SONDERNETZENTGELTE FÜR WÄRMEBATTERIEN – Eine Analyse zur funktionalen Vergleichbarkeit und regulatorischen Gleichbehandlung von Elektrolyseuren und Wärmebatterien

1 Zusammenfassung

Industrielle hybride Wärmebatterien, die hier auch als Smart-Power-to-Heat-Anlagen (SP2H) bezeichnet werden, verbinden elektrisch beheizte thermische Speicher mit Prozesswärmesystemen, die sowohl mit Gas als auch Strom beheizt werden können. Perspektivisch kann es sich bei dem Gas um Wasserstoff handeln. Sie ermöglichen es, Strom in Zeiten hoher erneuerbarer, in der Regel überschüssiger Einspeisung und niedriger Großhandelspreise aufzunehmen und als Prozesswärme zu speichern sowie zusätzlich – bei geeigneter räumlicher Lage – zur Entlastung lokaler Netzengpässe beizutragen. In Stromknappheits- oder Engpasssituationen kann der Strombezug von Wärmebatterien verzögerungsfrei reduziert oder unterbrochen werden, ohne den industriellen Produktionsprozess zu stören. Damit wirken Wärmebatterien zugleich als No-Regret¹-Dekarbonisierungsoptionen für die Prozessindustrie und als flexible, systemdienlich steuerbare Anlagen.

Der zentrale Vorteil von Wärmebatterien liegt darin, dass nicht der Produktionsprozess selbst flexibilisiert werden muss, sondern die durch Energieträgerkopplung flexibilisierte Energiebereitstellung. Industrieanlagen können je nach Markt- und Netzsituation zwischen elektrischer Beheizung, der Entladung des Wärmespeichers und dem Einsatz gasförmiger Energieträger wechseln.

Besonders relevant ist dies für kontinuierliche Prozesse etwa in der Metall-, Papier-, Lebensmittel-, Chemie-, Glas-, Keramik- oder Kunststoffindustrie. Wärmebatterien ermöglichen damit eine zeitlich begrenzte Entkopplung der volatilen Stromerzeugung von den kontinuierlichen industriellen Produktionsanforderungen.

Das realistisch adressierbare Potenzial industrieller Wärmebatterien in Deutschland wird in dieser Studie auf etwa 70 bis 90 TWh pro Jahr geschätzt; als Rechengröße werden 80 TWh pro Jahr verwendet, siehe Anhang 13.2. Dieses Potenzial ergibt sich aus dem Anteil industrieller Prozesswärme, der technisch elektrifizierbar, hybridisierbar, speicherfähig und wirtschaftlich regelbar ist.

Demgegenüber stehen im Jahr 2045, trotz massiven Netzausbaus und Einsatz von Großbatterien, verbleibende Stromüberschüsse und Abregelungsmengen vor allem im Verteilnetz in bis zu mittlerer zweistelliger TWh-Höhe. Die wahrscheinliche Höhe ist von sehr vielen Faktoren abhängig und schwer prognostizierbar; es ist aber wahrscheinlich, dass in einem erheblichen Teil des Jahres überschüssiger beziehungsweise preislich sehr günstiger erneuerbarer Strom verfügbar sein wird. Die Nutzung dieser Strommengen durch Wärmebatterien kann bei geeigneten regulatorischen Rahmenbedingungen nicht nur systemdienlich, sondern auch eigenständig wirtschaftlich sein.

Wärmebatterien können das Stromsystem zweifach entlasten: In Überschusssituationen nehmen sie zusätzliche Last auf und vermeiden die Abregelung erneuerbarer Energien. In Knappheits- oder Engpasssituationen reduzieren sie ihren Strombezug und vermeiden dadurch teuren positiven Redispatch, etwa durch Gas- oder Wasserstoffkraftwerke. Im Norden können sie vor allem Windstrom aufnehmen, im Süden sowohl lokale PV-Überschüsse nutzen als auch in Winter- oder Knappheitssituationen Last senken.

Diese Kurzstudie vergleicht drei Szenarien für den Einsatz von Wärmebatterien. Die Ergebnisse beruhen auf szenariobasierten Modellrechnungen mit den in Kapitel 6 und im Anhang dokumentierten technischen und ökonomischen Annahmen; sie sind als Abschätzungen und nicht als Punktprognosen zu verstehen.

Im ersten Szenario werden Wärmebatterien nur im Rahmen der heutigen Einschränkungen des § 13k EnWG („Nutzen statt Abregeln“) eingesetzt. Der Mechanismus ermöglicht die Nutzung andernfalls abgeregelter Strommengen, bleibt jedoch auf die nach § 13k EnWG vorab prognostizierten wenigen Engpassstunden begrenzt. Die Anlagen erreichen im Stützjahr 2045 nur etwa 600 bis 900 Vollbenutzungsstunden pro Jahr und eine volkswirtschaftliche Bruttoersparnis von etwa 3,2 bis 3,9 Mrd. Euro. Das Potenzial von Wärmebatterien in der Prozessindustrie bleibt damit weitgehend unausgeschöpft; Investitionen in Wärmebatterien würden in den meisten Fällen unterbleiben, da sie unwirtschaftlich wären.

Im zweiten Szenario werden Wärmebatterien systemdienlich und betriebswirtschaftlich optimiert betrieben, jedoch weiterhin mit regulären Netzentgelten belastet. Dabei reduzieren die durch den Strombezug der Wärmebatterien signifikant steigenden Netzentgelte, insbesondere der Leistungspreis für die Strombereitstellung, den systemisch sinnvollen Einsatz, da oftmals eine Wirtschaftlichkeit nur in Stunden mit negativen Strompreisen gegeben wäre. Ein dauerhaftes Eintreten der wirtschaftlich notwendigen hohen Anzahl von Stunden mit negativen Strompreisen ist nur schwer zu prognostizieren. Somit ist keine wirtschaftlich belastbare Grundlage für privatwirtschaftliche Investitionen gegeben und das signifikante Einsparpotenzial durch Wärmebatterien kann nicht gehoben werden.

Das dritte Szenario betrachtet eine systemdienlich und betriebswirtschaftlich optimierte Fahrweise von Wärmebatterien mit der Gewährung von Sondernetzentgelten, wie sie derzeit auch für Elektrolyseure eingeräumt beziehungsweise im Rahmen des AgNes-Prozesses für den zukünftigen Betrieb vorgeschlagen werden. Dadurch wird das in der Studie abgeschätzte technisch-wirtschaftliche Potenzial weitgehend erschlossen: Die Anlagen können 2.800 bis 3.400 Vollbenutzungsstunden erreichen, nutzen rund 80 TWh Strom pro Jahr und erzielen 13 bis 17 Mrd. Euro jährliche Bruttoeinsparungen. Kumuliert über den Zeitraum 2030 bis 2045 ergibt sich so ein volkswirtschaftliches Brutto-Einsparpotenzial von etwa 126 bis 161 Mrd. Euro. Den kumulierten Bruttoeinsparungen steht ein Investitionsbedarf der Industrie von etwa 11 bis 13 Mrd. Euro für die Installation der Wärmebatterien und die Hybridisierung der Prozesse gegenüber.

Die Einsparungen entstehen vor allem durch vermiedene Investitionen in zusätzlichen Ausbau alternativer Flexibilitätsoptionen auf Ebene der Verteilnetze, wie weitere Großbatteriespeicher, Elektrolyseure und H₂-ready-Gaskraftwerke. Im verwendeten Vergleichsszenario wird angenommen, dass ohne industrielle Wärmebatterien zusätzliche Flexibilitäts- und Erzeugungskapazitäten aufgebaut werden müssten, um dezentrale Überschüsse und Engpässe auszugleichen. Wärmebatterien weisen in dem Investitionsvergleich eine deutlich geringere Investitionssumme auf, weil sie bestehende industrielle Wärmesysteme nutzen und Strom direkt in Prozesswärme umwandeln.

Hinzu kommen emissions- und importbezogene Effekte: Im Szenario 3 können der Modellrechnung zufolge im Jahr 2045 rund 80 TWh fossile Energie, im Wesentlichen Erdgas, ersetzt werden. Kumuliert über 2030 bis 2045 entspricht dies etwa 615 TWh substituierten fossilen Energieträgern. Die CO₂-Minderung liegt im Jahr 2045 bei rund 16 Mio. Tonnen CO₂; kumuliert von 2030 bis 2045 kann sie bis zu 123 Mio. Tonnen CO₂ erreichen. Dies trägt zur industriellen Dekarbonisierung und zur Verringerung der Importabhängigkeit von fossilen Energieträgern, einschließlich LNG, bei.

Für die Erschließung des in Szenario 3 angesetzten Potenzials ist eine mit Elektrolyseuren vergleichbare Netzentgeltbehandlung die wesentliche Voraussetzung: Systemdienlich betriebene Wärmebatterien sollten bei den Netzentgelten vergleichbar behandelt werden wie Elektrolyseure. Beide Technologien sind flexible Großverbraucher, nehmen Strom in Zeiten hoher erneuerbarer Einspeisung auf, wandeln ihn zur Dekarbonisierung von Industrieprozessen in eine andere Energieform um und können ihren Strombezug in Knappheits- oder Engpasssituationen reduzieren oder stoppen. Im hier betrachteten systemdienlichen Einsatz erfüllen beide Technologien eine vergleichbare Flexibilitätsfunktion.

Eine ausschließliche Privilegierung der Nutzung von Überschussstrom über den Wasserstoffpfad, also die Umwandlung über Elektrolyseure und Rückverstromung, könnte zu teuren Fehlsteuerungen führen, wenn Strom zunächst unter zusätzlichen Umwandlungsverlusten in Wasserstoff überführt und anschließend zur Wärmeerzeugung eingesetzt wird, obwohl eine direkte elektrische Wärmeerzeugung technisch möglich wäre.

Im laufenden AgNes-Prozess der BNetzA ist ein wesentliches Ziel, Flexibilität bei der Stromabnahme anzureizen und zu belohnen. Nach dem in dieser Kurzstudie zugrunde gelegten Stand des AgNes-Prozesses von Juni 2026 zeichnet sich eine unterschiedliche Behandlung von Elektrolyseuren und systemdienlichen Wärmebatterien ab, deren funktionale Begründung aus Sicht der Studie nicht hinreichend stichhaltig ist.

Elektrolyseure sind aktuell befristet von den Netzentgelten befreit und sollen künftig dauerhaft befreit bleiben sowie – wenn überhaupt – lediglich ein moderates Kapazitätsentgelt von 4–7 €/kW und Jahr zahlen. Beides ist für systemdienliche Wärmebatterien bisher nicht vorgesehen, obwohl sie sowohl hinsichtlich ihrer Charakteristik als auch ihrer Systemwirkung vergleichbar sind. Um den dringend notwendigen Hochlauf von Flexibilität und Sektorkopplung durch den Einsatz von systemdienlichen Wärmebatterien nicht zu blockieren, empfiehlt sich die regulatorische Gleichbehandlung mit Elektrolyseuren.

Grafik 1(siehe PDF-Dokument)

¹ Als No-Regret-Option zur Dekarbonisierung wird hier eine Maßnahme verstanden, die bereits unter heutigen energiewirtschaftlichen Bedingungen einen Nutzen aufweist und zugleich mit unterschiedlichen zukünftigen Energieversorgungsstrukturen kompatibel bleibt.

2 Einleitung: Problem der Stromsystemkosten und Flexibilitätsbedarf

Die Energiewende in Deutschland ist nach mehr als zwei Jahrzehnten an einem in Bezug auf Kosten und Systemstabilität kritischen Punkt angekommen: Der ambitionierte Ausbau von Stromerzeugung aus Sonne und Wind führt zu erheblichen zusätzlichen Kosten für den Stromnetzausbau, den Ausgleich der volatilen Einspeisung, die Bereitstellung gesicherter Leistung und die saisonale Energiespeicherung.

Nach der im Mai 2026 veröffentlichten Abschätzung der BNetzA könnten sich die von den Netznutzern zu tragenden jährlichen Netzkosten innerhalb der kommenden 20 Jahre mehr als verdoppeln.

Grafik 2(siehe PDF-Dokument)

Auch die Gesamtstromsystemkosten werden weiter stark ansteigen, wie die aktuelle Studie von GES „Zukunft der Stromsystemkosten“ zeigt: Unter der Annahme einer Stromerzeugung von 950 TWh im Jahr 2045, die überwiegend auf Wind- und Solarenergie sowie zu kleineren Anteilen auf Biomasse, Wasserkraft und Geothermie beruht, verdoppeln sich die spezifischen volkswirtschaftlichen Gesamtstromsystemkosten einschließlich Netzen, Speichern und gesicherten Erzeugungskapazitäten von etwa 141 €/MWh im Jahr 2022 auf etwa 321 €/MWh im Jahr 2045.

Mit dem steigenden Anteil wetterabhängiger Stromerzeugung wächst zugleich der Bedarf an kurz-, mittel- und langfristiger Flexibilität, um zeitliche und räumliche Abweichungen zwischen Erzeugung und Verbrauch durch Netze, Speicher, steuerbare Erzeugung und flexible Lasten auszugleichen.

Damit werden zukünftig die Strompreise in Deutschland weiter deutlich und dauerhaft steigen. Vor dem Hintergrund, dass bereits heute Deutschland zu den Ländern mit besonders hohen industriellen Strompreisen zählt und insbesondere gegenüber den USA und China mehr als doppelt so hoch liegt, würde ein Anstieg der Stromsystemkosten in der erwarteten Größenordnung die Wettbewerbsfähigkeit des Industriestandorts Deutschland signifikant gefährden.

Daher ist es vorrangig, mögliche Effizienzpotenziale im Umbau des Stromsystems zügig anzugehen. Eine mögliche Flexibilitätsoption ist die hybride Wärmebatterie, deren Beitrag zur Begrenzung der volkswirtschaftlichen Stromsystemkosten im Folgenden untersucht wird. Die Erschließung der im Bericht untersuchten technischen und wirtschaftlichen Potenziale hängt wesentlich von der Ausgestaltung des regulatorischen Rahmens ab.

Im Folgenden werden das technische Konzept der Wärmebatterie und ihre mögliche systemdienliche Wirkung erläutert sowie die volkswirtschaftlichen Einsparpotenziale anhand von drei Szenarien quantifiziert. Abschließend wird die notwendige regulatorische Anpassung durch Gleichbehandlung von systemdienlichen Wärmebatterien mit Elektrolyseuren erläutert, die im Rahmen des laufenden AgNes-Prozesses der BNetzA möglich wäre.

3 Technisches Konzept der Wärmebatterie

Der in der DBU-Studie untersuchte Ansatz der industriellen Wärmebatterie adressiert den zunehmenden Bedarf an flexiblen Stromverbrauchern im künftigen Stromsystem: Mit steigendem Anteil von Wind- und Solarstrom entstehen zunehmend Zeiträume mit hoher erneuerbarer Einspeisung, geringer oder negativer Residuallast und drohender Abregelung. Die Wärmebatterie nutzt diese Strommengen nicht zur späteren Rückverstromung, sondern wandelt sie unmittelbar in industrielle Prozesswärme um. Damit erfüllt sie eine stromseitige Flexibilitätsfunktion und eine thermische Speicherfunktion: Sie nimmt Strom in Überschusssituationen auf, reduziert Abregelung, ersetzt fossile Prozesswärme und entlastet das Stromsystem.

Technisch beruht das Konzept auf der Hybridisierung industrieller Wärmeerzeuger. Bei dem hier betrachteten Konzept werden bestehende gasbasierte Wärmeerzeuger um eine elektrische Beheizung und einen thermischen Speicher ergänzt. Die Anlage kann dadurch wahlweise mit Erdgas, künftig Wasserstoff oder Strom betrieben werden. Zusätzlich wird Wärme in einem Speicher beziehungsweise in der thermischen Masse des Prozesses zwischengespeichert.

Die Wärmebatterie wird in Zeiten niedriger Strompreise oder auf Grundlage eines systemdienlichen Steuersignals, unter Beachtung gegebenenfalls einschränkender Netzengpasssituationen, geladen. In Zeiten hoher Strompreise bei gleichzeitig hohen Gas- beziehungsweise Wasserstoffkosten kann die gespeicherte Wärme zeitlich begrenzt beispielsweise zur Versorgung der Schmelze entnommen werden. Der industrielle Prozess bleibt dadurch kontinuierlich, während die Energieaufnahme flexibel gesteuert werden kann.

Der Betrieb einer Pilotanlage an einem Standort in Frankreich in der Feuerverzinkung belegt die technische Funktionsfähigkeit unter den untersuchten Betriebsbedingungen. Zinkschmelzbäder werden typischerweise bei etwa 440 bis 460 °C betrieben; die zugehörigen Verzinkungsöfen arbeiten kontinuierlich 24 Stunden täglich an sieben Tagen pro Woche. Diese Temperaturniveaus sind elektrisch erreichbar.

In der Feuerverzinkungsindustrie erfolgt die Beheizung der Zinkbäder gegenwärtig überwiegend mit Erdgas. Im Zielzustand wird der Zinkofen zusätzlich mit elektrischen Heizelementen oder elektrisch unterstützten Heizsystemen ausgerüstet. Bei niedrigen Strompreisen, Netzengpässen im Redispatch-Szenario oder sonstigen Überschusssituationen wird elektrisch geheizt; in anderen Zeiten erfolgt die Wärmeversorgung durch den gasbasierten Wärmeerzeuger oder durch Entladung des thermischen Speichers.

Der wesentliche technische Vorteil liegt darin, dass nicht die Produktion selbst flexibilisiert werden muss, sondern nur die Wärmeerzeugung. Eine rein strombasierte monovalente Elektrifizierung würde industrielle Prozesse stärker an die volatile Stromverfügbarkeit koppeln. Dies führt zwangsläufig zu Teilauslastung, Effizienzverlusten, Qualitätsrisiken, Störungen verketteter Prozesse und höherem organisatorischem Aufwand. Die hybride Wärmebatterie kann aufgrund ihrer Speicherwirkung diese Risiken vermindern, weil Temperaturführung, Produktionsrhythmus und Produktqualität vom Strommarkt entkoppelt bleiben.

Die im Bericht genannten Größenordnungen zeigen die Relevanz. Für einen beispielhaften hybridisierten Zinkschmelzofen werden 6 MW elektrische Abnahmeleistung, 20 MWh thermische Speicherkapazität und eine jährliche Stromnutzung von 9,24 GWh betrachtet. Die Investitionssumme liegt bei rund 2,35 Mio. Euro.

Unter den im DBU-Hauptbericht angesetzten Kosten-, Nutzungs- und Lebensdauerannahmen liegen die Investitionskosten je nutzbarer Megawattstunde thermischer Speicherkapazität rechnerisch um den Faktor 4,6 unter denen des dort alternativ betrachteten Batteriespeichers. Deutschlandweit wird für die industrielle Prozesswärme ein erschließbares Potenzial von bis zu 40 GW elektrischer Aufnahmeleistung und rund 115 TWh nutzbarer Überschussstrommenge pro Jahr genannt. Die mögliche CO₂-Minderung wird mit bis zu 30 Mio. t pro Jahr beziffert.

Die regulatorische Einordnung folgt in Kapitel 10 und 9 auf die Quantifizierung der Systemwirkungen und Einsparpotenziale.

Grafik 3(siehe PDF-Dokument)

4 Begriffe und energiewirtschaftliche Ausgangslage: Netzdienlichkeit, Systemdienlichkeit und Redispatch

Zunächst werden die Begriffe „Systemdienlichkeit“, „Netzdienlichkeit“ und „Redispatch-Kosten“ definiert. Anschließend werden die aktuelle Höhe und die erwartete Entwicklung der Kosten des Netzengpassmanagements eingeordnet sowie mögliche Beiträge von Wärmebatterien zu ihrer Verringerung benannt.

Als netzdienlich gelten Anlagen, deren Betriebsweise den sicheren und effizienten Betrieb eines konkreten Netzbereichs unterstützt, beispielsweise durch die Verringerung von Netzengpässen, Lastspitzen, betrieblichen Eingriffen oder zusätzlichem Netzausbaubedarf. Dies kann durch die Kenntnis der Betriebszustände, die Planbarkeit oder Steuerbarkeit der Anlagen sowie durch eine Vergleichmäßigung der Netzlast erreicht werden.

Ob eine Betriebsweise netzdienlich ist, hängt insbesondere vom Standort, Zeitpunkt, betroffenen Netzabschnitt und von der jeweiligen Engpassrichtung ab. Ferner darf kein zusätzlicher Netzausbau auf derselben oder auf anderen Netzebenen verursacht werden. Generell muss die Anlage netzverträglich sein.

Systemdienlich verhalten sich eine oder mehrere Anlagen dann, wenn sie dazu beitragen, das Gleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch im gesamten Verbundnetz zu sichern und die allgemeine Versorgungssicherheit, Systemstabilität oder Engpassentlastung aufrechtzuerhalten. Typische, von den ÜNB hierfür genutzte Maßnahmen sind Frequenzhaltungsreserve, Redispatch und Schwarzstartfähigkeit.

Darüber hinaus wirkt auch eine Steuerung des Strombezugs nach Maßgabe der kurzfristigen börslichen Strompreise, Day-Ahead beziehungsweise Intraday, unter Berücksichtigung von Netzengpässen systemdienlich, da diese Preise die Knappheits- beziehungsweise Überschusssituation im Verbundnetz widerspiegeln. Netzdienlichkeit bezieht sich auf einen konkreten Netzbereich, während Systemdienlichkeit die Wirkung auf das gesamte Stromsystem unter Beachtung gegebenenfalls einschränkender Netzengpasssituationen beschreibt.

Redispatch-Kosten fallen an, wenn Netzbetreiber eingreifen, um Engpässe im Stromnetz zu verhindern. Die Regelungen zum Redispatch 2.0 beruhen insbesondere auf den §§ 13, 13a und 14 EnWG und beziehen nach Maßgabe der gesetzlichen Voraussetzungen konventionelle und erneuerbare Erzeugungsanlagen, KWK-Anlagen sowie Stromspeicher ein.

Ziel ist eine netzübergreifend optimierte Auswahl der Anlagen zur Engpassentlastung unter Berücksichtigung der Kosten. Betreiber der betroffenen Erzeugungsanlagen haben Anspruch auf finanziellen Ausgleich. Der finanzielle Ausgleich kann insbesondere entgangene Erlöse und zusätzliche betriebliche Aufwendungen umfassen.

Redispatch wird erforderlich, wenn die geplanten Stromflüsse die zulässige Belastbarkeit einzelner Netzelemente überschreiten würden. In Deutschland sind insbesondere Nord-Süd-Engpässe im Übertragungsnetz sowie zunehmend lokale Verteilnetzengpässe relevant, die sowohl durch hohe Einspeisungen aus Photovoltaik- und Windenergieanlagen als auch durch steigende Lasten von Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur für batterieelektrische Fahrzeuge entstehen können.

Für das Jahr 2025 weist die BNetzA vorläufige Kosten des Netzengpassmanagements von 3,071 Mrd. Euro aus. Für 2045 wird im zugrunde gelegten Szenario ein Wert von bis zu 6 Mrd. Euro pro Jahr angenommen. Diese Kosten sind erheblich und nicht wertschöpfend. Sie lassen sich durch den Einsatz von Wärmebatterien verringern.

Die Kostenprognose bis 2045 berücksichtigt bereits den im zugrunde gelegten Szenario angenommenen Ausbau von Großbatteriespeichern.

5 Potenzialbasis und Wirkungslogik von systemdienlich genutzten Wärmebatterien

Industrielle Wärmebatterien können das Stromsystem entlasten, indem sie ihre elektrische Leistungsaufnahme an die jeweilige Markt- und Netzsituation anpassen. Bei hoher erneuerbarer Einspeisung können sie zusätzliche elektrische Leistung aufnehmen und dadurch die Abregelung von Wind- oder Solarstrom verringern. Bei Stromknappheit oder verbrauchsseitigen Netzengpässen können sie ihren Strombezug reduzieren und die Prozesswärme vorübergehend aus dem thermischen Speicher oder einem alternativen Wärmeerzeuger bereitstellen.

Eine systemdienliche Wirkung entsteht jedoch nicht allein durch die technische Flexibilität der Anlage. Erforderlich sind außerdem eine ausreichende Anschluss- und Speicherleistung, ein für den Abruf geeigneter Speicherfüllstand sowie eine Steuerung, die keinen Engpass in derselben oder einer anderen Netzebene verschärft.

Darüber hinaus kann eine günstige Position im Netz auch die Möglichkeit eröffnen, Beiträge zur Vermeidung beziehungsweise Reduzierung von Redispatch-Maßnahmen zu leisten. Kapitel 5 unterscheidet daher zwischen dem industriellen Wärmebedarf, dem technisch erschließbaren Wärmebatteriepotenzial, dem stromseitigen Angebot und dem tatsächlich systemdienlich nutzbaren Potenzial.

5.1 Begriffe, Systemgrenzen und Potenzialstufen

Für die Potenzialbewertung sind mehrere Stufen zu unterscheiden:

• Brutto-Prozesswärmebedarf: Gesamter industrieller Wärmebedarf eines definierten Temperaturbereichs.
• Technisch elektrifizierbares Potenzial: Wärmebedarf, der grundsätzlich elektrisch erzeugt werden kann.
• Hybridisierbares Potenzial: Prozesse, bei denen Strom mit einem thermischen Speicher und einem alternativen Wärmeerzeuger kombiniert werden kann.
• Installierbares Potenzial: Technisches Potenzial unter Berücksichtigung von Anlagenbestand, Platzbedarf, Netzanschluss und Prozessintegration.
• Systemdienlich nutzbares Potenzial: Anlagen und Strommengen, deren Betrieb räumlich und zeitlich zur Entlastung des Stromsystems beiträgt.
• Wirtschaftlich erschließbares Potenzial: Systemdienliches Potenzial, das unter den jeweils geltenden Energiepreisen, Netzentgelten und regulatorischen Bedingungen rentabel betrieben werden kann.

Die Potenzialstufen dürfen nicht gleichgesetzt werden. Insbesondere besitzt ein technisch elektrifizierbarer Prozess nicht notwendigerweise thermische Speicherfähigkeit oder ist am jeweiligen Standort jederzeit netzverträglich nutzbar.

Da die Umwandlungswirkungsgrade von Strom in Wärme und Gas in Wärme weit über 90 % liegen und es sich bei der vorgenommenen Potenzialermittlung um eine Abschätzung handelt, wird in diesem Bericht aus Gründen der Vereinfachung nicht zwischen elektrischer, thermischer und Wärmeenergie unterschieden. Somit wird angenommen, dass erforderliche Prozesswärme in gleicher Menge in Form von elektrischer Energie oder Gas zugeführt werden muss.

Zusätzlich wirken räumliche Netzrestriktionen, zeitliche Gleichzeitigkeit, Speicherverluste und konkurrierende Flexibilitätsoptionen wie Batteriespeicher, Elektrolyseure, Exporte oder andere flexible Verbraucher.

5.2 Industrieller Prozesswärmebedarf und technisches Wärmebatteriepotenzial

Prozesswärme im Temperaturbereich 200–700 °C

Der Bereich von 200 bis 700 °C umfasst technisch unterschiedliche Prozessgruppen. Zwischen etwa 200 und 300 °C dominieren Hochdruckdampf, Trocknung sowie Teile der Kunststoff- und chemischen Verarbeitung. Zwischen 300 und 500 °C liegen unter anderem thermische Behandlungsprozesse, Feuerverzinkung, einzelne Reaktoren sowie Schmelz- und Warmhalteanwendungen. Zwischen 500 und 700 °C sind insbesondere Wärmebehandlung, Teile der Nichteisenmetallverarbeitung, Kalzinierung und ausgewählte chemische Prozesse relevant.

Ein großer Teil der Papier- und Lebensmittelindustrie arbeitet dagegen unterhalb von 200 °C. Umgekehrt benötigen wesentliche Prozesse der Stahl-, Zement-, Kalk-, Glas- und Grundstoffindustrie Temperaturen deutlich oberhalb von 700 °C. Auch Steamcracker werden typischerweise dem höheren Temperaturbereich zugeordnet.

Eine eigenständige statistische Kategorie für 500–700 °C wird nicht ausgewiesen. Aus den veröffentlichten Temperatur- und Branchenstrukturen lässt sich für 2045 ein Prozesswärmebedarf von etwa 45–65 TWh/a zwischen 200 und 700 °C ableiten. Als mittlere Planungsgröße können rund 55 TWh/a verwendet werden.

Temperaturübergreifendes Wärmebatteriepotenzial

Die ZINQ-/DBU-Studie leitet für die deutsche Prozessindustrie ein szenariobasiertes Brutto-Potenzial von bis zu 115 TWh/a und eine elektrische Aufnahmeleistung von bis zu 40 GW ab. Diese Werte beziehen sich auf die industrielle Prozesswärme insgesamt und sind nicht auf den Temperaturbereich 200–700 °C begrenzt.

Das Brutto-Potenzial ist insbesondere um hochintegrierte Prozesse zu bereinigen. Raffinerien und chemische Verbundstandorte nutzen interne Brenngase, Dampf-, Abwärme- und Stoffströme. Eine zusätzliche elektrische Wärmeerzeugung kann dort Investitionen in Gasaufbereitung, Dampfnetze, Speicher oder andere Prozesskomponenten erfordern.

Diese Kurzstudie schließt deshalb Prozesswärmebedarfe in Raffinerien und Mineralölverarbeitung vollständig aus und berücksichtigt die chemische Industrie nur zur Hälfte. Daraus ergibt sich ein konservativ bereinigtes technisches Potenzial von rund 85–95 TWh/a.

Unter zusätzlicher Berücksichtigung möglicher Effizienzsteigerungen, Standortkonsolidierungen und struktureller Veränderungen bis 2045 wird für die Szenarioanalyse eine temperaturübergreifende Bandbreite von 70–90 TWh/a verwendet. Der Mittelwert von 80 TWh/a dient als Rechengröße für die weiteren Kapitel.

5.3 Stromseitiges Angebot und räumlich-zeitliche Übereinstimmung

Mit dem Ausbau von Photovoltaik und Windenergie nehmen Zeiträume zu, in denen die lokale Erzeugung die verfügbare Netz- oder Stromnachfrage übersteigt. Ein wachsender Anteil der erneuerbaren Erzeugungsanlagen ist an Verteilnetze angeschlossen. Flexible industrielle Verbraucher können daher insbesondere dort wirksam sein, wo Einspeisung, Netzengpass und industrielle Wärmenachfrage räumlich zusammenfallen.

Die wahrscheinliche Größenordnung prognostizierter Überschuss- und Abregelungsmengen zeigt, dass erhebliche kostengünstige Stromverfügbarkeiten für die temporäre Stromaufnahme durch Wärmebatterien vorhanden sind.

5.4 Systemische Wirkungslogik

Wärmebatterien können unterschiedliche systemdienliche Funktionen übernehmen:

• Einspeisungsseitiger Netzengpass: Die Last kann auf der erzeugungsseitigen Seite des Engpasses erhöht werden, wenn Strombezug marktabhängig möglich ist. Dadurch kann die erforderliche Einspeiseabsenkung reduziert werden.
• Verbrauchsseitiger Netzengpass: Die Stromaufnahme wird reduziert; Wärme wird aus dem Speicher oder einem alternativen Wärmeerzeuger bereitgestellt. Dadurch werden die lokale Netzlast und der Bedarf an zusätzlicher Erzeugung verringert.
• Stromknappheit ohne lokalen Netzengpass: Der Strombezug wird marktseitig optimiert. Dadurch können die Residuallast und der Einsatz knapper Erzeugungskapazitäten gesenkt werden.

Eine belastbare Systemwirkung setzt voraus, dass die Anlage:

• einen systemdienlichen Betrieb unter Beachtung gegebenenfalls auftretender Netzengpasssituationen realisiert, die zum Beispiel mit Hilfe einer sogenannten Netzampel berücksichtigt werden;
• ausreichend schnell auf markt- und netzseitige Steuerungssignale reagiert;
• über einen geeigneten Speicherfüllstand oder einen alternativen Wärmeerzeuger verfügt.

Die thermische Speicherung entkoppelt die Stromaufnahme zeitlich vom industriellen Wärmeverbrauch. Dadurch kann die Wärmeerzeugung flexibilisiert werden, ohne den Produktionsprozess selbst zu unterbrechen.

5.5 Regionale Potenziale und gesicherte Leistungswirkung

Im netztechnischen Norden besteht die wesentliche Funktion industrieller Wärmebatterien in der Aufnahme hoher Windstromeinspeisung. Im Süden treten zwei unterschiedliche Anwendungsfälle auf: Im Sommer können Wärmebatterien lokale Photovoltaiküberschüsse nutzen. In winterlichen Engpasssituationen können elektrisch betriebene Anlagen ihre Leistungsaufnahme reduzieren und die Prozesswärme aus dem Speicher oder einem alternativen Wärmeerzeuger beziehen.

Die gesicherte Lastreduktion ist gegenüber einer monovalent elektrifizierten Prozesswärmeversorgung zu bewerten. Gegenüber einer heute gasbasierten Referenzanlage besteht keine bereits vorhandene elektrische Last, die reduziert werden könnte. Die hybride Wärmebatterie vermeidet vielmehr, dass eine künftige Elektrifizierung in Engpass- und Knappheitsstunden vollständig aus dem Stromnetz versorgt werden muss.

Wärmebatterien können den notwendigen Ausbau der Übertragungsnetze daher ergänzen, aber nicht ersetzen. Die Übertragungsnetze müssen weiterhin die nicht flexibilisierbare Last, Ausfälle und vor allem großräumige Transportanforderungen abdecken.

5.6 Umsetzung über § 13k EnWG und Grenzen des Instruments

§ 13k EnWG ermöglicht es, Strommengen, die aufgrund von Netzengpässen voraussichtlich abgeregelt würden, zusätzlich zuschaltbaren Verbrauchern in definierten Entlastungsregionen zuzuteilen. Teilnahmeberechtigt sind steuer- und messbare Anlagen, die die festgelegten Zusätzlichkeitsanforderungen erfüllen. Das Instrument zielt damit unmittelbar auf die Nutzung ansonsten abgeregelter erneuerbarer Erzeugung.

Ab dem 1. Oktober 2026 ist der Übergang in ein wettbewerbliches Zielmodell vorgesehen. Die wirtschaftlichen Konditionen ergeben sich aus dem jeweils geltenden Ausschreibungs- und Vergütungsmodell; ein dauerhaft fester vergünstigter Strompreis kann nicht unterstellt werden. Das betrifft insbesondere die aktuell in der Erprobungsphase geltende Freistellung von Netzentgelten.

Das Nutzungspotenzial von § 13k EnWG wird insbesondere begrenzt durch:

• die Beschränkung auf ausgewiesene Entlastungsregionen;
• die Zusätzlichkeitsanforderungen;
• Prognoseunsicherheiten bei der Ermittlung der Abregelungsstrommengen;
• die zeitliche Konzentration hoher Einspeisespitzen;
• die verfügbare elektrische Leistung und Speicherkapazität der Teilnehmer;
• die Konkurrenz mehrerer flexibler Verbraucher;
• den Ladezustand der Wärmespeicher;
• die Koordination zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern.

§ 13k EnWG in der aktuellen Form kann daher nur einen Teil der systemdienlichen Stromaufnahme aktivieren und erschließt insbesondere nur einen sehr begrenzten Anteil des industriellen Wärmebatteriepotenzials. Für eine weitergehende Nutzung sind ergänzende markt- und netzorientierte Anreize erforderlich, die den flexiblen Strombezug auch außerhalb unmittelbar prognostizierter Abregelungssituationen ermöglichen.

6 Betriebs-, Kosten- und Wirkungsmechanismen systemdienlicher Wärmebatterien und betriebswirtschaftlich optimierter Fahrweise

Wärmebatterien können ihre elektrische Leistungsaufnahme sowohl anhand der Strommarktpreise als auch anhand der lokalen Netzsituation steuern. Sie beziehen Strom insbesondere in Stunden mit niedrigen Preisen und ausreichender Netzkapazität. Bei Netzengpässen oder hohen Strompreisen wird die Stromaufnahme reduziert oder abgestellt; die Prozesswärme stammt dann aus dem thermischen Speicher oder einem alternativen Wärmeerzeuger.

Für die Bewertung sind zwei Referenzfälle zu unterscheiden:

1. Kurzfristige Betriebsentscheidung: Elektrische Prozesswärme wird mit der bestehenden gasbasierten Wärmeerzeugung verglichen. Es existiert keine Speichermöglichkeit.
2. Langfristige Systementscheidung: Eine hybride Wärmebatterie wird einer monovalenten Elektrifizierung gegenübergestellt, die zusätzliche Flexibilitäts-, Speicher- und Erzeugungskapazitäten erfordern kann.

Die betriebswirtschaftliche Einsparung des Anlagenbetreibers entspricht nicht in jedem Fall einer volkswirtschaftlichen Einsparung. Vermiedener Brennstoffverbrauch und vermiedene Infrastrukturinvestitionen verringern den realen Ressourcenbedarf. Eine Befreiung von Netzentgelten verändert dagegen zunächst die Verteilung der Netzkosten zwischen den Netznutzern. Sie ist volkswirtschaftlich vorteilhaft, wenn die durch die flexible Last vermiedenen Netz- und Systemkosten die daraus resultierende Umverteilung übersteigen.

6.1 Markt- und netzorientierte Betriebsoptimierung

Grenzkosten der Prozesswärmeerzeugung

Im regulären Marktbetrieb wird Strom eingesetzt, wenn die variablen Kosten der elektrisch erzeugten Prozesswärme unter den Kosten der Wärmebereitstellung mit Erdgas oder einem anderen gasförmigen Energieträger liegen, solange eine geplante Leistungsspitze nicht überschritten wird.

Elektrische Wärme wird wirtschaftlich eingesetzt, wenn gilt:

Kosten elektrische Wärme < Kosten gasbasierte Wärme

Bei einem Gaspreis von 40 €/MWh und einem CO₂-Preis von 80 €/t erhöht ein Emissionsfaktor von rund 0,20 t CO₂/MWh die Brennstoffkosten rechnerisch um 16 €/MWh. Bei vereinfachter Vernachlässigung der Wirkungsgradunterschiede ergeben sich daraus Kosten für eine Gasbeheizung von 56 €/MWh.

Verbindung von Markt- und Netzsignalen

Niedrige Großhandelspreise treten regelmäßig in Stunden hoher erneuerbarer Stromerzeugung auf. Ein niedriger bundesweiter Strompreis ist jedoch kein hinreichender Nachweis dafür, dass auch am Standort der Anlage freie Netzkapazität besteht. Die betriebswirtschaftliche Optimierung muss deshalb durch ein regionales Netzsignal ergänzt werden.

Für einen systemdienlichen Betrieb gelten insbesondere folgende Anforderungen:

• Strombezug nur bei ausreichender lokaler Netzkapazität;
• Begrenzung oder Unterbrechung der Leistungsaufnahme bei einem Netzengpass;
• ausreichender Speicherfüllstand oder verfügbare alternative Wärmeerzeugung;
• zuverlässige Mess-, Kommunikations- und Steuerungstechnik.

Bei Erfüllung dieser Bedingungen kann die Anlage ihre Stromaufnahme vor Erreichen kritischer Netzgrenzen reduzieren. Die industrielle Produktion kann weiterlaufen, solange der Speicher oder das alternative Wärmesystem ausreichend Wärme bereitstellt.

Zeitliches Nutzungspotenzial

Ein ausschließlich auf § 13k EnWG begrenzter Betrieb nutzt nur prognostizierte Abregelungssituationen. Für das Jahr 2045 werden hierfür etwa 600 bis 900 Vollbenutzungsstunden angenommen. Eine ergänzende marktbasierte Optimierung erweitert die nutzbaren Zeitfenster.

• Szenario 1: Betrieb ausschließlich nach § 13k EnWG: 600–900 h/a; auslösendes Signal sind prognostizierte Abregelungs- und Engpasssituationen.
• Szenario 2: Markt- und netzoptimierter Betrieb mit regulären Netzentgelten: überwiegend nicht wirtschaftlich; auslösend sind Strommarktpreis und regionales Netzsignal.
• Szenario 3: Markt- und netzoptimierter Betrieb ohne Netzentgelte: 2.800–3.400 h/a; auslösend sind Strommarktpreis und regionales Netzsignal.

Die tatsächliche Höhe hängt insbesondere von den künftigen Strompreis-Dauerlinien, den Brennstoff- und CO₂-Preisen, den zu zahlenden Leistungspreisen, der regionalen Netzsituation sowie dem verfügbaren Wärmebedarf ab.

6.2 Vergleich mit alternativen Flexibilitäts- und Erzeugungskapazitäten

Wärmebatterien können einen Teil der Flexibilitätsfunktionen übernehmen, die in einem stärker durch volatile erneuerbare Erzeugung geprägten Stromsystem andernfalls durch Batteriespeicher, Elektrolyseure und gesicherte Erzeugung bereitgestellt werden müssten.

Ausgangspunkt ist eine jährliche Stromaufnahme industrieller Wärmebatterien von 70 bis 90 TWh. Für die weitere Rechnung wird ein Mittelwert von 80 TWh/a angesetzt. Ohne Wärmebatterien wird angenommen, dass zusätzliche Anlagen benötigt werden, um kurzfristige Stromüberschüsse aufzunehmen, länger andauernde Überschussphasen zu nutzen und in Knappheitsstunden gesicherte Leistung bereitzustellen.

Der Vergleichsmix umfasst:

• Batteriegroßspeicher: 104 GWh zusätzlicher Bedarf bis 2045, spezifische Investitionskosten 350 €/kWh, Investition 36,40 Mrd. €;
• dezentrale Elektrolyseure: 12 GW zusätzlicher Bedarf bis 2045, spezifische Investitionskosten 1.760 €/kW, Investition 21,12 Mrd. €;
• H₂-fähige Gaskraftwerke: 15 GW zusätzlicher Bedarf bis 2045, spezifische Investitionskosten 1.200 €/kW, Investition 18,00 Mrd. €.

Die Summe der Investitionen beträgt 75,52 Mrd. €. Den Investitionen des Vergleichssystems stehen geschätzte Investitionen von 11 bis 13 Mrd. € für industrielle Wärmebatterien und die Hybridisierung der Wärmeerzeugung gegenüber.

Diese Differenz ist nicht mit einer vollständigen volkswirtschaftlichen Kostenersparnis gleichzusetzen. Für eine umfassende Systemkostenbewertung müssten zusätzlich berücksichtigt werden:

• unterschiedliche technische Lebensdauern und Ersatzinvestitionen;
• fixe und variable Betriebskosten;
• Umwandlungs- und Speicherverluste;
• Netzanschlusskosten;
• Wasserstoffspeicherung und -transport;
• Kosten des alternativen Brennstoffs;
• Mehrfachnutzung der Vergleichsanlagen.

6.3 Einfluss von Netzentgelten und CO₂-Preisen

Variable Netzentgelte

Variable Netzentgelte erhöhen die Grenzkosten elektrischer Prozesswärme und reduzieren dadurch die Zahl wirtschaftlich nutzbarer Betriebsstunden. Für den im Bericht betrachteten Beispielstandort werden variable Netzkosten, Abgaben, Umlagen und Steuern von insgesamt rund 27 €/MWh angesetzt. Bei einer Befreiung vom variablen Netzentgelt sinkt dieser Betrag auf etwa 16,60 €/MWh.

Damit kann der Börsenstrompreis bei ansonsten unveränderten Annahmen um etwa 10,40 €/MWh höher liegen, ohne dass sich die Grenzkosten der elektrischen Wärmeerzeugung verändern.

Bei einer bundesweiten Stromaufnahme von Wärmebatterien von 80 TWh/a entspricht eine variable Netzentgeltreduzierung von 10,40 €/MWh einem rechnerischen Betrag von rund 0,83 Mrd. €/a.

Einfluss des Leistungspreises

Durch Erweiterung auf Stromheizung steigt die in Anspruch genommene Stromleistung erheblich und damit der Stromleistungspreis. Dieser Leistungspreis ist abhängig von der tatsächlichen Leistungsspitze innerhalb eines Jahres. Wegen seiner Höhe beeinflusst der zu zahlende Leistungspreis das Systemdienlichkeitspotenzial der Wärmebatterie.

Ein unverändert hoher Leistungspreis kann privatwirtschaftliche Investitionen in die systemdienliche Nutzung von Strom für Prozesswärme verhindern. Der Leistungspreis beeinflusst die Investitionsrechnung, nicht aber die tägliche Energieträgerauswahl, solange nicht die geplante Leistungsgrenze überschritten wird.

CO₂-Preise

Für die Szenarioanalyse werden CO₂-Preise für 2030, 2037 und 2045 von 100, 130 beziehungsweise 180 €/t CO₂ angesetzt.

Ein höherer CO₂-Preis verteuert die fossile Prozesswärmeerzeugung entsprechend ihrem Emissionsfaktor. Dadurch steigt die Zahl der Stunden, in denen elektrische Wärme gegenüber Erdgas wirtschaftlich ist.

Der CO₂-Preis kann zugleich den Börsenstrompreis erhöhen, solange fossile Kraftwerke preissetzend sind. Für das Fuel Switching ist deshalb nicht der CO₂-Preis allein maßgeblich, sondern die daraus resultierende Veränderung der relativen Wärmeerzeugungskosten.

7 Szenarioergebnisse: Bruttoeffekte, Systemkosten und Emissionswirkungen

Die drei Szenarien unterscheiden sich durch die Steuerungslogik der Wärmebatterien und die Belastung des Strombezugs mit variablen und fixen Netzentgelten. Die Berechnung berücksichtigt die Stützjahre 2030, 2037 und 2045.

Die monetären Ergebnisse sind als modellierte jährliche Bruttoeffekte zu verstehen. Die Investitions- und Betriebskosten der Wärmebatterien sind darin noch nicht abgezogen.

Unterschieden werden:

• System- und Ressourceneffekte: vermiedene alternative Flexibilitätskapazitäten, Fuel Switching, Redispatch und Must-run-Kosten;
• fiskalische Effekte: vermiedene Zahlungen für EU-ETS-Zertifikate;
• mögliche Marktpreiseffekte: preisdämpfende Wirkung einer geringeren Gasnachfrage.

7.1 Abgrenzung der Szenarien

• Szenario 1: Betrieb ausschließlich nach § 13k EnWG; für §-13k-Strom wird kein variables Netzentgelt angesetzt.
• Szenario 2: systemdienlicher und marktoptimierter Betrieb mit vollen Netzentgelten für den bezogenen Strom.
• Szenario 3: systemdienlicher und marktoptimierter Betrieb mit Netzentgeltbefreiung für den bezogenen Strom.

Die Vollbenutzungsstunden sind szenariospezifische Annahmen. Ihre tatsächliche Höhe hängt insbesondere von der zukünftigen Strompreis-Dauerlinie, den zukünftigen Netzentgelten, den Brennstoff- und CO₂-Preisen, der regionalen Netzsituation und der verfügbaren Prozesswärmenachfrage ab.

7.2 Szenario 1: Betrieb ausschließlich nach § 13k EnWG

In Szenario 1 werden Wärmebatterien nur eingesetzt, wenn nach § 13k EnWG zusätzliche Strommengen zur Vermeidung einer prognostizierten Abregelung zugeteilt werden. Für das Fuel Switching wird kein eigenständiger Energiekostenvorteil angesetzt.

Die geringe Zahl nutzbarer Stunden begrenzt die Auslastung und erschwert stark die Refinanzierung der Umrüstungsinvestitionen. Die Wirtschaftlichkeit der Investition bleibt von der jeweiligen Prozessstruktur, den Investitionskosten und möglichen zusätzlichen Erlösen abhängig und dürfte in vielen Fällen nicht gegeben sein.

• Vermiedene annualisierte Kosten alternativer Flexibilitätskapazitäten 2045: 1,11 Mrd. €
• Netto-Energiekosteneffekt des Fuel Switching 2045: 0,00 Mrd. €
• Vermiedene ETS-Zahlungen 2045: 0,48 Mrd. €
• Vermiedene Redispatchkosten im Übertragungsnetz 2045: 1,14–1,59 Mrd. €
• Mögliche Verringerung fossiler Must-run-Kosten 2045: 0,30–0,50 Mrd. €
• Möglicher Gasmarkt-Preiseffekt 2045: 0,13–0,23 Mrd. €
• Brutto-Gesamteffekt der Modellrechnung 2045: 3,16–3,91 Mrd. €

Das Szenario erschließt nur einen sehr begrenzten Anteil des angenommenen Wärmebatteriepotenzials. Sein wesentlicher Nutzen liegt in der Aufnahme konkret prognostizierter Abregelungsmengen und der damit verbundenen Verringerung von Engpassmaßnahmen.

7.3 Szenario 2: Markt- und netzoptimierter Betrieb mit regulären Netzentgelten

In Szenario 2 wird der Brennstoffwechsel anhand der Strommarktpreise betriebswirtschaftlich optimiert. Es erfolgt ein stündlicher Abgleich zwischen Strombezug auf Basis des Strom-Großhandelspreises gegenüber den Kosten eines wärmeäquivalenten Bezugs von Erdgas.

Der Strombezug wird zusätzlich durch ein regionales Netzsignal zur Vermeidung von Netzengpässen begrenzt. Auf den Strombezug fallen weiterhin variable Netzentgelte inklusive Umlagen und Abgaben sowie der aktuell gültige volle Leistungspreis an. Dadurch bleibt eine elektrische Wärmenutzung auf Stunden mit negativem Strompreis begrenzt.

3.200 Volllaststunden mit negativem Strompreis im Jahr 2045 stellen im Vergleich zu etwa 500 Stunden im Jahr 2025 eine erhebliche Steigerung dar. Die Anzahl dieser Stunden hängt unter anderem vom Zubau bei erneuerbarer Erzeugung, Speichertechnologien, Elektrolyseuren und dem Netzausbau ab.

Für einen privaten Investor ist dies nicht prognostizierbar. Somit unterbleiben in der Regel Investitionen in Wärmebatterien. Aus heutiger Sicht ist es unwahrscheinlich, dass zukünftig in mehr als einem Drittel des Jahres negative Strompreise existieren.

7.4 Szenario 3: Systemdienlicher und marktoptimierter Betrieb ohne Netzentgelte

Szenario 3 unterstellt, dass systemdienlicher Strombezug von variablen und fixen Netzentgelten befreit wird. Umlagen, Abgaben und sonstige verbleibende Stromnebenkosten werden weiterhin berücksichtigt.

Unter diesen Annahmen erreicht die Stromaufnahme im Jahr 2045 die verwendete Planungsgröße von rund 80 TWh/a.

• Vermiedene annualisierte Kosten alternativer Flexibilitätskapazitäten 2045: 6,78 Mrd. €
• Netto-Energiekosteneffekt des Fuel Switching 2045: 0,22–1,82 Mrd. €
• Vermiedene ETS-Zahlungen 2045: 2,88 Mrd. €
• Vermiedene Redispatchkosten im Übertragungsnetz 2045: 1,14–1,59 Mrd. €
• Mögliche Verringerung fossiler Must-run-Kosten 2045: 1,20–2,50 Mrd. €
• Möglicher Gasmarkt-Preiseffekt 2045: 0,80–1,40 Mrd. €
• Brutto-Gesamteffekt der Modellrechnung 2045: 13,02–16,97 Mrd. €

Das Szenario weist unter den gewählten Annahmen betriebswirtschaftlich attraktive Vollbenutzungsstunden und hohe volkswirtschaftliche Brutto-Einspareffekte auf. Die notwendige Netzentgeltbefreiung ist systemisch begründbar, da die Anlagen systemdienlich betrieben werden und ihre Stromaufnahme in kritischen Netzsituationen begrenzen.

7.5 Einordnung der monetären Ergebnisse

Die ausgewiesenen Gesamteffekte dürfen nicht unmittelbar als volkswirtschaftliche Nettoersparnis interpretiert werden. Noch abzuziehen sind insbesondere:

• annualisierte Investitionskosten der Wärmebatterien;
• fixe und variable Betriebskosten;
• Instandhaltung und Ersatzinvestitionen;
• zusätzliche Netzanschluss-, Mess- und Steuerungskosten.

Für Szenario 3 wird ein Investitionsbedarf für die Wärmebatterien von rund 11 bis 13 Mrd. € angenommen. Die kumulierten Bruttoeffekte können damit verglichen werden.

7.6 Kumulierte Bruttoeffekte

Für Szenario 3 ergibt sich für den Zeitraum 2030 bis 2045 eine kumulierte Bruttoeinsparung von 126 bis 161 Mrd. €. Unterstellt werden ein operativer Wirkungsbeginn ab 2030 und ein linearer Ausbau zwischen den Stützjahren.

Der Wert ist ein nicht diskontierter Brutto-Wert einschließlich vermiedener ETS-Zahlungen und des angenommenen Gasmarkt-Preiseffekts, vor Abzug der Investitions- und Betriebskosten der Wärmebatterien.

7.7 Erdgassubstitution und direkte CO₂-Minderung

Die Energiemengen werden in der Modellrechnung als thermisches Substitutionsäquivalent ausgewiesen. Die tatsächlich vermiedene Brennstoffenergie hängt von den Wirkungsgraden der elektrischen und gasbasierten Wärmeerzeugung ab.

• Szenario 1: 12–15 TWh/a Erdgassubstitution im Jahr 2045; etwa 105 TWh kumuliert von 2030 bis 2045; direkte CO₂-Minderung von 2,4–3,0 Mio. t/a im Jahr 2045.
• Szenario 2: keine belastbare Quantifizierung aufgrund der wirtschaftlich unsicheren Nutzung.
• Szenario 3: rund 80 TWh/a Erdgassubstitution im Jahr 2045; etwa 615 TWh kumuliert von 2030 bis 2045; direkte CO₂-Minderung von rund 16 Mio. t/a im Jahr 2045.

Die Werte beschreiben vermiedene direkte Emissionen der industriellen Wärmeerzeugung. Die systemweite Netto-Emissionsminderung kann insbesondere in den Jahren 2030 und 2037 geringer ausfallen, wenn der zusätzliche Strombezug teilweise durch fossil befeuerte Grenzkraftwerke gedeckt wird.

7.8 Schlussfolgerung aus dem Szenarienvergleich

Der Vergleich zeigt, dass die Nutzung industrieller Wärmebatterien nicht allein vom technischen Potenzial abhängt. Entscheidend sind die durch eine Befreiung von Netzentgelten erreichbaren Vollbenutzungsstunden des Strombezugs.

Der auf § 13k EnWG begrenzte Betrieb erschließt nur einen sehr kleinen Teil des Potenzials. Die zusätzliche Marktoptimierung könnte die Nutzung deutlich erhöhen, bleibt aber bei nicht deutlich reduziertem Leistungspreis wirtschaftlich zumeist unattraktiv.

Eine Entlastung vom variablen Netzentgelt und Leistungspreis erweitert das wirtschaftliche Einsatzfenster entscheidend und führt in der Modellrechnung zur höchsten Stromaufnahme.

8 Einordnung der Ergebnisse auf die Stromsystemkosten

Die in Kapitel 7 ausgewiesenen Kostenentlastungen wirken grundsätzlich volkswirtschaftlich ressourcenschonend. Eine Sonderstellung nehmen jedoch die dort dargestellten ETS-Kosten ein. Sie stellen für Unternehmen reale Kosten- und Investitionssignale dar, sind aus gesamtwirtschaftlicher Sicht aber zunächst Zahlungsströme innerhalb des Wirtschaftsraums.

CO₂-Preise beeinflussen Investitionsentscheidungen, Standort- und Produktionsentscheidungen, Innovationsanreize sowie die Verteilung von Kosten zwischen Unternehmen, Staat und Verbrauchern. Über Preis-, Nachfrage- und Multiplikatoreffekte können sie damit gesamtwirtschaftlich relevante Wirkungen entfalten und werden daher als Kosten berücksichtigt.

Die im Szenario 3 ermittelte jährliche Brutto-Gesamtersparnis für das Stützjahr 2045 beträgt 13 bis 17 Mrd. €/a. Um diese mit den erwarteten Gesamtstromsystemkosten 2045 der Volkswirtschaft von 305 Mrd. €/a vergleichen zu können, müssen Fuel Switching und Gasmarkt-Preisdämpfung herausgerechnet werden.

Es verbleibt folgende methodisch vergleichbare Ersparnis im Jahr 2045:

• 6,8 Mrd. €/a alternative Flexibilitätskapazitäten;
• 2,88 Mrd. €/a Kosten für ETS-Zertifikate;
• 1,59 Mrd. €/a Redispatch-Einsparungen;
• 1,20 Mrd. €/a Must-run-Kraftwerke.

Insgesamt ergibt sich eine Ersparnis von 12,5 Mrd. €/a. Bezogen auf die modellierten volkswirtschaftlichen Systemgesamtkosten 2045 von 305 Mrd. €/a entspricht dies einer dauerhaften, strukturellen Senkung der Gesamtsystemkosten 2045 um 4 % p.a.

Ein entscheidender Investitionsanreiz liegt in einer an vergleichbaren Systemwirkungen orientierten vollständigen Gleichbehandlung von Wärmebatterien und Elektrolyseuren. Würde der derzeit kostenrelevante Leistungspreis für den Strombezug von Wärmebatterien auf das für Elektrolyseure vorgeschlagene Kapazitätsentgelt abgesenkt, könnte dies die Wirtschaftlichkeit entsprechender Investitionen deutlich verbessern und damit deren Umsetzung absichern und beschleunigen.

Für das Jahr 2045 wird ein deutlich niedrigerer Erdgasverbrauch als 2025 erwartet. Eine Verringerung des Erdgasverbrauchs um bis zu 80 TWh pro Jahr in 2045 könnte den deutschen Nettoimportbedarf entsprechend reduzieren.

Die im Szenario 3 für 2045 errechnete jährliche CO₂-Minderung von 16 Mio. t ist im Verhältnis zu den Emissionen des Industriesektors ein quantitativ relevanter Beitrag. Die kumulierte Einsparung von bis zu 123 Mio. t entspricht der vollständigen Vermeidung der Emissionen des gesamten deutschen Industriesektors für ein komplettes Kalenderjahr.

9 Regulatorische Behandlung von Wärmebatterien im Rahmen von § 13k EnWG und AgNes

9.1 Heutige und geplante regulatorische Behandlung

§ 13k EnWG zielt darauf, zusätzliche Stromnachfrage in Entlastungsregionen zu aktivieren und dadurch die netzengpassbedingte Abregelung erneuerbarer Stromerzeugung zu reduzieren. Die BNetzA definiert hierfür unter bestimmten Voraussetzungen drei Segmente: die Substitution fossiler durch elektrische Wärmeerzeugung, netzgekoppelte Speicher sowie neu zu errichtende Elektrolyseure und Großwärmepumpen.

Außerhalb der spezifischen Regelungen des § 13k EnWG besteht für industrielle Power-to-Heat-Anwendungen bislang keine allgemeine, an ihrer flexiblen Betriebsweise ausgerichtete Netzentgeltprivilegierung. Zudem werden flexible Lasten durch hohe Netzentgelte bei niedrigen Volllaststunden wirtschaftlich unattraktiv gemacht. Für Wärmebatterien ist das besonders relevant, weil sie gerade dann wirtschaftlich laufen könnten, wenn viel erneuerbarer Strom verfügbar ist.

Die Bundesnetzagentur hat mit dem Festlegungsverfahren zur Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) eine grundlegende Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik nach dem Außerkrafttreten der StromNEV eingeleitet. Relevante Ansätze für Power-to-Heat sind:

• Dynamische Netzentgelte: zeitlich differenzierte Entgeltsignale können Anreize zur Verlagerung des Strombezugs in netzseitig günstigere Zeiträume setzen.
• Grund- oder Kapazitätspreise: Die Entgeltstruktur könnte die vorgehaltene beziehungsweise bestellte Anschlusskapazität stärker gewichten.
• Breitere Kostenbasis: Es wird diskutiert, ob künftig auch Einspeiser an Netzkosten beteiligt werden sollten.
• Flexibilität und Netzdienlichkeit: Die Reform soll Anreize für flexible Verbrauchsreaktionen schaffen und zugleich netzbelastende Betriebsweisen vermeiden.

Aus dem derzeitigen Diskussionsstand lässt sich ableiten, dass für flexible industrielle Verbraucher eher spezifische beziehungsweise konditionierte Entgeltregelungen als eine generelle Netzentgeltbefreiung diskutiert werden.

9.2 Regulatorische Defizite und Marktintegration

Die Bundesnetzagentur betont in ihrem aktuellen Bericht, dass die prozessuale und marktseitige Einbindung neuer industrieller Flexibilitäten in das bestehende Redispatch-Regime noch erhebliche Defizite aufweist.

Damit ein Industrieunternehmen seine PtH-Anlage als flexibel zuschaltbare beziehungsweise reduzierbare Last zur Engpassentlastung bereitstellt, bedarf es eines langfristig verlässlichen regulatorischen Rahmens und hinreichend kalkulierbarer wirtschaftlicher Anreize.

Die aktuellen Mechanismen des § 13k EnWG bieten zwar erste Ansätze für das Prinzip „Nutzen statt Abregeln“, sind jedoch in der Praxis für viele Industrieunternehmen administrativ zu komplex und investitionsseitig nicht attraktiv genug, um die hohen initialen Investitionskosten für die notwendigen thermischen Großspeicher zu rechtfertigen.

10 Regulatorischer Vergleich von Wärmebatterien und Elektrolyseuren

Die BNetzA begründet die Sonderbehandlung der Elektrolyseure nicht damit, dass diese Stromspeicher seien. Sie bezeichnet sie ausdrücklich als Stromverbraucher. Als möglichen Rechtfertigungsansatz für eine besondere Netzentgeltbehandlung von Elektrolyseuren nennt die BNetzA deren Beitrag zur Verwirklichung der nationalen Energie- und Klimapläne sowie zum Wasserstoffhochlauf.

10.1 Funktionaler Vergleich

Viele Charakteristika von Elektrolyseuren und Wärmebatterien stimmen überein:

• Stromseitige Funktion: Beide sind flexible elektrische Großlasten.
• Energieumwandlung: Elektrolyseur: Strom zu Wasserstoff; Wärmebatterie: Strom zu Prozesswärme beziehungsweise thermischer Speicherung.
• Rückspeisung ins Stromnetz: Bei beiden findet keine Rückspeisung statt.
• Speicherfähigkeit des Produkts: Wasserstoffspeicher beziehungsweise Wasserstoffnetz beim Elektrolyseur; Wärmespeicher, Prozessinventar oder thermische Masse bei der Wärmebatterie.
• Alternative Versorgung: Wasserstoffspeicher, Import oder Produktionsanpassung beim Elektrolyseur; Erdgas- beziehungsweise Wasserstoffbrenner bei der Wärmebatterie.
• Abschaltbarkeit: Elektrolyseure sind grundsätzlich flexibel, aber durch Wasserstoffabnahme und RFNBO-Vorgaben eingeschränkt; Wärmebatterien können durch Umschaltung auf Gas oder Wasserstoff uneingeschränkt abgeschaltet werden.
• Dynamik: Elektrolyseure werden vorzugsweise konstant und in Volllast betrieben; Wärmebatterien können häufige und schnelle Volllastwechsel sowie Teillastbetrieb ermöglichen.
• Nutzung günstiger Stromstunden: Bei beiden zentraler Bestandteil des Geschäftsmodells.
• Lokale Netzwirkung: Bei beiden standort- und fahrweisenabhängig.
• Klimapolitische Verankerung: Elektrolyseure sind explizit in Wasserstoffzielen verankert; Wärmebatterien in allgemeinen Industrie-, Wärme- und Dekarbonisierungszielen.

Der entscheidende gemeinsame Nenner lautet nicht „Speicher“, sondern: steuerbare Sektorkopplungsanlage, die Strombezug zeitlich verschieben oder vollständig unterbrechen und damit das Stromsystem entlasten kann.

Aus Sicht des Stromnetzes sind beide Anlagen zunächst große, steuerbare Verbraucher. Bei gleicher Anschlussleistung, gleichem Netzanschlusspunkt und vergleichbarem zeitlichem Lastprofil ist das erzeugte Endprodukt für die unmittelbare physikalische Netzbeanspruchung zunächst nachrangig.

Wenn zwei Anlagen

• dieselbe Anschlussleistung beanspruchen,
• in denselben Überschussstunden Strom aufnehmen,
• in Netzengpass- und Knappheitsstunden zuverlässig abschalten und
• vergleichbar fernsteuerbar sind,

ist eine unterschiedliche arbeitsbezogene Netzentgeltbehandlung allein aufgrund des erzeugten Endprodukts schwer zu begründen.

Hybride Wärmebatterien unterscheiden sich von monovalent elektrifizierten Prozesswärmeanlagen. Bei einer monovalenten Anlage kann eine Abschaltung des Strombezugs Produktion, Qualität und Anlagenzustand gefährden. Bei SP2H kann dagegen auf Gas oder später Wasserstoff umgeschaltet werden.

Der Elektrolyseur koppelt Strom- und Wasserstoffsystem. SP2H koppelt Strom-, Wärme- und Gas- beziehungsweise Wasserstoffsystem. Eine Bevorzugung nur der Strom-Wasserstoff-Kopplung würde eine bestimmte Umwandlungskette regulatorisch privilegieren, obwohl die direkte Umwandlung von Strom in Wärme für die Dekarbonisierung von Prozesswärme häufig energetisch effizienter ist.

Beide Technologien können ihren Strombezug verstärkt in Zeiten hoher Wind- und Solarstromerzeugung verlagern. Dadurch können sie:

• Abregelung vermeiden;
• Strom in Zeiten geringer oder negativer Residuallast aufnehmen;
• erneuerbare Stromerzeugung in andere Sektoren überführen;
• die Nachfrage in Knappheitsstunden reduzieren.

Das Potenzial von Wärmebatterien liegt bei etwa 80 TWh pro Jahr. Damit erreicht es dieselbe Größenordnung wie das von Elektrolyseuren.

Eine SP2H-Anlage benötigt typischerweise:

• relativ hohe elektrische Anschlussleistung;
• begrenzte jährliche Benutzungsstunden;
• hohe Stromaufnahme in wenigen günstigen Zeitfenstern.

Ein reines Kapazitätsentgelt würde die Kosten der vorgehaltenen Anschlusskapazität abbilden und zusätzliche günstige und netzdienliche Betriebsstunden nicht bestrafen.

SP2H erfüllt das Ziel einer flexiblen Stromabnahme, ohne den industriellen Produktionsprozess selbst flexibilisieren zu müssen. Flexibilisiert wird die Energiebereitstellung, nicht der Produktionsprozess. Produktionspläne, Personal, Anlagenzustand und Produktqualität können weitgehend konstant bleiben.

Direkte Stromnutzung für Prozesswärme kann Investitionen in teure Elektrolyseure, Wasserstoffverdichter, Wasserstoffspeicher, H₂-Transportnetze, Wasserstoffbrenner und Rückverstromungskapazitäten vermeiden oder reduzieren. SP2H benötigt zwar eine leistungsfähige elektrische Anbindung, kann aber bestehende industrielle Gasinfrastruktur und vorhandene Prozessanlagen weiterverwenden.

10.2 Warum der Wasserstoffpfad nicht einseitig privilegiert werden sollte

Technologieoffene Auslegung des Sonderentgelts

Eine mögliche technologieoffene regulatorische Kategorie wäre ein Kapazitätsentgelt für qualifizierte, steuerbare und systemdienliche Sektorkopplungslasten.

Darunter könnten fallen:

• Elektrolyseure;
• hybride industrielle Wärmebatterien;
• große Wärmespeicher mit Power-to-Heat;
• gegebenenfalls weitere nachweislich flexible Umwandlungsanlagen.

Dies würde die Netzentgeltsystematik technologieoffener machen und eine Diskriminierung zwischen Wasserstoff- und Wärmepfad vermeiden.

Vermeidung einer regulatorischen Fehlsteuerung zugunsten von Wasserstoff

Ein arbeitsbezogenes Netzentgelt für SP2H erhöht die Kosten jeder elektrisch erzeugten Megawattstunde Prozesswärme. Ein Elektrolyseur könnte dagegen dieselbe Strommenge ohne Arbeitsentgelt aufnehmen und daraus Wasserstoff erzeugen.

Dadurch könnte der folgende wirtschaftliche Fehlanreiz entstehen:

• Strom wird zunächst in Wasserstoff umgewandelt.
• Wasserstoff wird transportiert und/oder gespeichert.
• Der Wasserstoff wird anschließend zur Erzeugung industrieller Wärme verbrannt.

Obwohl der direkte Einsatz des Stroms im Prozess energetisch günstiger wäre, könnte der indirekte H₂-Pfad aufgrund der Netzentgelte wirtschaftlich bevorzugt werden.

10.3 Fazit

Systemdienlich betriebene Wärmebatterien (SP2H) müssen hinsichtlich der Netzentgelte ebenso behandelt werden wie Elektrolyseure, da sie nachweislich eine vergleichbare flexible, netzverträgliche und sektorkoppelnde Funktion erfüllen und ebenfalls einen signifikanten Beitrag zur Umsetzung der deutschen Klimaschutzziele leisten.

11 Schlussfolgerungen und Empfehlungen

Der Umbau des deutschen Stromsystems bis 2045 erfordert neben dem weiteren Ausbau erneuerbarer Energien, der Netze und Speicher sowie der Bereitstellung gesicherter Leistung kosteneffiziente Flexibilitätsoptionen auf der Verbrauchsseite. Industrielle Wärmebatterien beziehungsweise Smart-Power-to-Heat-Anlagen (SP2H) sind hierfür besonders geeignet, weil sie industrielle Prozesswärme dekarbonisieren und zugleich das Stromsystem entlasten können.

Ihr wesentlicher Vorteil liegt darin, dass nicht der Produktionsprozess selbst flexibilisiert werden muss, sondern die Energiebereitstellung. Produktionskontinuität, Temperaturführung und Produktqualität bleiben erhalten, während der Strombezug an Stromangebot, Netzsituation und Marktpreise angepasst werden kann.

Die Untersuchung zeigt, dass das realistisch adressierbare Potenzial industrieller Wärmebatterien in Deutschland mit rund 70 bis 90 TWh pro Jahr eine energiewirtschaftlich relevante Größenordnung erreicht. Als Rechengröße wurde ein mittlerer Wert von 80 TWh pro Jahr verwendet. Dieses Potenzial liegt in derselben Größenordnung wie die für 2045 erwarteten verbleibenden Stromüberschüsse und Abregelungsmengen.

Wärmebatterien können, abhängig von der zeitlichen und räumlichen Übereinstimmung, damit einen erheblichen Teil jener Strommengen nutzen, die andernfalls abgeregelt oder durch zusätzliche Speicher-, Elektrolyseur-, Kraftwerks- oder Netzinfrastruktur kompensiert werden müssten.

Die alleinige Anwendung des heutigen § 13k EnWG („Nutzen statt Abregeln“) reicht hierfür nicht aus. Das Instrument ermöglicht die Nutzung ansonsten abgeregelter Strommengen, ist im hier untersuchten Szenario jedoch auf eine begrenzte Zahl von Engpassstunden beschränkt. In diesem Szenario erreichen Wärmebatterien bis 2045 nur etwa 600 bis 900 Vollbenutzungsstunden. Das volkswirtschaftliche Bruttoeinsparpotenzial bleibt mit rund 3,26 bis 3,9 Mrd. Euro im Stützjahr 2045 begrenzt.

Deutlich größere Wirkungen bei einer systemdienlichen und zusätzlich betriebswirtschaftlich optimierten Fahrweise werden aufgrund der Höhe des aktuellen Leistungspreises aus wirtschaftlichen Gründen unterbunden.

Das volle Potenzial wird erst erreicht, wenn systemdienlich betriebene Wärmebatterien von variablen Netzentgelten sowie von Leistungsentgelten weitestgehend befreit werden. In diesem Fall steigen die Vollbenutzungsstunden bis 2045 auf etwa 2.800 bis 3.400 Stunden. Die Anlagen können dann rund 80 TWh Strom pro Jahr nutzen und jährliche volkswirtschaftliche Bruttoeinsparungen von etwa 13 bis 17 Mrd. Euro erzielen.

Kumuliert über den Zeitraum 2030 bis 2045 ergibt sich ein volkswirtschaftliches Brutto-Einsparpotenzial von rund 126 bis 161 Mrd. Euro. Dem steht ein geschätzter industrieller Investitionsbedarf von etwa 11 bis 13 Mrd. Euro gegenüber.

Die Einsparungen entstehen vor allem durch vermiedene Abregelung, geringere Redispatch-Kosten, reduzierte Investitionen in alternative Flexibilitätsinfrastruktur sowie durch die Substitution von Erdgas beziehungsweise künftig teurem Wasserstoff in der Prozesswärme.

Wärmebatterien ersetzen nicht den notwendigen Ausbau der Übertragungsnetze. Die großen Nord-Süd-Transportaufgaben bleiben bestehen. Ihre Bedeutung liegt vielmehr in der Ergänzung des Netzausbaus durch steuerbare industrielle Lasten, insbesondere im Verteilnetz und an industriellen Verbrauchsschwerpunkten.

Aus den Ergebnissen folgt eine klare regulatorische Empfehlung: Systemdienlich betriebene Wärmebatterien sollten bei Netzentgelten und Leistungspreisen grundsätzlich wie Elektrolyseure behandelt werden. Beide Technologien sind flexible Großverbraucher, nehmen Strom in Zeiten hoher erneuerbarer Einspeisung auf, wandeln ihn in eine andere Energieform um und können ihren Strombezug in Knappheits- oder Engpasssituationen reduzieren.

Eine ausschließliche Privilegierung des Wasserstoffpfades könnte bei direkt elektrifizierbaren Prozesswärmeanwendungen zu wirtschaftlichen Fehlanreizen führen. Die Regulierung sollte daher nicht eine bestimmte Technologie oder einen bestimmten Energieträger privilegieren, sondern die nachweisbare systemdienliche Wirkung.

Empfohlen wird daher, Wärmebatterien im AgNes-Prozess ausdrücklich als qualifizierte flexible Sektorkopplungslasten zu berücksichtigen. Die Definition sollte technologieoffen erfolgen. Maßgeblich sollte sein, ob die Betriebsweise der Anlage anhand definierter Markt- und ergänzender Systemsignale flexibel gesteuert werden kann und somit lokale Netzengpässe nicht verschärft.

Systemdienliche Wärmebatterien sollten von variablen Netzentgelten befreit und bei den Leistungsentgelten in vergleichbarer Weise wie Elektrolyseure entlastet werden. Diese Entlastung sollte nicht pauschal für jeden Stromverbrauch gelten, sondern lediglich an systemdienliche Verbrauchsprofile und die Beachtung eines anschlusspunktbezogenen Freigabesignals, der Netzampel, zur Sicherstellung netzdienlicher Fahrweise gebunden werden.

Die Bundesnetzagentur sollte den AgNes-Prozess nutzen, um industrielle Wärmebatterien als regulären Bestandteil eines flexiblen Stromsystems zu verankern. Ohne diese Anpassungen bleibt ein erheblicher Teil des technischen Potenzials betriebswirtschaftlich nicht erschließbar. Mit einer sachgerechten Gleichbehandlung mit Elektrolyseuren können Wärmebatterien dagegen einen substanziellen Beitrag zur Senkung der Stromsystemkosten, zur Stabilisierung industrieller Energiekosten, zur Reduktion von Erdgasimporten und zur Dekarbonisierung der Prozessindustrie leisten.