Industriewärme: Die Technik ist da, der Strompreis entscheidet

Industriewärme lässt sich elektrifizieren, die ersten Anlagen laufen in Bremen, Remscheid oder Brunsbüttel. Über den Einsatz entscheidet trotzdem das Preisverhältnis von Strom und Gas. Eine US-Analyse liefert dazu die Sortierlinie, die der deutschen Debatte fehlt.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 9 Min. Lesezeit LESEN

Strom kostet die deutsche Industrie im Schnitt zwei- bis dreimal so viel wie Erdgas. An dieser Relation entscheidet sich, ob ein Betrieb seinen Gasbrenner ausbaut oder weiterlaufen lässt. Die Zahl stammt von der Denkfabrik Future Cleantech Architects und beschreibt die eigentliche Bremse bei der Industriewärme.

Elektrische Lufterhitzer, Hochtemperatur-Wärmepumpen, Elektrokessel und thermische Speicher sind kommerziell verfügbar. Über 70 Prozent der industriellen Prozesswärme stammen in Deutschland weiter aus fossilen Quellen, überwiegend aus Erdgas, seltener aus Kohle. In der EU sind es 75 Prozent, Strom deckt gerade vier Prozent, hat das Fraunhofer ISI in seiner Analyse des EU-Auktionsdesigns zusammengetragen.

Industriewärme verursacht rund ein Fünftel der globalen CO₂-Emissionen. Der weit überwiegende Teil des industriellen Wärmebedarfs liegt unter 500 Grad Celsius und lässt sich mit Standardtechnik elektrifizieren. Offen ist damit vor allem eine Frage: Ab welcher Temperatur rechnet sich welche Technik?

Bei 200 Grad verläuft die erste Trennlinie

Unterhalb von 200 Grad Celsius arbeitet eine Wärmepumpe günstiger als ein Gaskessel. In diese Kategorie fallen Bierherstellung, Papierproduktion und Textilfertigung. Für sehr heiße Prozesse wie Glasschmelze und Stahlherstellung weist dieselbe Untersuchung thermischen Speichern konkurrenzfähige oder niedrigere Kosten aus.

Die Rechnung stammt von der Goldman School of Public Policy an der University of California in Berkeley. Ein Team um den Erstautor José Domínguez und den Ko-Autor Amol Phadke modellierte knapp 3.600 US-Standorte und prüfte für jeden einzelnen Flächenverfügbarkeit, Solarpotenzial und den lokalen Gaspreis.

Gerechnet wurde mit amerikanischen Gaspreisen und mit Flächen, wie sie neben amerikanischen Fabriken zur Verfügung stehen. Die Temperaturschwelle taugt als Sortierlinie, das Kostenergebnis selbst lässt sich nicht nach Deutschland übertragen. Wo Betriebe netzunabhängige Solar- oder Windanlagen direkt am Werk errichten, ließe sich laut Studie bis 2035 bis zu ein Drittel des untersuchten Industriewärmebedarfs wirtschaftlich decken.

Temperaturbereich	Typische Prozesse	Wirtschaftlichste Technik
unter 200 Grad	Bier, Papier, Textil	industrielle Wärmepumpe
200 bis 500 Grad	Dampfprozesse, Lebensmittel, Chemie	Wärmespeicher, Elektrokessel
über 1.000 Grad	Glas, Stahl, Keramik	thermische Speicher, elektrische Lufterhitzer

Einordnung der 200-Grad-Schwelle nach der Berkeley-Analyse, die übrigen Bereiche nach den in Deutschland laufenden Projekten.

Der Strompreis ist eine Frage der Tarife

„Wir brauchen Lösungen, die mindestens mit den bestehenden Brennstoffkosten mithalten“, sagt Neil Brown, Verfahrensingenieur beim Chemiekonzern Eastman in Tennessee. In Teilen des Südostens und in Texas sei der Wettbewerb mit billigem Erdgas für den Konzern besonders schwer. In praktisch jedem US-Bundesstaat zahlen Industriekunden für Strom mehr als für Erdgas.

Ein Teil dieses Aufschlags ist Regulierung. Zahlten Unternehmen nur die Grenzkosten des Stroms, also die Kosten der zusätzlich erzeugten Kilowattstunde, wären Wärmepumpen in Kalifornien preislich konkurrenzfähig zu Gaskesseln. Das zeigt eine Untersuchung des Natural Resources Defense Council zu Kalifornien und Michigan unter Leitung von Lauren Kubiak.

In Michigan fällt der Effekt schwächer aus, weil die Strompreise dort niedriger sind und weniger Nicht-Grenzkosten enthalten. In Kalifornien liegt seit Mai ein Senatsbeschluss vor, der die Regulierungsbehörde ermächtigen soll, Tarife und Gebühren zugunsten elektrischer Wärme anzupassen.

Der Versorger Otter Tail Power im oberen Mittleren Westen hat bereits einen eigenen Tarif für thermische Energiesysteme aufgelegt. Erstes Projekt ist ein Speicher von Antora Energy in South Dakota mit 5 Gigawattstunden Kapazität, der günstigen Windstrom in Dampf für eine Ethanolanlage des Herstellers Poet verwandelt.

Die Elektrifizierung der Industriewärme im Nieder- und Mitteltemperaturbereich würde in den USA bis 2035 rund 250 Terawattstunden zusätzliche jährliche Stromnachfrage aus der Industrie erzeugen, knapp ein Viertel mehr als heute, haben das Renewable Thermal Collaborative und die Industrial Heat Pump Alliance im Juni berechnet. Die wirtschaftliche Gesamtwirkung sauberer Industrietechnik beziffern sie auf rund 471 Milliarden Dollar über zehn Jahre, Arbeitsplatzverluste bei Gasversorgern und Anlagenbauern eingerechnet.

Für Deutschland heißen die entsprechenden Stellschrauben Netzentgelte und Netzanschluss. Faire Netzentgelte und schnellere Anschlüsse für flexible Verbraucher nennen die Future Cleantech Architects als die beiden Hebel, die über die Industriewärme entscheiden. Was die Bundesnetzagentur mit der AgNes-Reform ab 2029 an den Netzentgelten ändern will, wirkt damit direkt auf jede Elektrifizierungsentscheidung, ebenso wie die Debatte um den Industriestrompreis als Schmerzmittel.

Wo in Deutschland schon elektrisch gebrannt wird

„Gasbrenner raus, heiße Luft von Heatrix rein“, beschreibt Wei Wu das Retrofit-Konzept ihres Bremer Unternehmens. Der elektrische Lufterhitzer von Heatrix erreicht bis zu 1.500 Grad Celsius. Beim Dachziegelhersteller Jacobi ersetzen rund 300 Kilowatt einen Teil der Brennerleistung in einem Tunnelofen von etwa drei Megawatt, die Anlage geht mit 1.300 Grad in die Brennzone, die Gasbrenner bleiben als Rückfallebene.

Das Bundeswirtschaftsministerium trägt zwei Drittel der rund 1,5 Millionen Euro Projektkosten. Als geeigneter Kandidat gilt ein Ofen zwischen zwei und fünf Megawatt mit vielen kleinen, schrittweise ersetzbaren Brennern, idealerweise in einem Betrieb mit eigener Photovoltaik. Wer einen Vier-Megawatt-Gasofen betreibt, braucht am Ende auch einen Stromanschluss in dieser Größenordnung, weshalb Heatrix seinen Prototyp mit den Stadtwerken auf dem stillgelegten Kohlekraftwerk Bremen-Hastedt skaliert.

Heatrix ist nicht allein. HyperHeat aus Offenburg erprobt seinen Lufterhitzer beim Freiformschmiede-Spezialisten Dirostahl in Remscheid, Kraftblock aus Saarbrücken dekarbonisiert Prozesswärme beim Stahlkonzern Tata Steel, aus den USA drängen Rondo und Antora mit Ziegelspeichern in den Markt.

Wie weit die Elektrifizierung der Hochtemperatur-Prozesswärme technisch inzwischen trägt, zeigt der Vergleich der Wirkungsgrade. Der Umweg über Wasserstoff samt Verbrennung nutzt etwa die Hälfte der eingesetzten Energie, elektrische Systeme erreichen nach Branchenangaben über 90 Prozent.

Im mittleren Temperaturband der Industriewärme arbeiten Speicher. Die norwegische Kyoto Group heizt in ihrem Heatcube flüssiges Salz auf über 415 Grad Celsius auf und gibt die Wärme bei 150 bis 300 Grad ab, bei KALL Ingredients in Ungarn mit rund 56 Megawattstunden Kapazität. EnergyNest speichert in Spezialbeton und plant 40 Megawattstunden bei tesa in Hamburg, Rondo Energy hat für 100 Megawattstunden bei Covestro in Brunsbüttel im Januar 2026 den ersten Spatenstich gesetzt.

Der Speicher macht Dekarbonisierung zum Betriebskostenthema

Ein Elektrokessel ist in der Anschaffung günstig und in jeder einzelnen Stunde dem Spotmarktpreis ausgeliefert. Ein Speicher kostet mehr, kauft den Strom aber dann, wenn er billig ist. Damit verschiebt sich die Entscheidung von der Investitionssumme in die laufenden Betriebskosten, und genau dort liegt die Preisrelation, die über die Industriewärme entscheidet.

„Wenn die Strompreise an der Börse hoch sind, wollen wir aber gar nichts speichern“, sagt Tim de Haas, Chief Commercial Officer der Kyoto Group, mit Blick auf den deutschen Markt. Als Orientierungswert nennt er mehr als zehn Gigawattstunden Dampfbedarf im Jahr, direkten Netzzugang und im besten Fall lokale Stromerzeugung. Industriebetriebe brauchen nach seinen Angaben typischerweise zwei Drittel ihrer Energie als Wärme.

Ein Speicher kann zusätzlich am Strommarkt verdienen. In Aalborg hat der dänische Netzbetreiber Energinet einen Heatcube mit 5 Megawatt Ladeleistung und 18 Megawattstunden Kapazität für den Regelenergiemarkt DK1 zugelassen, die Reaktionszeit liegt unter drei Sekunden. Wie ein industrieller Wärmespeicher Versorgungssicherheit und Regelenergie in einer Anlage bündelt, hat Cleanthinking im Juli beschrieben.

Die EU hat im Dezember 2025 eine Pilotauktion zur Elektrifizierung der Industriewärme über eine Milliarde Euro gestartet, Zuschläge gingen an Projekte der Papier-, Glas-, Chemie- und Pharmaindustrie, vorwiegend in Frankreich, Spanien und Deutschland. Alle geförderten Anlagen unterliegen einer Kapazitätsbeschränkung, die jährlich förderfähige Wärmemenge darf 70 Prozent der installierten Kapazität nicht überschreiten. Projekte mit integriertem Wärmespeicher sind davon ausgenommen, weil sie dem Netz dienen, hat das Fraunhofer ISI in seiner Analyse des Auktionsdesigns herausgearbeitet.

Für Betriebe, deren Industriewärme unter 200 Grad bleibt, ist die Rechnung heute aufzumachen, ohne Warten auf Förderbescheide. Oberhalb entscheidet, ob zwischen Netzanschluss und Ofen ein Speicher passt, und ob der Betrieb genug Dampf abnimmt, damit er sich trägt. Wasserstoff, Biomethan und CO₂-Abscheidung halten die Future Cleantech Architects für Hochtemperaturwärme wegen geringer Verfügbarkeit und Umwandlungsverlusten für keine tragfähige Antwort.

Häufige Fragen zur Industriewärme

Ab welcher Temperatur rechnet sich eine industrielle Wärmepumpe?

Unterhalb von 200 Grad Celsius arbeitet eine Wärmepumpe günstiger als ein Gaskessel. Das hat die Goldman School of Public Policy in Berkeley für knapp 3.600 US-Standorte modelliert. Die Rechnung basiert auf amerikanischen Gaspreisen, die Temperaturschwelle selbst gilt als Sortierlinie auch für europäische Betriebe.

Wie viel teurer ist Strom für die deutsche Industrie als Erdgas?

Strom kostet die Industrie in Deutschland im Schnitt zwei- bis dreimal so viel wie Erdgas. Die Zahl stammt von den Future Cleantech Architects. Sie ist der Hauptgrund, warum über 70 Prozent der Industriewärme hierzulande weiter fossil erzeugt werden.

Was kostet die Elektrifizierung eines Tunnelofens?

Beim Dachziegelhersteller Jacobi liegen die Projektkosten für das Heatrix-Pilotprojekt bei rund 1,5 Millionen Euro, das Bundeswirtschaftsministerium fördert zwei Drittel davon. Ersetzt werden zunächst rund 300 Kilowatt in einem Ofen mit etwa drei Megawatt Leistung. Die Gasbrenner bleiben als Rückfallebene erhalten.

Warum sind Wärmespeicher von der EU-Kapazitätsgrenze ausgenommen?

Geförderte Elektrifizierungsprojekte der EU-Pilotauktion dürfen jährlich höchstens 70 Prozent ihrer installierten Kapazität als förderfähige Wärme erzeugen, damit sie in Netzknappheitsphasen keinen Strom ziehen. Anlagen mit integriertem Wärmespeicher fallen nicht unter diese Grenze. Sie können ihren Strombezug zeitlich verschieben und gelten deshalb als systemdienlich.

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