höherer Wirkungsgrad für möglich gehalten (Fendt, Buttler, Gaderer & Spliethoff, 2016; Hodges et al., 2022; Tjarks, 2017; Zachmann et al., 2021).
In der Anwendung konkurriert dieses Gas bei der Bereitstellung von Raumwärme mit der Wärmepumpentechnologie, die mit einer Kilowattstunde Strom 3 bis 4,5 Kilowattstunden Wärme bereitstellt (vgl. Kapitel 5 und Scientists for Future, 2022c). Letztlich führt dies dazu, dass für das Heizen mit synthetischem Gas ca. sechsmal so viel grüner Strom erzeugt werden muss wie für das Heizen mit einer Wärmepumpe. Damit erfüllt synthetisches Gas eine wesentliche Anforderung an die Energieversorgung nicht: es ist nicht wirtschaftlich (Clausen, 2022; Scientists for Future, 2022a). Auf die zukünftigen Kund:innen kommen u.U. deutlich höhere Heizkosten zu.
Ein zweites Argument ist, dass wir Wasserstoff aus Ländern importieren werden, in denen er weit billiger hergestellt werden kann. Auch dies ist durchaus denkbar, allerdings wird dieser Kostenvorteil durch Umwandlungs- und Transportkosten größtenteils oder vollständig wieder zunichte gemacht (Saerbeck, 2023). .
Dazu kommt, dass es innerhalb der nächsten 20 Jahre unwahrscheinlich ist, dass für Raumwärme genügend Wasserstoff oder darauf basierende Synthesegase zur Verfügung stehen. Denn andere Wasserstoffabnehmer, wie die chemische Industrie, die Stahlindustrie und die Luftfahrtunternehmen haben keine elektrische Alternative zum Wasserstoff. Sie werden daher bei Knappheit entweder regulatorisch Vorrang genießen oder bereit sein, höhere Preise zu zahlen, um die Raumwärmekunden als Wasserstoffabnehmer zu verdrängen.
Andere Branchenunternehmen setzen Hoffnung in Biogas als Ersatz um ihre Gasnetze weiterhin auslasten zu können. Während 2020 fast 600 TWh Erdgas für die Wärmeerzeugung eingesetzt und über die Netze verteilt wurden (AG Energiebilanzen, 2021), lag die deutsche Biogasproduktion in der Größenordnung von 70 bis 80 TWh (Deutsches Biomasseforschungszentrum & Wuppertal Institut, 2022). Die derzeitige Biogasproduktion erreicht also gerade einmal 12 % des Erdgasverbrauchs. Die überwiegende Menge davon wird derzeit in dezentralen Blockheizkraftwerken (BHKW) zur Stromerzeugung eingesetzt. Selbst wenn zukünftig das Biogas überwiegend in das Erdgasnetz eingespeist werden sollte, wäre das heutige riesige Verteilnetz damit nicht wirtschaftlich zu betreiben. Zudem prognostizieren zahlreiche Studien einen Rückgang der Produktion von Biogas auf Basis nachwachsender Rohstoffe (Umweltbundesamt, 2019), weil Teile der heute eingesetzten Biomasse zukünftig als Rohstoff für chemische Produkte genutzt werden können.
Um die Biogasmengen, die noch zur Verfügung stehen werden, konkurrieren dann elektrische Spitzen-Residuallast-Kraftwerke zur Abdeckung von Dunkelflauten sowie Industrieunternehmen, die aufgrund ihrer Produktionsprozesse unvermeidbar Gas benötigen. Absehbar werden daher keine (großen) Mengen an Biogas ausreichend preiswert für die Einspeisung in Verteilnetze zur Verfügung stehen.
Ein Netz für grüne Gase wird in Zukunft im Wesentlichen Großkunden versorgen, beispielsweise Stahlwerke und Spitzenlast-bzw. Reservekraftwerke (Scientists for Future 2023). Diese Abnehmer sind überwiegend direkt am Gas-Fernleitungsnetz oder über kurze Zuleitungen im Verteilnetz angeschlossen. Der überwiegende Teil des deutschen weit verzweigten Gas-Verteilnetzes von heute 560.000 km (Bundesnetzagentur, 2022a), das durch viele Wohnstraßen und Gewerbegebiete mit kleineren Abnehmern verläuft, ist von der Stilllegung bedroht.
Wie langsam die Entwicklung hin zu einem Netz mit grünen Gasen gehen wird, wird auch am aktuellen Netzentwicklungsplan Gas 2020 – 2030 der Fernleitungsnetzbetreiber deutlich. Bis 2030 sind dort nur 1.294 km der über 41.000 km Fernleitungen für die Nutzung durch grünes Gas eingeplant.

⦁ Welche gesetzlichen Rahmenbedingungen wirken sich auf die Zukunft des Gasnetzes aus?
Das deutsche Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung, auch Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) genannt, gibt es seit 1935 (Die Bundesregierung, 2022). Im Zuge der Energiewende wurde es in den letzten Jahren häufig verändert. Es enthält die grundlegenden Regelungen für die leitungsgebundene Energieversorgung mit Strom und Gas. Zweck des Gesetzes ist, eine möglichst sichere, preisgünstige und umweltfreundliche Versorgung mit Strom und Gas sicherzustellen, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
Das Recht auf Nutzung der Strom- und Gasnetze
Das Energiewirtschaftsgesetz verpflichtet die Netzbetreiber, allen Kunden ihre Netze diskriminierungsfrei zur Verfügung zu stellen. In § 17 Abs. 1 (Die Bundesregierung, 2022) heißt es dazu:
„Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben Letztverbraucher, gleich- oder nachgelagerte Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze sowie -leitungen, Ladepunkte für Elektromobile, Erzeugungs- und Gasspeicheranlagen sowie Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zu technischen und wirtschaftlichen Bedingungen an ihr Netz anzuschließen, die angemessen, diskriminierungsfrei, transparent und nicht ungünstiger sind, als sie von den Betreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet werden.“
Damit hat grundsätzlich jeder das Recht auf eine Nutzung der Strom- und Gasnetze zu fairen Preisen. In Rechnung gestellt werden dürfen ein Grundpreis, ein Arbeitspreis sowie die Kosten, die mit der Herstellung eines Neuanschlusses verbunden sind. Die Netzbetreiber werden von den Regulierungsbehörden kontrolliert. Vor dem Hintergrund der zurückgehenden Nachfrage nach Erdgas und des daraus resultierenden wirtschaftlich notwendigen Schrumpfens der Erdgasnetze ist die Logik des Anspruchs von Endkunden auf einen Anschluss an das Erdgasbestandsnetz zu überdenken und neu zu regeln.
Die Konzessionierung von Gasnetzen
Für das Recht zur Verlegung und den Betrieb von Leitungen unterhalb öffentlicher Verkehrswege zahlen Netzbetreiber den Gemeinden jährliche Konzessionsabgaben in Höhe von ca. 3,2 Mrd. €. Dies macht ca. 1,1 % an den Gesamteinnahmen der Verwaltungshaushalte der Gemeinden in Höhe von jährlich 266,3 Mrd. € aus (BMF, 2022).
Aus § 46 Abs. 2 EnWG ergibt sich, dass der jeweilige Inhaber einer Konzession auch Eigentümer des jeweiligen Netzes ist und er die Übertragung des Eigentums vom vorherigen Inhaber der Konzession verlangen kann (Bundesnetzagentur & Bundeskartellamt, 2015). „Für die wirtschaftlich angemessene Vergütung ist der sich nach den zu erzielenden Erlösen bemessende objektivierte Ertragswert des Energieversorgungsnetzes maßgeblich“ heißt es zur Bestimmung des Wertes in § 46 EnWG.
Das Konzessionsrecht insgesamt wird den Ansprüchen einer Transformation der Energieversorgung nicht mehr gerecht. Verschiedene Anpassungen sind erforderlich, um eine effektive kommunale Wärmeplanung zu ermöglichen (Peters 2022).
Einer weiteren Ausdehnung von Gasnetzen können Kommunen bei der Ausweisung von Bebauungsflächen entgegenwirken. Nach § 9 Abs. 1 Nr. 23a des BauGB können Kommunen grundsätzlich in Bebauungsplänen die Versorgung mit Erdgas für Neubaugebiete auch aus Gründen des Klimaschutzes ausschließen. Dazu kommt, dass viele Erdgasversorger nicht mehr bereit sind, Neubaugebiete ans Erdgasnetz anzuschließen, da in die Mehrheit der Neubauten bereits heute keine Gasheizungen mehr einbaut werden. Die Erdgasversorger können sich dabei auf die “Angemessenheit der technischen und wirtschaftlichen Bedingungen” des Energiewirtschaftsgesetzes berufen.
Die CO2-Abgabe
Die CO2-Abgabe wurde im Verkehrs- und Gebäudesektor im Januar 2021 durch das Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG) eingeführt. Bis 2025 werden von der zuständigen Behörde Emissionszertifikate zu einem Festpreis verkauft, der 2021 bei 25 Euro pro Tonne CO2 lang und bis 2025 schrittweise auf 45 Euro ansteigt. Ab 2026 soll es ein nationales Emissionshandelssystems mit einem Preiskorridor von zunächst mindestens 55 und höchstens 65 Euro geben. Je Kilowattstunde Erdgas wurden 2021 ca. 0,5 Cent erhoben, 2025 wird es knapp 1 Cent/kWh Erdgas sein. Die Preisentwicklung danach ist nicht genau absehbar, da sie von noch kommenden politischen Vorgaben bestimmt wird. Wahrscheinlich ist z.B. die Zusammenführung des zunächst separat geplante Emissionshandels mit dem Emissionshandel für CO2-Emissionen aus Kraftwerken und Industrie, für den derzeit Zertifikate ab 2031 mit über 120 Euro/t CO2 gehandelt werden. Die CO2-Angabe wird dazu führen, dass Erdgas über den Marktpreis hinaus kontinuierlich teurer und damit im Vergleich zu anderen Methoden des Heizens weniger wirtschaftlich wird.

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⦁ Sanierungen und Wärmepumpen führen zu sinkendem Gasabsatz
Die Notwendigkeit der Energiewende wurde durch den Überfall Russlands auf die Ukraine nochmals verdeutlicht. Denn jetzt steht nicht mehr nur die Klimakrise, sondern auch die Energieversorgungssicherheit im Brennpunkt. Die Reduktion des Energiebedarfs durch Einsparmaßnahmen wird staatlich gefördert, ebenso der Ersatz alter Gaskessel durch andere Heizungen wie Wärmepumpen. Und die sehr stark gestiegenen Gaspreise sorgen zudem für eine zunehmende Wirtschaftlichkeit von Wärmedämm-Maßnahmen. Die in der Vergangenheit sehr niedrigen Energie-Sanierungsraten werden sich voraussichtlich erhöhen, auch wenn der Fachkräftemangel sich als Hemmnis erweisen kann. Viele Prognosen (Ariadne Projekt, 2021; Dambeck et al., 2021; Dena, 2021; Sensfuß, 2022) erwarten daher einen sich fortlaufend reduzierenden Bedarf an Gas für Raumwärme und Warmwasserbereitung. Die Europäische Kommission strebt mit ihrem „Fit for 55“- Programm einen Rückgang des Erdgasverbrauchs bis 2030 um ca. 30 % an (EU-Kommission, 2022).
Eine Erweiterung des Gasabsatzes durch Neukundengewinnung ist hingegen nicht absehbar. In Neubaugebieten ist es schon seit mehreren Jahren nicht mehr wirtschaftlich, ein Gasnetz zu verlegen, da Neubauten einen sehr geringen Raumwärmebedarf haben (Teufler, 2019). Dieser wird schon heute überwiegend mit Wärmepumpen gedeckt (Destatis, 2022a). Bei Neubauten nahm der Anteil von Erdgasheizungen bereits stark ab, dieser Rückgang hat sich jetzt nochmal beschleunigt. Lag der Anteil der Erdgas-Heizungen bei Neubauten in 2021 noch bei 34,3 % (Destatis 2022 a) fiel er im ersten Halbjahr 2022 auf nur noch 16,2 % ab (Destatis; 2022 b).
Der Markthochlauf der Wärmepumpe zusammen mit dem kommenden Verbot der Ersatzinvestition in neue Öl- und Gasheizungen wird zu einem starken Wachsen des Marktanteils der Wärmepumpe im Markt für Wärmeerzeuger führen. Innerhalb der nächsten 20 Jahre wird daher die Zahl der Gasheizungen kontinuierlich zurückgehen.
Zusammen mit der fortschreitenden energetischen Gebäudesanierung wird der Erdgasabsatz deutlich sinken. Das ist klimapolitisch so gewollt und wird gravierende Auswirkungen für die Gasnetzbetreiber, die Gasversorger und die Kommunen haben.
Verstärkt wird dieser Effekt durch weitere Änderungen, die sich bei der Erzeugung industrieller Prozesswärme ankündigen. Auch in Branchen, die Wärme mit Temperaturen bis zu 135 °C benötigen, können Wärmepumpen mit einer Kilowattstunde Strom deutlich mehr als eine Kilowattstunde Wärme bereitstellen. Ein Einsatz ist damit z.B. in der Lebensmittelbranche, im Maschinenbau, der Textilindustrie und in Teilen der chemischen Industrie möglich (Madeddu et al., 2020; Rehfeldt, 2022). Die mit Wärmepumpen bereitstellbare Prozesswärme wird voraussichtlich zukünftig noch höhere Temperaturbereiche bis 200°C abdecken.
Zudem lassen sich mit Strom noch deutlich höhere Temperaturen erzeugen. Dies geht durch Widerstandsheizungen, Heizstrahler, Induktionsöfen und Lichtbögen für mehrere hundert bis über tausend Grad, wobei aus einer Kilowattstunde Strom dann nur ca. eine Kilowattstunde Wärme wird. Bei einem Umweg über grüne Gase werden es aufgrund der Umwandlungsverluste nur ca. 0,6 bis 0,7 Kilowattstunden sein. Auch industrielle Wärmenutzer werden also, wo immer möglich, aus Gründen der Wirtschaftlichkeit eher Strom direkt einsetzen, als teureres grünes Gas zu nutzen. Grüne Gase werden in Deutschland aufgrund der unvermeidbaren Umwandlungsverluste, der Kosten der eingesetzten technischen Anlagen und des Transportaufwandes auf absehbare Zeit je kWh teurer sein, als elektrische Energie aus Wind- und Photovoltaik-Erzeugung.
Dem Rückgang des Gasabsatzes steht kein entsprechender Rückgang der Gas-Netzkosten gegenüber. Die Netzkosten sind fast unabhängig von der Menge des abgesetzten Gases. Sie sind im Wesentlichen durch Abschreibungen und Instandhaltungen des weitverzweigten Verteilnetzes bestimmt. Lediglich die Betriebskosten der Verdichterstationen sind abhängig von der Menge des Gases.
Das durchschnittliche Netzentgelt für Haushaltskunden liegt gegenwärtig bei ca. 1,6 Cent pro kWh (Bundesnetzagentur, 2022a). Geht durch energetische Sanierungen, mehr Wärmepumpen und wegfallende Industriekunden der Gasabsatz um 25% zurück, muss der Netzpreis je kWh um 33%, also ca. 0,5 Cent/kWh, ansteigen, um die gleich gebliebenen Kosten zu decken. Die verbleibenden Gaskunden müssen je kWh also einen höheren Netzpreis bezahlen. Das macht den Gaseinsatz wirtschaftlich unattraktiver, was zu weiteren Kundenverlusten durch Umstieg auf die Wärmepumpe bzw. zu weiteren Dämmmaßnahmen führen wird, die wiederum für einen Rückgang des Gasabsatzes und damit einem Anstieg der Netzpreise führen. Diese Wirkungskette beginnt langsam, der Anstieg der Netzentgelte nimmt dann mit zunehmendem Rückgang des Gasabsatzes immer schneller zu. Ist der Gasabsatz um 50% zurückgegangen, dann steigen die durchschnittlichen Entgelte um 1,6 Cent/kWh auf 3,2 Cent/kWh.
Eine weitere Beschleunigung dieses sich selbst verstärkenden Kreislaufs wird durch die Verkürzung der Abschreibungsdauern für Ersatzinvestitionen verursacht. Diese ist mit der Begründung der absehbaren Beendigung der Erdgasnutzung bereits genehmigt (Bundesnetzagentur, 2022b). Ein Gasnetzbetreiber, der heute eine Ersatzinvestition tätigen muss, kann diese jetzt so abschreiben, dass die Abschreibung bis 2045 vollständig getätigt ist. Statt wie bisher z.B. 40 Jahre Abschreibungsdauer auf Rohre, können jetzt 22 Jahre angesetzt werden. Die kalkulatorischen Kosten der Netze erhöhen sich in diesem Fall. Der resultierende prozentuale Anstieg erhöht sich weiter, je später eine Investition getätigt wird und je mehr sich die Abschreibungsdauer über die Jahre verkürzt. Zwar könnte ein Netzbetreiber im Vertrauen auf in Zukunft verfügbare grüne Gase auch eine längere Abschreibungsdauer wählen, die Erfahrung zeigt aber, dass Möglichkeiten zur schnellen Abschreibung meist genutzt werden.
Noch nicht geklärt ist der Umgang mit den Investitionen, die vor 2023 getätigt wurden und ggf. Abschreibungsdauern bis nach 2045 unterliegen. Hier drohen zukünftige Sonderabschreibungen, welche die Gasnetzpreise dann weiter erhöhen (Bundesnetzagentur, 2022b).
Insgesamt werden durch den absehbaren Rückgang des Gasabsatzes und die Verkürzung der Abschreibungsdauern die Netzentgelte deutlich steigen. Zusammen mit steigenden Preisen für CO2-Emissions-Zertifikate wird sich eine zunehmende Unwirtschaftlichkeit des Erdgaseinsatzes gegenüber Wärmepumpen ergeben, was einen sich selbst verstärkenden Kreislauf in Gang setzen kann. Denn in den nächsten Jahren werden sich viele Verbraucher und Kommunen dieser Zusammenhänge bewusst werden, was dann zu einer „Raus aus dem Gas“-Mentalität führen könnte.

⦁ Das Gasnetz als kommunalpolitisches Risiko
Die Gasindustrie investiert bis in die Gegenwart hohe Summen in Ausbau und Unterhaltung ihrer Netze. 2020 wurden 1,68 Mrd. € in Neu- und Ausbau der Fernleitungs- und Verteilnetze investiert. Weitere 988 Mio. € flossen in Wartung und Instandhaltung der Netzinfrastruktur (Bundesnetzagentur, 2022a). Bis 2030 sieht der Netzentwicklungsplan der Fernleitungsbetreiber weitere Investitionen von 7,8 Mrd. € in Erdgasnetze und 0,7 Mrd. € in Wasserstoffnetze vor (Die Fernleitungsnetzbetreiber, 2021). Die Investitionshöhe erweckt den Eindruck, als könne auch in Zukunft alles so weitergehen wie bisher. Agora Energiewende kritisierte noch vor kurzer Zeit die Bundesnetzagentur, weil sie weitere hohe Investitionen möglich macht (Saerbeck, 2021).
Was aber, wenn die Nachfrage nach dem teuren Wasserstoff klein bleibt und auch Biogas nur in kleinen Mengen zur Verfügung steht? Dann erfolgen hohe Investitionen in eine Infrastruktur, die nur noch wenige Jahre genutzt wird und die kaum noch abgeschrieben werden kann. Damit droht eine Investitionsruine, die sich zur Kostenfalle für noch verbleibende Gaskunden oder Kommunen entwickeln könnte. Denn die von einigen Erdgasnetzbetreibern vorgetragene Aussicht auf große Mengen grüner Gase, also Wasserstoff, daraus hergestelltem synthetischem Methan oder Biogas, stellt sich bei näherer Betrachtung wahrscheinlich als Illusion heraus (vgl. Kapitel 3).
Es ist nötig, die weiteren Planungen des Energiesystems auf eine energieeffiziente und damit auch weitgehend elektrifizierte Welt auszurichten. Und die benötigt eher eine Ertüchtigung der Stromnetze als einen Ausbau der Erdgas-Infrastrukturen, sowohl auf überregionaler als auch auf kommunaler Ebene. Schon heute befürchtet der Verband kommunaler Unternehmen (VKU), dass eine bestehende Infrastruktur entwertet werden könnte, die mehrere hundert Milliarden Euro wert ist (DTS Nachrichtenagentur, 2022).
Auf Ebene der Kommunen sind mehrere Entwicklungen zu befürchten:
⦁ Die Ertragskraft von Stadtwerken wird durch einen Rückgang des Gasverkaufs sinken. Dies gilt insbesondere für Stadtwerke, die diesen Rückgang nicht durch einen wachsenden Fernwärme- oder Stromabsatz ausgleichen können.
⦁ Die Einnahmen aus Konzessionsabgaben für Gasnetze werden deutlich sinken, da der Gasabsatz zurückgehen wird.
⦁ Bei einer Neuvergabe der Konzession für das Gasnetz könnte es sein, dass sich kein neuer Konzessionär bewirbt. Dann aber wären die noch verbliebenen Endkunden ohne Gasnetzbetreiber, die Gemeinde müsste als Versorger einspringen.
Der Rückbau des Gasnetzes ist bei einer Stilllegung derzeit gesetzlich gefordert und würde sehr hohe Kosten verursachen. Eine sinnvolle gesetzliche Regelung wäre es, nicht mehr benötigte Gasleitungen zunächst im Boden zu belassen und erst beim nächsten Tiefbauvorgang zu entfernen. Denn zumindest für Leitungen im Verteilnetz ist eine Dringlichkeit für eine sofortige Entfernung nach Stilllegung nicht zu erkennen.
⦁ Das Gasnetz und die kommunale Wärmeplanung
In den nächsten Jahren steht in den größeren Kommunen mit mehr als 10.000 bzw. 20.000 Einwohner:innen die Erstellung einer kommunalen Wärmeplanung an.
Eine kommunale Wärmeplanung legt die Grundlage für die lokale Wärmewende in der Kommune und die Transformation hin zu einer möglichst vollständig auf erneuerbaren Energien basierenden Wärmeversorgung. Ein kommunaler Wärmeplan enthält dabei Analysen zum aktuellen Wärmebedarf, zu den vorhandenen Wärmepotentialen, sowie ein Zielszenario für eine klimagerechte Wärmeversorgung und einen Maßnahmenplan (vgl. Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg, 2021; Scientists for Future, 2022d).
Wesentliche Festlegungen innerhalb eines kommunalen Wärmeplans betreffen zum einen die mögliche Lage und Ausdehnung eines Fernwärmenetzes. Für jedes regenerativ versorgte Fernwärmenetz sollte, um höchste Effizienz zu erreichen, eine Anschluss- und Benutzungspflicht in einer Fernwärmesatzung festgelegt werden (Scientists for Future, 2022b). In den Satzungsgebieten wird perspektivisch eine sehr hohe Versorgungsrate mit Fernwärme erzielt werden, so dass der Anteil der Erdgaskunden stark zurückgehen wird. In diesen Gebieten sollte daher der Rückbau des Gasnetzes von vornherein mit geplant und auch kommuniziert werden. Nur so lässt sich vermeiden, dass die Kommune oder der konzessionierte Energieversorger ein immer unwirtschaftlicheres Gasnetz lange Zeit aufrechterhalten muss, was die verbleibenden Kunden mit immer höheren Kosten belasten wird.
In weiteren Gebieten wird die Wärmepumpe die dominierende Wärmetechnik werden. Da in Gebäuden mit schlechtem Energiestandard der Energieeffizienzklassen F, G und H bis zu deren energetischen Sanierung häufig der Einbau einer Hybridheizung aus Gaskessel und Wärmepumpe zu erwarten ist, wird in diesen Gebieten ein Rückbau des Gasnetzes kurz und mittelfristig eher nicht möglich sein. Trotzdem müssen die Kommunen die Besitzer dieser Gebäude rechtzeitig auf die i. d. R. langfristig notwendige Einstellung der Erdgasversorgung hinweisen.
Für die langfristige Gasversorgung, v.a. industrieller Kunden, sollte ermittelt werden, ob ein Anschluss an das überregionale Netz grüner Gase in absehbarer Zeit möglich erscheint und welche Mengen an Wasserstoff, synthetischem Methan oder Biogas mittel- und langfristig eingekauft werden können. Wichtig ist es, die zukünftige Preisentwicklung für solche Gase abzuschätzen, um so das Interesse der Endkunden an der Versorgung mit diesen Energieträgern beurteilen zu können. Weiter ist abzuschätzen, welche Gasmengen für die Versorgung von prioritären Kunden, wie z.B. Spitzenlastkraftwerken, für die Wärme- und Stromnetze benötigt werden.
Ebenfalls notwendig ist es, die Lage der in der Gemeinde vorhandenen BHKW zu ermitteln und zu prüfen, bis wann für diese eine Gasversorgung als gesichert gelten kann. Im Dialog mit den Betreibern sollte geklärt werden, für welche Anlagen sich unter Umständen keine Ersatzinvestitionen mehr lohnen.
⦁ Perspektiven für kommunale Wärmeversorger
Gemeinden, die über eigene Stadtwerke als Gasnetzbetreiber verfügen, stehen vor großen Herausforderungen. Das Pariser Klimaabkommen und das deutsche Klimaschutzgesetz, vor allem aber die Gesetze der Atmosphärenphysik geben die unabänderlichen Notwendigkeiten vor, die Nutzung sämtlicher fossiler Energien schnellstmöglich einzustellen.
Der positive Blick nach vorn zeigt in der Wärmeversorgung drei große Zukunftsmärkte:
Ein Ausbau der Fernwärme kann dazu führen, dass die Fernwärme einen wesentlich größeren Teil der Wohnungen mit Wärme versorgt. Hierzu müssen Leitungen verlegt und Anlagen zur Gewinnung erneuerbarer Wärme geplant und gebaut werden (Scientists for Future, 2022b). Die Aufgaben, die auf die Betreiber von Wärmenetzen zukommen, sind groß und in vielen Kommunen wird der Bau von Wärmenetzen überhaupt erst begonnen werden müssen, um zumindest die dicht bebauten Kernbereiche von Siedlungen zu versorgen.
Nahwärmenetze und Quartierswärmelösungen sind überall dort wichtig, wo es die Anschlussdichte und die lokalen Wärmequellen hergeben. Quartiersbezogene Wärmequellen können Rechenzentren, Kühlhäuser, Abwasserleitungen, Grubenwasser, Klärwerke, Flüsse, Seen oder geothermische Anlagen sein, die über Wärmepumpen genutzt werden. Oft findet sich aber kein Unternehmen, welches eine begrenzte Zahl von Gebäuden an ein kleines Leitungsnetz anschließt, um solche lokalen Wärmequellen zu nutzen. Stadtwerke als bereits bestehende oder noch aufzubauende kommunale Wärmeversorger sind daher wichtige Akteure beim Aufbau von Nahwärmenetzen und Quartierswärmelösungen. Sinnvoll kann es auch sein, dass die Kommune für diesen Zweck die Einrichtung von Energiegenossenschaften unterstützt.
In Gebieten ohne Wärmenetze wird es eine hohe Nachfrage nach Wärmepumpen geben (Scientists for Future, 2022c und d). Nicht jeder aber kann die hohen Investitionen dafür aufbringen. Schon heute bieten daher viele kommunale Wärmeversorger Wärmepumpenanlagen in Contractingmodellen an. Auch hier liegen Umsatzpotenziale für kommunale Unternehmen. Zusätzlich können Stromversorger spezielle Wärmepumpentarife anbieten. In der netzdienlichen Flexibilisierung elektrischer Wärmepumpen liegen ebenfalls große Chancen für die Zukunft.
Die Wärmekunden wollen auch in Zukunft gemütlich und warm wohnen und sie sind auch in Zukunft bereit, für zuverlässige, umweltfreundliche und im Vergleich kostengünstige Wärme zu zahlen. Gas als Wärmequelle steht aber dafür zukünftig für die meisten Kunden nicht mehr zur Verfügung.

⦁ Quellen

AG Energiebilanzen. (2021). Anwendungsbilanzen zur Energiebilanz Deutschland. Endenergieverbrauch nach Energieträgern und Anwendungszwecken. Berlin. Verfügbar unter: https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/2020/10/ageb_20v_v1.pdf
AG Energiebilanzen. (2022). Energieverbrauch in Deutschland Daten für das 1. - 4. Quartal 2021. Münster. Verfügbar unter: https://ag-energiebilanzen.de/wp-content/uploads/2022/01/quartalsbericht_q4_2021.pdf
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Impressum
Die Policy Paper-Reihe zur Wärmewende stellt knapp und evidenzbasiert relevante Fakten mit Bedeutung für die Wärmewende dar. Sie richtet sich an politische EntscheiderInnen auf kommunalpolitischer Ebene, aber auch an Akteure aus Wirtschaft, Journalismus und Zivilgesellschaft und die am jeweiligen Thema interessierten Öffentlichkeit.
Dieser Text wurde von Mitgliedern der „Scientists for Future” verfasst und durch Kollegen und Kolleginnen hinsichtlich der wissenschaftlichen Qualität (insbesondere der Belegbarkeit von Argumenten) ausführlich geprüft.
Dieses Projekt wurde unter dem Förderkennzeichen: 372223V284 gefördert durch das Umweltbundesamt und das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz. Die Mittelbereitstellung erfolgt auf Beschluss des Deutschen Bundestages.

Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autorinnen und Autoren.
An der Erstellung dieses Textes waren beteiligt: Klafka, Peter; Clausen, Jens; Ehrhardt, Helge, Huber, Michael; Seifert Thomas
Endredaktion: Franz Ossing