Power-to-Heat und Großwärmepumpen: die Elektrifizierung der Fernwärme

Warum die Fernwärme elektrisch wird

Die Fernwärme ist historisch ein Geschäft der Verbrennung. Über Jahrzehnte stammte sie ganz überwiegend aus Kohle-, Gas- und Müllkraftwerken, häufig in Kraft-Wärme-Kopplung, die Strom und Wärme gemeinsam erzeugen. Genau diese fossile Erzeugung muss aus den Netzen verschwinden, wenn die Wärmeversorgung klimaneutral werden soll. Die Dekarbonisierung dieser Netze ist damit die größte, kapitalintensivste und am wenigsten gelöste Aufgabe der Energiewende, denn anders als beim Strom lässt sich Wärme nicht einfach grün einkaufen, sondern muss vor Ort und in großem Maßstab neu erzeugt werden.

Der Weg dorthin führt im Kern über zwei Elektrifizierungstechnologien, die erneuerbaren Strom in Wärme verwandeln. Die erste ist die Großwärmepumpe: Sie hebt Umweltwärme aus Fluss-, See- und Abwasser, aus industrieller Abwärme und aus der Umgebungsluft auf nutzbares Fernwärmeniveau und liefert so die erneuerbare Grundlast. Die zweite ist Power-to-Heat über Elektrodenkessel: Sie wandelt überschüssigen oder sehr günstigen Strom in Minuten in Wärme und deckt damit die flexible Spitze. Die beiden Technologien ergänzen sich, weil die Wärmepumpe die effiziente Dauerleistung übernimmt und der Elektrodenkessel die schnelle, billige Spitze, die immer dann anspringt, wenn das Stromsystem Strom übrig hat.

Damit kehrt sich auch die Rolle der Wärmeerzeugung im Stromsystem um. Eine fossile Heizzentrale war für das Stromnetz neutral, eine elektrifizierte ist es nicht: Sie wird zu einer steuerbaren Stromsenke, die genau dann besonders viel Strom abnimmt, wenn Wind und Sonne mehr liefern, als das Netz braucht. Statt das Stromnetz zu belasten, entlastet die Wärmeerzeugung es dann, indem sie überschüssige Energie aufnimmt und als Wärme speichert. Diese Sektorkopplung ist der eigentliche Hebel der Wärmewende, denn sie macht aus zwei getrennten Problemen, der Stromüberschüsse und der fossilen Wärme, eine gemeinsame Lösung.

Wie groß der Umbau ausfällt, zeigt das Zielbild von Fraunhofer IEG: Bis 2045 sollen rund 70 Prozent der Fernwärmeerzeugung aus Großwärmepumpen stammen, der dafür nötige Zubau liegt bei rund 4 GW pro Jahr. Das ist ein Strukturwandel der gesamten Wärmeerzeugung, der die Merit-Order jedes Netzes neu ordnet und die fossile Kraft-Wärme-Kopplung schrittweise verdrängt. Für Versorger ist das keine ferne Vision, sondern eine Anlagen- und Investitionsentscheidung, die heute getroffen werden muss, weil die einzelnen Anlagen die Erzeugungsstruktur über Jahrzehnte festlegen.

Großwärmepumpen: Umweltwärme auf Fernwärmeniveau

Eine Großwärmepumpe arbeitet im Prinzip wie eine Hauswärmepumpe, nur in einer ganz anderen Größenordnung: Sie entzieht einer niedertemperierten Quelle Wärme und hebt sie mit Hilfe von Strom auf ein Temperaturniveau, das ein Fernwärmenetz speisen kann. Damit ist sie das Rückgrat der dekarbonisierten Fernwärme, denn sie macht die ohnehin vorhandene, frei verfügbare Umweltwärme nutzbar und liefert dafür ein Vielfaches der eingesetzten Stromenergie zurück. Genau dieses Verhältnis aus Strom und gewonnener Wärme unterscheidet sie grundlegend vom Elektrodenkessel, der Strom eins zu eins in Wärme umsetzt.

Die Bandbreite der Wärmequellen ist groß und entscheidet maßgeblich über Wirtschaftlichkeit und Standort. Genutzt werden Fluss- und Seewasser, Abwasser, industrielle Abwärme, die Umgebungsluft und oberflächennahe Geothermie. Jede Quelle hat ihr eigenes Profil: Flusswasser bietet hohe, gleichmäßig verfügbare Mengen, Abwasser ist ganzjährig vergleichsweise warm und konstant, industrielle Abwärme liefert oft schon ein höheres Temperaturniveau, und die Umgebungsluft ist überall verfügbar, aber im Winter am kältesten, wenn der Wärmebedarf am höchsten ist. Die Wahl der Quelle ist deshalb keine technische Nebensache, sondern eine strategische Standortentscheidung.

Technisch reichen Großwärmepumpen von rund 500 kW bis über 50 MW thermisch, erreichen COP-Werte von etwa 2,7 bis über 3 und Vorlauftemperaturen bis 130 Grad Celsius und mehr, zunehmend mit natürlichen Kältemitteln. Der COP, also die Leistungszahl, gibt an, wie viele Einheiten Wärme die Pumpe je eingesetzter Einheit Strom liefert; ein COP von 3 bedeutet das Dreifache. In der Merit-Order der Wärmeerzeugung übernimmt die Großwärmepumpe damit die erneuerbare Grund- und Mittellast und verdrängt fossile Kraft-Wärme-Kopplung und Spitzenkessel aus dem Dauerbetrieb.

Diese Stärke hat eine klare Grenze: Der COP sinkt, je kälter die Quelle und je höher die geforderte Vorlauftemperatur ist. Eine Wärmepumpe, die im Winter Luft von wenigen Grad auf 120 Grad heben muss, arbeitet deutlich ineffizienter als eine, die ganzjährig warmes Abwasser auf ein moderates Netzniveau bringt. Daraus folgt die zentrale Auslegungsregel: Quellenwahl und Netztemperatur müssen zusammenpassen. Niedrige Netztemperaturen und eine warme, konstante Quelle sind die Idealkombination, und genau deshalb gehen viele Versorger parallel daran, die Vorlauftemperaturen ihrer Netze zu senken.

Leuchtturmprojekte: Mannheim, Hamburg, Stuttgart

Großwärmepumpen sind keine Laborgröße mehr, sondern stehen in mehreren deutschen Netzen bereits im realen Fernwärmebetrieb. Das prominenteste Beispiel ist Mannheim. Dort hat der Versorger MVV schon 2023 seine erste Flusswärmepumpe in Betrieb genommen, mit 20 MW thermisch, einem COP von rund 2,7 und einer Vorlauftemperatur bis 99 Grad Celsius, gespeist aus dem Wasser des Rheins. Die zweite Anlage hebt das auf eine neue Größenordnung: Mit 165 MW thermisch ist sie derzeit die weltgrößte Flusswärmepumpe, nutzt das natürliche Kältemittel Isobutan, erreicht bis 130 Grad Celsius, geht 2026 in den Bau und ab Winter 2028 in Betrieb.

Hamburg setzt auf eine andere Quelle. Die Hamburger Energiewerke nehmen 2026 am Klärwerk Dradenau Deutschlands größte Abwasserwärmepumpe in Betrieb, mit 60 MW aus vier Modulen zu je 15 MW. Sie versorgt rund 39.000 Haushalte und spart rund 90.000 Tonnen CO2 im Jahr. Abwasser ist als Quelle besonders attraktiv, weil es ganzjährig in großer Menge und mit vergleichsweise konstanter, milder Temperatur anfällt, also genau dann verfügbar ist, wenn der Wärmebedarf im Winter am höchsten ist. Stuttgart-Münster wiederum nutzt seit 2024 eine 24-MW-Großwärmepumpe von EnBW, die Abwärme einer Müllverbrennung anzapft und damit rund 10.000 Haushalte versorgt.

Diese drei Projekte stehen für ein bundesweites Wachstum, das gerade Fahrt aufnimmt. Die installierte Großwärmepumpenleistung wuchs von rund 60 MW im Jahr 2023 auf über 180 MW Mitte 2025, und rund 70 weitere Projekte mit über 900 MW befinden sich in Planung. Gemessen am Fraunhofer-Zielbild eines Zubaus von rund 4 GW pro Jahr ist das ein Anfang, aber noch lange nicht das Tempo, das für 2045 nötig wäre. Die Leuchttürme zeigen damit zweierlei: Die Technik funktioniert im großen Maßstab, und der eigentliche Hochlauf steht erst bevor.

Power-to-Heat: Strom in Wärme, wenn Strom günstig ist

Power-to-Heat ist die zweite Säule und folgt einer ganz anderen Logik als die Wärmepumpe. Ein Elektrodenkessel oder ein großer Tauchsieder erhitzt Wasser für das Fernwärmenetz direkt mit Strom, mit einem Wirkungsgrad von rund 99 Prozent und in Minuten regelbar. Anders als die Wärmepumpe liefert er kein Vielfaches der eingesetzten Energie, sondern setzt Strom nahezu eins zu eins in Wärme um. Sein Wert liegt nicht in der Effizienz, sondern in der Geschwindigkeit und in der Fähigkeit, sehr großen Leistungen sofort eine sinnvolle Verwendung zu geben.

Genau dieser Vorteil zahlt sich aus, wenn Strom im Überfluss vorhanden und entsprechend billig ist. 2025 gab es an der Börse 573 Stunden mit negativen Strompreisen, das Tagestief lag am 11. Mai 2025 bei rund minus 250 Euro pro MWh. In solchen Stunden bekommt ein Abnehmer Geld dafür, dass er Strom verbraucht, und ein Elektrodenkessel verwandelt diesen Strom in Wärme, statt ihn ungenutzt verfallen zu lassen oder Wind- und Solaranlagen abzuregeln. Power-to-Heat ist damit die schnellste Senke für überschüssigen erneuerbaren Strom und ein direkter Profiteur eines zunehmend steuerbaren Strommarkts mit dynamischen, zeitweise negativen Preisen.

Über den reinen Preisvorteil hinaus erbringt Power-to-Heat einen handfesten Systemdienst. Ein Elektrodenkessel kann regionalen Stromüberschuss aufnehmen und so die Abregelung von Wind- und Solaranlagen sowie die Kosten für netzdienliche Eingriffe senken. Damit wird er zu einem Instrument im marktbasierten Engpassmanagement und im Redispatch und zugleich zu einem Baustein der Flexibilität und Sektorkopplung, wie sie auch virtuelle Kraftwerke bündeln. Berlin baut diesen Gedanken konsequent aus: Mit 120 MW aus drei Elektrodenkesseln zu je 40 MW entsteht dort eine der größten Power-to-Heat-Anlagen Europas. Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz beteiligt sich mit bis zu 75 Mio. Euro und erhält fünf Jahre lang Redispatch-Zugriff, die Inbetriebnahme ist bis Ende 2028 geplant. Auch Vattenfall betreibt mit der Anlage Karoline in Hamburg ein vergleichbares Power-to-Heat-Projekt für die norddeutsche Energiewende.

In der hybriden Energiezentrale spielen Wärmepumpe und Elektrodenkessel deshalb zusammen, statt zu konkurrieren. Die Wärmepumpe trägt die effiziente Grundlast über das ganze Jahr, der Elektrodenkessel springt in den Stunden ein, in denen Strom ohnehin im Überfluss da ist, und ein Wärmespeicher entkoppelt Erzeugung und Verbrauch zeitlich. Damit verschiebt sich die fossile Spitzenlast Stück für Stück, und das Fernwärmenetz wird von der Stromnetzlast zum Stromnetzpartner. Wie eine solche hybride Zentrale im Tagesbetrieb wirtschaftlich gefahren wird, ist allerdings eine eigene, datengetriebene Aufgabe der Betriebsoptimierung und steht hier nicht im Mittelpunkt.

Das GeoBG: Beschleunigung auch für Wärmepumpen und Wärmeleitungen

Die größte Hürde für all diese Vorhaben war lange nicht die Technik, sondern die Genehmigung. Genau hier setzt das Geothermie-Beschleunigungsgesetz (GeoBG) an, dessen Reichweite oft unterschätzt wird. Es ist nicht mehr Entwurf, sondern geltendes Recht: Der Bundestag hat es am 4. Dezember 2025 beschlossen, es trat am 23. Dezember 2025 in Kraft, und eine einzelne Bestimmung, der Paragraf 6, wird erst ab dem 22. Juni 2026 wirksam. Damit liegt seit Ende 2025 ein Beschleunigungsinstrument vor, das die Planungszeit und das Projektrisiko für die Elektrifizierung der Wärme spürbar senkt.

Entscheidend ist der Geltungsbereich. Der amtliche Titel nennt ausdrücklich nicht nur Geothermieanlagen, sondern auch Wärmepumpen, Wärmeleitungen und Wärmespeicher. Bau und Betrieb all dieser Anlagen liegen nach dem Gesetz im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Sicherheit, und zwar bis zur Erreichung der Treibhausgasneutralität 2045. Diese Einstufung ist mehr als eine Formel: Sie verändert die Abwägung in jedem Genehmigungs- und Klageverfahren zugunsten des Vorhabens, weil das Interesse am Bau gesetzlich ein besonders hohes Gewicht erhält. Großwärmepumpen profitieren davon also unmittelbar, nicht nur die Tiefengeothermie, an deren Namen das Gesetz erinnert.

Für Wärmeleitungen schafft das GeoBG ein eigenes beschleunigtes Verfahren, das an die Planfeststellung für Gas- und Wasserstoffleitungen im Energiewirtschaftsgesetz angelehnt ist und mit verkürzten Schritten, früher Geodatenverfügbarkeit und gestraffter Anhörung arbeitet. Für große Wärmepumpen ab 500 kW thermischer Leistung greifen zusätzliche Hebel des Rechtsschutzes: Die aufschiebende Wirkung von Klagen entfällt, sodass ein Vorhaben nicht allein durch eine Klage gestoppt wird, und das Oberverwaltungsgericht wird erstinstanzlich zuständig, was den Instanzenweg verkürzt. Beides zielt darauf, die Zeit von der Planung bis zur Realisierung zu verkürzen.

Für diesen Artikel ist das GeoBG vor allem als Beschleuniger relevant, nicht in seiner vollen Rechtsmechanik. Welche Fristen im Einzelnen gelten, wie die Anhörung im Detail abläuft und wie die Beschleunigungshebel für Wärmeleitungen juristisch genau greifen, ist eine eigene, vertiefte Frage. Hier genügt die Einordnung: Mit dem GeoBG ist seit Ende 2025 ein Rahmen in Kraft, der genau jene Power-to-Heat-, Wärmepumpen- und Wärmeleitungsvorhaben beschleunigt, die Versorger zur Dekarbonisierung ihrer Netze ohnehin stemmen müssen.

Förderung und Konsequenzen für Versorger

Neben dem schnelleren Verfahren steht die Finanzierung, und auch hier hat sich der Rahmen bewegt. Die Bundesförderung effiziente Wärmenetze (BEW) flankiert den Ausbau mit rund 5 Mrd. Euro bis 2030 und ist in aufeinander aufbauende Module gegliedert: vom Transformationsplan und der Machbarkeitsstudie über die systemische Förderung und Einzelmaßnahmen bis hin zur Betriebskostenförderung für Wärmepumpen und Solarthermie. Gerade die Betriebskostenförderung ist wichtig, weil sie nicht nur die Investition, sondern auch den laufenden Betrieb der Großwärmepumpe stützt und damit die Lücke zur fossilen Konkurrenz schließt. Ein neues Antragsportal startet im April 2026. Zusammen mit dem GeoBG senkt die BEW so Planungszeit und Projektrisiko zugleich.

Für Versorger ergeben sich daraus konkrete Prüfaufgaben. Zuerst gilt es, die verfügbaren Wärmequellen zu kartieren und für jede den Quellen- und Temperaturmatch zur geplanten Wärmepumpe zu bewerten, denn von diesem Match hängt der COP und damit die Wirtschaftlichkeit über die gesamte Anlagenlebensdauer ab. Parallel ist der Standort für Power-to-Heat zu prüfen, vor allem auf ausreichenden Netzanschluss und auf das Redispatch-Potenzial, das einen Elektrodenkessel über den reinen Wärmeverkauf hinaus refinanzieren kann. Wer hier falsch dimensioniert, die falsche Quelle wählt oder die Förderung verpasst, trägt das über Jahrzehnte.

Die tragfähige Antwort ist fast immer eine hybride Auslegung. Die Großwärmepumpe übernimmt die erneuerbare Grundlast, der Elektrodenkessel deckt die flexible Spitze in den günstigen Stromstunden, und ein Wärmespeicher entkoppelt Erzeugung und Bedarf zeitlich. In dieser Kombination ersetzt das System die fossile Erzeugung schrittweise, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden, während die fossile Kraft-Wärme-Kopplung schrittweise verdrängt und ihre Rolle als gesicherte Reserve neu definiert wird, ähnlich wie es das Kraftwerkssicherheitsgesetz für H2-ready-Kraftwerke für die Stromseite vorzeichnet.

Damit verschiebt sich die eigentliche Wertschöpfung mit der Zeit von der Anlage zur Fahrweise. Sind Wärmepumpe, Power-to-Heat und Speicher erst einmal gebaut, entscheidet die wirtschaftliche Steuerung dieser hybriden Energiezentrale darüber, wie viel Wert das System tatsächlich hebt: wann der Elektrodenkessel anspringt, wann der Speicher geladen wird und wie die Anlagen auf Strompreise und Redispatch-Signale reagieren. Diese datengetriebene Betriebsoptimierung ist ein eigener Themenstrang und der nächste logische Schritt, wenn die Hardware der elektrifizierten Fernwärme einmal steht.

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Häufig gestellte Fragen