Hochtemperatur-Wärmespeicher: Prozesswärme puffern, günstigen Strom nutzen

Warum Prozesswärme über 60 Prozent des Industriebedarfs bindet

Prozesswärme ist der größte Energieposten der deutschen Industrie. Sie deckt über 60 Prozent des industriellen Endenergieverbrauchs und rund ein Viertel des gesamten deutschen Endenergieverbrauchs ab. Erdgas ist dabei mit Abstand der wichtigste Energieträger: Laut dem BDEW-Statusreport Wärme verbrauchte die Industrie 2024 rund 303 Milliarden Kilowattstunden Erdgas, davon etwa 214 Milliarden Kilowattstunden allein für Prozesswärme. Erneuerbare Energien tragen bislang nur rund 7 Prozent bei.

Fachleute unterscheiden Prozesswärme nach Temperaturniveau: Niedertemperatur bis 500 Grad Celsius, Mitteltemperatur bis 1.000 Grad und Hochtemperatur ab 1.000 Grad. Trocknen, Vorwärmen und Reinigen liegen im unteren Bereich, das Schmelzen von Metall, Glas oder Zement im oberen. Je höher die geforderte Temperatur, desto schwieriger lässt sich Erdgas durch Strom oder erneuerbare Wärme ersetzen.

Für Betriebe entsteht daraus ein doppeltes Risiko: Sie sind an schwankende Gaspreise gebunden und tragen über den nationalen Brennstoffemissionshandel steigende CO2-Kosten. Wer Prozesswärme künftig aus Strom erzeugt, verlagert das Problem jedoch nur, solange er zu jeder Tageszeit den vollen Börsenpreis zahlt. Genau hier setzen Hochtemperatur-Wärmespeicher an: Sie trennen den Zeitpunkt des Strombezugs vom Zeitpunkt der Wärmenutzung.

Pornainen: Wie die weltgrößte Sandbatterie 100 MWh Wärme puffert

Ein anschauliches Beispiel für einen Feststoffwärmespeicher steht seit 2025 im finnischen Pornainen. Der Anlagenbauer Polar Night Energy nahm die nach eigenen Angaben weltgrößte Sandbatterie im Juni 2025 in Betrieb und weihte sie am 25. August 2025 offiziell ein. Der Speicher leistet 1 Megawatt thermische Leistung und fasst 100 Megawattstunden Wärme.

Technisch ist die Anlage schlicht: Ein rund 13 Meter hoher und 15 Meter breiter Stahltank enthält etwa 2.000 Tonnen zerkleinerten Speckstein. Überschüssiger Strom heizt dieses Schüttgut über Widerstandsheizungen auf mehrere hundert Grad auf. Weil das Material die Wärme sensibel, also über seine Temperaturerhöhung speichert, kann sie später bedarfsgerecht an das Fernwärmenetz abgegeben werden. Der Speicher ist damit rund zehnmal größer als die 2022 in Kankaanpää errichtete Pilotanlage desselben Herstellers.

Für Pornainen bedeutet das: Im Sommer deckt die Sandbatterie fast einen Monat, im Winter knapp eine Woche des Wärmebedarfs. Nach Angaben von Polar Night Energy sinken die jährlichen CO2-Äquivalent-Emissionen des Wärmenetzes um rund 160 Tonnen, was die Klimaemissionen der Fernwärme vor Ort um nahezu 70 Prozent verringert. Das Prinzip ist auf gewerbliche Prozesswärme übertragbar, wenn auch mit anderen Materialien und höheren Zieltemperaturen.

Lade- und Entladeleistung entkoppeln: 573 Minus-Stunden nutzen

Der eigentliche wirtschaftliche Hebel liegt darin, Lade- und Entladeleistung zu entkoppeln. Ein klassischer Elektrokessel erzeugt Wärme nur, wenn er läuft — und zahlt den Strompreis der jeweiligen Stunde. Ein Hochtemperatur-Wärmespeicher dagegen lädt, wenn Strom günstig ist, und gibt die Wärme unabhängig davon ab, wenn die Produktion sie braucht. Ladezeitpunkt und Wärmebedarf müssen nicht mehr zusammenfallen.

Das Preissignal dafür wird immer deutlicher. Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen im deutschen Großhandel ist von 139 Stunden im Jahr 2021 auf 457 Stunden 2024 und einen Rekord von 573 Stunden 2025 gestiegen. Treiber ist der Photovoltaik-Ausbau mit rund 117 Gigawatt installierter Leistung Ende 2025, weshalb die Negativpreise vor allem an sonnigen Sommertagen und an Wochenenden auftreten. Ein Betrieb, der in diesen Fenstern lädt, bezieht Strom nicht nur billig, sondern zeitweise unter null.

Wie groß der Effekt sein kann, zeigt eine Studie, die der Speicherhersteller Kraftblock im Januar 2025 gemeinsam mit der Beratung DWR Eco veröffentlichte. Sie kommt zu dem Ergebnis, dass thermische Speicher in der Industrie günstiger sind als Wasserstoff und als die direkte Elektrifizierung ohne Puffer, und dass sich die Stromkosten für die deutsche Industrie um bis zu 30 Prozent senken lassen. In extremen Preisumfeldern wie in Australien nennt die Studie durch Arbitrage sogar Einsparungen von bis zu 150 Prozent — Werte, die als Modellrechnung zu verstehen sind.

Feststoff, Latentwärme und PCM: Speichertypen bis 1.300 Grad

Für Prozesswärme kommen zwei Speicherfamilien infrage. Sensible Feststoffwärmespeicher nutzen die Temperaturerhöhung eines festen Materials — Sand, Gestein, Keramik oder Beton. Kraftblock aus Sulzbach im Saarland setzt auf ein Granulat aus keramischem Recyclingmaterial, Phosphatbindern und Zuschlagstoffen, das Wärme bis 1.300 Grad Celsius aufnimmt. In Kombination mit Luft als kostengünstigem Wärmeträger sind Prozesstemperaturen bis rund 1.000 Grad möglich; laut Hersteller sinken die Speicherkosten dadurch um bis zu 30 Prozent.

Latentwärmespeicher arbeiten anders. Sie nutzen den Phasenwechsel eines Materials, etwa vom festen in den flüssigen Zustand. Während dieses Phasenübergangs bleibt die Temperatur nahezu konstant, während große Wärmemengen aufgenommen oder abgegeben werden — ideal, wenn ein Prozess Dampf oder Wärme auf einem festen Temperaturniveau braucht. Das Fraunhofer-Institut UMSICHT erforscht dafür unter anderem Metalllegierungen als Phasenwechselmaterial für den Mittel- und Hochtemperaturbereich.

Auch das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt arbeitet an praxisnahen Lösungen: Im Projekt PCM-Grid entwickelt das DLR mit Partnern einen elektrischen Dampferzeuger mit Speicherfunktion, der direkt in einen industriellen Produktionsprozess eingebunden wird. Ein passendes Phasenwechselmaterial wird elektrisch aufgeschmolzen und liefert beim Erstarren Prozessdampf zurück. Welcher Speichertyp passt, hängt vom geforderten Temperaturniveau, der Wärmeform — Dampf, Heißluft oder Thermoöl — und dem Lastprofil des Betriebs ab.

Zusammenspiel mit Elektrokessel, Wärmepumpe und Abwärme

Ein Hochtemperatur-Wärmespeicher entfaltet seinen Nutzen selten allein, sondern als Teil eines Wärmesystems. Auf der Ladeseite kommen meist Power-to-Heat-Komponenten zum Einsatz: Ein Elektrokessel oder Elektrodenkessel wandelt günstigen Strom direkt in Hochtemperaturwärme, während eine Großwärmepumpe niedrigere Temperaturniveaus besonders effizient bedient. Beide laufen bevorzugt in den Stunden mit niedrigen oder negativen Preisen und speisen den Speicher.

Ein zweiter Ladepfad ist industrielle Abwärme. Viele Prozesse geben Wärme ungenutzt an die Umgebung ab; ein Speicher kann sie aufnehmen und zeitversetzt wieder bereitstellen. Die Kraftblock-Studie beziffert den Anteil der Prozesswärme am industriellen Energiebedarf auf bis zu zwei Drittel — entsprechend groß ist das Potenzial, Abwärme und günstigen Strom zu kombinieren, statt beide Quellen getrennt zu betrachten.

Ob sich die Investition trägt, hängt von wenigen Größen ab: der Spreizung zwischen hohen und niedrigen Strompreisen, der Zahl der nutzbaren Ladefenster, dem Temperaturniveau des Prozesses und der Höhe vermiedener Gas- und CO2-Kosten. MySmartEnergy baut, kauft und handelt selbst keine Speicher, sondern begleitet Gewerbe- und Mittelstandsbetriebe neutral bei der Frage, ob und in welcher Auslegung sich ein solches System rechnet — von der Analyse des Lastprofils bis zum Vergleich der Strombeschaffung.