in der 70. Ausgabe unseres heatbeat Research Newsletters stellen wir Ihnen zwei aktuelle Open-Access-Artikel aus Energy Conversion and Management (Vol. 367, 2026) vor. Sie beschreiben zwei sehr unterschiedliche Dekarbonisierungspfade, teilen aber einen Betreiberhebel: Niedrige Netztemperaturen. Der erste quantifiziert, wie ein neues Niedertemperaturnetz der fünften Generation (5GDHC) über einfache gebäudeseitige Maßnahmen den Strombedarf verschiebt. Der zweite rüstet einen saisonalen Hochtemperatur-Aquiferspeicher (HT-ATES) in ein bestehendes Netz nach und senkt dabei dessen Betriebstemperatur.
Am 15. Juli konnten wir in unserem Feature Update Live Webinar wieder auf die letzten drei Monate zurück schauen und die wichtigsten Weiterentwicklungen unseres heatbeat Digital Twins präsentieren. Viele dieser Änderungen hatten wir bereits in den letzten Newslettern erwähnt, wie unser neues Wetterdashboard, die interaktive Verwaltung von Messlokationen und Wärmezählern, Kostentabellen, Änderungsprotokolle und zahlreiche Verbesserungen in der Bearbeitbarkeit von Gebäude-, Rohr- und Einspeisungsdaten für effizienteres Arbeiten im Digital Twin.
Darauf aufbauend konnten wir im Juli bereits weitere Neuentwicklungen in unseren Software-Updates für alle Nutzenden verteilen. Eine Neuerung betrifft die Bearbeitung des Straßennetzes. Unsere erweiterten Datenmodelle und Kartenansichten erlauben es jetzt, für das gesamte Straßennetz im Betrachtungsgebiet die Oberflächenbeschaffenheit der Straßen aus OpenStreetMap zu übernehmen. Damit liegt direkt ein Indikator für die erwarteten Tiefbaukosten oder kosteneffiziente Trassenführung vor. Und darüber hinaus können für alle Straßenabschnitte interaktiv die erwarteten Ausbaujahre für die Fernwärme ebenso verwaltet werden wie andere geplante Baumaßnahmen, zum Beispiel Glasfaserausbau oder Kanalsanierungen. Diese neuen Funktionen zeigen bereits einen Zusatznutzen von aktiven Projekten zur kommunalen Wärmeplanung bis hin zu neu gestarteten Projekten für den Digital Twin als Planungs- und Optimierungswerkzeug für konkrete Wärmenetze. Und darüber hinaus konnten wir im Juli unter anderem weitere Verbesserungen unserer allgemeinen Datenbasis umsetzen, zum Beispiel mit einer höheren Genauigkeit bei Höhendaten zur hydraulischen Berechnung und Simulation, sowie bei einer besseren Abdeckung der Adressdaten im Gebäudebestand.
5GDHC-Netze verbinden Gebäude über einen Niedertemperatur-Kreis mit je einer Wasser/Wasser-Wärmepumpe in jeder Hausstation. Da jedes Gebäude elektrifiziert ist, wird das Netz selbst zur Schnittstelle zwischen Wärmebedarf und Stromnetz. Die Autoren bauen ein physikbasiertes dynamisches Modell eines kleinen Netzes mit acht Gebäuden am ENEA-Forschungszentrum in Portici (Neapel) und testen vier gebäudeseitige Demand-Side-Strategien – Sollwertverschiebungen von ±1 °C und ±2 °C, einen thermischen Speicher (TES) und eine Batterie – über drei Varianten der thermischen Kreis-Bilanzierung: Erdsonden, Grundwasser und eine zentrale, PV-gespeiste Wärmepumpe, die den Kreis auf rund 20 °C hält.
Das Potenzial unterscheidet sich stark je nach Hebel; die Werte beziehen sich auf den Referenz-Stromverbrauch je Gebäude über kurze, stunden- bis tagesweite Zeitfenster – nicht auf die Jahresenergie. Die Sollwertmodulation allein, die die thermische Trägheit der Gebäude nutzt, senkte den Strombedarf um bis zu 37 % und erhöhte ihn um bis zu 26 % – Kurzfrist-Flexibilität praktisch ohne Hardwarekosten. Die Batterie erweiterte den Bereich auf 51–60 %. Der thermische Speicher schnitt am besten ab: Er verschob nahezu die gesamte Referenznachfrage innerhalb des jeweiligen Ereignisfensters (Lastmodulation über 99 %) und bis zu 54 % des Tagesstromverbrauchs. Übers Jahr brachte der flexible Betrieb Primärenergieeinsparungen von bis zu 11 % und Betriebskostensenkungen von bis zu 14 %. Die Grundwasser-Variante war insgesamt am besten – im Kern, weil ihre stabile, vergleichsweise warme Quelle den COP der Wärmepumpe hochhält; nicht die Regelstrategie, sondern die quellenseitige Temperatur setzt die Obergrenze.
Für Betreiber ist die Botschaft praxisnah: Schon ohne neue Hardware liefert koordinierte Sollwertregelung eine spürbare Reaktion, während Speicher – besonders thermische – die größten Verschiebungen erschließen. Zwei Vorbehalte sind wichtig. Die Studie ist simulationsbasiert und legt die Speicher auf den maximalen Tagesbedarf aus, sodass die Flexibilitätszahlen eine obere Schranke sind; realistisch dimensionierte Tanks und Batterien liefern deutlich weniger. Und sie klammert Netzhydraulik, Pumpstrom und Investitionskosten aus. 5GDHC setzt zudem niedertemperaturtaugliche Gebäude voraus und ist damit primär eine Option für Neubau oder Tiefensanierung – die Richtung ist aber klar.
Während das erste Paper kurzfristige Stromflexibilität behandelt, adressiert das Zweite den saisonalen Versatz zwischen sommerlichem Wärmeüberschuss und Winterbedarf. Die Autoren integrieren einen HT-ATES-Speicher – ein Warm-/Heißbrunnen-Dublett – in das bestehende 44 GWh/a-Netz von Tirano (Norditalien, 864 Hausstationen). Eine biomassebefeuerte ORC-KWK lädt den Aquifer im Sommer und injiziert Wasser mit rund 81 °C in den Heißbrunnen; im Winter wird der Speicher wieder entladen. Entscheidend: Das vorgeschlagene Design senkt das Netz vom bestehenden Niveau der 3. Generation (Vorlauf über 90 °C) auf einen Vorlauf von 65 °C mit rund 50 °C Rücklauf – und gerade dieser niedrige Rücklauf lässt den Speicher länger entladen.
Selbst bei der von den Autoren als ungünstig bezeichneten Hydrogeologie erreichte der Speicher eine thermische Rückgewinnungseffizienz von 25,2 %, nachdem sich der Aquifer in seinen stabilen Jahresrhythmus eingeschwungen hatte. HT-ATES deckte rund 8 % der Jahreswärme (2,7 GWh), die KWK ~40 % (13,4 GWh) und die Biomassekessel ~47 % (16,1 GWh); das Diesel-Backup sank auf ~5 % (1,6 GWh). Praktisch liefert der Speicher Herbst- und Frühwinter-Arbeit, aber keine gesicherte Leistung für die kalte Spitze: Sein Beitrag erreichte im Dezember mit 1032 MWh das Maximum und fiel im Januar auf null, sobald der Heißbrunnen unter die für die Netzeinspeisung nötige Grenze von ~70 °C sank. Er verdrängt also Brennstoff, ersetzt aber keinen Erzeuger.
Gegenüber einer konventionellen getrennten Versorgung sparte das Design rund 1,6 GWh/a Primärenergie; unter der Annahme, dass die Biomasseverbrennung klimaneutral ist, nähert sich das System der CO2-Neutralität, die jährlichen Betriebskosten lagen bei rund 1,3 Mio. €. Zwei ehrliche Einschränkungen: 25 % Rückgewinnung sind niedrig – gute nordeuropäische Aquifere erreichen deutlich mehr – und der weitaus größte Teil der Wärme stammt weiter aus Biomasse (sowohl die KWK als auch die Kessel sind biomassebefeuert), sodass das CO2-Ergebnis eine bilanzielle, an die Brennstoffversorgung gebundene Annahme ist, kein Messwert. Übertragbar ist: Saisonale Speicher können fossile Spitzenlast selbst im schwierigen Umfeld verdrängen – vorausgesetzt, das Netz läuft kalt genug, um sie zu nutzen.
Wie immer empfehlen wir Ihnen, beide Artikel vollständig zu lesen, sie sind frei zugänglich. Für Betreiber ist der rote Faden die Temperatur: Niedrige Vorlauf- und vor allem niedrige Rücklauftemperaturen lassen sowohl dezentrale Wärmepumpen-Flexibilität als auch saisonale Speicher überhaupt funktionieren, und sie zu senken ist ein Hebel, der in fast jedem Netz heute verfügbar ist. Beide Studien enden zudem dort, wo der Betriebsalltag beginnt – Paper 1 lässt Netzhydraulik und Pumpstrom außen vor, und beide sind stark standortspezifisch. Genau diese Lücke schließt unser heatbeat Digital Twin: Wir bilden Netze gemeinsam mit ihren Quellen, Lastprofilen, Speichern, der Hydraulik und den Betriebstemperaturen ab, sodass sich Flexibilitätsmaßnahmen und saisonale Speicher unter realen Netzrestriktionen bewerten lassen. Gemeinsam mit unserem Ingenieursteam unterstützen wir Sie dabei, Ihre Wärmenetze zu planen, zu simulieren und zu optimieren.
Die nächste Ausgabe unseres Newsletters erscheint am 2. September 2026.
Ihr heatbeat-Team
