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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:

1. Es müssen technische Lösungen gefunden werden, die die Wärmeversorgung bei vertretbaren Kosten auf lange Zeit sichern. 
2. 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.
3. Es müssen so viele Kundinnen und Kunden gewonnen werden, dass sich das Gesamtprojekt lohnt und genug Geld zusammenkommt.
4. 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 / Biomethan	Wasserstoff
Benötigte Energiemenge (Heizung + Warmwasser)	61,5 GWh/a Biogas / Biomethan	86,1 GWh/a grüner Strom, aus dem dann ca. 61,5 GWh/a Wasserstoff gewonnen werden
Flächenbedarf für die Versorgung des Amtes	2.312 ha Silomais (23,1 km2)	13 Bauplätze für WKA
Versorgungssicherheit	Versorgungssicherheit bei Dürre/Missernte gefährdet	Abhängigkeit von der Stabilität des Stromnetzes und der Wasserversorgung der Elektrolyse
Klimarisiken	Biogas ist mit THG-Emissionen von 75 bis 140 g CO2eq/kWh nicht klimaneutral	Klimagefährdung durch undichte H2-Leitungen
Investitionsbedarf	BiogasanlagenCa. 20 GWh Biogasspeicher	WindkraftanlagenElektrolyseanlagenStromspeicherCa. 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/kWh_el. 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:

1. 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.  
2. 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

7. für Planung und Baukoordination ca. 10 %,
8. für Tiefbau und Oberflächenwiederherstellung ca. 60 %,
9. für Rohrbau, Muffenmontage und Einmessung ca. 30 % und
10. 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/a	Haushaltsstrom	Fahrstrom PKW	Wärmepumpenstrom	Summe
1-Personen-Haushalt	2.100	2.000	5.000	9.100
2-Personen-Haushalt	3.500	3.000	6.000	12.500
3 und mehr Personen-Haushalt	5.400	4.000	7.000	16.400

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

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

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