ELEKTRODENKESSEL, WÄRMEPUMPE, WÄRMESPEICHER · 11. OKTOBER 2026

Mit Power-to-Heat heizen Stadtwerke und Chemieparks ihre Netze elektrisch

Fernwärmeversorger und Industriebetriebe kaufen Strom für Elektrodenkessel, Großwärmepumpen und Wärmespeicher, wenn mehr Wind- und Solarstrom anfällt, als die Leitungen abtransportieren. Wie Power-to-Heat arbeitet, wo Anlagen stehen und was Betreiber an Abgaben zahlen.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 9 Min. LESEN

In 573 Stunden des Jahres 2025 lag der Großhandelspreis für Strom in Deutschland unter Null, zeigen die Strommarktdaten der Bundesnetzagentur. Im selben Jahr zahlten die Netzbetreiber rund 435 Millionen Euro an Betreiber von Wind- und Solaranlagen, deren Strom sie wegen voller Leitungen abregeln mussten. So steht es in einer Antwort der Bundesregierung. Zur selben Zeit verbrennen Heizwerke und Chemiebetriebe Erdgas, um Dampf und Heißwasser zu erzeugen.

Mit Power-to-Heat, wörtlich Strom zu Wärme, schließen Versorger diese Lücke. Der Begriff umfasst Elektrodenkessel, elektrische Widerstandsheizer, Großwärmepumpen und Hochtemperaturspeicher. Power-to-Heat gehört damit zur Electrotech-Wende, also zur Elektrifizierung von Verkehr, Gebäuden und Industrie mit Strom aus Wind und Sonne. Versorger und Industrie ersetzen so Erdgas direkt, ohne Umweg über Wasserstoff.

Wie sich Strom im Elektrodenkessel zu Dampf machen lässt

Im Elektrodenkessel erhitzt der Strom das Wasser direkt, ähnlich wie in einem Wasserkocher, nur im Maßstab von Dutzenden Megawatt. Der Strom geht dabei nahezu vollständig in Wärme über, wie der Fernwärmeverband AGFW in einem Positionspapier zur Netzentgeltreform festhält. Aus einer Kilowattstunde Strom wird also knapp eine Kilowattstunde Wärme, als Heißwasser für die Fernwärme oder als Dampf für die Industrie.

Im Chemiepark Leuna hat der Standortbetreiber InfraLeuna Ende August 2026 einen Elektrodenkessel mit 35 Megawatt elektrischer Leistung offiziell in Betrieb genommen. Das Unternehmen erzeugt damit bis zu 45 Tonnen Dampf pro Stunde mit 320 Grad und 47 bar Überdruck. Die Investition bezifferte das Energieministerium Sachsen-Anhalt auf 13,6 Millionen Euro. InfraLeuna kann die Leistung im Betrieb um bis zu sieben Megawatt pro Minute verändern (mehr dazu: Ein Riesentauchsieder reicht nicht).

Für kleinere Leistungen setzen Betriebe auch Widerstandsheizer ein, im Prinzip große Heizstäbe, die etwa Thermalöl erwärmen. So hat der Folienhersteller Leonhard Kurz in Sulzbach-Rosenberg einen Elektroheizer mit drei Megawatt Leistung installiert. Mehr Wärme als Strom kommt bei beiden Bauarten nicht heraus.

Warum Stadtwerke mit der Großwärmepumpe mehr Wärme aus einer Kilowattstunde holen

Mit einer Großwärmepumpe heben Stadtwerke vorhandene Wärme aus Flusswasser, Abwasser oder Abwärme auf Netztemperatur, der Strom treibt dabei den Verdichter an. Deshalb gewinnen sie ein Mehrfaches der eingesetzten Strommenge als Wärme. Die Großwärmepumpen-Studie des Fraunhofer IEG für Agora Energiewende von 2023 rechnet mit einer mittleren Leistungszahl von 2,5. Aus einer Kilowattstunde Strom werden dann zweieinhalb Kilowattstunden Wärme.

Nach derselben Studie können Großwärmepumpen bis 2045 rund 70 Prozent der deutschen Fernwärme bereitstellen. Im Jahr 2023 waren in Deutschland erst 60 Megawatt Großwärmepumpen installiert. Für 2030 rechnen die Autor*innen mit nur rund 1.250 Volllaststunden im Jahr, weil Versorger die Anlagen flexibel fahren (mehr dazu: Großwärmepumpe in der Fernwärme).

Im Vergleich der Power-to-Heat-Techniken holen Betreiber mit der Wärmepumpe auch bei durchschnittlichen Strompreisen viel Wärme aus jeder Kilowattstunde, brauchen aber eine Wärmequelle in der Nähe. Ein Elektrodenkessel kommt ohne Wärmequelle aus. Weil er nur eine Kilowattstunde Wärme je Kilowattstunde Strom ergibt, lohnt er sich vor allem in Stunden mit sehr billigem Strom.

Wie sich Strom als Wärme in Beton, Stein und Sand speichern lässt

Mit einem Hochtemperatur-Wärmespeicher entkoppeln Betreiber den Stromeinkauf vom Wärmebedarf: Sie laden ihn bei billigem Strom und entnehmen die Wärme Stunden oder Tage später. Als Speichermasse dienen Beton, Stein, Sand oder in der Fernwärme heißes Wasser. So bekommen Betriebe, die rund um die Uhr Dampf brauchen, auch dann Wärme aus Power-to-Heat, wenn Strom gerade teuer ist.

Bei Leonhard Kurz hängt hinter dem Elektroheizer ein Betonspeicher des norwegischen Herstellers EnergyNest mit zwölf Megawattstunden Kapazität. Seit der Inbetriebnahme Anfang September 2026 will Kurz damit über 70 Prozent des Wärmebedarfs einer Produktionslinie decken, mehr als 40 Prozent davon aus dem Speicher. Das Unternehmen rechnet mit mehr als 3,5 Gigawattstunden weniger Erdgas im Jahr (mehr dazu: Leonhard Kurz ersetzt Erdgas durch gespeicherte Solarwärme).

Der Klebebandhersteller tesa plant in Hamburg mit demselben Partner eine Anlage mit zehn Megawatt Leistung und 40 Megawattstunden Speicher. Laut tesa soll sie rund zwei Drittel des jährlichen Dampfbedarfs am Standort decken und etwa 4.600 Tonnen CO₂ im Jahr einsparen. Der Spatenstich ist für Herbst 2026 geplant, die Inbetriebnahme für Sommer 2027.

Andere Cleantech-Unternehmen setzen auf Schüttgut. Polar Night Energy nutzt in Finnland Sand als Speichermasse für ein Fernwärmenetz (mehr dazu: Sandbatterie: Wärme aus Sand speichern). Auch Kraftblock entwickelt Hochtemperaturspeicher für die Industrie (mehr dazu: EnergyNest, Kraftblock und Highview).

Wie Netzbetreiber Power-to-Heat gegen das Abregeln einsetzen

Die Übertragungsnetzbetreiber nutzen Power-to-Heat als Werkzeug gegen Netzengpässe: Statt Windräder abzuschalten, lassen sie den Strom vor dem Engpass in Wärme umwandeln. Im Energiewirtschaftsgesetz stehen dafür zwei Regeln.

Nach § 13 Absatz 6a EnWG schließen Übertragungsnetzbetreiber Verträge mit Betreibern von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Diese drosseln bei Engpässen ihre Stromerzeugung und heizen mit einem Elektrokessel weiter, dessen Investition der Netzbetreiber erstattet. Das Heizkraftwerk muss außerhalb der gesetzlich definierten Südregion liegen, vor August 2020 in Betrieb gegangen sein und mehr als 500 Kilowatt leisten. Alle so installierten Kessel zusammen dürfen zwei Gigawatt elektrische Leistung nicht überschreiten, die Verträge enden spätestens Ende 2033.

Auf dieser Grundlage hat 50Hertz im April 2024 in Neubrandenburg drei Elektrodenkessel mit je zehn Megawatt eingeweiht. Die Investition von rund 14 Millionen Euro trug der Netzbetreiber. Nach Angaben von 50Hertz war es die neunte solche Anlage im eigenen Netzgebiet, zusammen rund 300 Megawatt. „Das entlastet das Stromnetz doppelt“, sagt 50Hertz-Geschäftsführer Dirk Biermann über Leuna: durch mehr Verbrauch im Kessel und weniger Erzeugung im Kraftwerk.

Die zweite Regel heißt „Nutzen statt Abregeln“ und steht in § 13k EnWG. Seit Oktober 2024 teilen die Übertragungsnetzbetreiber Strommengen, die sie sonst abregeln müssten, an zusätzliche Verbraucher in sogenannten Entlastungsregionen zu. Anlagen mit einem Vertrag nach § 13 Absatz 6a sind ausgeschlossen. Laut dem Umsetzungskonzept der vier Übertragungsnetzbetreiber vom April 2026 endet im September 2026 die Erprobungsphase mit pauschaler Zuteilung. Ab Oktober 2026 sollen sie die Mengen täglich wettbewerblich ausschreiben.

Im selben Konzept beziffern die Netzbetreiber die abgeregelten Mengen. Allein in der Region Schleswig-Holstein mit Offshore-Anbindung mussten sie 2025 rund 2.250 Gigawattstunden erneuerbaren Strom abregeln. Davon zu trennen ist die kommerzielle Abregelung: Dabei nehmen Betreiber ihre Anlagen wegen negativer Preise selbst vom Netz (mehr dazu: Warum Deutschland Ökostrom abschaltet).

Wo Power-to-Heat in Deutschland schon im Einsatz ist

Power-to-Heat mit Elektrodenkessel ist in der deutschen Fernwärme industriell im Einsatz, vor allem im Osten, wo 50Hertz die Kessel über Netzverträge mitfinanziert. In der Industrie laufen die ersten Großanlagen seit 2026, weitere sind im Bau.

Quelle: Pressemitteilungen von Neubrandenburger Stadtwerke, Energieministerium Sachsen-Anhalt, tesa und Leonhard Kurz; Chemanager; Stand Oktober 2026.

Drei Viertel der industriellen CO₂-Emissionen in Europa stammen aus fossilen Brennstoffen für Prozesswärme. Das hat das Fraunhofer ISI im November 2024 in einer Analyse für Agora Industrie ermittelt. Mit Power-to-Heat lassen sich danach bereits Temperaturen bis 200 Grad per Wärmepumpe erreichen, bis 500 Grad per Elektrodenkessel. Bis 2035 halten die Autor*innen 90 Prozent des noch nicht elektrifizierten Industriebedarfs für elektrisch deckbar (mehr dazu: Industriewärme und Strompreis).

Wie viel Betreiber an Stromsteuer und Netzentgelt zahlen

Stand Oktober 2026 zahlt ein Industriebetrieb auf Strom für eigene Prozesswärme nach Entlastung 50 Cent Stromsteuer je Megawattstunde. Für Strom, aus dem ein Stadtwerk Fernwärme für Haushalte erzeugt, gibt es diese Entlastung nicht. Bei den Netzentgelten fehlt eine Sonderregel für Power-to-Heat im Reformentwurf der Bundesnetzagentur.

Der Regelsatz liegt nach § 3 Stromsteuergesetz bei 20,50 Euro pro Megawattstunde. Unternehmen des Produzierenden Gewerbes erhalten nach § 9b auf Antrag 20 Euro pro Megawattstunde zurück. Für Strom zur Wärmeerzeugung gilt das nur, soweit ein Unternehmen des Produzierenden Gewerbes oder der Land- und Forstwirtschaft die Wärme selbst nutzt. Agora Energiewende sieht in der höheren Abgabenlast auf Strom gegenüber Erdgas einen Grund, warum Versorger bisher Gas wählen.

Die Netzentgelte ordnet die Bundesnetzagentur im Verfahren AgNes neu. Laut ihrer Kurzinformation soll die Rahmenfestlegung Ende 2026 stehen und ab 2029 gelten. Verbraucher mit mehr als 100.000 Kilowattstunden im Jahr zahlen dann für Arbeit und bestellte Kapazität. Elektrolyseure für grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff zahlen nur einen Kapazitätspreis.

Elektrokessel und Großwärmepumpen fallen nach Darstellung des AGFW unter die Großverbraucher. Der Verband fordert, sie als Flexibilitätsoption einzustufen, mit moderatem Kapazitätsentgelt und ohne arbeitsbezogene Entgelte. „Im AgNes-Entwurf fehlen adäquate Anreize für die Flexibilisierung durch Power-to-Heat-Anlagen“, sagt Mario Ragwitz, Sprecher des Fraunhofer-Exzellenzclusters CINES, in einer Stellungnahme zum Festlegungsentwurf. CINES fordert, Großwärmepumpen und Elektrodenkessel den Elektrolyseuren gleichzustellen.

Laut Solarserver begründet die Bundesnetzagentur die fehlende Besserstellung damit, dass Deutschlands nationaler Energie- und Klimaplan keine ausdrücklichen Ziele für solche Anlagen enthält. Ragwitz verweist auf den Elektrifizierungs-Aktionsplan der EU-Kommission, die bis 2040 einen Stromanteil von 46 Prozent am Endenergieverbrauch vorschlägt. Aus seiner Sicht zeichnen sich damit konkrete Ziele für elektrische Wärme ab. Ende 2026 legt die Bundesnetzagentur fest, was Stadtwerke und Industrie ab 2029 für Netzstrom zahlen, den sie in Wärme verwandeln.

QUELLEN

1. Ministerium für Wissenschaft, Energie, Klimaschutz und Umwelt Sachsen-Anhalt: Willingmann bei Vertragsunterzeichnung für Power-to-Heat-Anlage im Chemiepark Leuna, Pressemitteilung 14/2025, 17.02.2025.
2. Neubrandenburger Stadtwerke: Wärme durch Wind, neu.sw und 50Hertz weihen Power-to-Heat-Anlage in Neubrandenburg ein, Pressemitteilung, 26.04.2024.
3. tesa SE: Blueprint for climate-neutral process heat, tesa and ENERGYNEST are implementing one of Germany's largest industrial power-to-heat plants, Pressemitteilung, 21.01.2026.
4. Leonhard Kurz: Successful commissioning of power-to-heat plant with heat storage, Pressemitteilung, 02.09.2026.

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