Viele Fernwärmenetze in Deutschland tragen an der Last ihrer Geschichte: gebaut in den 1960er und 1970er Jahren, ausgelegt auf Kohle und Gas, betrieben mit Vorlauftemperaturen von weit über 100 Grad Celsius. Das Problem: Nicht alle Verbraucher und Netzabschnitte benötigen diese hohen Temperaturen – trotzdem wird das gesamte Netz auf den Abnehmer mit dem höchsten Wärmebedarf ausgelegt.
Eine weitere strukturelle Schwäche vieler Netze ist fehlende Datentransparenz. Viele Betreiber haben nur aus einzelnen Abschnitten Messwerte – oder gar keine. Wo das Netz unter welchen Bedingungen gefahren wird, wo Temperaturen zu hoch zurückkommen oder wo Druckprobleme entstehen, bleibt so oft im Dunkeln.
Die Folgen sind vielschichtig: hohe Wärmeverluste, beschleunigte Leitungsalterung durch thermische Belastung und steigende Betriebskosten. Hinzu kommen hydraulische Engpässe: Wächst ein Netz durch neue Abnehmer, fehlt am Ende einer Trasse oft der Differenzdruck für eine ausreichende Versorgung.
Temperaturzonen als Hebel
Der Ansatz: statt das gesamte Netz einheitlich mit hoher Temperatur zu versorgen, einzelne Zonen bedarfsgerecht bedienen. Über eine Beimischstation wird kälteres Rücklaufwasser in den Vorlauf eingespeist und die Temperatur in einem definierten Gebiet auf das tatsächlich benötigte Niveau abgesenkt.
Grundsätzlich lassen sich die Wärmeverluste im Leitungsnetz so um bis zu 30 Prozent reduzieren. Niedrigere Systemtemperaturen ermöglichen zudem die Einbindung erneuerbarer Wärmequellen – Solarthermie, Geothermie, industrielle Abwärme –, die bei hohen Systemtemperaturen kaum integrierbar wären.
Stefan Köllenbach, Key-Account-Manager beim dänischen Pumpenhersteller Grundfos, verweist auf einen weiteren, oft unterschätzten Effekt: Sinkende Systemtemperaturen reduzieren direkt den Brennstoffeinsatz – und damit auch die CO₂-Abgaben, die im Rahmen des Brennstoffemissionshandelsgesetzes anfallen.
Praxisbeispiel aus Krefeld
Wie das in der Praxis funktioniert, zeigt ein Pilotprojekt der Netzgesellschaft Niederrhein (NGN) in Krefeld, das nach Angaben von Grundfos im Oktober 2020 als erstes seiner Art in Deutschland in Betrieb gegangen ist.
NGN, ein Tochterunternehmen der Stadtwerke Krefeld, betreibt ein rund 95 Kilometer langes Fernwärmenetz und fährt es je nach Jahreszeit mit bis zu 120 Grad Vorlauftemperatur. In einem Teilnetz im Stadtteil Uerdingen, in dem 35 Verbraucher – darunter Schulen, ein Supermarkt und Wohngebäude – mit insgesamt 4,5 Megawatt Anschlussleistung versorgt werden, ließ sich der Vorlauf durch Beimischung aus dem Rücklauf während der Heizsaison von rund 120 auf 95 Grad absenken.
Wie die NGN Krefeld berichtet, verlief die Absenkung wie geplant – ohne Störungen oder Kundenreklamationen. Im Sommer gelang eine weitere Absenkung auf rund 85 Grad. NGN-Geschäftsführer Hans-Werner Leenen zieht daraus eine strategische Konsequenz: "Die Einspeisung lokal anfallender Prozesswärme aus Industrieunternehmen erfordert einen Vorlauf von etwa 90 bis 95 Grad und niedriger. Deswegen sind wir sehr an Lösungen interessiert, mit denen wir bei voller Versorgungssicherheit die Vorlauftemperaturen im Netz senken können." Köllenbach von Grundfos schätzen diese Verbindung von Temperaturabsenkung und Erschließung neuer Wärmequellen als für viele Bestandsnetze relevant ein.
Zwischen Aufbruch und Orientierungslosigkeit
Das Interesse an solchen Lösungen ist bei Stadtwerken grundsätzlich vorhanden – der Entscheidungsweg aber ist lang. In der Branche ist zu beobachten, dass viele Verantwortliche den Transformationsdruck zwar deutlich spüren, angesichts der Vielzahl an Optionen aber zunächst ins Zögern geraten.
Der Druck ist real, die gesetzlichen Ziele sind klar – 30 Prozent erneuerbare Energien in Bestandsnetzen bis 2030, 80 Prozent bis 2040, Klimaneutralität bis 2045 –, aber der Weg dahin erscheint vielen noch unübersichtlich. Die schlagartig gewachsene Auswahl an verfügbaren Wärmequellen und Technologien wird dabei ebenso als Herausforderung wahrgenommen wie als Chance.
Experten bei Grundfos empfehlen deshalb einen schrittweisen Einstieg über konkrete Teilbereiche und klar abgegrenzte Pilotprojekte, die Erfahrungswerte liefern, ohne das Gesamtsystem zu belasten. Gleichzeitig wird vor zu langem Zögern gewarnt: Wer heute noch keine Lösung gewählt hat, riskiert, den richtigen Moment zu verpassen.
Regionale Unterschiede, gleiche Richtung
Beim Umsetzungstempo gibt es regionale Unterschiede, die auf unterschiedliche politische Rahmenbedingungen zurückzuführen sind. Baden-Württemberg ist in der kommunalen Wärmeplanung weiter, weil das Land entsprechende Anforderungen früher formuliert hat. Nordrhein-Westfalen verfügt über die dichtesten Netze, der Osten Deutschlands über die ältesten. Grundsätzlich gilt: Die Richtung ist überall dieselbe – die Geschwindigkeit variiert.
Bemerkenswert ist zudem eine veränderte Motivlage in der Branche: Wo früher Klimaschutz das dominierende Argument für die Netzmodernisierung war, stehen heute Versorgungssicherheit und Kostenreduktion zunehmend im Vordergrund – eine Entwicklung, die maßgeblich auf die Erfahrungen der Energiekrise zurückzuführen ist.
Aus der Praxis: Dresden setzt auf digitale Steuerung
Dass solche Ansätze gerade in der Praxis ankommen, zeigt ein aktuelles Beispiel aus Sachsen: Im März 2026 ist in Dresden-Friedrichstadt ein digital gesteuertes Fernwärmenetz mit modularer Großwärmepumpe in Betrieb gegangen. Das Projekt kombiniert erneuerbare Wärmeerzeugung mit intelligenter Datensteuerung – und zeigt damit exemplarisch, wie sich die im Bestandsnetz oft beklagte Intransparenz durch konsequente Digitalisierung überwinden lässt.
Förderung als Katalysator
Maßnahmen zur Temperaturabsenkung und Druckoptimierung in Bestandsnetzen sind über die Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) mit bis zu 40 Prozent förderfähig – vorausgesetzt, sie sind in eine Transformationsplanung eingebettet und leisten einen messbaren Beitrag zur Einbindung erneuerbarer Energien. Dass dieses Förderinstrument auch künftig zur Verfügung stehen wird, hat Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche im Januar 2026 bekräftigt: Die BEW werde die Bundesregierung fortführen – ein klares Signal für Stadtwerke, die jetzt in die Planung einsteigen wollen.
Nach Einschätzung von Köllenbach bietet das einen doppelten Anreiz: Dezentrale Zonenregelung reduziere einerseits Wärmeverluste und Betriebskosten und schaffe andererseits die technische Voraussetzung für die Einbindung erneuerbarer Einspeisepunkte – und erfülle damit zugleich die Fördervoraussetzungen. Ob das im Einzelfall zutrifft, hängt von der jeweiligen Netzstruktur und Transformationsplanung ab.
