Warum Industrieunternehmen Elektrifizierung, Speicher und flexible Fahrweisen jetzt bewerten sollten
In Kürze:
In den vergangenen 12 Monaten sind die Frontjahrespreise für Erdgas um knapp 75% und für Strom um gut 50 % gestiegen. Geopolitische Unsicherheiten und Risiken für die Energieversorgung zählen erneut zu den wesentlichen Treibern. Für Industrieunternehmen ist das ein konkreter Anlass, Elektrifizierung, Speicher und flexible Fahrweisen jetzt gemeinsam zu bewerten. Mit der IF26 Heat Auction steht eine weitere europäische Förderchance zur Elektrifizierung von thermischen Prozessen zur Verfügung: Im Dezember 2026 beginnt die branchenoffene Gebotsrunde der Prozesswärme-Auktion für Projekte ab 3 MW thermischer Leistung, gefördert mit einem Budget von einer Milliarde Euro. Der geplante Einreichungsschluss liegt im Februar 2027.
Um diese Chance zu nutzen, sollten bereits vor der Veröffentlichung der Antragsformulare erste Projektvarianten entwickelt werden. Benötigt werden dazu unter anderem ein technisches Konzept, eine Strombeschaffungsstrategie, eine Netzanschlussplanung und ein Finanzierungskonzept des Projekts.
1. Aktuelle Energiepreisentwicklungen
Strom und Erdgas ziehen wieder an, entkoppeln sich aber weiter
Seit dem Frühjahr 2026 sind die Strom- und Gaspreise wieder deutlich gestiegen. Der durchschnittliche Day-Ahead-Strompreis erhöhte sich von 78,52 EUR/MWh im April auf 144,82 EUR/MWh im September – ein Plus von 84 %. Allein von Juli auf August stieg er von 105,45 auf 126,89 EUR/MWh. Der Gaspreis entwickelte sich im gleichen Zeitraum von 46,08 auf 75,93 EUR/MWh und damit um 65 % nach oben. Für Frontjahresprodukte steigt der Strompreis weniger (um 50 % in den letzten 12 Monaten), als der Gaspreis (um knapp 75 % in den letzten 12 Monaten).
Trotz des parallelen Anstiegs bewegen sich beide Märkte nicht mehr so eng miteinander wie zuvor. Die Korrelation der täglichen Day-Ahead- und Gaspreise sank im Vergleichszeitraum von 0,51 im Jahr 2025 auf 0,41 im Jahr 2026. Besonders deutlich war dies im ersten Halbjahr: Während der Gaspreis von Februar auf März um 48 % stieg, erhöhte sich der Strompreis lediglich um 3 %. Eine wichtige Ursache ist der wachsende Einfluss von Wind- und Solarstrom, der den Einsatz gasbasierter Kraftwerke in vielen Stunden verdrängt und dadurch die unmittelbare Weitergabe steigender Gaspreise an den Strommarkt abschwächt.
Eine ausschließlich gas- oder strombasierte Wärmeversorgung bleibt daher anfällig für Preisschübe. Für die wirtschaftliche Bewertung sollten deshalb unterschiedliche gas- und stromgeführte Fahrweisen und hybride Anlagenkombinationen betrachtet werden.
Weniger negative Preise Strompreise, dafür mehr Preisspitzen
Im zweiten Quartal 2026 lag der durchschnittliche Day-Ahead-Preis bei 95,21 EUR/MWh und damit rund 37 % über dem Vorjahreswert von 69,73 EUR/MWh. Gleichzeitig sank die Zahl der Stunden mit negativen Preisen von 345 auf 252, ein Rückgang um 27 %. Am oberen Ende der Preisskala nahm die Häufigkeit extremer Preise dagegen deutlich zu: Die Zahl der Stunden über 200 EUR/MWh stieg von 11 auf 59. Preise von mehr als 300 EUR/MWh traten 2026 in 19 Stunden auf, nachdem es im zweiten Quartal 2025 keine einzige solche Stunde gegeben hatte. Der höchste Stundenpreis stieg von 289 auf 666 EUR/MWh.
Der Markt wurde damit nicht nur teurer, sondern vor allem stärker von ausgeprägten Niedrig- und Hochpreisphasen bestimmt. In Stunden mit hoher Solar- und Windstromerzeugung bleibt das Preisniveau niedrig. Geht die Photovoltaikeinspeisung am Abend zurück und steht gleichzeitig wenig Windstrom zur Verfügung, müssen dagegen häufiger teurere gasbasierte Kraftwerke die verbleibende Nachfrage decken. Höhere Gaspreise und eine knappe Residuallast verstärken dann die Preisspitzen. Für flexible Verbraucher gewinnt deshalb nicht nur der durchschnittliche Strompreis an Bedeutung, sondern zunehmend auch der Zeitpunkt des Strombezugs und die Möglichkeit der Nutzung etwaiger Flexibilitäten.
Wert von Flexibilität des Strombezugs
Die zunehmenden Preisunterschiede innerhalb eines Tages erhöhen den Wert eines zeitlich flexiblen Strombezugs. Im Zeitraum vom 1. Januar bis zum 6. Oktober 2026 lag der Day-Ahead-Preis in den jeweils vier günstigsten Stunden eines Tages durchschnittlich 70,14 EUR/MWh unter dem Tagesmittel. Im Vorjahreszeitraum betrug dieser Preisvorteil 55,00 EUR/MWh, ein Anstieg um rund 28 %. Gleichzeitig erhöhte sich der durchschnittliche Abstand zwischen den vier günstigsten und den vier teuersten Stunden eines Tages von 110,48 auf 135,04 EUR/MWh.
Ein kontinuierlicher Wärmebedarf kann mithilfe eines thermischen Speichers oder einer hybriden Fahrweise zumindest teilweise vom unmittelbaren Strombezug entkoppelt werden. Dadurch lässt sich Strom verstärkt in günstigen Stunden beziehen und/oder in teuren Stunden vermeiden. Auch eine optimierte Fahrweise vorhandener Anlagen kann daher bereits einen wirtschaftlichen Nutzen schaffen, bevor größere Neuinvestitionen geprüft werden.
2. Heat Auction: Energiepreisschwankungen durch hybride Anlagentechnik vorbeugen und fördern lassen
Fristen der Förderung
Die Europäische Kommission hat am 24. September 2026 die finalen Terms and Conditions der IF26 Heat Auction veröffentlicht. Die Öffnung der Gebotsrunde ist für Dezember 2026 und die Schließung für Februar 2027 geplant.
| Zeitpunkt | Inhalt |
| 24. September 2026 | Finale Auktionsbedingungen |
| 13. Oktober 2026, 9:00–10:30 Uhr | Kostenloses deutschsprachiges Informationswebinar der EU-Kommission und der Kontaktstellen in Deutschland und Österreich. Anmeldung über das KEI. |
| Dezember 2026 | Öffnung des Gebotsverfahrens |
| Februar 2027 | Schließung der Auktion |
| Nach Fördervertragsabschluss | Financial Close innerhalb von 2,5 Jahren; Inbetriebnahme innerhalb von 5 Jahren. Anschließend bis zu 5 Jahre Förderlaufzeit. |
Der zeitliche Engpass liegt meist vor der Antragsstellung. Die technische Planung, Netzanschlussstrategie und Finanzierung benötigen Vorlaufzeit. Zudem durchlaufen investive Maßnahmen diverse interne Gremien bis zur finalen Investitionsentscheidung, die vor Einreichung des Antrags beschlossen werden muss.
Wer kann teilnehmen?
Die Auktion richtet sich an industrielle Prozesswärmeprojekte im Europäischen Wirtschaftsraum. Sie ist branchenoffen ausgestaltet. Eine Teilnahme z. B. am EU-ETS 1 ist nicht notwendig. Zudem kommen Energieunternehmen und Projektentwickler als Beteiligte infrage. Die Mindestgröße wird über Wärmeleistung und Investitionsvolumen definiert. Die Mindestwärmeleistung für ein Projekt liegt bei 3 MW. Erforderlich sind mindestens 2,5 Millionen Euro Projektinvestitionen. Die neu installierte thermische Leistung ist an einem einzigen Standort zu installieren, wobei verschiedene Aggregate zusammengelegt werden können. Die Förderung ist in drei, nach Temperaturniveau gegliederte Segmente aufgeteilt:
| Temperatur | Leistung min. | Budget | Besonderheit | Max. Gebotspreis |
| 80–100 °C | 5 MWth | 100 Mio. EUR | Nur Wärmepumpen mit COP>1,5, direkte erneuerbare oder nukleare Wärme; entsprechend begrenzte Hybridlösungen. | 400 € / t CO2 |
| 100–400 °C | 3 MWth | 600 Mio. EUR | Alle zugelassene Technologien möglich | 400 € / t CO2 |
| Über 400 °C | 3 MWth | 300 Mio. EUR | Alle zugelassene Technologien möglich. | 800 € / t CO2 |
Welche Technologien sind möglich?
Förderfähige Technologien sind:
- Elektrifizierung
- Wärmepumpen COP: min. 1,5
- elektrische Kessel
- Widerstandsheizungen
- elektromagnetische und direktelektrische Erwärmung
- Plasmaanwendungen
- Solarthermie
- Geothermie
- innovative nukleare Wärmetechnologien
- Nutzung von industrieller oder aus Rechenzentren stammender Abwärme
Die Zulässigkeit hängt jeweils von der Temperaturkategorie und der konkreten Anwendung ab. Wichtig dabei ist, es muss sich um neue, zusätzliche nicht fossile Kapazitäten handeln.
Welche Maßnahmen/Projekte sind ausgeschlossen?
- Erzeugung von Raumwärme
- Verkauf und Auskopplung von Fernwärme
- Erzeugung von Wärme aus
- Biomasse
- Wasserstoff
- Fossilen Energien (Ausnahme Neuinvestitionen in Glaswannen)
- Bestandsanlagen
- Bereits begonnene Maßnahmen
- Abwärme
- aus fossiler Stromerzeugung
- aus KWK
- die zur Nutzung fossil vorgewärmt wird
- Projekte mit einem Temperaturniveau < 80°C
- Elektrolyseprozesse und Elektrolichtbogenöfen zur Stahlerzeugung (entsprechen dem Stand der Technik à nicht förderfähig)
Neuigkeiten im Vergleich zur ersten Heat Auction
In der 2. Heat Auction ist es nicht mehr zwingend notwendig, fossile Erzeugungskapazitäten stillzulegen. Ein paralleler oder sich abwechselnder Betrieb fossiler und emissionsarmer Wärmeerzeugung ist ausdrücklich erlaubt. Zudem ist bei einer Elektrifizierung kein reiner Ökostromvertrag notwendig, die Elektrifizierung mit Netzstrom ist ausreichend.
Zudem müssen zum Zeitpunkt der Einreichung nicht alle Genehmigungen bereits vorliegen, eine Strategie zur Erlangung aller Genehmigungen ist ausreichend. Selbiges gilt für Strom- und Wärmebeschaffung. Es müssen keine Lieferverträge zum Teilnahmezeitpunkt abgeschlossen sein.
Funktionsweise der Förderung
Bieter geben an, welche Förderung sie je MWh erzeugter Prozesswärme benötigen. Dieser Wert mit einem standardisierten Emissionsfaktor von 0,224 t CO₂/MWh Wärme in EUR je vermiedener Tonne CO₂ umgerechnet. Das Ranking erfolgt nach diesem Gebotspreis unter Berücksichtigung eines möglichen Bonus. Erfolgreiche Projekte erhalten die gebotene Prämie: Pay-as-bid.
Für die beiden unteren Temperaturkategorien (bis 400°C) gilt ein Gebotshöchstpreis von 400 EUR/t CO₂, für die obere Kategorie (ab 400°C) von 800 EUR/t CO₂.
Die Förderung läuft über fünf Jahre ab Inbetriebnahme und wird anhand tatsächlich erzeugter, gemessener und verifizierter förderfähiger Wärme ausgezahlt. Eine Anpassung an zukünftige Energiepreise oder Inflation erfolgt nicht.
Rechenbeispiel: Ein Projekt beantragt 20 EUR/MWh für durchschnittlich 40.000 MWh förderfähige Wärme pro Jahr. 8.960 t CO2 werden jährlich, 44.800 t CO2 insgesamt vermieden. Daraus ergibt sich eine maximale Förderung von 4 Millionen Euro. Der rechnerische Gebotspreis beträgt damit 89,3 EUR/t CO₂. Bei geringerer Wärmerzeugung sinken grundsätzlich auch die Auszahlungen.
Bonus durch Flexibilität durch Speicher und effiziente Wärmepumpen
Für reine Elektrifizierungsmaßnahmen besagt die 70%-Regel unabhängig davon wie viele Vollbenutzungsstunden für einen neuen Wärmeerzeuger pro Jahr angenommen werden, dass nur 70 % davon förderfähig sind. Bei 8.760 Jahresstunden entspricht diese Grenze rechnerisch 6.132 Volllaststunden.
Einige Technologien sind allerdings davon ausgenommen. Bei diesen Technologien ist zudem ein Bonus von 25 Prozent auf den maßgeblichen Gebotspreis vorgesehen:
- Nutzung von Speichern bei Elektrifizierung:
- thermisch oder elektrisch, Reduktion Netzstrombedarf innerhalb einer Stunde für 4 Stunden um 20 %)
- B. 10 MW Boiler/Dampferzeuger, Minimallösung:
- Wärmespeicher mit 2 MW Wärmeleistung und 8 MWh Speicherkapazität
- Wärmepumpen (COP min. 1,5)
- Direkter Nutzung von erneuerbarer Wärme
- Direkter Nutzung von nuklearer Wärme
Antragsvorbereitung
Die Projektvorbereitung darf weit fortgeschritten sein, der förderrechtliche Beginn der Arbeiten darf bei Antragstellung jedoch noch nicht erfolgt sein. Als kritisch gilt insbesondere eine erste feste Verpflichtung, die die Investition unumkehrbar macht, etwa eine Anlagenbestellung. Grundstückskauf, vorbereitende Studien und Genehmigungsarbeiten gelten nicht als solcher Beginn. Auch Netzanschlussanfragen, -vereinbarungen und damit verbundene Arbeiten werden in den Bedingungen gesondert ausgenommen.
| Arbeitspaket | Inhalt |
| Technik und Machbarkeit | Machbarkeitsstudie mit Anlagenkonzept, Wärmeleistung und -temperatur, Wärmemengen, Lieferantennachweisen, Risiken und gegebenenfalls Speicherauslegung |
| Wirtschaftlichkeit und Finanzierung | Finanzmodell und Gebotskalkulation, Investitionskosten, Eigenkapitalnachweise sowie Vorbereitung der geforderten Banksicherheit |
| Umsetzung und Genehmigungen | Zeitplan, Genehmigungsstrategie und Planung des Netzanschlusses |
| Strombezug und Wärmenutzung | Strombeschaffungsstrategie, Konzept für interne Nutzung beziehungsweise Nachweise für externe Wärmeabnahme |
| Messung und Förderabgrenzung | Messkonzept für Wärmemenge und Temperatur, unabhängige Verifizierung, Prüfung bestehender Beihilfen und zulässiger Kombinationen |
3. CO₂-Differenzverträge: Langfristige Absicherung mit einer ähnlichen Förderlogik
CO₂-Differenzverträge können die Mehrkosten neuer emissionsarmer Produktionsverfahren gegenüber einem konventionellen Referenzsystem über 15 Jahre absichern. In die Berechnung der jährlichen Förderung gehen neben dem CO₂-Preis eine Anpassung der Energieträgerkosten ein. Steigt die Wirtschaftlichkeit durch Energiepreisveränderungen des geförderten Verfahrens gegenüber der Referenz, verringert sich der staatliche Ausgleich der Mehrkosten.
Die Gebotsrunde 2026 endete am 9. September. Laut BMWE gingen 21 Gebote ein und das beantragte Fördervolumen überschritt das Budget von fünf Milliarden Euro. Die Zuschläge sind bis Jahresende zu erwarten. Die CO2-Differenzverträge sollten weiter beobachtet und Projektideen bewertet werden, da eine 3. Runde der CO2-Differenzverträge nicht ausgeschlossen ist.
Heat Auction und CCfD im Vergleich
| IF26 Heat Auction | CO₂-Differenzverträge | |
| Zugang | Öffnung Dezember 2026, Schluss Februar 2027 geplant | Gebotsrunde 2026 seit 9. September geschlossen |
| Schwerpunkt | Neue industrielle Prozesswärmekapazität in definierten Temperatur- und Technologiegruppen. Auch abgegrenzte Anlagenerweiterungen möglich. | Emissionsarme industrielle Produktionsverfahren gegenüber einem Referenzsystem. Meistens ist der Umbau ganzer Produktionsstandorte erforderlich. |
| Förderlaufzeit | 5 Jahre nach Inbetriebnahme. | 15 Jahre nach Inbetriebnahme. |
| Preisrisiko | Feste Prämie ohne Realkostenanpassung | Anpassung an CO₂- und Energiepreise |
| Flexibilität der Energieträgernutzung | Flexibilität ermöglicht einen Gebotsbonus | Nur sehr eingeschränkt möglich |
Investitionspotentiale identifizieren, bewerten und zur Entscheidung vorbereiten: der GALLEHR+PARTNER® Stage-Gate-Prozess
Unternehmen sollten die aktuelle Marktlage und Fördermöglichkeiten für eine strukturierte Investitionsprüfung nutzen. Dafür muss keine direkte Investitionsentscheidung getroffen. Entscheidend ist vielmehr, die verfügbaren technischen Optionen zu bewerten, um auf kurzfristige Fördermöglichkeiten reagieren zu können.
GALLEHR+PARTNER® kann diesen Prozess von der Bewertung der Ausgangssituation über technische und wirtschaftliche Varianten bis zur Förderstrategie begleiten. Dabei strukturiert GALLEHR+PARTNER® industrielle Transformationsprojekte in aufeinander aufbauenden Phasen. Jede Phase erzeugt definierte Ergebnisse und endet mit einer Go-/No-Go-Entscheidung. Dadurch werden technische, wirtschaftliche, regulatorische und organisatorische Fragen schrittweise verdichtet, ohne zu früh hohe Planungs- oder Investitionskosten auszulösen.
| Phase | Zentrale Inhalte | Entscheidung am Gate |
| Phase 0: Steckbrief | Problem und Chancen, grobe Ziele, technische Grundidee, Wirtschaftlichkeits- und Machbarkeitsindikation, Fördermöglichkeiten, Empfehlung | Ist das Vorhaben strategisch relevant, ist das Potenzial sichtbar und soll es vertieft werden? |
| Phase 1: Feasibility | Projektorganisation, detaillierte Ziele, technische Varianten, Stakeholder, Zeit und Ressourcen, Risiken, Förderfähigkeit, regulatorische Vorprüfung, Business Case Light | Sind technische und wirtschaftliche Machbarkeit ausreichend nachgewiesen und kann eine Vorzugsvariante ausgewählt werden? |
| Phase 2: Planung | Detailplanung, Fördermittelbeantragung, Auflagen, verifizierter Business Case, rechtliche Absicherung, Leistungsverzeichnisse | Ist der Umsetzungsplan technisch, wirtschaftlich und betrieblich robust und kann die Investitionsentscheidung getroffen werden? |
| Phase 3: Umsetzung | Beschaffung, Bau, Installation, Integration, Controlling, Inbetriebnahme, Schulung und Reporting | War die Inbetriebnahme erfolgreich und ist die Überführung in den Betrieb möglich? |
| Phase 4: Übergabe | Betriebsübergabe, Dokumentation, Zielkontrolle, Monitoring und Verankerung in Standards und Prozessen | Sind die Ziele erreicht und ist der Betrieb dauerhaft stabil? |
Hinweis:
GALLEHR+PARTNER® unterstützt Sie bei Bedarf vollumfänglich bei Projekten zur Dekarbonisierung, Elektrifizierung und Flexibilisierung
- Investitionspotentiale identifizieren, bewerten und zur Entscheidung vorbereiten
- Kraftwerksweiterentwicklung & Nachnutzung bestehender Assets
- Speicher, Flexibilität & Energiesystemmodellierung
- Finanzierung & Fördermittel (bspw. CO2-Differenzverträge, KfW, Transformationspläne)
- Risiken bewerten, Gegenmaßnahmen entwickeln
Kontaktieren Sie uns gerne direkt unter kontakt@gallehr.de
GALLEHR+PARTNER® ist seit 2007 der erfahrene Lotse für die Wirtschaft auf dem Weg zur CO₂‑Neutralität. Zu dem Kundenstamm von GALLEHR+PARTNER® gehört eine Vielzahl national und international renommierter Unternehmen. Diese berät und unterstützt GALLEHR+PARTNER® teilweise bis zur vollständigen eigenverantwortlichen Übernahme relevanter Prozesse.[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]