Dampferzeugung dekarbonisieren 2026: Optionen für die Industrie

CO2-Preis 2026: Warum fossiler Dampf teurer wird

Mit dem Jahr 2026 endet im nationalen Emissionshandel (nEHS/BEHG) die Festpreisphase, die von 2021 bis 2025 galt. Erstmals werden die Zertifikate versteigert, und zwar in einem gesetzlich festgelegten Preiskorridor: Der Mindestpreis liegt 2026 bei 55 EUR/t, der Höchstpreis bei 65 EUR/t. In anschließenden Festpreisverkäufen sind 68 EUR/t vorgesehen. Die Versteigerungen an der EEX Leipzig beginnen Anfang Juli 2026 und finden mindestens wöchentlich bis Ende Oktober 2026 statt. Diese Regelung ist über das Brennstoffemissionshandelsgesetz und die Brennstoffemissionshandelsverordnung beschlossen.

Direkt belastet werden die fossilen Brennstoffe, die in der Dampf- und Prozesswärmeerzeugung verbrannt werden, insbesondere Erdgas und Heizöl. Als Faustwert ergibt sich daraus 2026 ein Aufschlag von rund 1,0 bis 1,2 ct/kWh (netto) auf Erdgas; brutto sind es am oberen Korridorrand rund 1,4 ct/kWh. Für einen dampfintensiven Betrieb summiert sich das je nach Verbrauch zu einer spürbaren laufenden Mehrbelastung.

Parallel wirkt der EU-Emissionshandel (EU ETS 1), der große energieintensive Industrieanlagen und die Energiewirtschaft erfasst. Dort liegt der Zertifikatepreis über dem nationalen Korridor: Anfang 2026 rund 65 bis 75 EUR/t CO2 als Marktpreis, schwankend. Das System ist beschlossen, der konkrete Preis aber marktbestimmt und damit als Schätzung zu verstehen. Für dampfintensive Industrie verbessert dieser höhere CO2-Preis die Wirtschaftlichkeit von Dekarbonisierungs-Investitionen zusätzlich, weil der Kostenabstand zwischen fossiler und elektrischer Erzeugung weiter zugunsten der Elektrifizierung verschoben wird.

Strompreis als zentraler Wirtschaftlichkeits-Hebel

Ob sich elektrische Dampferzeugung rechnet, entscheidet vor allem der Strompreis. Bei Neuabschlüssen für kleine und mittlere Industrie liegt der Durchschnitt 2026 bei etwa 16,7 ct/kWh. Ohne Vergünstigungen sind es rund 15 ct/kWh, mit allen Entlastungen dagegen nur etwa 9,5 ct/kWh. Diese Spanne zeigt: Der gleiche Prozess kann je nach Entlastungssituation wirtschaftlich völlig unterschiedlich aussehen. Diese Neuabschlusspreise sind als Marktangabe zu werten, nicht als feste Größe; Eurostat weist für die Industrie 2025 eine Spanne von etwa 16 bis 23 ct/kWh aus.

Hinzu kommt der subventionierte Industriestrompreis. Die EU-Kommission hat die deutsche Beihilfe im April 2026 beihilferechtlich genehmigt. Der Zielpreis liegt bei 5 ct/kWh (50 EUR/MWh) für energieintensive Unternehmen, rückwirkend ab Januar 2026, mit einer Laufzeit von 2026 bis 2028 und einem Gesamtbudget von 3,8 Mrd. EUR. Wichtig: Der gedeckelte Preis bezieht sich nur auf die Energiebeschaffung, und begünstigt sind ausschließlich Betriebe auf der Carbon-Leakage-Liste. Der breite Mittelstand profitiert davon in der Regel nicht.

Für die Bewertung im eigenen Betrieb hilft der Spark Spread, also das Strom-zu-Gas-Preisverhältnis. Die direkte Elektrifizierung der Industriewärme wird gegenüber Erdgas wirtschaftlich, sobald dieses Verhältnis ein Niveau von etwa 1,5 bis 2,5 erreicht. Für anspruchsvollere Prozesse über 165 Grad C ist allerdings ein Verhältnis nahe 1 erforderlich, weil hier mehr Strom je Wärmeeinheit benötigt wird. Diese Schwellen sind als Orientierung zu verstehen. Wer über elektrische Dampferzeugung nachdenkt, sollte zunächst den eigenen Bezugspreis prüfen, eine mögliche Entlastung einkalkulieren und das resultierende Preisverhältnis gegen die Temperaturanforderung des Prozesses stellen.

Wärmepumpe oder Elektrodenkessel: die Temperaturfrage

Welche Technologie passt, hängt zuerst von der benötigten Temperatur ab. Die Hochtemperatur-Wärmepumpe ist die relevante Option bis ca. 200 Grad C. Oberhalb von 200 Grad C ist der Elektrodenkessel die Schlüsseltechnologie für Dampf. Hybride Kombinationen sind möglich, sodass beide Technologien in einem Betrieb nebeneinander stehen können.

Hochtemperatur-Wärmepumpen können inzwischen Dampf beziehungsweise Prozesswärme auf industriellem Niveau bereitstellen. Mit Spezial-Kolbenkompressoren wird ein Vorlauf bis ca. 200 Grad C erreicht, was Sattdampf bis ca. 6 bar absolut entspricht. Die Leistungszahl COP liegt typisch bei 2,5 bis 3,5, bei Dampferzeugung teils bei etwa 2,3. Eine DLR-Versuchsanlage in Cottbus erreicht sogar bis 300 Grad C Wärmeabgabetemperatur. Diese Angaben spiegeln den Technologiestand 2025/2026 wider und sind als Orientierung, nicht als garantierte Betriebswerte zu lesen. Der COP ist die zentrale Effizienzkennzahl: Ein COP von 3 bedeutet, dass aus einer Kilowattstunde Strom rund drei Kilowattstunden Wärme entstehen.

Elektrodenkessel arbeiten nach dem Power-to-Heat-Prinzip und bieten eine sehr schnelle Regelbarkeit. Sie sind bereits in industriellem Maßstab für Dampf in der Umsetzung. Ein konkretes Referenzprojekt im Chemiepark Leuna liefert bis zu 45 t Dampf pro Stunde bei 47 bar und 320 Grad C, bei einer Leistung von 35 Megawatt. Die Inbetriebnahme ist für das erste Quartal 2026 vorgesehen. Aus dem Stand-by erreicht die Anlage in wenigen Minuten die Volllast. Dieses Projekt ist als geplant einzuordnen.

Hybrid als risikoarmer Einstieg, Wasserstoff als Ausblick

Wer den Umstieg nicht in einem Schritt wagen will, fährt mit Hybridsystemen risikoärmer. Dabei werden bestehende gasbefeuerte Dampfkessel um elektrische Komponenten ergänzt, also um einen Elektrodenkessel oder eine Wärmepumpe, und flexibel betrieben: elektrisch bei niedrigen Strompreisen, sonst mit Gas. Das senkt das Investitionsrisiko und ermöglicht einen stufenweisen Umstieg, ohne die Versorgungssicherheit aufs Spiel zu setzen.

Die Kombination aus Hybridbetrieb, Wärmespeicher und Lastverschiebung verbessert die Wirtschaftlichkeit erheblich, und das besonders bei höheren Dampftemperaturen. Der Speicher entkoppelt Erzeugung und Verbrauch, die Lastverschiebung nutzt günstige Strompreisfenster. So lässt sich der teure Strom gezielt dann einsetzen, wenn er billig ist, während Gas die Spitzen oder Hochpreisphasen abdeckt.

Grüner Wasserstoff für Dampf bleibt 2026 dagegen ein Ausblick, kein Regelfall. Die Gestehungskosten für die Industrie liegen 2026 je nach Quelle bei rund 5 bis 10 EUR/kg und damit weit über dem Erdgas-Niveau; konservativ ist mit etwa 8 EUR/kg zu rechnen. Die langfristige Perspektive nennt 3 bis 5 EUR/kg. Der Strombezug dominiert die Kosten mit rund 50 %. Auch die Infrastruktur ist erst im Aufbau: Die Bundesnetzagentur hat das Wasserstoff-Kernnetz am 22. Oktober 2024 mit 9.040 km Leitungslänge genehmigt; die Umsetzung soll bis 2032 abgeschlossen sein, einzelne Leitungen können bis 2037 verschoben werden. Diese Angaben sind als geplant beziehungsweise Ausblick einzuordnen. Für die meisten Betriebe ist Wasserstoff damit aktuell keine tragfähige Option für die Dampferzeugung.

Förderung nutzen: BAFA EEW als Wirtschaftlichkeits-Hebel

Die Dampferzeugung betrifft einen großen Hebel: Prozesswärme ist der größte industrielle Energieverbraucher und macht rund zwei Drittel des industriellen Endenergieverbrauchs aus, etwa 1.700 PJ (Stand 2021). Davon liegen ca. 36 % unter 200 Grad C, also rund ein Fünftel des gesamten Industrie-Energieverbrauchs. Dampf macht einen erheblichen Teil der Prozesswärme-Anwendungen aus. Damit liegt ein großer Anteil genau im Temperaturbereich, in dem Elektrifizierung technisch möglich ist. Die Datenbasis stammt aus 2021, die Größenordnung gilt weiterhin für 2026.

Die Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft (BAFA EEW) federt die Investitionskosten ab. Modul 2 fördert Prozesswärme aus erneuerbaren Energien, unter anderem Wärmepumpen, mit gestaffelten Zuschussquoten: kleine Unternehmen 60 %, mittlere 50 %, Nicht-KMU 40 % der förderfähigen Kosten, maximal 20 Mio. EUR Zuschuss pro Vorhaben. Der Antrag läuft seit dem 15.09.2025 über die Förderzentrale Deutschland und ist aktiv.

Ergänzend greifen weitere Module für den Umstieg von Gas- auf Strom-Dampferzeugung. Modul 4 fördert in der Basisförderung die energie- und ressourcenbezogene Optimierung, einschließlich Prozess-Elektrifizierung, mit pauschal 15 % (kleine Unternehmen) und 10 % (mittlere Unternehmen) der förderfähigen Investitionskosten; eine Premiumförderung mit Dekarbonisierungsbonus ist zusätzlich möglich, maximal 20 Mio. EUR pro Vorhaben. Modul 6 fördert gezielt die Elektrifizierung kleiner Unternehmen, also den Ersatz gas-, kohle- oder ölbetriebener Anlagen durch elektrische, mit bis zu 33 % der förderfähigen Kosten (De-minimis), maximal 200.000 EUR pro Vorhaben. Die konkrete Quote hängt von der gewählten Förderlinie ab; eine projektbezogene Prüfung bleibt nötig.

Häufige Fragen

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