Die Elektrifizierung der Dampferzeugung – Ein zukünftiges Geschäftsfeld für Stadtwerke? (Teil 2)

Nachdem im Teil 1 die unterschiedlichen Geschäftsmodelle vorgestellt wurden, mit denen Stadtwerke an diesem Wachstumsmarkt partizipieren können, widmen wir uns in dieser Ausgabe der aktuellen Wirtschaftlichkeit der Elektrifizierung der Dampferzeugung. Dabei geht es um die Frage: Welche Überlegungen liegen unserem Business Case zugrunde und welche Maßnahmen sollten Stadtwerke ergreifen, um Dampf möglichst kosteneffizient anbieten zu können?

Stunden nutzen, in denen Strom günstiger ist als fossile Energieträger

Eine zentrale Grundüberlegung unseres Business Cases basiert auf einer Analyse der Strom- und Gasmarktpreise der vergangenen Jahre. In immer mehr Stunden des Jahres ist es potenziell günstiger, einen strombasierten Erzeuger zu betreiben. Bereits heute ist ein klarer Trend erkennbar (Abbildung 1), und auch für die Zukunft mit weiterem Aufbau von EE-Erzeugungskapazitäten ist zu erwarten, dass die Stunden mit niedrigen Strompreisen weiter zunehmen werden. Gleichzeitig wächst jedoch generell die Volatilität im Strommarkt. In Zeiten geringer erneuerbarer Erzeugung, etwa bei Dunkelflauten, kann es zu extremen Preisspitzen kommen. Um das wirtschaftliche Potenzial der Elektrifizierung auszuschöpfen, ist es vorerst entscheidend, die Anlagen flexibel zu steuern und jeweils die Energiequelle einzusetzen, die zum aktuellen Zeitpunkt wirtschaftlich attraktiver ist.

Abbildung 1: Anteil der Stunden mit niedrigeren Strompreisen im Vergleich zu Gaspreisen inkl. CO2-Kosten in Deutschland (Quelle: eigene Darstellung basierend auf Daten von energate messenger+)

Neue Umlage in Diskussion

Im Hinblick auf die aktuelle Diskussion2 um die Einführung einer Kapazitätsmarktumlage wird Flexibilität zunehmend zum Schlüsselfaktor. Ob die Umlage tatsächlich kommt, hängt maßgeblich von der künftigen Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus ab. Entscheidet sich die Bundesregierung für ein zentrales Modell, bei dem die benötigte Leistung von der Bundesnetzagentur ausgeschrieben wird, erfolgt die Finanzierung voraussichtlich über eine Umlage. Das EU-Beihilferecht schreibt dabei eine verursachergerechte Refinanzierung vor.3 Dies ist im CISAF-Beihilferahmen4 der EU-Kommission definiert: „Mindestens 90 % der Kosten im Rahmen des Kapazitätsmechanismus müssen den Verbrauchern auf der Grundlage ihres Verbrauchs während mindestens 1 % und höchstens 5 % der Stunden (oder Marktzeiteinheiten) mit den höchsten Preisen in den einzelnen Jahren (oder einzelnen Lieferfenstern) zugewiesen werden.“ – CISAF Anhang I, Zeile 265. Bedeutet, wer in Zeiten knapper Stromverfügbarkeit viel und unflexibel Strom verbraucht, wird überproportional belastet. Besonders betroffen wären Branchen mit hohem Grundlastbedarf und geringen Flexibilitätsoptionen, wie etwa Chemie, Glas, Stahl oder generell dampfnutzende Industrien. Befreiungen oder Privilegierungen sind nach aktuellem EU-Recht nicht vorgesehen.

Resilienz gegenüber Energiepreisrisiken

Ein weiterer zentraler Aspekt ist es, Resilienz gegenüber Energiepreisschocks aufzubauen.

Mit dem Übergang vom nationalen Brennstoff-Emissionshandelssystem (nEHS) zum EU-ETS 2 ist ein deutlicher Anstieg der CO₂-Kosten wahrscheinlich. Zwar soll der Start des ETS 2 auf 2028 verschoben werden, doch an der grundsätzlichen Preisentwicklung ändert das wenig. Auch wenn die Verzögerung zunächst wie eine kurze Entlastung erscheinen mag, bleibt der Trend eindeutig: Fossile Energieträger werden langfristig teurer, CO₂-Kosten gewinnen weiter an Bedeutung, und Themen wie Klimaschutz, Klimarisiken und die Stärkung der Klimaresilienz rücken noch stärker in den Mittelpunkt strategischer Entscheidungen. Studien prognostizieren eine Bandbreite von etwa 60 € bis 320 € pro Tonne CO₂ bis 2030 – je nach Szenario. Für Erdgas bedeutet ein Anstieg um 10 €/t CO₂ eine zusätzliche Belastung von rund 2 €/MWh; bei 150 €/t CO₂ steigt der Preis sogar um etwa 17 €/MWh. Auch im bestehenden EU-ETS 1 ist von steigenden CO₂-Preisen auszugehen – getrieben durch die kontinuierliche Verringerung der Zertifikatsmenge im Rahmen des festgelegten Reduktionspfads.

Parallel dazu wird die Gasversorgung in Deutschland und Europa zunehmend über LNG-Importe vom Weltmarkt abgedeckt. Die stärkere Diversifizierung reduziert zwar die Abhängigkeit von einzelnen Lieferländern, macht die Preise aber stärker vom Weltmarkt abhängig. Damit steigt die Preissensitivität gegenüber globalen Ereignissen, wie Produktionsausfällen, Witterungsspitzen oder geopolitischen Spannungen.

Diese Entwicklungen machen fossile Dampferzeuger anfälliger für Kostenrisiken. Ein Risiko, das durch die gezielte Nutzung strombasierter Erzeugung und Flexibilität im Anlagenpark teilweise abgefedert werden kann.

Business Case: Hybridisierung als Schlüssel zur Wirtschaftlichkeit

Auf Basis der zuvor skizzierten Preisüberlegungen und der erwarteten regulatorischen Einflussfaktoren haben wir in unserem Business Case einen fiktiven Papierproduzenten untersucht (Annahme: Die Entscheidung über die Investition fällt 2026, der Betrieb soll 2027 beginnen). Da die Dampferzeugung vom restlichen Produktionsprozess räumlich getrennt ist, lässt sich diese Betrachtung dabei auch auf andere dampfnutzende Industrien übertragen.

Zunächst haben wir einen direkten Vergleich zwischen einem E-Kessel (Neuinvestition) und einem herkömmlichen Gas-Kessel (Modernisierung) vorgenommen. Die Analyse zeigt: Auf Basis der LCOH-Betrachtung über einen Zeitraum von 15 Jahren ist der Betrieb eines rein elektrischen Kessels aktuell deutlich unwirtschaftlicher (Abbildung 2).

Die zentrale Erkenntnis unseres Business Cases ist jedoch, dass durch die Hybridisierung des Anlagenparks Energiekostenoptimierungspotenziale möglich sind – auf Basis konservativer Annahmen und ohne weitere Optimierungspotenziale einzubeziehen.

Grundlage für die weiteren Optimierungsmöglichkeiten ist der Blick auf die einzelnen Preisbestandteile der LCOH. Unsere Analyse zeigt, dass die Energiekosten der mit Abstand größte Einflussfaktor sind. Besonders ins Gewicht fallen dabei die Netzentgelte, die in unserem Szenario mehr als 35 Prozent der gesamten LCOH bei einem E-Kessel ausmachen. Im Vergleich dazu haben die Investitionskosten (CAPEX) inklusive Netzanschluss nur eine sehr geringe Bedeutung. Sie belaufen sich auf weniger als 5 Prozent der Gesamtkosten. Der zentrale Hebel zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit strombasierter Systeme liegt damit in den laufenden Energiekosten.

Abbildung 2: Levelized Cost of Heat (LCOH) für drei Anlagenkonzepte (eigene Berechnung)

Optimierungspotenziale

Ausgehend von unserem Basisszenario, das auf konservativen Annahmen beruht und keine Optimierungsmöglichkeiten berücksichtigt, kann man die Wirtschaftlichkeit hybrider Lösungen durch gezielte Maßnahmen erheblich verbessern. Um dies zu verdeutlichen, betrachten wir im Folgenden ein konkretes Optimierungsszenario, das exemplarisch das Potenzial aufzeigt.

Exkurs: § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

Ein wesentlicher Ansatzpunkt, um die Wirtschaftlichkeit positiv zu beeinflussen, liegt in den Netzentgelten. Aktuell besteht hierfür noch ein günstiges regulatorisches Zeitfenster, das die Nutzung der individuellen Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV erlaubt.

Für Verbraucher mit einem jährlichen Strombedarf von mehr als 10 GWh (Netzstrom, wobei der E-Kessel auch helfen kann, die 10 GWh zu überschreiten) und einem möglichst gleichmäßigen Leistungsbezug von mindestens 7.000 Vollbenutzungsstunden ist eine Befreiung von bis zu 80 bis 90 Prozent der Netzentgelte möglich – abhängig vom physikalischen Pfad. Entscheidend ist dabei, dass diese Befreiung nicht nur den Strom für den E-Kessel betrifft, sondern den gesamten Stromverbrauch des Standortes.

Nutzung der individuellen Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

Um die 7.000 Vollbenutzungsstunden zu erreichen, kann ein E-Kessel gezielt in jenen Stunden betrieben werden, in denen der Lastbezug des Standortes ansonsten niedriger wäre. Idealerweise dann, wenn die strombasierte Fahrweise ohnehin günstiger ist. Aber selbst in Situationen, in denen die fossile Erzeugung kostengünstiger wäre, kann der zusätzliche Betrieb des E-Kessels sinnvoll sein, da die Reduktion der Netzentgelte für den Gesamtstandort den Effekt deutlich überkompensiert. In unsere Wirtschaftlichkeitsbetrachtung fließen daher zwei zusätzliche Aspekte ein:

• Mehrkosten, die durch den Betrieb des E-Kessels in Stunden entstehen, in denen die Strompreise über den Gaspreisen liegen
• Einsparungen durch reduzierte Netzentgelte gemäß § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV für den gesamten Standort

Die Wirkung ist erheblich. Bei Nutzung der 7.000-Stunden-Regel kann die Amortisationszeit eines hybriden Anlagenkonzeptes von neun Jahren auf nur ein Jahr reduziert werden (Abbildung 3). Der konkrete Effekt hängt jedoch maßgeblich von den betriebsspezifischen Netzentgelten ab.

Abbildung 3: Amortisationszeit Hybrides Anlagenkonzept ohne und mit Nutzung der 7.000-Stunden-Regel im Jahr 2027 (Annahme: § 19 Abs. 2 S. 2 hat auch für das Jahr 2027 weiter Bestand) (Quelle: eigene Berechnung)

Bevorstehende Einschränkung und daraus resultierende Handlungsmaßnahmen

Die Bundesnetzagentur plant, die StromNEV bis Ende 2028 außer Kraft zu setzen. Künftig sollen nicht mehr starre Bandlastmodelle privilegiert werden, sondern vielmehr ein netz- und marktgerechtes Verhalten der Verbraucher. Zwar ist aktuell davon auszugehen, dass die bestehenden Privilegien noch bis Ende 2028 genutzt werden können, die BNetzA ist jedoch befugt, bereits vorher abweichende Regelungen einzuführen (§ 21 Abs. 3 EnWG). Auch eine Verlängerung als Übergangslösung steht laut BNetzA-Diskussionspapier zur Diskussion.7

Die aktuell noch bestehenden und absehbaren regulatorischen Entwicklungen lassen sich in drei wesentliche Handlungsempfehlungen übersetzen:

• Kurzfristig: Maßnahmen umsetzen, zur Nutzung der 7.000-Stunden-Regel, um die Netzentgelte zu reduzieren.
• Mittelfristig/langfristig (2026 bis 2028): Übergangsphase konsequent ausschöpfen, solange die Privilegierung Bestand hat. Flexibilität aufbauen, falls die individuellen Netzentgelte früher als 2028 entfallen und ein dynamisches Modell eingeführt wird.

Weitere Optimierungspotenziale

Neben diesen speziell hervorgehobenen Maßnahmen bestehen weitere Möglichkeiten, die Wirtschaftlichkeit strombasierter Dampferzeuger zu verbessern. Welche davon im Einzelfall sinnvoll und in welchem Umfang nutzbar sind, hängt stark von den individuellen Gegebenheiten des jeweiligen Betriebs ab. In Betracht kommen folgende Optionen:

1. Abwärmequellen erschließen: Die benötigte Leistung des E-Kessels kann durch Nutzung von Abwärme reduziert werden.
2. Eigenstromverbrauch: Einsparung von Netzentgelten durch Eigenstromerzeugung oder OnSite-PPA möglich (Letztere stehen allerdings derzeit im Zusammenhang mit der regulatorischen Einordnung als „Kundenanlage“ in Diskussion).
3. Regelenergievermarktung: Zusatzerlöse durch Teilnahme am Regelleistungsmarkt möglich – Vorhaltung von negativer Regelleistung.
   oder
   Nutzen statt Abregeln nach § 13k EnWG (derzeit nur in bestimmten Regionen im Norden Deutschlands möglich): Strommengen, die normal abgeregelt werden würden, werden vergünstigt an zuschaltbare Lasten verteilt.
4. Thermische Energiespeicher: Möglichkeit, Wärmeproduktion von erneuerbarer Stromproduktion zu entkoppeln. Studien zeigen, dass eine Energiekosteneinsparung von mehr als 30 Prozent möglich ist.
5. Fördermittel nutzen: Im Rahmen des Förderprogramms Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (EEW) oder auf EU-Ebene durch die anstehende Prozesswärmeauktion stehen große Fördertöpfe für strombasierte Lösungen derzeit zur Verfügung. Auch in einzelnen Bundesländern gibt es hierfür spezifische Förderprogramme.

Wie sollten Stadtwerke nun vorgehen?

Stadtwerke sollten zunächst das Marktpotenzial in ihrem Versorgungsgebiet bewerten. Anschließend empfiehlt es sich, in den direkten Austausch mit potenziellen Industriekunden zu treten, um den tatsächlichen Bedarf und die Offenheit für externe Dampferzeugung zu prüfen. Auf dieser Grundlage lässt sich entscheiden, welches der in Teil 1 vorgestellten Geschäftsmodelle für das jeweilige Stadtwerk am besten geeignet ist. Darauf aufbauend können Stadtwerke konkrete Konzepte entwickeln und prüfen, wie Fördermittel gezielt eingesetzt werden können, um die Umsetzung wirtschaftlich zu unterstützen. Natürlich werden auch weitere Contracting-Unternehmen sich diesem Thema annehmen, von daher ist auch Zeit mal wieder ein entscheidender Faktor. In Vertriebsgesprächen zu Gas und Strom sollten auch solche Themen zur Agenda gehören.

Wir begleiten Stadtwerke in diesem Prozess mit unseren interdisziplinären Teams – von der Marktanalyse über die Geschäftsmodellauswahl und Fördermittelakquise bis hin zur Konzeptentwicklung und Umsetzung.

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1 Rödl, Die Elektrifizierung der Dampferzeugung – ein zukünftiges Geschäftsfeld für Stadtwerke? (Teil 1)
2 Zeitung für kommunale Wirtschaft, Neue Stromumlage: Was Merz, Reiche und Co. planen, https://www.zfk.de/politik/deutschland/stromumlage-reiche-plaene-gaskraftwerke-kapazitaetsmarkt.
3 Deutscher Bundestag, Berechnungen zur Höhe der Kapazitätsmarktumlage bei einem zentralen Kapazitätsmarkt, https://dip.bundestag.de/vorgang/berechnungen-zur-h%C3%B6he-der-kapazit%C3%A4tsmarktumlage-bei-einem-zentralen-kapazit%C3%A4tsmarkt/324911.
4 Rödl, CISAF 2025: Neuer beihilferechtlicher Rahmen für private Investitionen.
5 Europäische Kommission, Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF), https://competition-policy.ec.europa.eu/about/contribution-clean-just-and-competitive-transition/clean-industrial-deal-state-aid-framework-cisaf_en.
6 Rödl, EU ETS II – Was bedeutet die zweite Stufe des Emissionshandels für Unternehmen?!.
7 Bundesnetzagentur, Diskussionspapier zur Konsultation im Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes), https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/GBK-GZ/2025/GBK-25-01-1x3_AgNes/GBK-25-01-1%233_Verfahrenseinleitung.html?nn=659906.

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