Power-to-Heat im Betrieb 2026: Strom-zu-Wärme gegen den Gaskessel

Warum sich der Markt 2026 für Power-to-Heat dreht

Power-to-Heat (P2H) bedeutet, Strom direkt in Prozesswärme oder Dampf umzuwandeln — und das lohnt sich vor allem dann, wenn Strom günstig, verschenkt oder sogar bezahlt wird. Der zentrale Treiber dafür ist 2026 messbar: Im Gesamtjahr 2025 verzeichnete der deutsche Day-Ahead-Markt der EPEX Spot 573 Stunden mit negativen Strompreisen. Das ist ein Rekordwert und mehr als eine Vervierfachung gegenüber 139 Stunden im Jahr 2021 (Analyse 1KOMMA5° auf Basis Bundesnetzagentur und EPEX Spot, 16.06.2026). Zum Vergleich: 2016 waren es erst 97 Stunden — der Trend ist also eindeutig.

Der strukturelle Grund liegt im Photovoltaik-Ausbau: Ende 2025 waren in Deutschland rund 117 GW PV-Leistung installiert, deren Erzeugung mittags systematisch die Marktaufnahme übersteigt. Damit liegt Solar erstmals deutlich vor der Windkraft, die auf rund 77,6 GW kommt (Bundesnetzagentur / Marktstammdatenregister, Januar 2026). Die wachsenden Mittagsüberschüsse erhöhen die Zahl der Betriebsfenster, in denen P2H günstiger arbeitet als jeder fossile Kessel (logicenergy.de / ohana-invest.de, 2026).

Der Anstieg verläuft allerdings nicht linear. Von Januar bis Mai 2026 wurden 242 negative Stunden gezählt — praktisch gleichauf mit 248 Stunden im gleichen Zeitraum 2025. Der Mai 2026 lag mit 77 Stunden sogar unter dem Mai 2025 (129 Stunden). Der kontinuierliche Anstieg ist damit erstmals unterbrochen (1KOMMA5° auf Basis BNetzA und EPEX Spot, 16.06.2026). Für die Investitionsplanung heißt das: Die Niedrigpreis-Fenster sind real und zahlreich, aber ihre Häufigkeit schwankt von Jahr zu Jahr. Eine Wirtschaftlichkeitsrechnung sollte deshalb nicht allein auf der Hoffnung weiter steigender Negativstunden aufbauen, sondern auf dem realen Stromkostenniveau Ihres Betriebs. Wer P2H als reine Spitzen- und Überschusstechnik einsetzt, profitiert von diesen Fenstern als Zusatzeffekt, nicht als Geschäftsgrundlage.

Die Break-even-Rechnung: P2H gegen Gas 2026

Ob sich Strom-zu-Wärme rechnet, entscheidet der direkte Kostenvergleich pro Kilowattstunde Wärme. Auf der Gasseite lag der Netto-Energiepreis für Industriekunden (Eurostat-Band I2, Jahresverbrauch 278 MWh bis 2,78 GWh) 2024 bei 5,48 ct/kWh (Statistisches Bundesamt / Eurostat). Für größere Verbrauchsklassen liegen die Werte niedriger, für kleinere höher; neue Gewerbetarife für 2025 und 2026 liegen jedoch oft deutlich über dem Industrieniveau, häufig bei 9 bis 11 ct/kWh (wattline.de). Der konkrete Gaspreis Ihres Lieferantenvertrags ist daher der erste Eingangswert jeder seriösen Rechnung.

Hinzu kommt der CO2-Preis aus dem nationalen Brennstoffemissionshandel (BEHG/nEHS). 2026 gilt ein Preiskorridor von 55 bis 65 EUR pro Tonne CO2, nachdem 2025 noch ein Festpreis von 55 EUR/t galt; die Versteigerungen starten im Juli 2026 an der EEX in Leipzig (DEHSt, 2026). Der CO2-Anteil verteuert die Gaswärme um bis zu rund 1,4 ct/kWh brutto (IHK Darmstadt; Stadtwerke Düsseldorf; finanztip.de, 2026). Jeder Anstieg verschiebt den Break-even zugunsten der Elektrifizierung — und ab 2027 entfällt der Korridor, der Preis wird dann frei am Markt gebildet.

Auf der Stromseite ist die Schwelle klar: Bei Stromkosten unter etwa 4 ct/kWh — ideal aus PV-Direktanbindung — schlägt P2H den Gaskessel deutlich. Aus eigener PV oder Wind ist der Betrieb damit heute bereits wirtschaftlich (solarenergie.de / net4energy.com, 2026). Entscheidend für diese Effizienz ist der Wirkungsgrad: Ein Elektrodenkessel setzt mit 99,9 % nahezu den gesamten Strom in Nutzwärme oder Dampf um (deutsche-thermo.de; energie-experten.org). Die Rechnung ist also keine Glaubensfrage, sondern eine Tabelle: Liegt Ihr effektiver Strompreis in den Betriebsstunden unter dem CO2-bereinigten Gaspreis, gewinnt P2H. In Negativpreis-Fenstern ist dieser Vergleich ohnehin entschieden.

Industriestrompreis: 5 ct/kWh als untere Schwelle

Für energieintensive Betriebe verändert ein politischer Hebel die Rechnung grundlegend. Die EU-Kommission hat den staatlichen Industriestrompreis am 16.04.2026 beihilferechtlich genehmigt (BMWE-Pressemitteilung 16.04.2026; Gleiss Lutz). Der Zielpreis liegt bei rund 5 ct/kWh, also 50 EUR/MWh, und wird auf Basis des Großhandelsstrompreises bestimmt.

Die Mechanik ist wichtig für die Kalkulation: Der Staat zahlt die Differenz zwischen Marktpreis und 5 ct/kWh, und zwar nur für etwa die Hälfte des Verbrauchs. Die Laufzeit ist auf 2026 bis 2028 begrenzt, das Budget beträgt 3,8 Mrd. EUR, profitieren sollen rund 90 Wirtschaftsbereiche (BMWE 16.04.2026; c-ober.de). Begünstigt sind klassische energieintensive Branchen wie Chemie, Glas, Gummi- und Kunststoffwaren sowie die Halbleiterfertigung. Dieser Zielpreis wirkt als untere Schwelle: Unterhalb von 5 ct/kWh gewinnt die direkte Elektrifizierung gegen Gas klar — und genau dort setzt der geförderte Strompreis an.

Bei der Liquiditätsplanung ist allerdings Vorsicht geboten. Die Antragstellung erfolgt rückwirkend; nach derzeitiger Planung ist der Antrag für das Jahr 2026 voraussichtlich erst ab 2027 möglich, abgewickelt über das BAFA (c-ober.de; levonova.energy, Stand Frühjahr 2026). Dieser Punkt ist als Planungsstand und nicht als feste Zusage zu verstehen. Wer eine P2H-Investition auf den Industriestrompreis stützt, sollte die Förderung zunächst als Liquiditätszufluss mit zeitlichem Versatz einplanen und die ersten Betriebsjahre auch ohne diesen Effekt durchrechnen. So bleibt die Investition tragfähig, falls sich Auszahlung oder Förderhöhe verschieben.

Anlagentechnik und Speicher: niedriger CAPEX, hohe Flexibilität

Ein wirtschaftliches Argument für P2H ist der vergleichsweise niedrige Kapitaleinsatz. Die Investitionskosten einer Power-to-Heat-Anlage (Elektrokessel oder Tauchsieder) liegen bei 200 bis 600 EUR pro kW installierter elektrischer Leistung (net4energy.com / solarenergie.de; BDEW). Einzelne Quellen nennen für reine Elektrodenkessel sogar Werte um 180 EUR/kW (energie-lexikon.info). Gegenüber Großwärmepumpen ist das deutlich günstiger, was P2H gerade für die reine Spitzen- und Überschussnutzung attraktiv macht. Diese Spanne ist als marktübliche Orientierung zu verstehen, nicht als verbindlicher Angebotspreis.

Den Hebel von der Überschuss- zur planbaren Wärmeversorgung liefert der Speicher. Hochtemperatur-Stahlspeicher erreichen Speicherkosten unter 4 ct/kWh bei einer Effizienz von 95 % und eignen sich für Dampf- und Hochtemperaturprozesse; die Stahlelemente lassen sich auf bis zu 650 °C aufheizen (Lumenion, energie.blog / berlin-spart-energie.de). Damit lässt sich Strom genau in den Niedrigpreis- und Negativpreis-Phasen einladen und die Wärme später bedarfsgerecht entnehmen — die wirtschaftliche Grundlage für netzdienlichen Betrieb.

Wo Niedertemperaturwärme genügt, ist die Großwärmepumpe eine Ergänzung. Bereits bei einem Strompreis von 150 EUR/MWh (15 ct/kWh) unterschreitet eine Hochtemperatur-Wärmepumpe knapp die Wärmegestehungskosten des Gaskessels — und das ohne Förderung. Mit Förderung von 100 bis 150 EUR je vermiedene Tonne CO2 wird sie deutlich günstiger (spheat.de; Agentur für Erneuerbare Energien, 2025). Die Praxis-Blaupause liefert tesa: Am Standort Hamburg entsteht mit ENERGYNEST eine der größten industriellen P2H-Anlagen Deutschlands mit 10 MW Leistung und 40 MWh thermischem Speicher; damit sollen rund zwei Drittel des jährlichen Dampfbedarfs klimaneutral gedeckt werden (tesa SE, Januar 2026).

Netzentgelte, EMS und das Marktpotenzial

Wer P2H netzdienlich betreibt, kann bei den Netzentgelten sparen. Steuerbare Verbrauchseinrichtungen über 4,2 kW — dazu zählen Heizelemente und Elektrokessel — erhalten nach §14a EnWG reduzierte Netzentgelte. Im Gegenzug müssen sie bei einem tatsächlichen Netzengpass drosselbar sein (Bundesnetzagentur; Netze BW). Standard ist Modul 1 mit pauschaler Netzentgelt-Reduzierung; optional sind auf Antrag Modul 2 oder 3. Wichtig: Gedrosselt wird nur bei echtem Netzengpass, nicht beliebig. Die technische Umsetzung der netzorientierten Steuerung erfolgt nach Plan der Netzbetreiber im Jahr 2026.

Ein organisatorischer Punkt: Sollen mehrere steuerbare Verbraucher an einem Anschluss zusammen mehr als 4,2 kW abrufen, ist in der Regel ein Energiemanagementsystem (EMS) erforderlich, über das die Steuerung läuft (Bundesnetzagentur; Green Planet Energy). Wer mehrere Anlagen elektrifiziert, sollte das EMS daher von Anfang an mitplanen, um die volle Leistung und die Netzentgelt-Vorteile zu sichern.

Das Substitutionspotenzial ist erheblich. Prozesswärme macht 67 % (407 TWh) des industriellen Endenergieverbrauchs aus, die Industrie steht für rund 30 % des deutschen Endenergieverbrauchs, und 24 % des in Deutschland verbrauchten Erdgases gehen in Prozesswärme (Umweltbundesamt; KEI; Agora Industrie, 2024/2025). Nach Einschätzung von Agora Industrie sind rund 50 % der heutigen Prozesswärme wirtschaftlich elektrifizierbar — das entspricht etwa einem Drittel des gesamten industriellen Energiebedarfs; erste Umstellungen werden vor 2030 erwartet (Agora Industrie, Studie 2023, Stand 2025). Mittelständische Betriebe können laut derselben Studie ihre Energiekosten je nach Anwendung um bis zu ein Drittel senken. Diese 50-Prozent-Marke ist eine Studieneinschätzung und kein feststehender Wert. Für den einzelnen Betrieb bleibt die individuelle Break-even-Rechnung maßgeblich.

Häufige Fragen

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