Transformation von Energiezentralen in drei Schritten: Praxisbeispiele und zentrale Planungsfragen

Die Transformation von Energiezentralen ist der zentrale Hebel, mit dem deutsche Stadtwerke ihre Fernwärme- und Nahwärmenetze bis 2045 treibhausgasneutral machen wollen. Im Kern geht es nicht darum, bestehende Blockheizkraftwerke (BHKW) abzuschalten, sondern sie mit Großwärmepumpen zu einem hybriden, netzdienlichen System zu kombinieren, das nach Strompreissignalen gesteuert wird. Dieser Fachbeitrag zeigt auf, wo Energiezentralen zum Einsatz kommen, wann man von einer Transformation spricht, und wie diese in der Praxis abläuft.

Wo werden Energiezentralen eingesetzt?

Energiezentralen sind die zentralen Erzeugungsstandorte leitungsgebundener Wärmeversorgung. Ihr Einsatzbereich reicht von der einzelnen Mehrfamilienhaus-Überbauung bis zum großen städtischen Fernwärmenetz.

Am unteren Ende der Skala steht die Energiezentrale einer Mehrfamilienhaus-Überbauung oder eines Quartiers. Ein Heizraum versorgt dabei wenige bis mehrere Dutzend Gebäude über ein Nahwärmenetz. Diese Lösung wird häufig von Stadtwerken oder Energiedienstleistern im Rahmen eines Contracting betrieben. Am oberen Ende der Skala stehen große Fernwärmezentralen, die ganze Stadtteile oder sogar ganze Städte mit mehreren hundert Megawatt Anschlussleistung versorgen. Sie sind über verzweigte Transportnetze mit Wohn-, Gewerbe- und Industriegebieten verbunden. Dazwischen liegen Quartiersnetze für Gewerbegebiete, Klinikareale, Hochschulcampus oder gemischt genutzte Neubaugebiete.

Der wesentliche Unterschied zwischen Nah- und Fernwärmenetzen liegt weniger in einer festen Leistungsgrenze als in Ausdehnung, Anschlussdichte und Betriebsorganisation – die Übergänge sind fließend. Das ist für die Transformationsfrage relevant, weil sich Großwärmepumpen-Kaskaden und BHKW-Booster-Konzepte grundsätzlich für Netzgrößen jeder Größenordnung eignen, sei es 30 oder 30.000 Wohneinheiten. Die Logik von Grundlast-Wärmepumpe plus netzdienlichem BHKW lässt sich technisch nach oben und unten skalieren.

Wann spricht man von der Transformation einer Energiezentrale?

Von einer Transformation spricht man, wenn eine bestehende, meist fossil geprägte Energiezentrale so umgebaut wird, dass sie schrittweise auf erneuerbare Wärmequellen und eine flexible, netzdienliche Erzeugung umgestellt wird. Dies geschieht, ohne dass das Wärmenetz oder die Versorgungssicherheit unterbrochen werden.

Der Begriff grenzt sich somit bewusst vom Neubau ab. Es geht nicht um ein „grünes Wärmenetz auf der grünen Wiese”, sondern um den Umbau einer gewachsenen Anlage im laufenden Betrieb. Der fossile Spitzenlastkessel wird abgelöst, das BHKW bleibt bestehen, verändert aber seine Betriebsweise. Eine neue Großwärmepumpe oder Wärmepumpenkaskade übernimmt sukzessive die Grundlast. Charakteristisch für eine Transformation ist außerdem, dass sie in Stufen erfolgt: von einem fossil dominierten Ausgangssystem über ein hybrides Übergangssystem hin zu einem vollständig dekarbonisierten Zielsystem.

Was ist der Unterschied zwischen einem Transformationsplan für das Wärmenetz und einer Transformation der Energiezentrale?

Auf den ersten Blick klingen beide Begriffe ähnlich, sie beschreiben jedoch zwei unterschiedliche, aufeinander aufbauende Planungsebenen: die strategische Ausrichtung des gesamten Wärmenetzes einerseits und die technische Umsetzung an der einzelnen Anlage andererseits.

Transformationsplan Wärmenetz

Dies betrifft die strategische, kommunalpolitische Ebene, die in Deutschland durch das Wärmeplanungsgesetz (WPG, 2024) gesetzlich verankert ist. Es geht um die Frage, wie sich das gesamte Wärmenetz einer Stadt oder Gemeinde in den nächsten 10 bis 30 Jahren entwickeln wird. Nähere Informationen finden Sie in unserem Fachbeitrag „Transformationsplan Wärmenetz”.
Die Umsetzung erfolgt in der Regel durch Stadtwerke, Energieversorger oder Kommunen, häufig mit Unterstützung externer Berater.

Transformation von Energiezentralen

Dies betrifft die technische und operative Ebene, d. h. die Frage, wie die konkrete Anlage, die aktuell Wärme erzeugt, auf erneuerbare oder hybride Erzeugung umgestellt wird.

Inhalte der Energiezentralen-Transformation:

• Ersatz oder Ergänzung des Bestandskessels (Gas, Öl, Kohle) durch Wärmepumpen, BHKW, Solarthermie oder Abwärme
• Hydraulische Neuplanung: Wie werden neue Erzeuger in das bestehende Netz eingebunden?
• Regelstrategie: Wer führt wann – Wärmepumpe, BHKW oder Spitzenlastkessel?
• Speicherintegration: Wie wird ein Pufferspeicher oder saisonaler Speicher dimensioniert?
• Netztemperaturanpassung: Kann die Vorlauftemperatur gesenkt werden, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden?
• Monitoring und digitaler Zwilling: Wie wird der neue Betrieb überwacht?

Die Umsetzung erfolgt in der Regel durch Stadtwerke, TGA-Planer, planende Ingenieure oder Contractoren.

Der Transformationsplan des Wärmenetzes gibt die Richtung vor, während die Energiezentralen-Transformation sie technisch umsetzt. In der Praxis sind beide eng verzahnt: Der Transformationsplan definiert beispielsweise das Ziel, das Temperaturniveau bis 2035 auf 70 °C zu senken. Entsprechend muss die Energiezentrale dann so umgebaut werden, dass dieses Ziel erreicht wird, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.

	Transformationsplan Wärmenetz	Transformation Energiezentrale
Ebene	Strategisch / kommunal	Technisch / anlagenspezifisch
Zeithorizont	10–30 Jahre	2–5 Jahre (Projekt)
Akteure	Stadtwerk, Gemeinde	Stadtwerk, Planer, Contractor, Betreiber
Output	Masterplan, Investitionsplan	Ausführungsplanung, Simulation
Regulatorik	DE: WPG (DE),  CH: kantonale Wärmeplanung (CH)	DE: EnEfG, GEG CH: SIA 384
Rolle Polysun	Variantenvergleich, Potenzialanalyse	Stundengenaue Jahressimulation

Sektorenkopplung im Energiessektor: Was bedeutet dies im Kontext der Transformation einer Energiezentrale?

Sektorenkopplung bedeutet, dass die Sektoren Strom und Wärme technisch und wirtschaftlich so miteinander verzahnt werden, dass Erzeuger und Verbraucher flexibel auf das jeweils günstigere oder knappere Energieangebot reagieren können.

In einer Energiezentrale zeigt sich das im sogenannten Sektorenkopplungseffekt: Die Wärmepumpenkaskade, die in der Regel für Vorlauftemperaturen von 80 bis 110 °C ausgelegt ist, deckt die Grundlast und bezieht dafür Strom aus dem öffentlichen Netz. Wenn an der Strombörse viel günstiger Wind- oder Solarstrom verfügbar ist, läuft die Wärmepumpe mit diesem Strom und das BHKW steht still. Steigen hingegen die Strompreise, weil wenig Wind weht oder wenig Sonne scheint, springt das BHKW an. Es erzeugt hocheffizient Strom für die Wärmepumpenkaskade und speist gleichzeitig seine Abwärme direkt ins Netz ein. Das BHKW wird so vom reinen Grundlasterzeuger zum „BHKW-Booster“, der genau dann liefert, wenn das Stromsystem ihn benötigt. Diese Wechselwirkung – Strom heizt Wärme, Wärme entlastet Strom – ist der eigentliche Kern der Sektorenkopplung in der Energiezentrale. Darum ist das Konzept sowohl klimapolitisch als auch wirtschaftlich attraktiv.

Wie sieht eine typische Transformation einer Energiezentrale in drei Schritten aus?

Eine typische Transformation einer Energiezentrale verläuft in drei aufeinander aufbauenden Systemstufen: vom fossilen Altsystem über ein hybrides Übergangssystem bis hin zum treibhausgasneutralen Zielsystem beispielsweise im Jahr 2045.

Stufe 1 – das fossile Altsystem

Das Erdgas-BHKW läuft primär strom- oder wärmegeführt und deckt die Grundlast. Ein fossiler Gas-Spitzenlastkessel springt bei extremen Kältespitzen im Winter ein. Der große Nachteil dieser Stufe sind die hohen CO₂-Emissionen durch den Spitzenlastkessel sowie die mangelnde Flexibilität im Sommer, wenn das BHKW mangels Wärmeabnahme oft komplett stillsteht.

Stufe 2 – das hybride Übergangssystem, hybride Energiezentrale

Dieses hybride Übergangssystem wird auch als hybride Energiezentrale bezeichnet. Das BHKW wechselt in den netzdienlichen Betrieb, während eine Wärmepumpenkaskade, die beispielsweise aus Luft, Abwasser oder Oberflächenwasser gespeist wird, die Grundlast übernimmt. Bei hohen Börsenstrompreisen erzeugt das BHKW Strom, der die Wärmepumpenkaskade direkt antreibt. Die Abwärme des BHKW-Motors und die Wärme der Wärmepumpe fließen gemeinsam in einen großen thermischen Pufferspeicher. Dadurch springt der fossile Spitzenlastkessel nur noch in Ausnahmefällen an und die CO₂-Bilanz verbessert sich drastisch.

Stufe 3 – das Zielsystem 2045

Das Funktionsprinzip bleibt gleich, jedoch werden die Energieträger vollständig dekarbonisiert: Das BHKW verbrennt grünen Wasserstoff oder synthetisches Methan und die Großwärmepumpen nutzen tiefe Geothermie oder Flusswasser als konstante und hocheffiziente Wärmequelle mit entsprechend gutem COP. Das Ergebnis ist eine zu 100 Prozent emissionsfreie Fernwärme, die gleichzeitig als hochflexible Strom-zu-Wärme-zu-Strom-Batterie für das Stromnetz fungiert.

Die Charakteristika der drei Stufen sind in der folgenden Tabelle gegenübergestellt.

	Altsystem	Übergangs­system	Zielsystem
Grundlast	Erdgas-BHKW	Wärmepumpenkaskade	Großwärmepumpen (Umweltenergie)
Spitzenlast	fossiler Gaskessel	netzdienliches BHKW	H₂-BHKW
Speicher	kaum vorhanden	thermische Pufferspeicher	Großspeicher, saisonal
Flexibiltiät	gering	hoch	sehr hoch

Praxisbeispiele für die Transformation von Energiezentralen

Transformation Energiezentrale Quartiersüberbauung – Beispiel Erzgebirge

Eine Wohnsiedlung im Erzgebirge mit fünf Mehrfamilienhäusern wurde bislang durch fünf separate, gebäudeeigene Gaskessel beheizt. Mit dem Erreichen der Restnutzungsdauer der Kessel und angesichts gestiegener Gaspreise stand der Eigentümer vor einer Grundsatzentscheidung: Soll die fossile Einzelversorgung 1:1 durch dezentrale Wärmepumpen ersetzt werden? Oder soll auf eine vernetzte Lösung gesetzt werden, die langfristig wirtschaftliche und betriebliche Vorteile bietet?

Um diese Entscheidung auf eine belastbare Grundlage zu stellen, wurden drei Systemvarianten simulationsgestützt gegenübergestellt und hinsichtlich der Investitionskosten, der Betriebskosten und der Jahresarbeitszahl verglichen.

Variante	Netztyp	Beschreibung	Bewertung
A – Zentrale Hochtemperatur	Vernetzt	Zentrale Wärmepumpe, Wärmenetz bei 60 °C Vorlauf	Höhere Netzverluste durch das hohe Temperaturniveau, entsprechend höherer Stromverbrauch der Wärmepumpe
B – Dezentrale Luft-WP	Dezentral	Jedes Gebäude erhält eine eigene Luft-Wasser-Wärmepumpe	Geringste Investitionskosten, dafür hoher Wartungsaufwand durch fünf Einzelanlagen und höherer Gesamtstromverbrauch im Vergleich zu Variante C
C – Kaltes Nahwärmenetz	Vernetzt + dezentrale Booster	Zentrale Sole-Wärmepumpe speist ein Anergienetz, gebäudeweise Temperaturanhebung	Stromverbrauch, höhere Investitionskosten, langfristig beste Wirtschaftlichkeit

Die Simulation hat gezeigt, dass sich die höhere Anfangsinvestition bei Variante C im Betrieb auszahlt. Da das Netz nur mit 10 bis 15 °C betrieben wird, fallen praktisch keine Leitungsverluste an. Bei Variante A hingegen steigern die hohen Netztemperaturen die Übertragungsverluste und den Strombedarf der Wärmepumpen. Im Vergleich zur rein dezentralen Lösung (Variante B) überzeugt Variante C mit der besten Wirtschaftlichkeit und CO₂-Bilanz.

Die gewählte Lösung (Variante C) ist ein kaltes Nahwärmenetz (Anergienetz) mit Netztemperaturen zwischen 10 und 15 °C, das die fünf Gebäude verbindet. Eine zentrale Sole-Wasser-Wärmepumpe wird über 16 Erdsonden gespeist und lädt einen zentralen Pufferspeicher. In jedem Gebäude hebt eine kompakte, dezentrale Wasser-Wasser-Wärmepumpe das Temperaturniveau anschließend auf 55 °C Vorlauftemperatur für die Heizung an. Eine neu installierte PV-Anlage deckt einen Teil des Strombedarfs der Wärmepumpen und verbessert so die Wirtschaftlichkeit im Betrieb zusätzlich.

Dieses Beispiel zeigt exemplarisch, warum eine reine Kostenbetrachtung der Erzeugungsanlagen bei der Transformation einer Energiezentrale zu kurz greift: Erst eine simulationsgestützte Betrachtung der Netzverluste, des Stromverbrauchs der Wärmepumpen und der Betriebskosten über ein volles Jahr macht die tatsächlich wirtschaftlichste Variante sichtbar.

Transformation Energiezentrale Fernwärmenetz – Beispiel Sachsen-Anhalt

In Sachsen-Anhalt wird eine bestehende Fernwärme-Energiezentrale transformiert. Die kontinuierlich erweiterte Anlage umfasst heute zwei Gaskessel (2 × 8 MW) sowie vier Blockheizkraftwerke (4 × 1,3 MWth) und deckt eine Heizlast mit einer Spitzenleistung von 12 MW ab. Im Bestandsbetrieb springt der Gaskessel bei Lastspitzen ein, während die BHKW die Grundlast tragen. Dies ist ein klassisches, noch weitgehend fossil geprägtes Setup vor der eigentlichen Transformation der Energiezentrale.

Transformationsschritt 1: Erweiterung um Power-to-Heat und Windstrom

In einem ersten Schritt wird die bestehende Anlage zu einer hybriden Energiezentrale erweitert. Ein Elektrokessel mit einer Leistung von 15 MW ergänzt die vorhandenen Erzeuger und wandelt bei Bedarf Strom direkt in Wärme um. Eine zusätzlich vorgesehene Windkraftanlage stellt den dafür benötigten Strom bereit. Eine übergeordnete Steuerung sorgt dafür, dass Strom nur dann in Wärme umgewandelt wird, wenn die Marktbedingungen – etwa bei niedrigen oder negativen Strompreisen – dies wirtschaftlich sinnvoll machen.

Transformationsschritt 2: Integration einer Solarthermieanlage

In einem letzten Schritt wird ein Solarthermiefeld in die hybride Energiezentrale integriert. Da Solarthermie von allen eingesetzten Wärmeerzeugern die niedrigsten Grenzkosten aufweist, wird sie in der Steuerungslogik konsequent priorisiert. Sie liefert Wärme, sobald sie verfügbar ist. Je nach aktuellem Strommarktpreis schalten anschließend Elektrokessel, BHKW oder der Gaskessel hinzu. Diese kostenbasierte Rangfolge der Erzeuger entspricht im Kern einer laufenden Berechnung der Wärmegestehungskosten pro Erzeuger: Der Erzeuger, der Wärme am günstigsten liefert, deckt die Last zuerst.

Das Beispiel Sachsen-Anhalt zeigt somit eine andere Facette der Transformation der Energiezentrale als das Erzgebirge-Projekt. Anstelle einer Wärmepumpenkaskade steht hier die Kombination aus Power-to-Heat, Windstrom und Solarthermie im Zentrum der hybriden Energiezentrale. Auch diese wird nach dem Grundprinzip einer kostenoptimierten Erzeugerreihenfolge gesteuert.

Welche Rolle spielen Anlagensimulation und -steuerung bei der Transformation von Energiezentralen, respektive hybriden Energiezentralen?

Mithilfe der Anlagensimulation lassen sich die geplanten Transformationsschritte einer Energiezentrale zuverlässig durchplanen. So wird beispielsweise sichtbar, ob eine hybride Energiezentrale mit der geplanten Kombination aus Großwärmepumpe und BHKW das Wärmenetz auch am kältesten Wintertag zuverlässig versorgt. Teure Fehlplanungen können vermieden und Optimierungspotenziale aufgedeckt werden, die eine reine Excel-Kalkulation nicht ermöglicht.

Mit Werkzeugen wie Polysun lassen sich Energiezentralen sowohl physikalisch als auch modular abbilden. BHKW, Wärmepumpenkaskaden und Pufferspeicher werden per Drag-and-drop hydraulisch verknüpft, während die COP-Werte der Wärmepumpen anhand der Quell- und Vorlauftemperaturen dynamisch interpoliert werden. Dabei ist die zeitschrittbasierte Simulation über ein ganzes Jahr auf Basis realer Wetterdaten und Lastprofile von entscheidender Bedeutung. Nur so lässt sich beispielsweise prüfen, ob die Wärmepumpe im Januar bei einer Außenlufttemperatur von minus 10 °C noch die geforderte Vorlauftemperatur liefert.

Ein zweiter zentraler Baustein ist die Steuerungslogik. In der Simulationssoftware werden Regeln wie die folgende hinterlegt: Sinkt die Speichertemperatur in einer bestimmten Schicht unter einen Schwellenwert und liegt der Strompreis gleichzeitig über einem definierten Cent-Betrag, schaltet das BHKW zu und speist Strom in die Wärmepumpenkaskade. Ist der Strompreis dagegen negativ, bleibt das BHKW aus und die Wärmepumpe läuft vollständig mit Netzstrom. Diese Kombination aus physikalischer Simulation und ökonomischer Steuerungslogik bietet außerdem einen handfesten Dimensionierungsvorteil. Ein geschickt ausgelegter Pufferspeicher kann die benötigte Wärmepumpenleistung häufig um 20 bis 30 Prozent reduzieren. Ein direkter Hebel gegen die sonst aus Sicherheitsgründen von Stadtwerken bevorzugte Überdimensionierung. Nicht zuletzt gelten Simulationsberichte aus solchen Tools bei Banken und Förderstellen wie dem BAFA als valider Nachweis für die technische und wirtschaftliche Machbarkeit eines Transformationsprojekts.

Mithilfe der Variantenbildung können zudem „What-if“-Szenarien für das Jahr 2045 erstellt werden. Dadurch wird die Zukunftssicherheit dieser Systeme erhöht und Planungsrisiken werden minimiert.

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