Wärmewende im Fokus: Atomkraft, Geothermie und Biomasse als Alternativen

Nukleare Wärme, Geothermie und Biomasse: Der Wärmesektor rückt ins Zentrum

Die Wärmewende bleibt in Deutschland eine der größten energiepolitischen Herausforderungen. Während Helsinki auf nuklear erzeugte Fernwärme setzt, zeigen Projekte mit Grünland-Biomasse und Geothermie weitere Wege auf. Gleichzeitig stehen Unternehmen und Haushalte angesichts hoher Heiz- und Netzkosten vor konkreten finanziellen Entscheidungen.

Helsinki plant nukleare Fernwärme für einen ganzen Stadtbezirk

Finnland baut in Helsinki eine Testanlage für eine nuklear betriebene Distrikt-Heizung. Der Energieversorger Helen errichtet die unterirdische Anlage im Stadtteil Salmisaari, weniger als zwei Kilometer vom finnischen Parlamentsgebäude entfernt. Helsinki hat rund 700.000 Einwohner, und fast 90 Prozent der Gebäude sind an das Fernwärmenetz angeschlossen.

Zum Einsatz kommen soll der Kleinstreaktor LDR-50, der am staatlichen finnischen Forschungszentrum VTT entwickelt wurde und von Steady Energy vermarktet wird. Die Anlage arbeitet ausschließlich als Wärmeerzeuger und produziert keinen Strom. Dadurch entfallen Turbinen und Generatoren, sodass der Reaktor bei niedrigen Temperaturen und Drücken betrieben werden kann und die erzeugte Energie verlustarm in das Fernwärmenetz eingespeist wird.

Der Wasserdruck im Reaktor beträgt rund acht bar. Die Brennelemente sollen alle zwei bis drei Jahre ausgewechselt werden. Finnland verfügt nach Angaben von WELT als erstes Land weltweit bereits über ein Endlager für die genutzten Brennelemente.

Die Europäische Investitionsbank unterstützt den Bau des City-Meilers mit 40 Millionen Euro. Es handelt sich um die erste Finanzierung eines kleinen modularen Atomreaktors durch die EIB. Die Pilotanlage wird zunächst ohne Nuklearteil errichtet, um regulatorische Anforderungen zu prüfen. Der Baubeginn der eigentlichen Anlage ist für 2028/2029 vorgesehen, der Betriebsbeginn für Anfang der 2030er-Jahre.

Steady Energy rechnet mit Wärmekosten von rund 50 Euro pro Megawattstunde. WELT ordnet diesen Wert als die Hälfte bis ein Drittel der durchschnittlichen Fernwärmepreise in Deutschland ein. Interesse an der Technologie gibt es unter anderem in den finnischen Städten Kuopio, Kerava und Jyväskylä sowie in Schweden, Polen und Südkorea.

„Unsere Anlage ist klein und wahrscheinlich die einfachste der Welt“, sagt Hannes Haapalahti, Chief Technology Officer von Steady Energy.

Auch in Deutschland wäre der Betrieb eines solchen Reaktors nach der im Beitrag dargestellten rechtlichen Einordnung grundsätzlich möglich. Das Atomgesetz beendet ausdrücklich die Nutzung der Kernenergie zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität; zur Wärmeerzeugung enthält es laut WELT keine entsprechende Regelung.

Andreas Lenz, wirtschafts- und energiepolitischer Sprecher der CDU/CSU-Fraktion im Deutschen Bundestag, spricht sich für eine technologieoffene Prüfung aus. Zugleich müsse zuvor die Entsorgung abgebrannter Brennelemente rechtlich und praktisch geklärt werden. Die SPD-Energieexpertin Nina Scheer lehnt nukleare Wärmeerzeugung dagegen ab und verweist auf die Risiken der Kerntechnik sowie auf erneuerbare Möglichkeiten.

Zusammenfassung: Helsinki erprobt einen unterirdischen Wärmereaktor für die Fernwärme. Der LDR-50 soll rund 50 Euro pro Megawattstunde ermöglichen; ein möglicher Einsatz in Deutschland ist rechtlich nicht grundsätzlich ausgeschlossen, politisch aber umstritten.

Grünland-Biomasse soll neue regionale Wertschöpfung schaffen

In Deutschland fallen nach Angaben von top agrar zunehmend Grünlandflächen aus der Nutzung. Gründe sind unter anderem der regional unterschiedliche Rückgang der Weidetierhaltung und der sinkende Anteil von Grünlandfutter in der Milchviehfütterung. Werden die Flächen nicht mehr gemäht, droht Verbuschung, wodurch ihre Bedeutung für Natur- und Landschaftsschutz gefährdet wird.

Christiane Feucht vom Deutschen Verband für Landschaftspflege verweist auf Prognosen, nach denen bis 2040 im Milchviehbereich 20 bis 35 % der bislang genutzten Grünlandflächen frei werden könnten. Bezogen auf die Dauergrünlandfläche entspreche dies 0,9 bis 1,6 Mio. ha und 5 bis 10 Mio. t Trockenmasse. Die Angaben seien ein theoretisches Rechenbeispiel, verdeutlichten aber das vorhandene Potenzial.

Die vorgestellten Nutzungsmöglichkeiten reichen von Insektenfutter über Brennstoffpellets bis zu Pflanzenkohle und Synthesegas. Im Mittelpunkt steht dabei die Kaskadennutzung: Biomasse soll zunächst möglichst stofflich verwendet werden, bevor sie energetisch genutzt wird.

Ein Beispiel ist die Futtertrocknung Lamerdingen im Allgäu. Die Genossenschaft hat rund 600 Mitglieder und verarbeitet jährlich rund 20.000 t Trocknungsware, sofern es nicht zu trockenheitsbedingten Einbrüchen kommt. Freie Kapazitäten sollen künftig für neue Rohstoffströme genutzt werden.

Im Projekt wird Extensivgras getrocknet und pelletiert. Pellets sind lagerfähig, leichter zu transportieren und besser zu dosieren als loses Material oder Ballen. Für energetische Zwecke kann das Mähgut lange auf der Fläche vortrocknen, wodurch der Energiebedarf für die Trocknung sinkt.

• Ein Teil der Pellets kann als Zusatzkomponente für Larven der Schwarzen Soldatenfliege dienen.
• Die Larven können anschließend als Eiweißfuttermittel in der Geflügel- oder Schweinefütterung eingesetzt werden.
• Nicht geeignete Qualitäten können energetisch genutzt oder pyrolysiert werden.
• Bei der Pyrolyse entstehen Wärme, Pflanzenkohle und in geeigneten Anlagen Synthesegas.
• Das Synthesegas könnte einen Teil des bislang eingesetzten Erdgases in der Futtertrocknung ersetzen.

Die Nutzung als Insektenfutter ist allerdings an Anforderungen an Struktur, Feuchte und Inhaltsstoffe gebunden. Nicht jedes Gras ist dafür geeignet. Zudem gilt die Insektenmast als unsicheres Geschäftsfeld, unter anderem wegen Insolvenzen, hoher Anforderungen an die Automatisierung und Fragen zur Haltbarkeit der Larven.

Bei der energetischen Nutzung kommt es auf die Qualität der Pellets an. Mineralstoffe wie Chlor und Kalium können Korrosion und Probleme bei der Verbrennung verursachen. Versuche zeigen laut top agrar, dass Schnitthöhe, längere Feldliegezeit und Beregnung durch Regen die problematischen Inhaltsstoffe teilweise verringern können.

Die bei der Pyrolyse erzeugte Pflanzenkohle soll nicht vorrangig auf Ackerböden ausgebracht werden. Stattdessen werden Anwendungen als Zusatzstoff in der Bauindustrie oder eine Aufbereitung bis zur Aktivkohlequalität geprüft. Zusätzlich könnten durch die Festlegung von CO₂ Zertifikate entstehen.

Seit Kurzem nimmt die Futtertrocknung Lamerdingen nicht futterwürdiges Extensivgras an. Der Preis liegt bei 40 € netto je t Frischgut. Die ersten Mengen werden noch in Versuchen eingesetzt; langfristig soll die Verwertung Teil des Tagesgeschäfts werden.

„Es muss immer regionale Strategien geben“, resümierte Christiane Feucht vom Deutschen Verband für Landschaftspflege.

Zusammenfassung: Frei werdendes Grünland könnte bis 2040 erhebliche Mengen an Biomasse liefern. Das Projekt im Allgäu untersucht Pellets, Insektenfutter, Pyrolyse, Pflanzenkohle und Synthesegas als regionale Nutzungsmöglichkeiten.

Europa bleibt bei fossiler Energieabhängigkeit unter Druck

Die Meldung von Golem zum Thema fossile Energie enthält im übermittelten Inhalt keine nutzbaren Angaben zur beschriebenen Entwicklung. Deshalb wird sie im Pressespiegel nicht weiter berücksichtigt.

Netzentgelte 2027: Mittelständler sollen Energiekosten früh prüfen

Für mittelständische Unternehmen beginnen wichtige Entscheidungen zu den Energiekosten für 2027 bereits im Jahr 2026. Nach Angaben von Presseportal werden in diesen Tagen die vorläufigen Netzentgelte für 2027 veröffentlicht. Gleichzeitig soll der Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzkosten von 6,5 Milliarden Euro im Jahr 2026 auf rund 5,5 Milliarden Euro im kommenden Jahr sinken.

Bei vielen gewerblichen Strom- und Gasverträgen laufen zudem Kündigungs- und Verlängerungsfristen. Unternehmen sollten daher prüfen, ob Beschaffungsstrategie, Vertragslaufzeiten, Netzentgelte und mögliche Entlastungen noch zur aktuellen Situation passen.

SEICON Energy betrachtet nach eigenen Angaben Strom- und Gasbeschaffung, Netzentgelte, Photovoltaik, Speicherlösungen und Carbon Credits gemeinsam. Das Unternehmen vergleicht Angebote von über 50 angebundenen Energieversorgern und will anhand von Verbrauch, Lastprofil und Vertragsstruktur die jeweils passende Strategie ermitteln.

Auch Investitionen in Photovoltaik und Speicher sollen nicht isoliert betrachtet werden. Bei Gewerbedächern seien Verbrauch, Lastprofil, Eigennutzung und Investition entscheidend. Ob ein Speicher wirtschaftlich sinnvoll ist, hänge stark vom jeweiligen Lastprofil, Verbrauch und Einsatzzweck ab.

SEICON bietet einen Energiekosten-Check an. Geprüft werden unter anderem Beschaffungsstrategie, Vertragslaufzeiten, Verbrauch, Netzentgelte und mögliche wirtschaftliche Optimierungsansätze. Die Erstprüfung kostet 0 Euro; eine Wechselpflicht besteht nicht.

„Wer Verträge, Beschaffung und Kostenstrukturen jetzt nicht prüft, riskiert, unnötige Kosten einfach mit ins nächste Jahr zu nehmen“, sagt Florian Wessely, Managing Director von SEICON Energy.

Zusammenfassung: Für 2027 stehen neue Netzentgelte und ein sinkender Bundeszuschuss bevor. Mittelständler sollten laut Presseportal bereits 2026 Verträge, Beschaffung, Verbrauch und Entlastungsmöglichkeiten prüfen.

Geothermie: Alte DDR-Erkundungen liefern Grundlagen für heutige Wärmeplanung

Der Nordkurier blickt auf eine Energieidee aus der DDR zurück, die angesichts von Heizkosten und Energieabhängigkeit wieder an Bedeutung gewinnt: die Nutzung von Erdwärme. Bereits Ende der 1970er-Jahre suchte die DDR im Norden nach Energiequellen, die weniger abhängig von Importen waren.

In der Geologischen Landessammlung Mecklenburg-Vorpommern in Sternberg werden rund 66.000 bis mehr als 70.000 Meter Bohrkernmaterial aus etwa 350 Bohrungen aufbewahrt. Die Bohrkerne stammen unter anderem aus Erdöl- und Erdgasbohrungen, Braunkohleerkundungen, Kartierungen und Geothermieprojekten.

Die alten Proben können helfen, den Untergrund einzuschätzen, bevor neue und teure Bohrungen geplant werden. Besonders relevant ist die Frage, an welchen Orten Erdwärme für die Fernwärmeversorgung genutzt werden kann.

Der steigende Importpreis für sowjetisches Erdöl setzte die DDR zusätzlich unter Druck. Nach Angaben des NDR erhöhte sich der Preis zwischen 1974 und 1986 um das Elffache. Braunkohle blieb zwar die wichtigste heimische Energiequelle, wurde aber vor allem im Süden der DDR gefördert. Für die Nordbezirke bedeuteten die Transporte hohe Kosten und zusätzliche Probleme in strengen Wintern.

Ein bekanntes Geothermieprojekt entstand in Waren an der Müritz. Dort stießen Fachleute in 1560 Metern Tiefe auf etwa 63 Grad heißes Wasser. 1984 ging ein geothermisches Heizwerk in Betrieb. Die Anlage versorgt bis heute rund 1800 Wohnungen mit Fernwärme.

Der Betrieb war technisch anspruchsvoll, weil das Tiefenwasser stark salzhaltig war und Rohre sowie Anlagenteile angriff. In Waren wurde die Nutzung mit einem geschlossenen Kreislauf und zusätzlicher technischer Absicherung ermöglicht.

Ende der 1980er-Jahre waren weitere Anlagen unter anderem auf Usedom, in Stralsund, Neubrandenburg, Neustadt-Glewe und Schwerin geplant. Beim VEB Geothermie Neubrandenburg arbeiteten rund 800 Menschen. Nach 1990 wurde der Betrieb aufgelöst, Erkundungen wurden eingestellt und Bohrtürme verschwanden.

Heute können die in Sternberg bewahrten Bohrkerne und Daten dazu beitragen, den Untergrund Mecklenburg-Vorpommerns erneut zu bewerten. Sie dokumentieren, wo bereits nach Erdöl, Erdgas, Braunkohle, Grundwasser und Erdwärme gesucht wurde.

Zusammenfassung: Mecklenburg-Vorpommern verfügt über umfangreiche geologische Daten aus der DDR-Zeit. Das Geothermie-Heizwerk in Waren nutzt seit 1984 etwa 63 Grad heißes Wasser aus 1560 Metern Tiefe und versorgt rund 1800 Wohnungen.

Techem Atlas 2026: Heizkosten steigen trotz stabiler Energiepreise

Der Techem Atlas für Energie, Wärme und Wasser 2026 zeigt steigende Heizkosten in deutschen Mehrfamilienhäusern. Zwar bewegten sich die Energiepreise 2025 etwa auf dem Niveau des Vorjahres, sie lagen jedoch weiterhin rund 82 Prozent über dem Niveau von 2021. Gleichzeitig war die Heizperiode kälter als im Vorjahr, wodurch der Verbrauch zunahm.

Pro Quadratmeter lagen die Heizkosten 2025 rund 45 Prozent über dem Niveau von 2021. Für die Untersuchung wertete Techem Daten von rund 94.000 Gebäuden mit etwa 1,1 Millionen Wohnungen in Deutschland sowie von weiteren 1,1 Millionen Wohnungen in ausgewählten europäischen Ländern aus.

Im Bundesländervergleich weist das Saarland die höchsten Heizkosten auf, während Berlin den niedrigsten Wert verzeichnet. Bei den Städten liegt Ravensburg vorn, Bielefeld weist die niedrigsten durchschnittlichen Heizkosten auf. Rheine und Würzburg teilen sich mit jeweils 9,93 Euro pro Quadratmeter den zweiten Platz.

Wärmepumpen verursachten im untersuchten Mehrfamilienhausbestand 2025 die niedrigsten Wärmekosten pro Quadratmeter. Während die Verbrauchskosten von Wärmepumpen seit 2021 weitgehend stabil blieben, stiegen die Kosten konventioneller Heizsysteme deutlich. Nach der Auswertung könnten etwa 30 Prozent der Wärmepumpen durch eine optimierte Betriebsführung noch effizienter betrieben werden.

Auch für Niedertemperatursysteme sieht Techem ein erhebliches Potenzial. Rund 40 Prozent der Heizungsanlagen können ohne Austausch der Heizkörper genutzt werden. Mit einem Heizkörpertausch steigt dieser Anteil auf rund 80 Prozent. Werden zusätzlich Niedertemperaturheizkörper eingesetzt, liegt die Eignung bei rund 90 Prozent.

In den untersuchten europäischen Mehrfamilienhäusern ist Fernwärme mit 52 Prozent der Wohnungen der häufigste Energieträger. Erdgas folgt mit 32 Prozent. Deutsche Fernwärmekunden verzeichneten im europäischen Vergleich die höchsten Heizkosten. Deutschland lag mit durchschnittlich rund 1.057 Euro pro Wohnung vor der Schweiz mit 982 Euro.

Bei der Digitalisierung der Mess- und Abrechnungsprozesse meldet der Atlas weitere Fortschritte. Bereits heute können 91,4 Prozent der Geräte im deutschen und 92,8 Prozent der Geräte im europäischen Mehrfamilienhausbestand ohne Betreten der Wohnungen ausgelesen werden. Techem konnte im vergangenen Jahr rund 110.000 Abrechnungseinheiten vollständig digital ablesen und abrechnen. Die Hälfte dieser Abrechnungen war innerhalb von weniger als drei Minuten abgeschlossen, 83 Prozent innerhalb von zehn Minuten.

Der Ausbau intelligenter Messsysteme schafft nach Angaben des Atlas zudem die technische Grundlage für Mieterstrommodelle und gemeinschaftliche Gebäudeversorgung. Photovoltaikanlagen deckten in den untersuchten Gebäuden mehr als 30 Prozent des Stromverbrauchs. Batteriespeicher können den lokal erzeugten Solarstrom auch bei niedriger Solarstrahlung nutzbar machen.

Der Trinkwasserverbrauch in deutschen Mehrfamilienhäusern blieb trotz steigender Temperaturen über die vergangenen zehn Jahre weitgehend konstant. Die Warmwasserbereitung bleibt jedoch ein wesentlicher Energieverbrauchsfaktor und macht rund ein Viertel der für Wärme eingesetzten Energie aus.

„Entscheidend ist es jetzt, eine gezielte Modernisierung des Gebäudebestands weiter voranzutreiben und dabei technische Möglichkeiten gezielt einzusetzen“, kommentiert Ulrich Schiller, Co-CEO der Techem Gruppe und CEO Deutschland.

Zusammenfassung: Kältere Witterung ließ die Heizkosten 2025 steigen, obwohl die Energiepreise gegenüber dem Vorjahr stabil waren. Wärmepumpen weisen im untersuchten Gebäudebestand die niedrigsten Wärmekosten auf; zugleich bieten Digitalisierung, Smart Meter und Gebäudemodernisierung weiteres Einsparpotenzial.

Quellen:

• Energie: Helsinki wagt eine neue Art zu heizen – auch Deutschland könnte folgen
• Fossile Energie: Energieunabhängigkeit in Europa ist unrealistisch
• Grünland-Biomasse nutzen: Energie und Wertschöpfung sind möglich
• Netzentgelte 2027: Jetzt entscheidet sich, was Mittelständler für Energie zahlen
• Die vergessene Energie-Idee der DDR – und warum sie heute wieder gefragt ist
• Der neue Techem Atlas für Energie, Wärme & Wasser 2026: Kältere Witterung treibt Heizkosten trotz stabiler Energiepreise