Abb. 4: Vergleich der jährlichen Energiekosten. (Bild: eigene Darstellung)
Netzentgelte fallen ins Gewicht
Der Vergleich zeigt, dass Erdgas trotz des Effizienznachteils im Jahr 2024 der günstigere Energieträger für diesen Anwendungsfall war (siehe Abb. 4). Mit Erdgas konnte das betrachtete Unternehmen im Vergleich zur günstigsten strombasierten Alternative 554.350 € sparen. Dies liegt jedoch nicht an den reinen Energiepreisen. Denn diese sind bei Strombezug zu Spotmarktpreisen sogar günstiger als Erdgas. Der Kostenunterschied ist hauptsächlich durch die Höhe der Netzentgelte und durch die Systematik, mit der sie berechnet werden, begründet. Die Kombination mit einem Speicher ist in diesem Fallbeispiel wirtschaftlich nicht bessergestellt als der konstante Betrieb. Obwohl die Möglichkeit besteht, den Strom zu den niedrigsten Preisen einzukaufen, erzielt das Unternehmen ebenfalls aufgrund der Netzentgeltsystematik keine geringeren Gesamtkosten.
Während großindustrielle Unternehmen bereits seit 2005 für ihren CO₂-Ausstoß Zertifikate über das Europäische Emissionshandelssystem (ETS 1) erwerben müssen, zahlten mittelständische Unternehmen nur nationale CO₂‑Preise. In Deutschland wurden diese erst 2021 eingeführt und betragen 2025 55 €/t CO₂. 2026 kann der Preis auf bis zu 65 €/t CO₂ steigen. Ab 2028 sollen sämtliche nationale CO₂-Preise der europäischen Staaten in das zweite Emissionshandelssystem (ETS 2) überführt werden. Wird das ETS 2 wie geplant realisiert, bildet sich der Preis frei nach Angebot und Nachfrage. Die CO₂-Preise werden dann langfristig steigen, da jährlich weniger Zertifikate in den Markt gegeben werden. Gleiches gilt für das erste Emissionshandelssystem. Hinzu kommt, dass kostenfreie Zertifikate, die die energieintensive Industrie zur Erhaltung ihrer Wettbewerbsfähigkeit erhalten hat, bis 2034 vollständig abgeschafft werden. Die Industrie erhält bis dahin jedes Jahr weniger von diesen kostenlosen Zuteilungen und muss zukünftig mehr Zertifikate kaufen. Es ist nicht nur abzusehen, dass fossile Brennstoffe durch die Besteuerung teurer werden, es sind auch positive Entwicklungen bei den Stromnetzentgelten zu beobachten.
Der Vergleich zeigt, dass das größte Hindernis für einen wirtschaftlichen Betrieb der PtH-Anlage mit Speicher die Netzentgelte sind. Die aktuelle Auslegung fördert einen besonders gleichmäßigen Strombezug. Unternehmen mit einem besonders hohen und gleichmäßigen Verbrauch erhalten sogar Rabatte, die in der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV § 19) geregelt sind. Die Bundesnetzagentur plant, diese Systematik zu verändern. Statt eines gleichmäßigen Verbrauchs soll über die Netzentgelte ein Anreiz geschaffen werden, der ein flexibles Abnahmeverhalten belohnt. Dies ist insbesondere durch die Volatilität des steigenden Anteils von Photovoltaik und Windkraftanlagen an der Stromerzeugung bedingt.
Mit einem Mitte 2024 veröffentlichten Eckpunktepapier der Bundesnetzagentur zur Fortentwicklung der Industrienetzentgelte im Elektrizitätsbereich, wurde die Veränderung der Netzentgeltrabatte nach § 19 Abs. 2 StromNEV in Gang gesetzt [21]. Eine Gesamtreform der Netzentgelte wird ebenfalls gefordert. Zudem ist abzuwarten, welche Einflüsse die Maßnahmen der neuen Bundesregierung auf die Energiepreise haben werden.
Die Technologie für die Umstellung der industriellen Prozesswärmeerzeugung auf erneuerbare Energieträger ist vorhanden und kommerziell verfügbar. Sobald die Gesetzesgrundlage angepasst ist, kann diese Technologie industriell angewandt werden. Somit kann der inländischen Industrie ein Kostenvorteil und damit auch ein internationaler Wettbewerbsvorteil verschafft werden.
Doch es gibt Ausnahmen, für die eine Elektrifizierung bereits heute sinnvoll ist. Verfügt ein Unternehmen über eine eigene Stromproduktion aus erneuerbaren Energien, können diese die Kostenberechnung positiv beeinflussen. Die zweite Ausnahme besteht für Unternehmen mit weiteren elektrischen Verbrauchern, wie bspw. elektrischen Antrieben. Viele Unternehmen zahlen aufgrund hoher Spitzenlasten bereits hohe Netzgebühren. Die Phasen zwischen den Zeiten, zu denen die maximale Leistung nicht abgerufen wird, können mit einem Energiespeicher genutzt werden. Somit können Niedrigpreisphasen ohne die Erhöhung der Netzentgelte genutzt werden. Die wichtigste Voraussetzung dafür ist aber, dass die Verbraucher innerhalb des Unternehmens vernetzt und der Strombezug in der Höhe prognostizierbar sind.