Galvanotechnische Prozesse zeichnen sich durch einen hohen und stark schwankenden Energieverbrauch aus. Angesichts steigender Energiepreise, regulatorischer Vorgaben und des zunehmenden Einsatzes erneuerbarer Energien ist eine ganzheitliche Betrachtung der Energiesysteme in galvanotechnischen Betrieben notwendig. Auf Basis von praxisnahen Ansätzen zur systematischen Planung von Energiesystemen und anhand branchenspezifischer Erfahrungen lässt sich aufzeigen, wie durch strukturierte Analysen, geeignete Technologien und integrierte Planung die Energieeffizienz gesteigert werden kann. In einem zweiten Beitrag in der nächsten Ausgabe der WOMag erfolgt eine entsprechende Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zu den vorgestellten Ansätzen.
1 Herausforderungen bei der Energiebeschaffung am Standort Deutschland
Laut einer Umfrage in der chemischen Industrie gehören die Energiekosten mit einer Gewichtung von 56 % zu den Hauptherausforderungen am Standort Deutschland. Rohstoffkosten sind mit 43 % ein weiterer bedeutsamer Faktor auf Rang vier [1]. Diese Umfrage lässt sich leicht auf die Branche der Galvano- und Oberflächentechnik übertragen.
Ein Blick auf die Energiekosten zeigt ein differenziertes Bild der Strom- und Gaspreise. Während die Strompreise mit 0,176 €/kWh für das Jahr 2025 auf dem Vorkrisenniveau von 2020 (0,177 €/kWh) angekommen sind [2], liegen die Gaspreise deutlich über dem Vorkrisenniveau. Hier konnte Deutschland in der Vergangenheit von günstigen Gasimportpreisen profitieren. Nun hat sich das Gegenteil eingestellt, und die hohen Gaspreise treiben die allgemeinen Energiekosten der Unternehmen in die Höhe (Abb. 1): Zum einen sind dadurch die Kosten für die Stromerzeugung um rund 0,07 € im Vergleich zum Jahr 2020 gestiegen, und zum anderen sind die Kosten für die gasbasierte Prozesswärmebereitstellung gestiegen. Während der Gaspreis im Jahr 2020 rund 0,025 €/kWh betrug, liegt er im Jahr 2024 noch immer bei 0,062 €/kWh [3].
Abb. 1: Durchschnittlicher Strompreis in Deutschland als Jahreswerte für Neuabschlüsse in der Industrie inklusiv reduzierter Stromsteuer bei einem Jahresverbrauch von 160 000 bis 20 Mio. kWh, mittelspannungsseitige Versorgung Belieferung zum nächsten Halbjahr [2]
Im internationalen Vergleich liegen die aktuellen Industriestrom- und Industriegaspreise in den USA bei 0,08 €/kWh und 0,01 €/kWh; in China liegen die Strompreise ebenfalls auf dem sehr niedrigen Niveau von 0,08 €/kWh. Nur die Gaspreise in China sind mit 5 ct/kWh nahezu identisch mit denen in Deutschland [4].
Studien der Vereinigung der Bayerischen Wirtschaft (VBW) [4] und von Liebensteiner et al. [5] kommen zu dem Ergebnis, dass auch künftig keine Reduzierung der Strom- und Gaspreise, sondern eher ein Anstieg zu erwarten ist. Der Ausbau der erneuerbaren Energien und die sinkenden Netto-Stromexporte führen jedoch zu einem Preisdruck nach unten. Dieser wird allerdings von preistreibenden Faktoren wie steigenden CO2-Preisen, steigender Nachfrage, hohen Gaspreisen und dem Wegfall von Atomstrom als Grundlast dominiert. Es zeigt sich aber auch, dass in den USA der rasante Ausbau von Rechenzentren für künstliche Intelligenz und die damit verbundene steigende Nachfrage die dortigen Energiepreise ebenfalls ansteigen lassen. Allerdings wird erwartet, dass die Preise in China und den USA auch künftig deutlich unter dem deutschen Niveau liegen werden [4, 5].
2 Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit durch Energieeffizienz
Der wirksamste Weg für Deutschland, die Kosten für Strom und Gas zu senken, bleibt damit die konsequente Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen und effizienten Technologien. Ein plakatives Beispiel ist die Wärmepumpe, die mit einer Energiemenge von 1 kWh Strom durchschnittlich 3 kWh bis 4 kWh Wärme bereitstellt.
Die KurzstudieEnergieeffizienzmaßnahmen in der Industrie [6] geht davon aus, dass in Deutschland durch den Einsatz von Energieeffizienztechnologien, die bereits am Markt verfügbar sind, 44 % des Endenergieverbrauchs der deutschen Industrie eingespart und dabei eine hohe Zusatzrendite erwirtschaftet werden könnten. In Zahlen bedeutet dies Einsparungen in Höhe von jährlich 23 Milliarden Euro für die deutsche Industrie, um trotz hoher Energiepreise ihre internationale Wettbewerbsfähigkeit auf Basis nachhaltiger Technologien zu verbessern. Die größten Potenziale liegen in den Bereichen Prozesswärme, Antriebstechnik und Raumwärme. Aufgrund von Amortisationszeiten von über drei Jahren bleiben aktuell jedoch 60 % dieser Einsparmöglichkeiten und damit die Wachstumschancen ungenutzt. Besonders hervorzuheben ist dabei das größte ungenutzte Einsparpotenzial bei der Prozesswärme von 293 TWh/a bei Amortisationszeiten von über sechs Jahren [6].
Aufgrund dieser Erkenntnis stellt sich die Frage, warum die Einsparung ungenutzt bleibt. Neben den hohen Amortisationszeiträumen bei Investitionen in Effizienzprojekte spielen zusätzliche Aspekte eine Rolle. Insbesondere der Mangel an zeitlichen und personellen Kapazitäten führt dazu, dass entsprechende Projekte zurückgestellt werden, solange unklar bleibt, welche Effizienzmaßnahmen für den eigenen Betrieb am sinnvollsten sind. Darüber hinaus ist vielfach nicht bekannt, ob überhaupt wirtschaftlich attraktive Einsparpotenziale bestehen – ein Befund, der sich auch in der Erhebung des Energieeffizienzindexes der deutschen Industrie widerspiegelt [7]. Erschwerend kommt hinzu, dass es für die Optimierung der Energieeffizienz in der Galvanotechnik insgesamt nur wenige standardisierte und allgemein anwendbare Methoden gibt [8].
Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass nicht nur hohe Amortisationszeiten als Hemmnis für die Investition in Effizienztechnologien gesehen werden können. Häufig liegt es auch an unklaren Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen, unzureichender Planungssicherheit und letztlich oft am Fehlen der Kapazität zur Umsetzung von Effizienzprojekten. Mit dem vorliegenden Beitrag wird eine grundlegende Einführung in die Energiesystemplanung gegeben. Neben der Betrachtung, was zu einem Energiesystem gehört, welche Technologien derzeit zur Verfügung stehen und wie methodisch bei der Auslegung und Planung vorgegangen wird, soll anhand eines Projektbeispiels aufgezeigt werden, wie schrittweise vorgegangen werden kann.
3 Energiesysteme in galvanochemischen Prozessen
Ein industrielles Energiesystem in der Galvanotechnik umfasst alle Anlagen und Komponenten, die zur Erzeugung, Umwandlung, Speicherung und Nutzung von Energie dienen. Es ist ein wesentlicher Bestandteil des Produktionsbetriebs und sorgt dafür, dass die Energie für energieintensive galvanotechnische Verfahren bereitgestellt wird. Das Energieversorgungssystem ist eng mit dem öffentlichen Energiemarkt verbunden und bezieht (je nach Auslegung) elektrische und thermische Energie sowie gasförmige Energieträger aus externen Netzen [10]. Aufgrund schichtabhängiger Produktionsprozesse und der zunehmenden Integration erneuerbarer Energien können im Energiesystem Schwankungen entstehen, die durch schwankende erneuerbare Energien sowie Produktionslastspitzen die Versorgung stark belasten. Daher ist eine effiziente Planung des Energieversorgungssystems essenziell, um den Energieverbrauch zu optimieren und die Betriebskosten zu minimieren. So hängt die Energiesystemplanung galvanotechnischer Produktionsstätten direkt mit deren wirtschaftlicher Leistungsfähigkeit und Wettbewerbsfähigkeit zusammen.
In galvanotechnischen Betrieben zählen die Beheizung von Prozessverfahren (Elektrolyte, Spül- und Vorbehandlungsmedien), die Raumbeheizung sowie elektrochemische Abscheidungsverfahren mit den Gleichrichtern zu den Hauptenergieverbrauchern.Abbildung 2 zeigt die prozentuale Aufteilung des gesamten Energieverbrauchs auf die einzelnen galvanotechnischen Prozesse.
Abb. 2: Darstellung typischer Bereiche von Energieverlusten in galvanotechnischen Betrieben (links, eigene Darstellung) sowie prozentuale Verteilung des Energieverbrauchs in galvanotechnischen Betrieben (rechts) [11]
Ergänzend werden erhebliche Energiemengen für mechanische Komponenten wie Pumpen zur Medienförderung, Pumpen zur Umwälzung der flüssigen Medien sowie für Abluftreinigungs- und Absaugsysteme eingesetzt. Zentrale elektrische Verbraucher sind die Gleichrichter, deren Energiebedarf direkt von der Stromdichte, der Spannung, der beschichteten Fläche sowie der Schichtdicke abhängt.
Der Gesamtenergiebedarf variiert stark in Abhängigkeit von Anlagengröße, Prozessführung und Art der Galvanisierung (z. B. Verchromen, Vernickeln oder Verzinken). Der Energiebedarf für die Raumbeheizung führt in galvanischen Betrieben zu deutlichen Schwankungen, da aus Arbeits- und Umweltschutzgründen Abluftsysteme erforderlich sind, um Prozessdämpfe aus den galvanischen Prozessen abzuführen. Insbesondere im Winter führt dies zu erhöhten Wärmeverlusten und einem saisonalen Heizbedarf. Da Energiekosten einen wesentlichen Anteil der Produktionskosten ausmachen, bildet die Identifikation der größten Verbraucher eine zentrale Grundlage für die wirtschaftliche Bewertung und Optimierung galvanotechnischer Energiesysteme.
Zur effizienten dezentralen Energieversorgung galvanotechnischer Betriebe stehen aktuell verschiedene Technologien zur Verfügung, die je nach Lastprofil, Prozessanforderungen und Standort individuell kombiniert werden können. Die Stromversorgung kann, neben dem Netzbezug, nach dem Stand der Technik durch Photovoltaikanlagen, Blockheizkraftwerke (BHKW) und Brennstoffzellen erfolgen, wobei die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme erhebliche Vorteile für den Gesamtwirkungsgrad bietet. Die Wärme kann neben den BHKW- und Brennstoffzellensystemen auch durch Wärmepumpen, Elektrokessel oder die gezielte Nutzung von Prozessabwärme bereitgestellt werden. Für die Kälteerzeugung kommen Kühltürme sowie Absorptionskältemaschinen zum Einsatz, insbesondere in Kombination mit vorhandener Abwärme.
Ergänzend gewinnen elektrische Energiespeicher, thermische Speicher und Warmwasserspeicher an Bedeutung, um Lastspitzen zu reduzieren, den Eigenverbrauch zu steigern und die Flexibilität des Gesamtsystems zu verbessern. Aktuelle Entwicklungen zeigen eine stärkere Vernetzung der Energiesektoren, eine zunehmende Elektrifizierung von Prozessen sowie den Einsatz von digitalen Energiemanagementsystemen, um Effizienz und Wirtschaftlichkeit ganzheitlich zu optimieren. Auch eine strategische Planung für Wärmenetze fördert die Sektorkopplung, indem sie verschiedene Wärmequellen und -speicher in ein integriertes Verteilungssystem integriert.
Da Energiesysteme in Industrieunternehmen aus verschiedenen Energieträgern, -erzeugern und -verbrauchern bestehen, ist eine optimale Auswahl neuer dezentraler Technologien wichtig, um die energetische Leistungsfähigkeit eines Betriebs zu bestimmen. Durch eine systematische Planung der Energiesysteme können Unternehmen zukunftsorientierte Versorgungskonzepte entwickeln und ihre Wettbewerbsfähigkeit langfristig verbessern.
Als methodisches Vorgehen wird zunächst eine (1) Zieldefinition für das Energiesystem erstellt. Darauf aufbauend erfolgen die (2) Datenerfassung und -aufbereitung, um die aktuelle energetische Situation klar darzustellen. Dies umfasst die Ermittlung von Lastprofilen sowie die Identifikation der Hauptenergieverbraucher. Basierend auf diesen Daten werden (3) Maßnahmen zur Energieeinsparung im Rahmen von Energieeffizienzinitiativen bewertet. Anschließend werden (4) einzelne Technologien und ihre Auslegung analysiert, um anschließend eine (5) Szenarioanalyse mit verschiedenen Technologiekombinationen durchzuführen und diese Varianten sowie den Vergleich der Technologiekonfigurationen zu bewerten [12]. Abbildung 3 stellt die genannten Schritte zur Energiesystemplanung dar, um ein zukunftsorientiertes Versorgungskonzept zu erstellen.
Abb. 3: Methodisches Vorgehen zur Energiesystemplanung (Bild: Fraunhofer IPA)
4 Energiesystemplanung in galvanotechnischen Betrieben
4.1 Projektrahmen und Projektziele
Der Stuttgarter Technologie- und Innovationscampus S-TEC wird vom Ministerium für Wirtschaft, Arbeit und Tourismus Baden-Württemberg gefördert. Im Rahmen eines dieser STEC-Zentren – des STEC-Zentrums für Klimaneutrale Produktion und Ganzheitliche Bilanzierung – führten Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler des Fraunhofer IPA ein Forschungsprojekt mit dem Unternehmen Topocrom durch. Topocrom ist ein international tätiges Unternehmen für hochwertige Oberflächenbeschichtungen im Hartchrombereich. Ziel des etwa sechsmonatigen Projekts war es, für den Beschichtungsbetrieb am Topocrom-Standort Stockach Energieeffizienzmaßnahmen an der Galvanisierungsanlage sowie in der Anlagenperipherie zu identifizieren und zu bewerten. Im Folgenden werden diese Ergebnisse zur Energieeffizienz und zur Energiesystemplanung vorgestellt. Zweites Projektziel war es, die energetische Nutzung des Elektrolysewasserstoffs aus der Abluft zu untersuchen und zu bewerten. Die Ergebnisse zur Wasserstoffnutzung werden separat veröffentlicht.
In den folgenden Abschnitten wird das methodische Vorgehen der Energiesystemplanung ausführlich erläutert und direkt mit den Ergebnissen aus der industriellen Anwendung verknüpft. Es werden die einzelnen Schritte vorgestellt, von der Zieldefinition über die Datenerfassung und Analyse der Lastprofile bis hin zur Bewertung technischer Maßnahmen, und anhand konkreter Beispiele veranschaulicht. So werden sowohl die Vorgehensweise als auch deren praktischer Nutzen dargestellt.
4.1.1 Zieldefinition und Systemabgrenzung
Das Ziel der Energiesystemplanung im betrachteten galvanotechnischen Betrieb besteht darin, die Energiekosten und CO2-Emissionen zu senken, während die Versorgung der Produktionslinien zuverlässig bleibt. Der Betrachtungsrahmen umfasst das bestehende Energieversorgungssystem des Betriebs und berücksichtigt darüber hinaus geplante Erweiterungen. Zum Versorgungssystem zählen der Netzanschluss für elektrische Energie, ein Elektrokessel sowie ein Erdgasbrenner zur Wärmeerzeugung und die mögliche Integration einer geplanten Photovoltaikanlage. Dieser Rahmen dient als Grundlage für die anschließende Datenerfassung, die Lastprofilanalyse sowie die Bewertung technischer Maßnahmen. Der Fokus liegt insbesondere auf der Dekarbonisierung, der Bereitstellung von Strom und Wärme sowie auf der gezielten Nutzung vorhandener Abwärmequellen, um die Effizienzpotenziale optimal zu nutzen. Zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen wurden verschiedene Optionen geprüft. Abbildung 4 zeigt die Auswahl möglicher Technologien: Photovoltaik, Elektrifizierung von Prozessen, Wärmepumpen, Wärmespeicher, Kraft-Wärme-Kopplung, Fernwärmenutzung, Abwärmenutzung sowie Wasserstoffnutzung. Für die Umsetzung wurde ein kurz- bis mittelfristiger Zeitraum definiert.
Abb. 4: Betrachtungsrahmen für die Erweiterung
4.1.2 Datenerfassung und -aufbereitung
Zunächst wurde der aktuelle Energiebedarf des Betriebs für die Energiesystemplanung ermittelt, einschließlich des jährlichen Stromverbrauchs, des Wärmebedarfs sowie der elektrischen Wärmebereitstellung über den Elektrokessel. Die Integration einer Photovoltaikanlage wurde ebenfalls berücksichtigt. Basierend auf diesen Daten wurden zwei Erweiterungsvarianten entwickelt: Variante 1 integriert eine Wärmepumpe zur effizienten Wärmeversorgung, während Variante 2 den Betrieb eines Blockheizkraftwerks (BHKW) vorsieht. Diese Optionen bilden die Grundlage für die Bewertung von Einsparpotenzialen und Szenarioanalysen. Abbildung 5 zeigt die Ausgangslage des Energiesystems sowie die beiden möglichen Erweiterungen.
Abb. 5: Energiesystem sowie Erweiterungen
Abb. 6: Elektrischer und thermischer Energieverbrauch
In Abbildung 6 ist der Verlauf des elektrischen und thermischen Energieverbrauchs des Betriebs über mehrere Wochen in einer Referenzwoche im Zusammenhang mit dem Produktionsprozess dargestellt. Der jährliche Strombedarf des Betriebs beträgt etwa 2.939 MWh/a, der thermische Bedarf etwa 1.514 MWh/a. Durch eine Photovoltaikanlage könnten etwa 276,28 MWh/a gedeckt werden, was etwa 9,4 % des Gesamtbedarfs entspricht. Der Nutzungsgrad der Photovoltaikanlage liegt bei nahezu 100 %. Der wöchentliche Stromverbrauch weist eine deutlich erkennbare, stabile Grundlast auf, die hauptsächlich durch dauerhaft laufende Verbraucher wie Pumpen, Lüftungs- und Abluftreinigungssysteme verursacht wird. Zusätzlich gibt es deutliche Lastspitzen, die zeitlich mit produktionsabhängigen Vorgängen wie dem Betrieb galvanotechnischer Linien oder Gleichrichtern zusammenfallen.
Neben dem elektrischen Lastprofil zeigt auch der wöchentliche Gasverbrauch eine klare Abhängigkeit vom Produktionsablauf. Es gibt eine konstante Grundlast, die hauptsächlich zur kontinuierlichen Wärmebereitstellung für Prozesspositionen (Elektrolyte, Reinigungsstufen) und Nebenaggregate benötigt wird. Je nach Auslastung, Prozessführung und Produktionsintensität variiert der Gasverbrauch von Woche zu Woche. Besonders der Wärmebedarf der galvanotechnischen Prozesse sowie der Vorbehandlungsstufen und die Raumbeheizung tragen wesentlich zum Gasverbrauch bei. Durch die Abluft werden große Mengen an Luft ausgetauscht, die gerade im Winter erneut aufgeheizt werden müssen, wodurch der Verbrauch durch die Raumbeheizung steigt. Zusätzlich führen unterschiedliche Produktionszyklen und die damit verbundenen Temperaturanforderungen in den Hallen zu weiteren Schwankungen des Heizbedarfs, was den Gasverbrauch weiter erhöht. Die gleichzeitige Betrachtung des elektrischen Lastprofils mit Grundlast und Lastspitzen sowie des wöchentlichen Gasverbrauchs ermöglicht die Bewertung von Maßnahmen zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung und zur Nutzung von Abwärme im Rahmen der Variantenanalyse.
4.1.3 Bewertung von Maßnahmen zur Energieeinsparung in galvanotechnischen Betrieben
Auf Basis der erfassten Energieverbräuche und Lastprofile lassen sich energieeffizienzsteigernde Maßnahmen identifizieren und ableiten. Effizienzmaßnahmen in der Galvanotechnik können sich auf den Beschichtungsprozess beziehen, wie beispielsweise die bedarfsgerechte Absenkung der Elektrolyttemperaturen, die Verbesserung der Leitfähigkeit von Elektrolyten oder das Vermeiden von Überbeschichtungen, das gleichzeitig zur Materialeinsparung beiträgt. In der Anlageperipherie liegen ebenfalls hohe Potenziale in der Vermeidung von Leitungs- und Widerstandsverlusten, im Einsatz von frequenzgeregelten Pumpen und Antrieben, die einen bedarfsgesteuerten Anlagenbetrieb zulassen, modernen Gleichrichtern mit hohem Wirkungsgrad bis in den Teillastbereich und im Allgemeinen in der Rückgewinnung von Abwärmeverlusten, die einen enormen Anteil an Energieverlusten in galvanotechnischen Betrieben darstellen. Dies betrifft insbesondere die Wärmerückgewinnung aus Abluft und aus Gleichrichtern. Des Weiteren sollten Elektrolyte zur Metallabscheidung mit einer Isolierung ausgestattet sein. Falls (betriebs-)technisch möglich, können Behälterabdeckungen ebenfalls zur Reduzierung von Abwärmeverlusten beitragen. Ebenso lassen sich bei der Trocknung hohe Effizienzsteigerungen erzielen.
Da Effizienzmaßnahmen im Einzelnen nicht im Fokus dieser Veröffentlichungen stehen, sei an dieser Stelle auf eine Reihe von Veröffentlichungen verwiesen [11, 13], die Informationen zu Effizienzmaßnahmen bieten:
- Staatliche Förderung hocheffizienter Gleichrichter [15]
- Möglichkeiten der Energie- und Ressourceneffizienz moderner Abluftanlagen [16]
- Energieeffizienz in der Galvanotechnik [17]
- Zeit für Neues – Kondensationstrocknung mit Wärmepumpe [18]
4.1.4 Einzelmaßnahmenbewertung und Auslegung der Technologien
Die Wärmepumpe stellt eine effiziente Lösung zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung dar und lässt sich in das bestehende Energiesystem integrieren. Die Dimensionierung der Wärmepumpe basiert auf dem zeitlich aufgeschlüsselten Wärmebedarf des galvanotechnischen Betriebs. Als mögliche Wärmequellen kommen vor allem Prozess- und Abwärme aus Kühlprozessen, Abluftsystemen und Abwasser in Frage, die während der Betriebszeit kontinuierlich zur Verfügung stehen.
Zur Bestimmung einer geeigneten Anlagengröße wurden mehrere Leistungsstufen der Wärmepumpe untersucht. Für jede Leistungsvariante wurde berechnet, welcher Anteil des jährlichen Wärmebedarfs durch die Wärmepumpe gedeckt werden kann und wie sich die resultierenden Betriebsstunden entwickeln. Ein COP-Wert (Coefficient of Performance) von 2,5 für alle Leistungsklassen der Wärmepumpe wurde festgelegt. Ein hoher COP, der das Verhältnis von Heizleistung zu Antriebsleistung beschreibt, zeigt, dass die Wärmepumpe effizienter arbeitet und dadurch geringere Stromkosten verursacht. Somit amortisieren sich die Anschaffungskosten der Wärmepumpe schneller. Hierfür wurden die zeitlichen Schwankungen des Wärmebedarfs im Laufe des Jahres berücksichtigt.
Ziel war es, eine Auslegung zu finden, die sowohl eine hohe Wärmedeckung als auch ausreichende Betriebsstunden der Wärmepumpe ermöglicht, ohne die Anlage über- oder unterzudimensionieren. Die Analyse in Abbildung 7 lässt erkennen, dass mit zunehmender Wärmepumpenleistung zwar der Anteil der bereitgestellten Wärme steigt, jedoch die Volllastbetriebsstunden abnehmen. Eine zu große Auslegung würde zu einer geringeren Auslastung führen, während eine zu kleine Wärmepumpe den Wärmebedarf nur in begrenztem Umfang abdecken könnte. Auf Basis dieser Untersuchung wurde eine Wärmepumpenleistung von 150 kW als optimaler Kompromiss identifiziert. Diese Leistung ermöglicht eine weitgehende Deckung des Wärmebedarfs über den gesamten Betriebszeitraum bei gleichzeitig hoher Auslastung der Anlage.
Abb. 7: Auslegung Wärmepumpe
Abb. 8: Variation des COP
Durch umfassende Betrachtung der Abwärmequellen lässt sich der COP einer Wärmepumpe präziser untersuchen und die Effizienz der Wärmepumpe beurteilen. InAbbildung 8 sind die Änderungen bei der aufgenommenen elektrischen Leistung der Wärmepumpe in Abhängigkeit vom steigenden COP dargestellt. Ein höherer COP macht die Wärmepumpe effizienter und benötigt weniger elektrische Leistung, um die gleiche Wärmeleistung zu erzeugen. Durch einen effizienteren Betrieb werden auch Treibhausgasemissionen (durch geminderten Strombedarf) eingespart. Somit zeigt sich, dass die effiziente Nutzung der Abwärme Vorteile bringt.
Die Auslegung des Blockheizkraftwerks (BHKW) basiert auf den gemessenen Wärmebedarfsdaten des galvanotechnischen Betriebs. Aus diesen Daten wurde eine Jahresdauerlinie des Wärmebedarfs (Abb. 8) erstellt, welche die Wärmeleistung nach den Stunden im Jahr absteigend darstellt. Diese Methode ermöglicht eine klare Analyse, in welchen Leistungsbereichen der Wärmebedarf über längere Zeiträume besteht und welche Lasten nur kurzfristig auftreten.
Basierend auf der Jahresdauerlinie kann die thermische Nennleistung des BHKW so festgelegt werden, dass die Anlage einen möglichst hohen Anteil der jährlichen Betriebsstunden abdeckt. Ziel bei der Auslegung war es, das BHKW hauptsächlich im Volllastbereich zu betreiben, um eine hohe Laufzeit und eine effiziente Nutzung von Strom und Wärme zu gewährleisten. Eine zu große Auslegung könnte zu häufigem Teillastbetrieb oder Stillstand führen, während eine zu kleine Auslegung den Eigenverbrauch der erzeugten Energie einschränken würde. Durch die grafische Analyse der Jahresdauerlinie wurde eine thermische Leistung von 90 kWth bestimmt, die einen durchgehenden Einsatz des BHKW über große Teile des Jahres ermöglicht (Abb. 9). Ein Teil der verbleibenden Betriebsstunden kann durch den Teillastbetrieb abgedeckt werden. So trägt das BHKW zur Wärmeversorgung bei; bei einem elektrischen Wirkungsgrad von 33 % werden etwa 50 kW elektrische Energie gekoppelt erzeugt. Dies führt zudem zu einer Verringerung des externen Strombezugs in den untersuchten Energiesystemvarianten.
Abb. 9: Auslegung BHKW
4.1.5 Simulationsaufbau und Vergleich der Varianten
In der Simulation des Energiesystems werden Energiesystemvarianten definiert. Hierfür wird zunächst eine Basisvariante definiert, die auf den gemessenen Daten und den bestehenden Technologien im laufenden Betrieb beruht. Anschließend werden zwei Varianten simuliert, welche die Erweiterung des Energiesystems um eine Wärmepumpe und ein BHKW abbilden. Für diese beiden Varianten wird die geplante Erweiterung der Photovoltaikanlagen berücksichtigt. Alle Anlagen werden modelliert und ihre jeweiligen Betriebszeiten in der Simulation abgebildet, um den elektrischen und thermischen Bedarf des Betriebs abzudecken. Die Simulation wird für ein Referenzjahr durchgeführt, anschließend werden die Varianten verglichen. Ziel des Vergleichs der Varianten ist es, die Integration der jeweiligen Technologien hinsichtlich des Energieverbrauchs und der Treibhausgasemissionen deutlich zu machen.
Der Simulationsaufbau erfolgte mit der Software TOP-Energy. Diese Software dient zur Modellierung, Simulation und Optimierung von Energiesystemen, die eine ganzheitliche Betrachtung von Strom-, Wärme- und weiteren Energieströmen ermöglicht. Stündlich aufgelöste Bedarfsprofile für Strom, Wärme und einzelne Verbraucher können den jeweiligen Komponenten zugeordnet und mit Erzeugern, Speichern sowie Verbrauchern verknüpft werden. Auch Wetterdaten lassen sich integrieren, um beispielsweise die Simulation von Photovoltaikmodulen zu unterstützen. Für jeden Zeitschritt wird der Einsatz der Komponenten optimiert, um Kosten, Energieeinsatz oder Emissionen zu minimieren. Dieser Vorgang wird für jede der definierten Varianten durchgeführt, um eine energetische, wirtschaftliche und ökologische Bewertung zu ermöglichen.
Die Ergebnisse der Variantensimulation sind (1) für die Einbindung einer Wärmepumpe mit 150 kW und (2) eines Blockheizkraftwerks (BHKW) mit einer Brennstoffnennleistung von 150 kW dargestellt, davon 90 kW thermisch und 50 kW elektrisch. Die Ergebnisse der Varianten werden mit denen der Basisvariante verglichen. Im Folgenden werden die wichtigsten Kennzahlen verglichen, um Unterschiede im Energieverbrauch, in den Treibhausgasemissionen und in der Wirtschaftlichkeit zu bewerten.
Abb. 10: Primärenergieeinsatz
Abbildung 10 vergleicht den Primärenergieverbrauch der drei untersuchten Optionen: die Basisvariante, Variante 1,mit einer Wärmepumpe und Variante 2 mit einem Blockheizkraftwerk. Zudem wird die Verteilung des Primärenergieeinsatzes auf Strom und Brennstoffe dargestellt. Mit der Integration der Wärmepumpe steigt der elektrische Energieverbrauch im Vergleich zur Basisversion um etwa 6 %, während der Brennstoffverbrauch um rund 84 % sinkt. Insgesamt führt dies zu einem geringeren Primärenergiebedarf von 1.073 MWh/a. Es ist jedoch wichtig zu beachten, dass dieser Effekt stark vom angenommenen COP-Wert von 2,5 abhängt. Durch einen höheren COP-Wert, zum Beispiel durch die Nutzung von Abwärmequellen aus Produktionsprozessen oder anderen hochtemperierten Wärmequellen, würde der Primärenergieeinsatz zusätzlich reduziert werden. Umgekehrt würde ein niedrigerer COP-Wert die Effizienzgewinne verringern. Die genutzten Wärmequellen und Betriebsbedingungen sind daher entscheidend für das Ausmaß der Primärenergieeinsparung. Beim Betrieb des BHKW steigt der Brennstoffverbrauch aufgrund der kombinierten Strom- und Wärmeerzeugung. Gleichzeitig sinkt jedoch der Bedarf an Strom aus dem öffentlichen Netz erheblich. Insgesamt führt dies zu einer Reduktion des Primärenergieeinsatzes um etwa 23 % und somit zu einer Einsparung von etwa 792 MWh/a im Vergleich zur Basisvariante. Trotz des höheren Brennstoffverbrauchs bietet sich dadurch ein energetischer Vorteil durch die hohe Effizienz der Kraft-Wärme-Kopplung.
Abb. 11: Energieverteilung
Die Energieverteilung im Betrieb ist inAbbildung 11 dargestellt. Gezeigt werden der Strombezug aus dem öffentlichen Netz, der Brennstoffbedarf zur Wärmeerzeugung sowie die durch die Photovoltaikanlage erzeugte Energiemenge und die ins Netz eingespeiste elektrische Energie. Als Referenz dient die Basisvariante mit einem jährlichen Stromverbrauch von rund 2.939 MWh/a, und einem Brennstoffverbrauch von etwa 1.514 MWh/a, ohne Stromeinspeisung. Die Stromerzeugung mittels Photovoltaik bleibt in allen betrachteten Varianten unverändert und beträgt 276,28 MWh/a.
In Variante 2 erhöht sich der Stromverbrauch gegenüber der Basisvariante um 184 MWh/a, was einer Steigerung um rund 6,3 % entspricht. Gleichzeitig sinkt der Brennstoffverbrauch auf 238,9 MWh/a, was einer Reduktion um etwa 84 % gegenüber der Basisvariante entspricht. Durch die veränderte Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur ergibt sich erstmals eine Stromeinspeisung von rund 1,75 MWh/a, was auf eine erhöhte Eigenerzeugung sowie zeitweise Überschüsse zurückzuführen ist.
Die Variante 3 weist hingegen einen um 695 MWh/a geringeren Stromverbrauch auf, entsprechend einer Abnahme von rund 23,6 % gegenüber der Basisvariante. Zudem steigt der Brennstoffverbrauch um 419 MWh/a, was einer Zunahme um etwa 27,7 % entspricht. Durch die Überschüsse aus der Photovoltaikanlage werden auch etwa 1,05 MWh pro Jahr in das Stromnetz eingespeist. Die Stromeinspeisung fällt in beiden Varianten gering aus, sodass der erzeugte Strom nahezu vollständig im Betrieb selbst genutzt wird und die Einspeiseerlöse gering ausfallen. Eigenverbrauch ist jedoch wirtschaftlich attraktiver.
5 Ökologische Betrachtung
Mit der ökologischen Betrachtung wird untersucht, welche Varianten der Energiesystemauslegung in welcher Intensität zum Klimawandel beitragen. Dies hängt davon ab, welche Energieträger in welchem Umfang genutzt werden. Jeder Energieträger hat dabei eine durchschnittliche Treibhausgasintensität, die in tCO2-Äquivalenten pro MWh angegeben wird. In Bezug auf die Treibhausgasemissionen entstehen jährlich in der Basisvariante rund 1.076 tCO2äq aus Strom und 304 tCO2äq aus Brennstoffen. Für die Berechnung wurden folgende Annahmen getroffen: Treibhausgasemissionsfaktoren von Gas ergeben 0,201 tCO2äq/MWh und für Strom von 0,366 tCO2äq/MWh, die aktuell einen Faktor vom Strommix in Deutschland darstellt [14].
Variante 2 führt zu einem leichten Anstieg der Treibhausgasemissionen aus Strom um 67,6 tCO2äq/a, während die Emissionen aus Brennstoffen durch den stark reduzierten Brennstoffverbrauch um 256,4 tCO2äq/a sinken. Insgesamt ergibt sich somit eine deutliche Reduktion der Gesamtemissionen, da die Einsparungen beim Brennstoff den zusätzlichen Strombedarf überwiegen. Variante 3 senkt hingegen die Treibhausgasemissionen aus Strom um 254,4 tCO2äq/a, was die Vorteile des geringeren Strombezugs widerspiegelt. Gleichzeitig steigen die Brennstoffemissionen jedoch um 84 tCO2äq/a, insgesamt liegen die Gesamtemissionen unterhalb der Basisvariante. Zusammenfassend zeigt der Vergleich (Abb. 12), dass Variante 2 die umweltfreundlichere Option darstellt, mit Einsparungen von etwa 188 tCO2äq/a; während Variante 3 trotz niedrigerer Stromverbräuche zu einem höheren Treibhausgasausstoß führt, mit Einsparungen von etwa 170 tCO2äq/a.
Abb. 12: Treibhausgasemissionen (in tCO2äq/a)
6 Zusammenfassung und Ausblick
Durch eine strukturierte Datenerfassung, Lastprofilanalyse und Szenarienbetrachtung können Unternehmen zukunftsorientierte Versorgungskonzepte entwickeln, die ihre individuelle Situation berücksichtigen. Das Beispiel Topocrom zeigt, dass die ideale Kombination aus dezentralen Erzeugungstechnologien (wie Photovoltaik, Wärmepumpen und BHKW), Abwärmenutzung und intelligenter Systemsteuerung die energetische Optimierung ermöglicht. Variante 2 mit der Wärmepumpe reduziert den Primärenergiebedarf um etwa 1.073 MWh/a durch einen geringeren Brennstoffverbrauch (-84 %), während Variante 3 mit dem BHKW den Primärenergieeinsatz um circa 792 MWh/a senkt (-23 %), indem sie den Netzbezug erheblich reduziert. Die Wärmepumpe hängt stark vom COP ab und könnte durch bessere Wärmequellen weiter optimiert werden. Für diese Untersuchung wurde ein COP-Wert von 2,5 angesetzt, da die genauen Daten zu potenziellen Wärmequellen und die Wärmesenken nicht bekannt sind. Variante 2 mit der Wärmepumpe ist die umweltfreundlichere Option. Trotz eines höheren Stromverbrauchs überwiegen die Einsparungen bei den Brennstoffen den zusätzlichen Strombedarf. Variante 3 mit dem BHKW spart zwar Strom ein, erzeugt aber durch höheren Brennstoffeinsatz eine etwas geringere Gesamtemissionseinsparung.
Im zweiten Teil des Beitrags in der nächsten Ausgabe der WOMag wird die wirtschaftliche Bewertung der hier vorgestellten Varianten besprochen. Damit wird eine umfassende Betrachtung ermöglicht, die Effizienzgewinne, Emissionseinsparungen und die wirtschaftliche Machbarkeit berücksichtigt. Dadurch können die Amortisationszeiten der Lösungen sowie eine Sensitivitätsanalyse zukünftiger Änderungen des CO2-Preises durchgeführt werden.
Hinweis
Das Projekt wird vom Ministerium für Wirtschaft, Arbeit und Tourismus Baden-Württemberg gefördert. Das Forschungsprojekt wurde im Rahmen des S-TEC-Zentrums – Zentrum für klimaneutrale Produktion und ganzheitliche Bilanzierung – durchgeführt.
Literatur
[1] VCI: Verband der Chemischen Industrie e.V.: Welches sind die wichtigsten Standortfaktoren für Ihr Chemieunternehmen? Umfrage zu Standortfaktoren von Chemieunternehmen in Deutschland im Jahr 2023, 2023
[2] bdew: BDEW-Strompreisanalyse Januar 2026 - Haushalte und Industrie; BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V., 2026
[3] statista: Energiepreise in Deutschland. Industrien & Märkte. statista 2024; https://de.statista.com/statistik/studie/id/10091/dokument/strom-und-energiepreise-in-deutschland/
[4] Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH: Internationaler Energiepreisvergleich für die Industrie; Eine vbw Studie, erstellt von der FfE, München 2025, https://www.vbw-bayern.de/vbw/Themen-und-Services/Energie-Klima/Energie/Internationaler-Energiepreisvergleich-f%C3%BCr-die-Industrie.jsp
[5] M. Liebensteiner, F. Ocker, A. Abuzayed: High electricity price despite expansion in renewables: How market trends shape Germany’s power market in the coming years; Energy Policy 198 (2025), S. 114448
[6] Jörg Meyer, Marius Madsen, Lukas Saars: Kurzstudie Energieeffizienzmaßnahmen in der Industrie - Marktnahe und wirtschaftliche Energieeinsparpotenziale in der Industrie; Krefeld, 2023
[7] Institut für Energieeffizienz in der Produktion EEP: Energieeffizienz-Index Wintererhebung 2019/2020 2020; https://www.eep.uni-stuttgart.de/eei/archiv-aeltere-erhebungen/
[8] Zentralverband Oberflächentechnik e.V.: Jahresbericht - Energie- und Ressourceneffizienz 2021
[9] BMJV: Gesetz zur Steigerung der Energieeffizienz in Deutschland1 (Energieeffizienzgesetz - EnEfG); https://www.gesetze-im-internet.de/enefg/BJNR1350B0023.html
[10] E. M. G. Augenstein: Rechnergestützte Analyse und Konzeption industrieller Energiesysteme; Dissertation, Aachen 2009
[11] Bayerisches Landesamt für Umweltschutz: Effiziente Energienutzung in der Galvanikindustrie. Augsburg
[12] A. Emde, F. Schnell, A. Sauer: Methodisches Vorgehen zur Energiesystemplanung/Methodological approach to energy system planning; wt Werkstattstechnik online 113 (2023), 01-02, S. 13–17
[13] H. Kaesinger: Z.O.G.-Seminar: Einfache Methoden zur Energieeinsparung in der Galvanotechnik; Galvanotechnik (2018), Nr. 2, S. 321–330
[14 Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle - BAFA: Informationsblatt CO2-Faktoren; https://www.bafa.de/SharedDocs/Downloads/DE/Energie/eew_infoblatt_co2_faktoren_2023.html; zuletzt aufgerufen am 21.1.2026
[15] L. Bücher: Staatliche Förderung hocheffizienter Gleichrichter; WOMag 1-2/2023; https://www.wotech-technical-media.de/womag/ausgabe/2023/
01-02/04_buescher_foerderung_01-02j2023/04_buescher_foerderung_01-02j2023.php
[16] P. Hering: Möglichkeiten der Energie- und Ressourceneffizienz moderner Abluftanlagen; WOMag 7/2025; https://www.wotech-technical-media.de/womag/ausgabe/2015/07-08/16_hering_energie_07j2015/16_hering_energie_07j2015.php
[17] St. Kölle, P. Schwanzer, Ch. Dierolf, E. Kröse: Energieeffizienz in der Galvanotechnik; WOMag 10/2019; https://www.wotech-technical-media.de/womag/ausgabe/2019/10/22_koelle_energieC_10j2019/22_koelle_energieC_10j2019.php
[18] N. N.: Zeit für Neues – Kondensationstrocknung mit Wärmepumpe; WOMag 1-2/2024; https://www.wotech-technical-media.de/womag/ausgabe/2024/01-02/26_harter_grohe_01-02j2024/26_harter_grohe_01-02j2024.php
-wird fortgesetzt-
