Magdalena Berberich ist Unternehmensleiterin von Solites. Zu ihren Fachgebieten gehören unter anderem solarthermische Großanlagen, Gesamtsysteme und Wärmenetze sowie saisonale und multifunktionale Wärmespeicher. Sie war von 2022 bis 2025 Subtaskleiterin in der IEA SHC Task 68 und ist Leiterin der IEA SHC Collaboration Group für Solar District Heating. Sie arbeitet im Arbeitskreis Großwärmespeicher mit. Dirk Mangold ist Gründer und Unternehmensleiter von Solites. Er beschäftigt sich schon seit mehr als drei Jahrzehnten mit Energieeffizienz und erneuerbare Energien in zukunftsfähigen Wärmeversorgungskonzepten. Er ist Leiter des Arbeitskreises Großwärmespeicher, gewähltes Mitglied des District Heating & Cooling & Thermal Storage Technology Panel des RHC-ETIP sowie Lehrbeauftragter für erneuerbare Energien in Architektur und Städtebau an der Universität Stuttgart.
20 Jahre nach der Gründung von Solites blicken Dirk Mangold und Magdalena Berberich auf die Entwicklung von der Forschungsinitiative hin zu einem breit aufgestellten Beratungs- und Transferunternehmen zurück. Im Interview sprechen sie über den Wandel der Solarthermie im Kontext zunehmend komplexer Wärmenetze und die wachsende Bedeutung systemischer Lösungen für die Dekarbonisierung. Zudem geben sie Einblicke in aktuelle Herausforderungen, technologische Trends und die Rolle von Wärmespeichern und erneuerbaren Wärmequellen im Energiesystem der Zukunft.
Herr Mangold, Solites wurde vor 20 Jahren gegründet. Seit der Gründung im Jahr 2005 haben die Ingenieurinnen und Ingenieure bei Solites mehr als 200 Projekte im In- und Ausland bearbeitet. Mit welcher Vision sind Sie damals gestartet, und hat sie sich im Laufe der Zeit verändert?
Dirk Mangold: Thomas Schmidt, heute Seniorexperte und Projektleiter bei Solites, und ich waren einige Jahre am Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik der Universität Stuttgart für das Pilot- und Demonstrationsprogramm Solarthermie-2000 tätig. Dabei ging es um die wissenschaftliche Begleitung solar unterstützter Nahwärmesysteme. Auch beim Nachfolgeprogramm Solarthermie 2000+ haben wir viel geforscht und die Ergebnisse direkt in der Praxis umgesetzt. Dabei kamen Punkte wie Haftungsfragen auf, die für eine Universität schwierig zu handeln waren. Wir wollten die technologische Entwicklung aber nicht aufgeben. Wir befanden uns mit solaren Wärmenetzen auf dem Weg zur Marktreife, die Technologie wollten wir voll in den Markt bringen. Und das hat dazu geführt, dass wir uns ein Dach für unsere Aktivitäten gesucht und in der damaligen Steinbeis-Stiftung gefunden haben. Ein sehr professionelles Unternehmen zur Wirtschaftsförderung und für Technologietransfer, das uns mit unserem Thema aufgenommen hat. So ist Solites entstanden.
Frau Berberich, Sie teilen sich mit Herrn Mangold seit 2025 die Unternehmensleitung. Wie teilen Sie sich die Verantwortung auf, und was macht Ihre Zusammenarbeit besonders?
Solites
Seit 20 Jahren arbeitet Solites als unabhängiges Forschungs-, Beratungs- und Transferunternehmen zu zukunftsfähigen thermischen Energiesystemen. Es ist über die Jahre nicht nur thematisch, sondern auch personell gewachsen: von ursprünglich zwei auf inzwischen 18 Mitarbeitende. Das Unternehmen freut sich über eine ausgewogene Teamstruktur: Heute arbeiten bei Solites fast genauso viele Frauen wie Männer. Vielfalt, Eigenverantwortung und das gute Arbeitsklima im Team nennt Unternehmensleiterin Magdalena Berberich als Erfolgsfaktoren für kreative Lösungen und produktive Projektarbeit.
Magdalena Berberich: Ich bin seit 2015 bei Solites und habe als wissenschaftliche Mitarbeiterin in Projekten mitgearbeitet. 2021 hat Herr Mangold mich als Stellvertreterin in die Unternehmensleitung geholt. Das Unternehmen und die Projekte wurden größer und komplexer. Außerdem wollte er rechtzeitig den Generationswechsel einleiten und sein Know-how weitergeben, was das Fördermanagement, Finanzthemen und die Verwaltung angehen. Ein wichtiger Teil der Arbeit in der Leitung ist es, das Netzwerk in Deutschland und international auszubauen, um neue Projektpartner zu finden und Projekte zu akquirieren. Seit Anfang 2025 bin ich gleichberechtigt in der Leitung und wir ergänzen uns sehr gut in der Zusammenarbeit. Es hat sich Einiges getan. Solites ist kein reines Forschungsinstitut mehr, sondern wir sind ein Unternehmen für Forschung, Beratung und Transfer. Wir haben vergangenes Jahr mit der Steinbeis Solites GmbH ein eigenständiges Unternehmen gegründet, um diese Entwicklung hin zu mehr Beratung weiterzuführen.
Das heißt früher war die Tätigkeit von Solites eher von Forschungsförderung abhängig, während heutzutage eher Firmen zu Ihren Auftraggebern zählen?
Mangold: Auch schon zu Beginn haben wir beispielsweise mit Stadtwerken zusammengearbeitet. Unsere Forschung fand ja nicht im Labor statt, sondern in Wohnsiedlungen. Wir hatten von daher immer schon beide Standbeine. Es hat sich aber in den vergangenen Jahren von der Art her weiterentwickelt, sodass zunehmend Industrieunternehmen Forschungsprojekte leiten, an denen wir mitarbeiten – und der Anteil der Beratungsprojekte wächst.
Magdalena Berberich: Es besteht die Notwendigkeit, jeweils das ganze Wärmenetzsystem zu dekarbonisieren anstatt nur einen kleinen Teil Solarthermie zu integrieren.
Berberich: Sowohl die Forschungs- als auch die Beratungsprojekte sind größer geworden. Als ich bei Solites angefangen habe, haben wir häufig Konzept- oder Simulationsstudien durchgeführt. Zum Beispiel für Projekte, wo in ein kleineres Wärmenetz eine Solarthermieanlage und ein Wärmespeicher eingebunden werden sollte. Das Aufgabenfeld hat sich erweitert. Es besteht nun die Notwendigkeit, jeweils das ganze Wärmenetzsystem zu dekarbonisieren anstatt nur einen kleinen Teil Solarthermie zu integrieren. Inzwischen betrachten wir vor Ort die Potenziale aller erneuerbaren Energien oder auch industrieller Abwärme und wie sie sich in ein Wärmenetz integrieren lassen, um bis spätestens 2045 klimaneutral zu sein. Es handelt sich also um größere Aufgaben und komplexere Fragestellungen. Deshalb geht es bei uns seltener um Beratung für ein abgegrenztes Themengebiet, sondern häufiger um die Mitwirkung in einem Konsortium mit mehreren Beteiligten, die das Gesamtthema bearbeiten.
Sie haben nicht mehr nur den Blick auf die Solarthermie, sondern das ganze System, in dem die Solarthermie eventuell eine Komponente sein kann.
Berberich: Genau, die Solarthermie kann ein Bestandteil sein. Je nach Randbedingungen, ob beispielsweise Flächen verfügbar sind oder ob sie zum benötigten Temperaturniveau passt. Es kann aber auch sein, dass andere Energiequellen infrage kommen. Oder es ist Abwärme vorhanden, die sich im Jahresverlauf eventuell nicht mit Solarthermie kombinieren lässt. Solarthermie stellt häufig eine technisch und wirtschaftlich sinnvolle Variante dar, aber eben nicht immer. Deshalb ist es für uns wichtig, dass wir alle klimaneutralen und wirtschaftlichen Energietechnologien für ein Wärmeversorgungssystem betrachten.
Gibt es ein Projekt, das Sie für die Entwicklung Ihres Unternehmens als besonders wichtig oder richtungsweisend ansehen?
Solites
Nicht nur Solarthermie: Das Themenfeld von Solites hat sich über die Jahre stark erweitert.
Mangold: Schwierig. Wir haben begonnen mit der Vision, große Solarthermieanlagen und Großwärmespeicher in den Markt einzuführen. Seitdem haben wir unser Aufgabengebiet stetig verbreitert. Wir haben zum Beispiel einen eigenen Bereich für Erdwärmesonden aufgebaut. Wir beraten aber auch zum Einsatz von Überschussstrom in Wärmenetzen oder betrachten die Möglichkeiten von Wärmepumpen aller Art, Bioenergie oder Abwasser. Wir simulieren verschiedenste Systeme und entwerfen Ausbauszenarien für Wärmenetze. Wir hatten schon mehrere Projekte zu industrieller Abwärme. Entsprechend ist unser Team gewachsen. Ein Meilenstein für uns war sicherlich die Wärmedrehscheibe Hennigsdorf.
Berberich: Einfach dadurch, dass es ein sehr umfassendes Projekt war. Es ist erst 2025 nach neun Jahren Laufzeit zu Ende gegangen. Es handelte sich somit um ein außergewöhnlich lange laufendes Forschungsprojekt mit Pilotumsetzung. Das Besondere an dem Projekt: Die Stadtwerke Hennigsdorf hatten es einerseits Jahre vor der durch den Gesetzgeber vorgeschriebenen kommunalen Wärmeplanung begonnen. Andererseits wurde das gesamte Wärmenetz betrachtet, mit industrieller Abwärmeeinkopplung, mit Wärmespeichern, mit Optimierung, mit Lastverteilung. Thema war nicht nur einzelne Erzeugungsanlagen, sondern auch wie die Wärme im Wärmenetz transportiert wird. Kommt sie überhaupt überall hin, wenn am Rand des Wärmenetzes eine große industrielle volatile Abwärme zur Verfügung steht? Wir haben Fragestellungen bearbeiten können, aus denen wir viele Erkenntnisse herausziehen konnten. Wegweisend für die gesamte Branche an dem Projekt war, dass es so früh begonnen hat und damit ein echtes Pionierprojekt ist.
Dirk Mangold: Bei den Großanlagen sehen wir eine stetige Marktentwicklung. Eine langsame zwar, aber das ist typisch für die Investorenbranche.
Sie haben die kommunale Wärmeplanung angesprochen. Mit ihr rücken Wärmenetze stärker in den Fokus und damit auch wieder die Möglichkeit großer Solarthermie. Wie würden Sie die Rolle der Solarthermie heute beschreiben?
Mangold: Ich glaube, man muss zwischen dem Gebäudebereich und dem Großanlagenbereich unterscheiden. Die negative Marktentwicklung im Gebäudebereich ist ja bekannt. Bei den Großanlagen sehen wir eine stetige Marktentwicklung. Eine langsame zwar, aber das ist typisch für die Investorenbranche. Das haben wir von Anfang an gesagt. Stadtwerke sind kein Markt, der nach ein, zwei Jahren boomt, auch bedingt natürlich durch schwierige Randbedingungen wie lange Genehmigungsprozesse etc. Aber zu Ihrer Frage: Die Solarthermie ist für Stadtwerke mittlerweile eine ganz normale Wärmeerzeugungstechnologie. Es gibt mehrere Anbieter, die solche Systeme schlüsselfertig anbieten. Da braucht es keine Beratung unsererseits mehr. Das Marktpotenzial ist einsortiert durch große Studien von Prognos beispielsweise mit zehn Millionen Quadratmeter Kollektorfläche in Wärmenetzen. Solarthermie wird Teil eines größeren, insgesamt erneuerbaren Erzeugerparks sein.
Wo sehen Sie derzeit die größten Hürden?
Mangold: Stadtwerke sind vor allem an Beratung zur Dekarbonisierung interessiert. Dies ist gesetzliche Pflicht bis 2045 und der Gesetzgeber schreibt es mit den Transformationsplänen vor. Solarthermie ist oft Bestandteil davon, auch mit wirklich großen Flächen von mehreren 10.000 Quadratmetern und mehr, aber sie gehört nicht zu den Technologien, in die zuerst investiert wird. Solarthermieanlagen sind zwar über viele Jahre fast betriebskostenfrei, aber eben hochinvestiv. Das ist der erste große Flaschenhals. Deshalb beginnt man mit den weniger investiven und schneller genehmigungsfähigen Maßnahmen. Daran erkennt man die zweite Aufgabe, vor der wir stehen: Nämlich die Genehmigungsverfahren zu beschleunigen. Dahingehend gibt es schon erste Schritte mit dem Geothermiebeschleunigungsgesetz. Für die Solarthermie ist die Umsetzung der RED-III-Richtlinie in der Diskussion.
Die Wärmewende gilt als die „vergessene Schwester" der Stromwende. Warum tut sich Deutschland mit der Dekarbonisierung des Wärmesektors so schwer, und was müsste sich politisch ändern?
Berberich: Wobei sie eigentlich die größere Schwester ist. Nicht nur Deutschland tut sich schwer, die Wärme zu dekarbonisieren. Das liegt an den komplexeren Fragestellungen. Wärme muss lokal erzeugt werden. Rein technisch gesehen geht es nicht nur um Mengen und Leistungen, sondern es müssen auch die Temperaturen passend bereitgestellt und geliefert werden. Das führt zu einer höheren Komplexität in der Betrachtung von Projekten. Gut ist für den Sektor, dass es mit der Bundesförderung effiziente Wärmenetze, BEW, eine Investitionsförderung gibt. Denn Kapitalzugang für Investoren stellt häufig ein Hemmnis dar. Aber es tut sich auf alle Fälle etwas, sowohl im Forschungs- wie im Investitionsbereich. 2025 wurde zum Beispiel für Wärmespeicher das innovative Förderprogramm Urban Arena gestartet. Das wird einen großen Impuls geben, dass Wärmespeicher für Wärmenetze untersucht und entwickelt werden und dann in die Umsetzung kommen.
Magdalena Berberich: In Deutschland oder auch in anderen Ländern Europas gibt es viele Wärmenetze, die Temperaturen über 100 Grad Celsius benötigen. Konzentrierende Kollektoren könnten diese effizient bereitstellen und eine sinnvolle Ergänzung sein.
Kommen wir zur Technologie zurück. Welche Fragen stellen sich dahingehend aktuell?
Mangold: Systemintegration ist der ganz wichtige Punkt, also das Zusammenspiel vieler unterschiedlicher erneuerbarer Erzeuger unter Einbindung von großen Wärmespeichern. Und beim Zusammenspiel gibt es immer zwei Dinge zu beachten. Einmal die Gesamthydraulik, also wie verbinde ich die Erzeuger miteinander. Zum zweiten die Regelung, also wie betreibe ich die Erzeuger. Wo es außerdem noch Forschungsbedarf gibt, ist bei der Solarthermie für hohe Temperaturen.
Berberich: Bei unserem Forschungsprojekt ProSolNetz geht es darum, konzentrierende Parabolrinnenkollektoren für die Verwendung in Wärmenetzen zu untersuchen. Sie werden bisher zur Stromerzeugung oder in der industriellen Wärmebereitstellung eingesetzt, weil dort oft hohe Temperaturen gebraucht werden. In Deutschland oder auch in anderen Ländern Europas gibt es viele Wärmenetze, die Temperaturen über 100 Grad Celsius benötigen. Konzentrierende Kollektoren könnten diese effizient bereitstellen und eine sinnvolle Ergänzung sein. Genau das wollen wir untersuchen und damit mehr Möglichkeiten schaffen, um Solarthermie in Wärmenetze einzubinden. Auch auf internationaler Ebene gab es bis 2025 eine Zusammenarbeit im IEA SHC Task 68 zu dem Thema.
Dirk Mangold: Der Ausbau der Wärmenetze wird dazu führen, dass die Temperaturabsenkung, die man sich aus Effizienzgründen wünscht, gar nicht überall möglich ist.
Mangold: Ein Aspekt, auf den ich diesbezüglich noch hinweisen möchte: Bestandswärmenetze sollen im Zuge der kommunalen Wärmeplanung erweitert werden, das heißt mehr Gebäude werden angeschlossen. Damit muss das Bestandsnetz mehr Wärme und mehr Wärmeleistung zur Verfügung stellen. Einige Stadtwerke haben schon berechnet, dass sie durch ihre bestehenden Rohrleitungen zwar mehr Leistung durchbekommen, aber nicht, wenn sie die Temperatur absenken. Also, der Ausbau der Wärmenetze wird dazu führen, dass die Temperaturabsenkung, die man sich aus Effizienzgründen wünscht, gar nicht überall möglich ist. Früher haben wir immer gesagt, die Solarthermie funktioniert, wenn man die Temperatur im Wärmenetz absenkt. In diesen Fällen müssen wir die Aussage umdrehen und sagen: Die Solarthermie muss auch für Wärmenetze funktionieren, die auf hohen Temperaturen arbeiten.
Wenn wir über Solarthermie und Wärmenetze sprechen, dann müssen wir auch über Wärmespeicher sprechen. Erkennen Sie technologische Entwicklungen in näherer Zukunft, die es zu beachten gilt?
Solites
Solites arbeitet mit dem Ziel, erneuerbare Wärmesysteme weiterzuentwickeln und innovative Lösungen in den Markt zu bringen. Wärmenetze standen dabei stets im Fokus.
Mangold: Gute Frage. Ein Riesengebiet. Ich versuche mal eine schnell zusammengefasste Antwort. Zum Einstieg: Große Solarthermie für Wärmenetze ist nicht zwangsweise mit Speichern verbunden. Es gibt auch sehr, sehr große Flächen, die keinen Speicher benötigen, weil sie in ein noch größeres Wärmenetz einspeisen. Das Zweite ist: Großwärmespeicher werden auch für Projekte notwendig sein, die ohne Solarthermie auskommen, weil trotzdem im Sommer viel mehr Wärme vorhanden ist als benötigt wird und der Versorger deshalb große Wärmespeicher integrieren will. Großer Wärmespeicher heißt im Prinzip ab 100 Kubikmeter aufwärts.
Insbesondere, wenn man jetzt viele 1.000 Kubikmeter Wärmespeichervolumen benötigt, muss der Nutzen im Vergleich zur Investition genau betrachtet werden. Heute sind vor allem Stadtwerke an Wärmespeichern interessiert. Es kommen aber auch Anfragen aus der Industrie und alle werden den Speicher einsetzen, der am wirtschaftlichsten ist.
Wenn ich den Speicher mindestens einmal am Tag komplett be- und entlade, dann können das oberirdische Stahltanks sein. Für eine Speicherzyklenzahl von 30 bis 60 – Anzahl Be- und Entladung im Jahr – sind solche Speicher unwirtschaftlich, weil sie investiv sehr teuer sind. Hier braucht es kostengünstigere Bauformen, wie zum Beispiel Erdbecken-Wärmespeicher, Aquifer-Wärmespeicher oder Erdsonden-Wärmespeicher. Diese können saisonal genutzt werden. Wir sagen aber heute, eine multifunktionale Nutzung verbessert die Wirtschaftlichkeit deutlich. Erdbeckenwärmespeicher sind mit Wasser gefüllt, weil für diese große Menge Wasser das beste Speichermedium ist. Es ist überall verfügbar, kostengünstig, nicht brennbar und nicht giftig. Thermochemische Wärmespeicher oder Latentwärmespeicher sind von den Materialien her wesentlich teurer und daher eher etwas für kleinere Volumen. Es gibt interessante Entwicklungen mit neuartigen Materialien für unterschiedliche Anwendungen, auch für sehr hohe Temperaturen, die mit Sektorenkopplung Sinn machen. Da ist Einiges in Entwicklung.
Wenn Sie 20 Jahre in die Zukunft blicken: Wo sehen Sie Solites im Jahr 2046 und welche Rolle werden solare Wärme und thermische Speicher im Energiesystem spielen?
Berberich: 2046 ist gemäß den Klimaschutzzielen die Energieversorgung in Deutschland klimaneutral. Bis dahin ist noch Vieles zu tun und zu erforschen. Auch, weil viele Technologien noch innovativ sind und bisher nicht den Stand der Technik erreicht haben. Aber selbst, wenn wir in einer dekarbonisierten Energiewelt leben, wird es natürlich noch Aufgaben geben. Die Technik wird sich weiterentwickeln, es wird Umbauten geben, es wird Sanierungen geben, es wird Betriebsoptimierung geben. Auch der Wissenstransfer in andere Länder wird sicher ein Thema sein.
Mangold: Im Jahr 2046 wird solare Wärme ein integrierter Bestandteil des Erzeugerparks von Wärmenetzen und Industrieanlagen in den Fällen sein, in denen deren Einsatz für den Investor wirtschaftlich ist. Allein für Großwärmespeicher in Wärmenetzen prognostiziert der AGFW ein notwendiges Investitionsvolumen von rund elf Milliarden Euro bis 2045. Daher werden in 2046 einige Großwärmespeicher in Betrieb sein.
