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Die Elektrifizierung der Dampferzeugung – ein zukünftiges Geschäftsfeld für Stadtwerke? (Teil 1)

veröffentlicht am 1. September 2025

Stadtwerke sehen sich angesichts sinkender Margen im klassischen Energievertrieb zunehmend unter Druck, neue und zukunftsfähige Geschäftsfelder zu erschließen. Die strombasierte Dampferzeugung stellt in diesem Kontext ein attraktives Handlungsfeld dar. Stadtwerke, die frühzeitig strategisch handeln, können sich als Partner der Industrie im Bereich der strombasierten Dampferzeugung etablieren.

Dampf wird im Niedertemperaturbereich zwischen 100 und 500 °C als Wärmeträgermedium und Arbeitsmittel eingesetzt. Um das deutsche Klimaneutralitätsziel bis zum Jahr 2045 zu erreichen und die langfristige Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie zu sichern, wird der Elektrifizierung bei der Dekarbonisierung der Dampferzeugung das größte Potenzial zugeschrieben¹. Die Dampferzeugung ist dabei eine Querschnittstechnologie. Diese Übertragbarkeit bietet ein erhebliches Potenzial für die Entwicklung von Lösungen, die auf ein breites Spektrum von Branchen und Prozessen anwendbar sind. Auch für Energieversorgungsunternehmen (EVUs) ergeben sich daraus Chancen.

Ausgangslage der dampfnutzenden Industrie als Zielmarkt

Voraussetzung dafür, dass Stadtwerke das Geschäftsfeld der strombasierten Dampferzeugung in Betracht ziehen sollten, ist das Vorhandensein dampfnutzender Industriebetriebe im jeweiligen Versorgungsgebiet – typischerweise Unternehmen der Nahrungsmittel-, Papier- und Chemieindustrie (siehe Abbildung 2).

Abbildung 1: Endenergieverbräuche der Industrie für die Prozesswärmeerzeugung im Bereich
von 100 bis 500 °C in TWh für das Jahr 2013 (eigene Darstellung i. A. a. UBA 2017)

In allen drei Branchen besteht weiterhin und zukünftig im Hinblick auf die Einhaltung des deutschen Klimaneutralitätsziels 2045 erheblicher Dekarbonisierungsbedarf. Der Großteil der Dampferzeugung in diesen Sektoren basiert auf fossilen Technologien wie Dampfkesseln und KWK-Anlagen, die zum größten Teil mit Erdgas befeuert werden (siehe Abbildung 2, Abbildung 3 und Abbildung 4). Aufgrund der zentralisierten Struktur des Gasmarktes, in dem Erzeugung und Verteilung überwiegend übergeordnet vorzufinden sind, erfolgt die Dampfversorgung derzeit in der Regel durch Eigenerzeugung der Industrie oder über große überregionale EVUs.

Abbildung 2: Energieträgereinsatz in der Nahrungsmittelindustrie im Jahr 2023 (exklusive Strom)²
(eigene Darstellung nach Daten vom Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft 2024)

Abbildung 3: Energieträgereinsatz in der Papierindustrie im Jahr 2023 (exklusive Strom)
(eigene Darstellung nach Daten von Die Papierindustrie e.V. 2024)

Abbildung 4: Altpapierproduktionsstandort (exkl. Kohle, Heizöl und Fernwärme) (UBA 2023)

Zeitpunkt und wesentliche Einflussparameter auf die Wirtschaftlichkeit

Zwar stehen technologische Alternativen wie E-Kessel und Hochtemperatur-Wärmepumpen grundsätzlich bereits zur Verfügung, ihr großflächiger Einsatz scheitert jedoch bisher häufig am mangelnden Wissen über kommerziell verfügbare Technologien und an den hohen Stromkosten im Vergleich zu fossilen Alternativen.

Das aktuelle regulatorische Regime verstärkt den Kostennachteil. So setzen bspw. die kostenlose Zuteilung von CO₂-Zertifikaten für bestimmte Industrien und fossile Wärmeerzeuger im Rahmen der Benchmark-Regelung des EU-ETS 1, der Kostenausgleich der BEHG-Carbon-Leakage-Verordnung (BECV) im nationalen Emissionshandelssystem (nEHS) sowie die Begünstigung des Volllaststundenbetriebs von technischen Produktionsanlagen im Rahmen der Netzentgeltsystematik Fehlanreize.

Laut Studien des Umweltbundesamtes und Agora Industrie ist jedoch zu erwarten, dass aufgrund des steigenden CO₂-Preises und der fortschreitenden Dekarbonisierung des Strommixes strombasierte Technologien bereits mittelfristig wirtschaftlich konkurrenzfähig ggü. den fossilen Alternativen werden.

Abbildung 5: Durchschnittliche Kosten für den Betrieb eines E-Kessels im Vergleich zu einer
erdgasbasierten KWK-Anlage in den Jahren 2025, 2030 und 2035 bei ansteigenden Volllaststunden
(Agora Industrie, FutureCamp 2022).

Standortabhängig könnten strombasierte Technologien aber auch schon kurz- bis mittelfristig wettbewerbsfähig werden. Mehrere anstehende wirtschaftliche und regulatorische Änderungen werden diese Entwicklung voraussichtlich entscheidend beschleunigen:

Geplante Reform der Netzentgeltsystematik durch die Bundesnetzagentur zugunsten flexibler Verbraucher. Bestehende Privilegien zur Förderung konstanter Bandlast sollen voraussichtlich entfallen. Die individuellen Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV gelten nach aktuellem Stand nur noch bis zum 31.12.2028.
Erhöhung der Erdgasnetzentgelte ab 2025: Durch die Neuregelung der Abschreibungsmodalitäten für die Erdgasleitungsinfrastruktur (auch bekannt als KANU 2.0) haben die Gasverteilnetzbetreiber die Möglichkeit, die Kosten über die nächsten Jahre ab 2025 bis zum vollständigen Ausstieg aus dem Gasmarkt so zu verteilen, dass möglichst viele Kunden die Kosten noch tragen können und die Kosten nicht letztlich von einzelnen Kunden getragen werden müssen (vgl. BNetzA 2024d).
Umstellung des nationalen Brennstoff-Emissionshandelssystems auf den EU-ETS 2 im Jahr 2027. Das dürfte die Zertifikatspreise zumindest kurzfristig in die Höhe treiben. Zumal eine kostenlose Zuteilung im EU-ETS 2 derzeit nicht vorgesehen ist.

Abbildung 6: Werte für CO₂-Festpreise (BMWK)/
Werte möglicher ETS II-Preise (Paper der Friedrich Ebert Stiftung)
Schrittweises Auslaufen der kostenlos bereitgestellten Emissionsberechtigungen im Rahmen des EU-ETS 1.

Einfluss der Elektrifizierung auf die Eigenerzeugung der Industrie

Mit der Elektrifizierung steigt jedoch auch die Komplexität der Versorgung: Strompreise sind volatiler als Gaspreise (siehe Abbildung 7) und die Erzeugungsstruktur wird komplexer infolge von Hybridisierung des Erzeugungskonzeptes oder auch durch thermische Energiespeicher. So bringt eine flexible Versorgung zwar Möglichkeiten mit sich, die Energiekosten zu optimieren, allerdings steigt damit auch der Komplexitätsgrad.

So zeichnen sich in einigen Branchen bereits strukturelle Veränderungen ab. Selbst Papierunternehmen – bei denen die interne Wärme- und Stromerzeugung traditionell zum Kerngeschäft gehörte – gliedern ihre Energieversorgung zunehmend wirtschaftlich aus. Hinzu kommt, dass durch die Auslagerung die mit der Dampferzeugung verbundenen Betriebs- und Investitionsrisiken auf externe Dienstleister übertragen werden, die zudem oft über spezialisierte Expertise und bessere Skaleneffekte verfügen.

Abbildung 7: Strom- und Gaspreisentwicklung im Zeitraum 2.6.2025 bis 6.6.2025 (energate messenger+)

Chance für Stadtwerke

Der externe Dampfversorgungsmarkt wird bislang überwiegend von großen, privatwirtschaftlichen EVUs dominiert. Mit der fortschreitenden Sektorenkopplung von Strom und Wärme eröffnen sich jedoch neue Potenziale – insbesondere für Akteure mit regionaler Verankerung. Standortbezogene Vorteile, etwa die Einbindung externer Wärmequellen oder der Abschluss von Green Corporate PPAs, können die Wirtschaftlichkeit strombasierter Lösungen entscheidend verbessern. Überregional agierenden EVUs fehlt hier oft der Zugang zu lokalen Netzwerken und das Wissen über die spezifischen Gegebenheiten vor Ort, um regionale Potenziale zu nutzen. Gleichzeitig ist mit einem wachsenden Bedarf an externen Versorgungslösungen zu rechnen, bei denen EVUs die Dampferzeugung ganz oder teilweise übernehmen. Daraus ergeben sich neue Chancen, vor allem für Akteure mit lokaler Präsenz, technischer Kompetenz und energiewirtschaftlicher Erfahrung. Stadtwerke bringen genau diese Voraussetzungen mit und sind damit prädestiniert, in diesem wachsenden Markt eine zentrale Rolle einzunehmen.

Zielmarkt: KMUs im Fokus

Aufgrund der steigenden Komplexität wird es gerade für KMUs schwerer, die strombasierte Dampferzeugung wirtschaftlich optimiert zu betreiben.

Zumal die großen überregionalen privatwirtschaftlichen EVUs weniger Interesse daran haben, KMUs eine externe Versorgungslösung anzubieten, da ihr Energieverbrauch oftmals zu gering ist. Hinzu kommt der bevorstehende Übergang vom nEHS in den EU-ETS 2. Dabei ist zum einen ein deutlicher Preissprung bei den Emissionsberechtigungen zu erwarten, zum anderen entfällt nach aktuellem regulatorischen Stand auch der Kostenausgleich bzw. soll es keine kostenlose Zuteilung von Emissionszertfikaten wie im EU-ETS 1 geben. Vom EU-ETS 2 bzw. nEHS sind dabei eher KMUs betroffen, für die eine Elektrifizierung damit attraktiver werden sollte. Große Industrieunternehmen werden voraussichtlich weiterhin selbst den Dampf erzeugen oder, falls nicht, sich eher für Contracting-Lösungen von überregionalen EVUs entscheiden, um nur einen Anbieter für all ihre Standorte zu haben. Zumal die Komplexität der Energieversorgung mit der Größe des Industrieunternehmens tendenziell zunimmt, was es für kleine und mittlere Stadtwerke schwierig macht, dies kapazitätsseitig (personell und finanziell) zu stemmen.

Einstiegsmöglichkeiten für Stadtwerke

Je nach Ausgangssituation bestehen für Stadtwerke verschiedene Optionen, in das Geschäftsfeld der strombasierten Dampferzeugung einzusteigen:

1. Anlagen-Contracting mit dezentraler Dampferzeugung direkt am Standort des Industriekunden: Dampf-Contracting wird u. a. bereits von den Stadtwerken Hamm oder den Stadtwerken Esslingen angeboten. Der Vorteil für die Industrie liegt in der Übertragung von Investitions- und Betriebsrisiken auf das Stadtwerk. Für das Stadtwerk bedeutet dieses Modell allerdings einen Bedarf an technischem Fachpersonal sowie ausreichenden finanziellen Ressourcen. Voraussetzung hierfür ist zudem ein grundsätzliches Marktpotenzial im Versorgungsgebiet mit der Möglichkeit einer gewissen Skalierung.

2. Zentralisierte Dampferzeugung in Gewerbe- und Industrieparks: Hierbei erfolgt die Versorgung mehrerer Betriebe vonseiten des Stadtwerks über ein zentrales Dampfnetz, wie zum Beispiel in Erfurt durch deren Stadtwerke. Solche Netze sind jedoch verlustbehaftet, wartungsintensiv und mit hohen Investitionskosten

verbunden, weshalb der Neubau wenig sinnvoll ist. Falls die Infrastruktur allerdings bereits vorhanden ist, sollte diese auch bei einer strombasierten Dampfversorgung weiterhin genutzt werden. Es gilt jedoch, sich frühzeitig mit dem Geschäftsfeld der strombasierten Dampferzeugung auseinanderzusetzen, um den Dampf auch langfristig kostengünstiger als Contracting-Anbieter bereitstellen zu können.

3. Kooperationsmodelle mit Industrieunternehmen: Verfügen kommunale EVUs nicht über ausreichende finanzielle oder personelle Ressourcen, um ein vollständiges Geschäftsmodell im Bereich der strombasierten Dampferzeugung aufzubauen, oder zeigt die Marktanalyse im eigenen Versorgungsgebiet eine begrenzte Skalierbarkeit, können Kooperationsmodelle – z. B. in Form von Public Private Partnerships (PPP) oder Zusammenschlüsse mehrerer Stadtwerke – eine vielversprechende Lösung darstellen. Der Erfolg solcher Kooperationen hängt jedoch maßgeblich vom konkreten Mehrwert ab, den das kommunale EVU in die Partnerschaft einbringen kann.

PPP mit spezialisierten Contracting-Dienstleistern: Dieses Konzept eignet sich für große privatwirtschaftliche EVUs. Da das Stadtwerk über einen Vertrauensvorschuss ggü. überregionalen Anbietern verfügt, kann es eine White-Label-Lösung anbieten. Für spezialisierte Contracting-Dienstleister birgt die zunehmende Regionalisierung des Marktes der Dampferzeugung gewisse Risiken, da regionale Potenziale die Wirtschaftlichkeit strombasierter Dampferzeuger positiv beeinflussen können. Auch sie können daher von einer solchen Kooperation profitieren. Das Stadtwerk übernimmt die lokale Koordination und bringt seine regionale Stärke ein, während das privatwirtschaftliche Unternehmen die Finanzierung sowie gegebenenfalls technische Expertise beisteuert. Hinzu kommt, dass für spezialisierte Contracting-Anbieter eher die großen Verbraucher von Relevanz sind. Durch Kooperationen mit Partnern können sie jedoch ihre eigene Manpower reduzieren, indem sie personalbindende Aufgaben an das lokale Stadtwerk abgeben. Damit können auch Industriekunden mit geringeren Dampfverbräuchen für große privatwirtschaftliche EVUs wirtschaftlich interessant werden.
PPP mit OEMs: Aufgrund der jahrelangen Erfahrung der Industrie mit fossilen Dampferzeugern muss erst ein Vertrauen in die neuen Technologien aufgebaut werden. Für Original Equipment Manufacturers (OEMs) eignet sich daher ein „Wärme-as-a-Service-Modell“. Hier bietet sich die Partnerschaft mit einem EVU an, um auch „After-Sales“-Unterstützung anbieten zu können. Dieses Modell eignet sich zudem für die Fälle, in denen die Industrie weiterhin den Dampf in Eigenerzeugung produzieren will. Die Zusammenarbeit mit Stadtwerken bringt hier insbesondere den Vorteil der hohen Reaktionsgeschwindigkeit bei Ausfällen, auch um ggf. Redundanzen bereitzustellen.
Stadtwerksverbünde: Vor allem in Zeiten des zunehmenden Fachkräftemangels in der Energiebranche stellen Stadtwerksverbünde eine attraktive Lösung dar. In Thüringen wird diese Form der Kooperation bereits erfolgreich durch die Thüringer Energie AG (TEAG) praktiziert. Durch die Bündelung von Ressourcen können nicht nur Know-how und personelle Kapazitäten effizienter genutzt werden, sondern auch das gemeinsame Versorgungsgebiet erweitert werden, wodurch sich potenziell auch das Marktpotenzial für die strombasierte Dampferzeugung vergrößert.

Fazit: Elektrifizierung industrieller Dampferzeugung – ein Zukunftsthema mit strategischem Potenzial für Stadtwerke

Die Elektrifizierung der Dampferzeugung ist nicht nur ein technologischer Wandel, sondern ein struktureller Umbruch mit Potenzial auch für kommunale EVUs. EVUs können, abhängig von ihrer jeweiligen Ausgangslage, auf unterschiedliche Weise an diesem wachsenden Markt partizipieren. Grundsätzlich bestehen für nahezu jede Ausgangssituation geeignete Modelle. Insbesondere das Vorhandensein dampfnutzender Industrie, die bestehende Infrastruktur sowie die personellen und finanziellen Ressourcen eines Stadtwerks bestimmen maßgeblich, welches Geschäftsmodell sich im konkreten Fall eignet. Ob als etablierter Akteur in der fossilen Dampferzeugung oder als Neueinsteiger: Wer frühzeitig in Know-how, Netzwerke und strategische Partnerschaften investiert, schafft sich einen Wettbewerbsvorteil und positioniert sich als Partner für die Industrie auf dem Weg zur Dekarbonisierung.

Zugleich gilt: Noch sind die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen – bedingt durch einen niedrigen Gaspreis und regulatorische Fehlanreize – herausfordernd. Dennoch ist dieses Geschäftsfeld ein klar erkennbares Zukunftsthema, dessen wirtschaftliches Potenzial maßgeblich von der Entwicklung der strom- und gasseitigen Netzentgeltsystematik, der Einführung des ETS 2 sowie der generellen Preisentwicklung am Weltmarkt für Gas beeinflusst wird. Stadtwerken ist daher anzuraten, sich frühzeitig mit diesem Geschäftsfeld zu beschäftigen. Wer zu lange zögert, riskiert, dass privatwirtschaftliche Contractoren den Markt besetzen.

In einem Folgeartikel (Teil 2) werden wir uns explizit mit Lösungen und deren Wirtschaftlichkeit auseinandersetzen.

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¹ Bei erneuerbaren PtG- und PtL-Brennstoffen wie auch grünem Wasserstoff stellt sich grundsätzlich die Frage, wie hoch die Kosten zukünftig sein werden und inwieweit deren regionale Verfügbarkeit gewährleistet ist. Hinzu kommen deutliche Effizienznachteile. So hat bspw. strombasierter Wasserstoff einen 60 Prozent höheren Energiebedarf als E-Kessel und ggü. Wärmepumpen sogar einen bis zu sechsfach höheren Primärenergiefaktor. Auch der Einsatz von Biomasse ist begrenzt, insbesondere da Biomasse-Ressourcen in direkter Konkurrenz zu anderen Verwendungszwecken etwa in der Landwirtschaft oder der energetischen Nutzung im Verkehrssektor stehen.

² Unter „Wärme (fremdbezogen)“ sind Fernwärme, Dampf, Nahwärme und Heißwasser zu verstehen.

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