Power-to-Heat in der Oberpfalz: Leonhard Kurz ersetzt Erdgas durch gespeicherte Solarwärme

Der Folienhersteller Leonhard Kurz erzeugt in Sulzbach-Rosenberg Prozesswärme jetzt aus Strom der eigenen Photovoltaikanlage, gepuffert in einem Betonspeicher von EnergyNest. In Hamburg baut tesa mit demselben Partner eine dreimal größere Anlage.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 5 Min. Lesezeit LESEN

Die Anlage im oberpfälzischen Sulzbach-Rosenberg ist seit Anfang September in Betrieb, wie Kurz und der norwegische Speicherhersteller EnergyNest Anfang September mitteilten. Sie besteht aus einem Elektroheizer mit 3 Megawatt Leistung und einem thermischen Speicher mit 12 Megawattstunden Kapazität. Beides hängt am bestehenden Thermalölkreislauf des Werks, der bisher mit Erdgas beheizt wurde.

Kurz stellt Dekor- und Funktionsschichten her, unter anderem für Verpackungen, Banknoten und Autoteile. Die Beschichtungsprozesse brauchen Wärme im mittleren Temperaturbereich, wie sie ein Thermalölsystem liefert. Damit gehört das Unternehmen zu dem Teil der Industrie, dessen Wärmebedarf sich technisch heute schon elektrifizieren lässt.

Was die Anlage leistet

Der Speicher von EnergyNest arbeitet mit einem Betongemisch, das Wärme bis rund 390 Grad Celsius aufnimmt und über Thermalöl wieder abgibt. Er lädt sich, wenn Solarstrom verfügbar ist, und liefert Wärme, wenn die Produktion sie braucht. Den Strom bezieht Kurz überwiegend aus der eigenen Freiflächen-Photovoltaikanlage, die seit 2022 auf rund 8,5 Hektar am Standort steht, etwa 14 Millionen Kilowattstunden im Jahr liefert und rund ein Viertel des Strombedarfs im Werk deckt.

Nach Angaben der Unternehmen soll die Anlage mehr als 3 Gigawattstunden Wärme pro Jahr liefern und damit über 70 Prozent des Wärmebedarfs einer Produktionslinie decken. Mehr als 40 Prozent dieser Wärme kommen aus dem Speicher, nicht direkt aus dem Elektroheizer. Der Erdgasverbrauch sinkt demnach um mehr als 3,5 Gigawattstunden im Jahr, die CO₂-Emissionen um gut 700 Tonnen. Das Bundeswirtschaftsministerium hat das Projekt gefördert, die Höhe der Förderung nennen die Unternehmen nicht.

Zwischen Spatenstich im Juli 2025 und Inbetriebnahme lagen rund 14 Monate. EnergyNest-Chef Alex Robertson wertet die Anlage als Beleg, dass sich die Dekarbonisierung industrieller Prozesswärme „heute wirtschaftlich umsetzen“ lasse. Zahlen zu Investition oder Wärmegestehungskosten legen die Partner allerdings nicht vor.

tesa baut in Hamburg die dreifache Größe

Sulzbach-Rosenberg ist kein Einzelfall. Der Klebebandhersteller tesa hat im Januar angekündigt, im Werk Hamburg mit EnergyNest eine Anlage mit 10 Megawatt Leistung und 40 Megawattstunden Speicherkapazität zu bauen. Der Spatenstich ist für Herbst 2026 geplant, die Inbetriebnahme für Sommer 2027. Der Speicher besteht aus 24 Modulen, in denen Wärme in Betonröhren gehalten und über Thermalöl transportiert wird.

Rund zwei Drittel des jährlichen Dampfbedarfs am Standort sollen damit klimaneutral gedeckt werden. tesa rechnet mit einer Einsparung von etwa 4.600 Tonnen CO₂ pro Jahr, rund 20 Prozent der standortbezogenen Emissionen gegenüber 2018. Zwei Unternehmen aus unterschiedlichen Branchen setzen damit innerhalb weniger Monate auf dieselbe Kombination aus Elektroheizer und Betonspeicher. Beide brauchen Prozesswärme im Bereich von Thermalöl und Dampf, beide haben sie bislang mit Erdgas erzeugt.

Förderung, Strompreis und die Temperaturgrenze

Beide Projekte fallen in eine Phase, in der das Bundeswirtschaftsministerium seine Prozesswärme-Förderung neu ausgerichtet hat. Statt auf grünen Wasserstoff zu warten, dessen Kernnetz nur schleppend wächst, fördert der Bund seit März 2026 gezielt die direkte Elektrifizierung: Hochtemperatur-Wärmepumpen, Elektrodenkessel und Hybridsysteme mit Speicher.

Das deckt sich mit einer Studie von Agora Industrie und Fraunhofer ISI. Danach kann die direkte Elektrifizierung industrieller Prozesswärme bis 2030 rund 90 Terawattstunden Erdgas und 12,5 Millionen Tonnen CO₂ einsparen. Wo die Temperatur es zulässt, ist Strom direkt schneller und günstiger als der Umweg über Wasserstoff, wie auch die Großwärmepumpe von MAN Energy Solutions in Esbjerg zeigt.

Die Temperatur ist zugleich die Grenze der EnergyNest-Technik. Mit rund 390 Grad Celsius deckt der Betonspeicher das untere bis mittlere Band der Prozesswärme ab. Für Stahl, Zement oder Glas sind andere Speicher im Rennen: Kraftblock aus dem Saarland speichert Wärme in Granulat bis 1.300 Grad und beliefert ein Tata-Steel-Werk, Lumenion aus Berlin setzt auf Stahl bis 650 Grad, der US-Anbieter Rondo Energy nahm im Oktober 2025 in Kalifornien eine 100-Megawattstunden-Anlage aus Ziegelspeichern in Betrieb.

Ob sich eine solche Anlage ohne Zuschuss rechnet, hängt am Abstand zwischen Strom- und Gaspreis. Bei Kurz hilft der eigene Solarstrom, bei Netzstrom mit Leistungspreis sähe die Rechnung anders aus. Die Förderkulisse ist eine politische Entscheidung des Jahres 2026, keine dauerhafte Zusage. Das erklärt, warum die Unternehmen mit Emissions- und Verbrauchszahlen arbeiten, aber keine Kosten nennen.

Cleanthinking hatte EnergyNest bereits 2020 neben Highview Power und Kraftblock als eines der jungen Unternehmen im Feld der thermischen Speicher beschrieben. Sechs Jahre später stehen zwei Industrieanlagen in Deutschland, eine im Betrieb, eine im Bau.

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