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Der Ausbau von Nah- und Fernwärmenetzen ist eine zentrale Voraussetzung für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung. Damit erneuerbare Wärmequellen und industrielle Abwärme möglichst effizient genutzt werden können, müssen Wärmeerzeugung und -bedarf zeitlich voneinander entkoppelt werden. Grosswärmespeicher übernehmen dabei eine Schlüsselrolle, indem sie überschüssige Wärme zwischenspeichern und bei Bedarf wieder bereitstellen. Sie erhöhen die betriebliche Flexibilität, verbessern die Versorgungssicherheit und ermöglichen einen wirtschaftlicheren Betrieb von Wärmenetzen.
Eine Untersuchung der AEE Suisse [1] zeigt, dass für ein weitgehend erneuerbares Schweizer Energiesystem thermische Speicher mit einer Gesamtkapazität von mehreren Terawattstunden erforderlich sein könnten. Damit würden nicht nur tägliche und saisonale Lastschwankungen ausgeglichen, sondern auch die Integration erneuerbarer Wärmequellen wesentlich erleichtert.
Für Wärmenetze stehen verschiedene Speichertechnologien zur Verfügung. Oberirdische Tankspeicher (Tank Thermal EnergyStore, TTES) gelten als technisch ausgereift und eignen sich insbesondere für Tages- und Wochenspeicher. Erdbeckenspeicher (Pit Thermal Energy Store, PTES) erreichen sehr grosse Speichervolumina bei tiefen spezifischen Kosten und sind deshalb besonders für saisonale Anwendungen geeignet. Der weltweit grösste Wärmespeicher wird aber momentan in Finnland in einer unterirdischen Kaverne (Cavern Thermal Energy Store, CTES) gebaut und fasst mehr als eine Million Kubikmeter heisses Wasser. Alle wasserbasierten Speichertechnologien weisen den grossen Vorteil einer thermischen Schichtung auf, sodass im oberen Speichervolumen über lange Zeit ein hohes, direkt nutzbares Temperaturniveau gehalten werden kann, während die Temperatur im unteren Bereich schon stark abgesunken ist. Sie eignen sich daher sehr gut zum direkten Decken von Lastspitzen.
Erdsondenspeicher (Borehole Thermal Energy Storage, BTES) speichern Wärme im Untergrund über Erdsondenfelder, während Aquiferspeicher (Aquifer Thermal Energy Storage, ATES) natürliche Grundwasservorkommen nutzen. Erdbasierte Speichertechniken können günstig grosse Volumen erschliessen, brauchen wenig Land an der Oberfläche und können sogar unter Bauten erstellt werden. Bei diesen Technologien sinkt mit dem Wärmeentzug ihre Temperatur aber rasch ab und muss daher meist mit einer Wärmepumpe auf ein nutzbares Temperaturniveau angehoben werden. Im Forschungsprojekt BigStoreDH wurden diese Speichertechnologien in übersichtlichen Factsheets zusammengefasst (Fig. 1).
Um den Einfluss verschiedener Speichertechnologien auf Energieeffizienz, Wirtschaftlichkeit und Betrieb der Wärmenetze systematisch zu bewerten [2], wurden im Projekt BigStoreDH unterschiedliche Aspekte der Wärmespeicherung anhand von drei repräsentativen Schweizer Wärmenetzen untersucht:
Die Simulationen zeigen: Thermische Speicher reduzieren deutlich den Einsatz fossiler Spitzenlastkessel, gleichzeitig können sie die Nutzung erneuerbarer Wärmequellen sowie von Abwärme verbessern. Speicher ermöglichen einen gleichmässigeren Anlagenbetrieb, wodurch Taktungen reduziert und die Wärmeerzeugungsleistung kleiner dimensioniert werden können. Gleichzeitig steigt die Versorgungssicherheit, da Lastspitzen und ungeplante Betriebsunterbrüche besser abgefangen werden können (Fig. 2).
Die optimale Speichergrösse hängt wesentlich von der Grösse und Struktur des Wärmenetzes ab. Für kleinere und mittlere Netze erweisen sich Tages- und Wochenspeicher häufig als wirtschaftlichste Lösung, da sie tägliche Lastschwankungen ausgleichen und die Wärmeerzeugung entkoppeln. Mit zunehmender Netzgrösse gewinnen dagegen saisonale Speicher an Bedeutung. Aufgrund von Skaleneffekten sinken deren spezifische Investitionskosten mit wachsendem Speichervolumen, sodass Grosswärmespeicher insbesondere für grosse Fernwärmenetze zunehmend wirtschaftlich werden (Fig. 3u+o).
Neben der Speichergrösse beeinflusst auch die hydraulische Einbindung den Nutzen eines Speichers massgeblich. Eine geeignete Einbindung verbessert die Speicherbewirtschaftung, vergrössert den nutzbaren Temperaturhub und reduziert die erforderliche Spitzenlastleistung. Entscheidend dabei ist die Nutzung mittlerer Temperaturniveaus, die durch Verluste und nicht perfekte Schichtung entstehen. Wenn die Temperatur im oberen Speichervolumen unter die Netzvorlauftemperatur fällt, kann diese z. B. mit einem seriell eingebundenen Spitzenkessel angehoben und die Restenergie dennoch genutzt werden. Bei wenig temperatursensitiven Hauptwärmeerzeugern kann auch die Rücklaufanhebung mit Restwärme aus dem Speicher zu einer besseren Nutzung der Speicherkapazität führen. Dezentrale Speicher können zusätzlich Transportleitungen entlasten, Druckverluste verringern und die Übertragungskapazität bestehender Wärmenetze erhöhen. Damit lassen sich Netzverstärkungen teilweise vermeiden oder zeitlich hinauszögern.
Ein weiterer Schwerpunkt des Projekts war die zunehmende Kopplung zwischen Strom- und Wärmesystem. Grosswärmespeicher ermöglichen es, Wärmepumpen gezielt dann zu betreiben, wenn überschüssiger erneuerbarer Strom verfügbar ist oder tiefe Strompreise auftreten. Die erzeugte Wärme kann zwischengespeichert und zeitlich unabhängig vom aktuellen Wärmebedarf genutzt werden. Dadurch entstehen zusätzliche Flexibilitäten sowohl für die Wärmeversorgung als auch für das Stromsystem.
Auch bestehende Wärmenetze mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen profitieren von dieser Betriebsweise. Kehrichtverwertungsanlagen beispielsweise erzeugen Strom üblicherweise über Dampfturbinen, deren elektrischer Wirkungsgrad sinkt, sobald grosse Wärmemengen auf hohem Temperaturniveau ausgekoppelt werden. Mit einem Wärmespeicher ist eine zeitliche Entkopplung von Strom- und Wärmeerzeugung möglich: Bei tiefen Strompreisen kann überschüssige Wärme gespeichert werden, während die Anlagen in Zeiten hoher Strompreise verstärkt auf Stromproduktion optimiert werden. Dadurch verbessert sich sowohl die Wirtschaftlichkeit der Anlagen als auch ihre Fähigkeit, auf zukünftige Anforderungen eines zunehmend erneuerbaren Stromsystems zu reagieren.
Neben den betrieblichen Vorteilen ergeben sich auch ökologische Verbesserungen. Durch die verstärkte Nutzung erneuerbarer Wärmequellen und industrieller Abwärme sinken die Treibhausgasemissionen des Gesamtsystems. Obwohl Grosswärmespeicher selbst erhebliche Bauwerke darstellen, verursachen sie über ihre Lebensdauer vergleichsweise wenig graue Emissionen. Aufgrund ihrer langen Nutzungsdauer und ihres Beitrags zur Dekarbonisierung leisten sie damit einen wichtigen Beitrag zu einer nachhaltigen Wärmeversorgung.
Die Schweiz verfügt bereits heute über mehrere bedeutende Demonstrations- und Grossprojekte zur thermischen Energiespeicherung. Während sich einige Anlagen seit Jahren erfolgreich in Betrieb befinden, stehen andere kurz vor der Realisierung oder befinden sich in der Planungsphase. Gemeinsam zeigen sie, dass sich Grosswärmespeicher zunehmend als wichtiger Bestandteil moderner Wärme- und Kältenetze etablieren.
Ein gut sichtbares Beispiel ist der Tankspeicher der Agro Energie Schwyz AG. Mit einem Speichervolumen von rund 28 000 m3 und einer Höhe von knapp 50 m zählt er zu den grössten Tankwärmespeichern Europas (Fig. 4). Der Speicher ist an eine Biogas- und Holzenergieanlage angeschlossen und ermöglicht einen weitgehend kontinuierlichen Betrieb der Wärmeerzeugung, obwohl der Wärmebedarf im angeschlossenen Fernwärmenetz erheblich schwankt. Dadurch werden Lastspitzen reduziert und die erneuerbare Energieproduktion besser ausgenutzt.
Auch bei Erdsondenspeichern nimmt die Schweiz international eine führende Rolle ein. Zahlreiche Anergie- und Niedertemperaturnetze nutzen saisonale Erdsondenfelder sowohl zur Wärmeversorgung im Winter als auch zur Gebäudekühlung im Sommer. Die beim Kühlen anfallende Abwärme regeneriert den Untergrund und steht während der folgenden Heizperiode wieder als Wärmequelle zur Verfügung. Dieses saisonale Zusammenspiel verbessert die langfristige thermische Bilanz des Untergrunds und erhöht die Effizienz der angeschlossenen Wärmepumpen.
Zu den bekanntesten Anlagen gehört das Energieversorgungssystem auf dem ETH-Campus Hönggerberg in Zürich. Mehrere Erdsondenfelder mit insgesamt rund 600 Erdsonden bilden dort das Herzstück eines integrierten Wärme- und Kältenetzes. Das Projekt gilt international als Referenz für die erfolgreiche Kombination von saisonaler Speicherung, Wärmepumpen und Anergienetzen.
Noch grössere Dimensionen erreicht das derzeit von Energie Wasser Bern (ewb) geplante Erdsondenspeicherprojekt. Vorgesehen ist ein saisonaler Speicher mit weit über 1000 Erdsonden, der überschüssige Abwärme aus der Kehrichtverwertungsanlage Bern-Forsthaus aufnehmen und im Winter zur Unterstützung des Fernwärmenetzes bereitstellen soll. Da sich das Sondenfeld auf landwirtschaftlich genutzten Flächen befindet, sind die zulässigen Regenerationstemperaturen begrenzt, um eine Beeinträchtigung der Bodennutzung zu vermeiden. Die gespeicherte Wärme wird deshalb vor der Einspeisung in das Fernwärmenetz mithilfe von Grosswärmepumpen auf das erforderliche Temperaturniveau angehoben.
Mit einem ähnlichen Ansatz will die Zürcher Gemeinde Wallisellen hier noch etwas weiter gehen und plant einen Hochtemperatur-Erdsondenspeicher unter einem Kunstrasenfeld. Aufgrund der Lage innerhalb der Bauzone und der baulichen Randbedingungen können hier Regenerationstemperaturen von bis zu rund 70 °C erreicht werden. Der grössere nutzbare Temperaturhub erhöht dabei die Speicherkapazität pro Bohrmeter erheblich. Dadurch kann entweder deutlich mehr Energie gespeichert oder – bei gleicher Speicherkapazität – die Anzahl benötigter Erdsonden und damit die Investitionskosten markant reduziert werden. Simulationen zeigen, dass gegenüber konventionell regenerierten Erdsondenspeichern bis zu drei Mal weniger Sonden erforderlich sind [3].
Auch der Flughafen Zürich setzt künftig auf saisonale thermische Energiespeicherung. Aufgrund seiner Lage über einer eiszeitlichen Rinne bestehen dort günstige hydrogeologische Voraussetzungen für einen Aquiferspeicher. Geplant ist die Nutzung eines bis rund 300 Meter tiefen Grundwasserleiters zur saisonalen Speicherung von Wärme und Kälte. Die Bohrung von zwei ersten Brunnen wurde bereits erfolgreich durchgeführt und soll die Grundlage für die schrittweise Weiterentwicklung des Gesamtsystems bilden.
Während Erdbeckenwärmespeicher in Dänemark (Fig. 5) seit vielen Jahren erfolgreich betrieben werden und inzwischen auch in Deutschland, den Niederlanden und weiteren Ländern zunehmend Verbreitung finden, existiert in der Schweiz bislang noch keine vergleichbare Anlage. Diese Lücke soll das Innosuisse-Flagship-Projekt Swiss Seasonal Thermal Energy Storage (SwissSTES)1 schliessen. Das Projekt untersucht technische Weiterentwicklungen von Erdbeckenwärmespeichern, analysiert wirtschaftliche Potenziale sowie raumplanerische und rechtliche Rahmenbedingungen und begleitet mehrere konkrete Fallstudien.
Die konkreteste Fallstudie untersucht einen möglichen Erdbeckenwärmespeicher in Beringen (SH). Der Speicher könnte in einem ehemaligen Kiesabbaugebiet erstellt und an die Abwärmenutzung eines benachbarten Rechenzentrums angebunden werden [4]. Überschüssige Sommerabwärme würde saisonal gespeichert und während der Heizperiode zur Deckung von Lastspitzen genutzt werden. Dadurch könnten deutlich grössere Mengen an bisher ungenutzter Abwärme erschlossen, zusätzliche Versorgungsgebiete angeschlossen und die Wirtschaftlichkeit verbessert werden. Eine wirtschaftliche Nutzung der Abwärme durch die Stadt Schaffhausen wäre trotz Distanz dadurch möglich.
Die zahlreichen Projekte zeigen, dass sich die thermische Energiespeicherung in der Schweiz von einzelnen Demonstrationsanlagen hin zu einer tragenden Infrastruktur für zukünftige Wärmenetze entwickelt. Mit zunehmendem Ausbau erneuerbarer Wärmequellen und der stärkeren Kopplung von Strom-, Wärme- und Kältesystemen wird die Bedeutung von Grosswärmespeichern in den kommenden Jahren weiter zunehmen.
[1] Nordmann, T. (2026): Der Energiespeicherplan für die Schweiz – Von der Herausforderung zur Chance für die Schweizer Energiewende; AEE Schweiz.
[2] Ruesch, F. et al. (2025): BigStoreDH – Grosse Wärmespeicher in der Nah- und Fernwärme; Bundesamt für Energie;
[3] Bosshard, I. et al. (2025): RegEWS – Machbarkeitsstudie zur Reduktion des Flächenbedarfs von grossen Erdwärmesondenfeldern für thermische Netze. AWEL Zürich; RegEWS – Machbarkeitsstudie zur Reduktion des Flächenbedarfs von grossen Erdwärmesondenfeldern für thermische Netze.
[4] Hänggi, D.; Krupljanin, D. (2025): E-Hub Beringen / Schaffhausen; renercon AG; Abwärmenutzung Beringen: Resultat des Vorprojekts liegt vor.
Im Rahmen des BFE-finanzierten Forschungsprojekts BigStoreDH der Ostschweizer Fachhochschule OST und mehrerer Wärmenetzbetreiber wurden unterschiedliche Aspekte der Einbindung grosser Wärmespeicher in Wärmenetze untersucht. Dazu wurden drei für die Schweiz typische generische Wärmenetze (klein, mittel und gross) definiert (Tab. 1) und in der Simulationsumgebung TRNSYS abgebildet.
Ein wichtiger Output des Projekts sind acht Factsheets mit den Themen Stahltank drucklos, Stahltank druckbehaftet, Betontank, Erdbeckenspeicher, Erdsondenspeicher, Aquiferspeicher, Systemintegration und Kosten-Wirtschaftlichkeit.
| «klein» | «mittel» | «gross» | |
| Hauptwärmeträger | Holz | Wärmepumpe Seewasser |
Hochtemperaturabwärme (KVA) |
| Verbrauch [GWh] | 1.5 | 7.2 | 47.6 |
| Netzlänge [km] | 1.3 | 2.6 | 19.8 |
| Vorlauftemperatur [°C] | 80 | 70 | 90 |
Die Factsheets stehen auf der OST-Website zum Download bereit. Die detaillierten Ergebnisse der Untersuchungen sind im Projektabschlussbericht [2] nachzulesen:
www.ost.ch > Forschung > Technik > SPF > Forschung > Projekte
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