Rahmenbedingungen für den Aus- und Umbau von Wärmenetzen

Wärmenetze sind eine effiziente und flächendeckende Möglichkeit zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung. Im Zuge des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) und des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) sind Hausbesitzer und Fernwärmeversorgungsunternehmen verpflichtet, ambitionierte Anforderungen an die Dekarbonisierung ihrer Wärmeversorgung zu erfüllen. Dies erfordert erhebliche Investitionen bei der Erschließung erneuerbarer Wärmequellen und dem Ausbau neuer Wärmenetze. Gleichzeitig wurden in Deutschland mit dem KWKG (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz) und der Bundesförderung effizienter Wärmenetze (BEW) in den letzten Jahren milliardenschwere Förderprogramme aufgelegt. Trotzdem verläuft der Fernwärmenetzausbau in Deutschland, gerade im Vergleich zu unseren nördlichen Nachbarn Dänemark und Schweden, eher schleppend. Woran liegt das und was machen die Skandinavier anders als wir?

Die Ölkrise 1973/1974 war das Schlüsselereignis der dänischen und schwedischen Energiepolitik

Nach der Ölkrise 1973/74 stellten Dänemark und Schweden ihre Wärmeversorgung grundlegend um. Da die Länder damals fast vollständig von Ölimporten abhängig waren erwogen die damaligen Regierungen strategische Maßnahmen, die noch heute ihre Wirkung zeigen. In Dänemark führte das Parlament Ende der 1970er Jahre ein Wärmegesetz ein. Dieses Gesetz verpflichtete Kommunen, Wärmepläne (ähnlich wie die heutige kommunale Wärmepläne in Deutschland) zu erstellen und bestimmte Gebiete zentral mit Fernwärme oder Erdgas zu versorgen. Über Anschluss- und Benutzungszwänge wurde die Wirtschaftlichkeit abgesichert.

Parallel stellte der Staat Fördermittel und günstige Kredite für Netze und KWK-Anlagen bereit, während Energiesteuern fossiles Heizen verteuerten. So wuchs die Fernwärme rasch und versorgt heute rund zwei Drittel aller Haushalte. Die Ölkrise wurde damit zum Ausgangspunkt einer kollektiven, effizienten und bis heute tragfähigen Infrastrukturpolitik.

Mit einer Netzlänge von insgesamt 60.000 km besitzt Dänemark heute ein fast doppelt so großes Wärmenetz als Deutschland und betreibt es mit knapp 75% erneuerbaren Energien (Siehe Tabelle 1). Während in Dänemark der Staat das Wärmegesetz zentral steuerte, trugen in Schweden vor allem kommunale und ebenfalls öffentliche Versorgungsunternehmen den Ausbau und setzten dabei früh auf Abwärme, Müllverbrennung und Biomasse. Anders als in Dänemark war der Anschluss an ein Wärmenetz in Schweden freier gestaltet, wurde jedoch durch Steuern und Anreize gelenkt.

Die Niederlande, als wichtiger Standort ehemaliger Erdgasproduzenten mit einem hohen Anteil privater Fernwärmeversorgungsunternehmen, hat einen noch niedrigeren Anteil der Fernwärmeversorgung im Haushaltssektor als Deutschland.

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Öffentliche Fernwärmeversorgungsunternehmen (FVU) bauten in Dänemark und Schweden die Netze aus

Es gibt sicherlich eine Reihe von Gründen weshalb die beiden skandinavischen Länder, auch aktuell auf deren Größe bezogen, in Sachen Fernwärmenetzausbau ein deutlich höheres Tempo erzielten, als es in Deutschland der Fall ist. So behindern z.B. die noch immer üblicherweise hohen Netztemperaturen (>100°C) in klassischen Fernwärmenetzen in Deutschland die Integration von Wärmeerzeugungsanlagen auf Grundlage erneuerbarer Energien und verhindern somit den Zugang dringend benötigter Fördermittel (nach BEW) ohne die ein Netzausbau wirtschaftlich kaum möglich ist. Die BEW verlangt Netztemperaturen von maximal 95°C. Ferner belasten die hohen Baupreise den Fernwärmenetzausbau. Gerade im Tiefbau ist durch die Ersatzbaustoffverordnung (EBV) der Preis zuletzt gestiegen, da üblicher Erdaushub seit August 2023 in vielen Fällen auf einer Deponie entsorgt werden muss. In Tabelle 1 wird aber vor allem erkennbar, dass öffentliche FVUs in Verbindung mit den erwähnten ordnungspolitischen Rahmenbedingungen eher dazu in der Lage sind Fernwärmenetze zu errichten als privat organisierte Unternehmen, die im Wettbewerb mit anderen Energieträgern (in der Vergangenheit: hauptsächlich Erdgas) stehen. Dabei ist die Akzeptanz der Fernwärme gerade in den beiden skandinavischen Ländern besonders hoch, obwohl gerade in Dänemark mit einem Anschluss- und Benutzungszwang gearbeitet wurde.

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Lange Abschreibungszeiträume und Non-Profit-Konzepte trugen entscheidend zum Netzausbau bei

Während in Deutschland die Anforderungen gerade privater FVUs an Business-Pläne, auch beim Aus- und Neubau von Nah- und Fernwärmenetzen, häufig so aussehen, dass eine Eigenkapitalverzinsung von 6% – 8% gewährleistet werden sollte, müssen oder dürfen, je nach Satzung, dänische Pendants keine Gewinne erzielen und können gleichzeitig auf günstige Rahmenbedingungen zurückgreifen. So liegen die Vor- und Rücklauftemperaturen vieler Netze bereits bei 75°C im Vor- und 45°C im Rücklauf, was Netzverluste verringert und die Integration von EE-Anlagen stark vereinfacht. Zusätzlich wird über unterschiedliche Herangehensweisen in beiden Ländern (Dänemark: Preisobergrenzen; Schweden: transparente Preismodelle) Akzeptanz in der jeweiligen Bevölkerung hergestellt.

Im Gegensatz dazu sollte beachtet werden, dass gerade die hohen Erwartungen der Unternehmensspitzen an die Eigenkapitalverzinsung hier in Deutschland kaum noch wettbewerbsfähige Betriebsmodelle mit Blick auf neue Wärmenetze in Verbindung mit Wärmeerzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energiequellen zulassen. Je nach regionalen Rahmenbedingen liegen die Gesamtsystempreise (neues Netz und neue Erzeuger) auf Erneuerbaren-Basis und unter Berücksichtigung eines Investitionskostenzuschusses in Höhe von 40% nach BEW häufig bei noch immer bei 4.000€ bis 5.000€ pro kW (Vergleich Gaskessel ohne Netz: 120 € pro kW). Eine Eigenkapitalverzinsung in Höhe von 6%-8% führt bei derart hohen spezifischen Investitionskosten für klimaneutrale Systeme schnell dazu, dass zwischen 20% – 30% des Wärmepreises allein dafür aufgewendet werden müssen die hohen Anforderungen der Eigenkapitalverzinsung zu bedienen. Gerade Auslegungskonzepte, die auf eine Versorgung durch 100% EE-Energien abzielen, haben es dabei besonders schwer, da die Volllaststunden in einer solchen Auslegung eher bei 1.200 Bstd. pro Jahr, als bei 3.000 Bstd. pro Jahr liegen, wenn der EE-Anteil auf 70% ausgelegt wird und die Einnahmesituation im Verhältnis zur Investition besser ausfällt. Da auch Bankkredite mit 15 Jahren Laufzeit seit 2022 häufig nur mit einem Zinssatz von mehr als 4% vergeben werden, bleiben auch Mischfinanzierungen für zentrale Wärmeversorgungssysteme herausfordernd, wenn man gleichzeitig beachtet, dass dezentrale Luftwärmepumpen mit Blick auf Schallemissionen und Jahresarbeitszahlen in den letzten fünf Jahren stark verbessert wurden.

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Fazit

Der häufig bemühte Satz „Die Sonne stellt keine Rechnung“, kann mit Blick auf die hohen Investitionskosten für klimaneutrale Gesamtsysteme, welche hohe Zinskosten gerade im Bereich der Fernwärme nach sich ziehen, kaum bestätigt werden. Hohe Finanzierungskosten, egal ob für Eigen- oder Fremdkapital, schaffen ein ungünstiges Umfeld für aktuelle Infrastrukturprojekte im Wärmebereich. Sie treiben die Wärmepreise auch für Haushalte nach oben. Die Preise bezogen auf den Arbeits- und Grundpreis pro kWh liegen für transformierte oder neue Netze nicht selten bei mehr als 20 ct./kWh (netto), wobei in Fällen hoher Anforderungen an Eigenkapitalquoten ca. 5 ct./kWh bis 7 ct./kWh allein auf die Finanzierung entfallen. Die Akzeptanz für Fernwärme kann in der Breite jedoch nur dann dauerhaft erzeugt werden, wenn Wärmepreise aus zentralen Erzeugungsanlagen dauerhaft günstiger sind als aus dezentralen Wärmeerzeugungsanlagen. Neben Fördermitteln aus der BEW und dem KWKG sollten vor allem zinsgünstige Kredite über die KFW-Bank unter Voraussetzung möglichst niedriger Eigenkapitalverzinsungen ermöglicht werden, da Infrastrukturprojekte, flankiert mit ordnungspolitischen Maßnahmen wie einem Anschluss- und Benutzungszwang auf Basis erneuerbarer Energien, wenig Risiken beinhalten und somit auch keine hohen Risikoaufschläge rechtfertigen. Aber auch die Netzbetreiber sind gebeten sich Konzepte zu überlegen, wie innerhalb ihrer Bestandsnetze zumindest die Rücklauftemperaturen abgesenkt werden können und so eine Integration neuer Wärmeerzeuger auf Basis erneuerbarer Energien ermöglicht wird. Auch hier ist, einmal mehr, Dänemark der Vorreiter. Dort werden Tarife angeboten, die je nach Rücklauftemperatur gestaffelt sind und Netzanschlussnehmer dazu motivieren den Rücklauf an ihrer Heizung möglichst niedrig zu halten und damit gleichzeitig die Gesamteffizienz des Systems zu steigern.

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