in der 72. Ausgabe unseres heatbeat Research Newsletters stellen wir Ihnen zwei aktuelle Open-Access-Artikel vor, in denen sich am Ende dieselbe Größe als entscheidend erweist: die Netzverluste. Der erste aus Applied Energy (Universität Stuttgart, Fraunhofer IPA) fragt am Wärmenetz Memmingen, wie detailliert ein Einsatzplanungsmodell sein muss. Der zweite aus Energy (TU Berlin) vergleicht Niedertemperatur- (rund 60 °C) und Ultra-Niedertemperaturnetze (unter 50 °C) mit dezentralen Wärmepumpen für ein Quartier bei Bremen.
Im September waren wir sowohl auf dem Dresdner Fernwärmekolloquium als auch auf der Dialogveranstaltung "Thermische Netze - Digitalisieren in der Praxis" in Nürnberg vertreten. Aus beiden Veranstaltungen konnten wir interessante Impulse mitnehmen. Aufgefallen ist uns dabei wie viele Betreiber die Themen Rücklauftemperaturabsenkung und Digitalisierung zusammen denken.
Passend dazu hatten wir auch auf beiden Veranstaltungen die neuesten Entwicklungen unseres heatbeat Digital Twins dabei. Dazu gehört nicht zuletzt die verbesserte Einstellung und Anzeige der maximal zulässigen Rücklauftemperaturen pro Hausstation und die Verknüpfung dieser Bedingungen mit den Auswertungen zum Einfluss unterschiedlicher Abnehmer auf die Effizienz des Gesamtnetzes.
Damit alle Funktionen des heatbeat Digital Twins auch selbstständig nachvollzogen werden können haben wir im September auch unser neu überarbeitetes digitales Nutzerhandbuch gestartet, das nun über den Hilfe-Button in der Kopfleiste des Digital Twins erreichbar ist. Dieses Angebot weiten wir aktuell von Woche zu Woche weiter aus.
Darüber hinaus konnten wir die Anzeige der Hintergrundkarten im Digital Twin nochmal verbessern. Das umfasst nun auch die Anzeige der Flurstücke für alle Bundesländer, was im Planungsprozess hilfreiche Einordnungen ermöglicht. Und durch die Einbindung von vektorbasierten Karten können nun höhere Zoomstufen ohne Qualitätsverlust angezeigt werden. Zusammen mit den im vorherigen Monat integrierten Luftbildern runden diese Verbesserungen die räumliche Einordnung von Wärmenetz, Potenzialen und Ausbaugebieten hilfreich ab.
Als eine weitere Verbesserung haben wir die Anzeige und Verwaltung von Wärmerzeugern zusammen mit ihren Regelparametern grundlegend überarbeitet, damit sie auch in der Erzeugersimulation besser eingebunden und gesteuert werden können. Und weitere Kartenebenen im Netzbereich zeigen ab sofort hilfreiche Zusatzinformationen. Dazu gehören unter anderem die erweitere Einordnung der Leistungen pro Rohrabschnitt (jetzt mit effektiver Leistung im direkten Vergleich zur ursprünglichen Leistungsannahme vor Anwendung von Gleichzeitigkeitseffekten) sowie die optionale Hervorhebung von unter Auslegungsbedingungen nicht genutzter Rohrabschnitte.
Und neben diesen Verbesserungen konnten wir im September wichtige Entwicklungen anstoßen, die wir in den nächsten Monaten an dieser Stelle und im Feature Update aufgreifen werden.
Einsatzplanungsmodelle für Wärmenetze werden fast immer vereinfacht – im Extremfall zur „Kupferplatte“, die alle Erzeuger und Abnehmer auf einen Knoten legt. Die Autoren trennen den Schätzfehler (wie stark das Modell die Betriebskosten falsch angibt) vom Entscheidungsfehler (was der Fahrplan des einfachen Modells tatsächlich kostet, wenn man ihn mit dem detaillierten Netzmodell nachrechnet). Ein 2×2-Versuchsplan (Verluste × Topologie, je ja/nein) trennt beide Fehlerquellen.
Grundlage ist das reale Industrie-Wärmenetz Memmingen: strahlenförmig, 15 Knoten, 27 gemessene Abnehmer, 174 Übergabestationen, 9,9 GWh Jahreswärmebedarf, alle Erzeuger an einem Standort (KWK, Gas- und Biomassekessel, je 5 MW Wärmepumpe und Elektrodenkessel, 500-MWh-Speicher). Optimiert wird ein Jahr stündlich als MILP, dazu 135 synthetische Netze mit 1 bis 50 km Trassenlänge.
Die Kupferplatte unterschätzt die Betriebskosten um 15,1 %. Schwerer wiegt der Fahrplan: Blind für die rund 1,2 GWh Netzverluste, plant sie die Wärmepumpe zu knapp ein – 2.063 statt 2.309 Betriebsstunden, 77,9 statt 87,8 % Erzeugungsanteil. Bewertet man die nicht eingeplanten Verluste zum Kostensatz der jeweiligen Grenzeinheit, liegt dieser Fahrplan 46,1 % über dem Referenzfall. 95,8 % der Lücke erklären die Verluste, die Netztopologie nur 0,25 %. Weitere Detailtiefe bringt wenig: Druckverlust und Pumpen +1,4 %, alle 174 Übergabestationen unter 1 % und ohne hydraulische Verletzung, Transportzeit praktisch nichts.
Daraus leiten die Autoren eine Faustregel ab: Mit der Verlustkennzahl λ = Jahresverlust / Jahreswärmebedarf beträgt der Kostenanteil, den eine Kupferplatte übersieht, etwa λ/(1+λ) – also schlicht der Verlustanteil an der Netzeinspeisung, den jeder Betreiber aus seiner Bilanz kennt (R² = 0,87 über 136 Netze). Memmingen liegt bei λ = 0,12: vorhergesagt 11 %, gerechnet 15 %. Unter etwa 10 % kann eine Kupferplatte genügen (eine gesetzte, nicht validierte Schwelle). Ein aus anderen Netzen übertragener pauschaler Verlustzuschlag liegt im Mittel 23,5 Prozentpunkte daneben. Eine Vorwärtsbewertung mit abgesenktem Vorlauf (kein neu optimierter Fahrplan) zeigt: Die günstigste getestete Absenkung um 17,5 K spart 6.220 € pro Jahr (rund 4,6 %, Verluste zum Grenzpreis bewertet), bei 20 K wird die Geschwindigkeitsgrenze überschritten – die Hydraulik wird zur bindenden Grenze. Ein COP-Gewinn der Wärmepumpe ist darin nicht enthalten.
Einschränkungen: Strahlennetz, zentrale Erzeugung, feste Heizkurve, vorab berechneter COP (Mittel 2,99), deterministische Stundenplanung. Vermaschte Netze mit mehreren Einspeisern – der Fall aus unserer letzten Ausgabe – bleiben offen. Memmingen ist kompakt und hydraulisch großzügig (Pumpstrom rund 0,08 % des Wärmebedarfs, Laufzeiten unter einer Stunde); auf große Netze mit mehrstündigen Laufzeiten lässt sich das nicht direkt übertragen. Die Verluste sind modellbasiert; Wärmepumpe, Elektrodenkessel und Speicher kamen erst nach der Messkampagne hinzu. Mit Abrechnungszählern hinter Mischventilen ist höchstens die Knoten- oder Zonenebene validierbar.
Wann ist ein Wärmenetz günstiger als dezentrale Wärmepumpen, und wann lohnt es sich, unter 50 °C zu gehen? Die Autoren vergleichen ein Niedertemperaturnetz (LTDH, Versorgung aller Gebäude inklusive Trinkwarmwasser auf 60-°C-Niveau), ein Ultra-Niedertemperaturnetz (ULTDH), das nur die Raumwärme von Gebäuden mit 45-°C-Fußbodenheizung liefert, und rein dezentrale Wärmepumpen. Im ULTDH übernehmen gebäudeseitige Booster-Wärmepumpen die Raumwärme der „Hochtemperatur“-Gebäude und das Trinkwarmwasser aller Gebäude – in der Optimierung durchweg Luft-Wärmepumpen, das Netz ist nicht deren Quelle. Fallstudie ist Leeste bei Bremen: 15,22 GWh Bedarf, 5.956 m Trasse, 2,56 MWh/(m·a); heute liegen nur 4,9 % des Bedarfs auf 45-°C-Niveau, der Hochtemperaturanteil (Gebäude mit über 50 °C Heizungsvorlauf) also bei rund 95 %. Eine Dymola-Netzsimulation (Verluste, Pumpstrom, Vorlauftemperatur) speist eine stündliche Auslegungs- und Einsatzoptimierung der wärmepumpenbasierten Zentrale. Variiert werden Sanierung (25–100 %), angeschlossener Bedarf auf gleicher Trasse (25–400 %), Netzgröße (25–400 %) und Hochtemperaturanteil (10–100 %).
Unter den Basisannahmen ist das Niedertemperaturnetz in den meisten untersuchten Fällen die günstigste Lösung – auch dank des deutlich günstigeren Strombezugs der Zentrale. Heute schlägt es die dezentrale Versorgung unabhängig vom Hochtemperaturanteil; erst bei 0,64 MWh/(m·a) (25 % des heutigen Bedarfs) gewinnen dezentrale Wärmepumpen. Unterhalb von etwa 1,28 MWh/(m·a) sehen die Autoren eine ausdrücklich fallspezifische Prüfzone. Im Ist-Zustand konkurriert das ULTDH mit dezentraler Versorgung erst unter 60 % Hochtemperaturanteil, mit dem LTDH erst unter rund 30 %; zwischen 10 und 30 % entscheiden örtliche Randbedingungen. Entscheidend ist, wie viel Wärme gebäudeseitig nachgeheizt werden muss: Sinkt der Anteil von 90 auf 10 %, fallen die Wärmekosten des ULTDH um 38,4 %.
Für Betreiber besonders relevant ist das Sanierungsszenario. Sanierung senkt die Spitzen und verbessert die Jahresarbeitszahl dezentraler Luft-Wärmepumpen (Hochtemperaturgebäude 2,71 bis 2,87), im Netz steigen dagegen die relativen Verluste – und mit ihnen die erforderliche Vorlauftemperatur, was die zentralen Wärmepumpen verschlechtert. Bei 25 % des heutigen Bedarfs erreichen die Verluste im LTDH bis zu 29,3 %, im ULTDH bei 90 % Hochtemperaturanteil über 65 %. Sanierung ohne Temperaturabsenkung verschlechtert im Modell die Position des Netzes – Sanierungs- und Temperaturfahrplan gehören zusammen. Da die Rohre je Szenario neu dimensioniert werden, dürfte der Effekt in Bestandsnetzen eher stärker ausfallen. Umgekehrt sind ab 5,12 MWh/(m·a), also mindestens doppeltem Bedarf auf gleicher Trasse, beide Netzvarianten bei allen Hochtemperaturanteilen günstiger als dezentrale Lösungen.
Einordnung: Der Vergleich zentral gegen dezentral hängt am stärksten am Strompreis – 20,6 ct/kWh für die Zentrale, 33,3 ct/kWh für dezentrale Wärmepumpen. Schrumpft dieser Abstand, schrumpft auch der Netzvorteil. Bei Kostenvariationen um ±30 bis ±50 % sind die meisten Fälle nicht eindeutig; robust dezentral ist nur sehr geringe Dichte mit hohem Hochtemperaturanteil. Nicht enthalten sind Sanierungskosten, andere Erzeuger als Wärmepumpen (mit KWK oder Biomasse wäre die Zentrale laut Autoren weniger temperaturempfindlich) und vermaschte Netze; Trinkwarmwasser ist mit konstant 60 °C ohne Speicher, Zirkulation und thermische Desinfektion abgebildet, Simulation und Optimierung sind nur einseitig gekoppelt. Günstigste ist nicht gleich emissionsärmste Option: Bei den betrieblichen CO2-Emissionen schneidet das LTDH schlechter ab (einheitlicher Strom-Emissionsfaktor, keine Lebenszyklusbilanz).
Beide Artikel sind frei zugänglich und lesenswert. Zusammen zeigen sie, wie zentral die Netzverluste sind: im Einsatzplanungsmodell, wo sie fast den gesamten Modellfehler erklären, und in der strategischen Planung, wo sie – neben dem Strompreis – bei sinkendem Absatz die Vorlauftemperatur und damit die Wirtschaftlichkeit zentraler Wärmepumpen bestimmen. Die Betreiberfragen lauten deshalb: Wie hoch ist der Verlustanteil Ihres Netzes heute und nach der Sanierung der angeschlossenen Gebäude, und welcher Anteil Ihrer Kunden braucht für die Raumheizung dauerhaft mehr als 50 °C? Im heatbeat Digital Twin bilden wir Netze mit gemessenen Einspeise- und Stationsdaten und den daraus bilanzierten Verlusten ab und rechnen Szenarien zu Sanierung, Nachverdichtung und Temperaturabsenkung thermohydraulisch durch.
Und im Oktober freuen wir uns auf unser nächstes vierteljährliches Webinar Feature Update Live mit den wichtigsten Neuerungen der letzten drei Monate. Die Anmeldung für das Webinar am 14.10. um 14:00 finden Sie unter https://heatbeat.de/feature-update .
Die nächste Ausgabe unseres Newsletters erscheint am 4. November 2026.
Ihr heatbeat-Team
