Teil 2: Ökonomische Betrachtung

Von Sonja Ziehn, Stefan Kölle, Peter Schwanzer und Laura Jung, Fraunhofer-Institut IPA

Die Auswahl bei der Nutzung von Energieträgern unterliegt einer stetig wachsenden Unsicherheit. Gleichzeitig steigt die Notwendigkeit zur Reduzierung von Schadstoffen zur Energieerzeugung. Daraus ergibt sich die Notwendigkeit für energieintensive Unternehmen, wie es die Galvanotechnik ist, alle möglichen Varianten zur Bereitstellung der Energie sinnvoll kombiniert zu nutzen. Betrachtet werden im vorliegenden Beitrag die Varianten Photovoltaik, Wärmepumen, Blochheizkraftwerk (BHKW) unter Einsatz von Wasserstoff sowie die Möglichkeiten zur Wärmerückgewinnung. Eine optimale Kombination von Energieträgern bestätigte in einer praktischen Umsetzung beim Unternehmen Topocrom eine Einsparung von mehr als 170 000 Euro pro Jahr. Positiv wirkt sich hier aus, dass die Realisierung zur Energiesystemplanung mit staatlichen Förderungen und durch Rückgriff auf reale Daten aus der Praxis mit hoher Zuverlässigkeit und in kurzer Zeit möglich ist. Erforderlich sind zwei einfache Schritte: eine strukturierte Energiesystemplanung mit ökonomisch-ökologischer Bewertung der Varianten und eine Umsetzung der ausgewählten Energieeffizienzmaßnahmen, um die Kosten­ersparnis ab dem ersten Jahr auszuschöpfen.

Fortsetzung aus WOMag 3/2026

7.1 Ökonomische ­Betrachtung – Einleitung

Galvanotechnische Prozesse zeichnen sich durch einen hohen und stark schwankenden Energieverbrauch aus. Angesichts gestiegener Energiepreise, regulatorischer Vorgaben und des zunehmenden Einsatzes erneuerbarer Energien ist eine ganzheitliche Betrachtung der Energiesysteme in galvanotechnischen Betrieben notwendig. Im ersten Teil des Aufsatzes (WOMag 3/2026) wurden die fünf Schritte zur systematischen Planung von Energiesystemen im Rahmen eines ­Forschungsprojekts in Zusammenarbeit mit einem Lohnbeschich­tungsunternehmen vorgestellt.

Diese bestehen aus der Zieldefinition, der Datenerfassung und Lastprofilanalyse, der Bewertung der Effizienzmaßnahmen, der Technologieauslegung und der vergleichenden Szenarioanalyse. Es wurden neben dem Ausgangszustand zwei Energiesystemvarianten betrachtet, um den Strombedarf von circa 2939 MWh/a und den Wärmebedarf von circa 1.514 MWh/a zu decken. Variante 2 umfasst eine Wärmepumpe mit 150 kW und einem COP von 2,5. Variante 3 umfasst ein BHKW mit 90 kW thermischer und 50 kW elektrischer Leistung. Beide Varianten wurden mit Hilfe der Software Top-Energy© simuliert und miteinander verglichen. Die Wärmepumpe reduziert den Primärenergiebedarf um rund 1.073 MWh/a und die Treibhausgas­emissionen um circa 188 tCO2äq/a, vor allem durch den drastisch gesunkenen Brennstoffverbrauch (–84 %). Das BHKW senkt den Primärenergieeinsatz um circa 792 MWh/a (–23 %) und die Treibhausgasemissionen um rund 170 tCO2äq/a, hauptsächlich durch den reduzierten Netzbezug. Die wirtschaftliche Bewertung beider Varianten ist Gegenstand des vorliegenden zweiten Teils. Zudem wird eine Analyse zu zukünftigen Energie- und CO2-Preisen und deren Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit vorgestellt.

7.2 Ökonomische ­Betrachtung – Modelle und Zahlen

Energie kostet Geld, Tendenz steigend [1, 2]. Energieeffizienzmaßnahmen mindern den Energiebedarf und senken damit Betriebskosten. Sie entlasten Unternehmen finanziell, und zwar dauerhaft, senken das Risiko energiebedingter Kostensteigerungen und eröffnen Wettbewerbsvorteile [3]. In besonders energieintensiven Branchen wie der chemischen Industrie oder der Galvanotechnik, in denen die Energiekosten als einer der größten Standortnachteile gewertet werden, ist das Einsparpotenzial besonders groß.

Die folgende Analyse bewertet die oben diskutierten Varianten der Energieeffizienzmaßnahmen hinsichtlich ihrer Ökonomie. Hierbei wird das Einsparpotenzial an Betriebskosten durch einen veränderten Strom- und Erdgasbezug im Vergleich zur Ausgangssituation (Base Case in den Schaubildern) dargestellt. Diese Varianten sind:

• Variante 1 (V1): Installation einer PV-Anlage bei steigendem erneuerbarem Anteil im Strommix
• Variante 2 (V2): Installation einer PV-Anlage in Kombination mit einer Wärmepumpe
• Variante 2.1 (V2.1): Installation einer PV-
  Anlage in Kombination mit einer Wärmepumpe und einer Abwärmenutzung
• Variante 3 (V3): Installation einer PV-Anlage in Kombination mit einem BHKW
• Variante 3.1 (V3.1): Installation einer PV-
  Anlage in Kombination mit einem BHKW, das zu 30 % mit grünem Wasserstoff betrieben wird. Diese Variante wird nur für das Referenzjahr 2030 berücksichtigt, da davon ausgegangen wird, dass dann grüner Wasserstoff – im Gegensatz zum Jahr 2026 – verfügbar ist

Das ökonomische Potenzial der verschiedenen Varianten wurde für zwei Zeitpunkte berechnet: Zum einen wurden aktuelle Gas- und Strompreise vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V (BDEW) für das Jahr 2026 herangezogen. Hier wurde mit einem Gaspreis von 0,062 EUR/kWh und einem Strompreis von 0,16 EUR/kWh kalkuliert [4]. Außerdem wurde das wirtschaftliche Potenzial der unterschiedlichen Varian­ten für das Jahr 2030 ermittelt, basierend auf der Annahme, dass die ­Einkaufspreise im Jahr 2030 folgende Werte erreichen: ein Gaspreis von 0,10 EUR/kWh, ein Strompreis von 0,12 EUR/kWh und ein Preis für grünen Wasserstoff von 0,15 EUR/kWh [1, 5].

Neben den Energiekosten für die ­bezogenen Energieträger entstehen zusätzliche ­Kosten durch die Bepreisung der Treibhausgasemis­sionen, die durch den Energieträgerverbrauch des Unternehmens verursacht werden. Diese Kosten betreffen zum einen Unternehmen, die dem europäischen Emissionshandel ­unterliegen und Emissionsberechtigungen erwerben müssen. Aber auch Unternehmen, die sich freiwillig Klimaziele gesetzt haben und ihre Treibhausgasemissionen reduzieren wollen, sollten den unterschiedlichen Treibhausgaseffekt ihres Energiesystems einpreisen: Wer besonders klimafreundlich Strom und Wärme erzeugt, verursacht weniger Treibhausgasemissionen und muss beispielsweise weniger Kompensationszertifikate erwerben, um seine Klimaziele zu erreichen.

Im vorliegenden Fall wurde jede Variante der oben aufgeführten Erweiterungen des Energiesystems mit (a) und ohne (b) Berücksichtigung einer CO2-Bepreisung bewertet. Um verschiedene Entwicklungen des CO2-Preises abzubilden, wurde eine CO2-Bepreisung in drei Schritten zu je 50 €/tCO2äq dargestellt. So lässt sich ablesen, wie sich das Kosteneinsparpotenzial jeder Variante bei CO2-Zertifikatspreisen von 50 Euro, 100 Euro und 150 Euro darstellt.

Für die vorliegende ökonomische ­Bewertung wurden das jährliche Einsparpotenzial (falls negativ) beziehungsweise die jährlichen Mehrkosten (falls positiv) an Betriebskosten durch einen veränderten Gas- und Strombezug analysiert (in den folgenden Schaubildern in Grün dargestellt). Investitionskosten für die Erweiterung des Energiesystems wurden hier nicht berücksichtigt. Für eine vollumfängliche Bewertung der Maßnahmen sind also dem jährlichen Einsparpotenzial die Investitions- und Betriebskosten (u .a. für Wartung) der ausgewählten Energieeffizienzmaßnahmen gegenüberzustellen, um deren Wirtschaftlichkeit zu bewerten.

Abb. 13: Ökonomische Bewertung für das Jahr 2026, ohne CO2-Kompensation (V1: PV+ EE-Strom, V2: PV + Wärmepumpe, V2.1: PV + Wärmepumpe + Abwärmenutzung, V3: PV + BHKW, V3.1: PV + H2-BHKW (30 % H2))

Abbildung 13 zeigt im ersten Szenario (S1) die Gas- und Strompreise für das Jahr 2026, ohne eine CO2-Bepreisung zu berücksichtigen. In Lila sind die Stromkosten, in Gelb die Gaskosten dargestellt. In Grün sind die Mehrkosten beziehungsweise ­Kostenersparnisse separat ausgewiesen. In Variante 1 (V1) wird der Wärmebedarf überwiegend über eine Elektroheizung gedeckt (vgl. Abschnitt 2: Datenerfassung und -aufbereitung; Teil 1), sodass diese Variante im Vergleich zur Ausgangssituation durch einen höheren und im Vergleich zu Erdgas teureren Strombezug zu Mehrkosten von jährlich circa 82.000 Euro führt. Diese Variante ist also nicht ­rentabel. Werden jedoch eine PV-Anlage und eine Wärmepumpe installiert (V2), so sinken der Strom- und Gasbedarf deutlich, und es kann eine Kostenersparnis von etwa 50.000 Euro pro Jahr erreicht werden. Findet eine zusätzliche Abwärmenutzung statt (V2.1), steigt die jährliche Kostenersparnis stark auf über 86.000 Euro/ pro Jahr. Eine ebenso hohe Kostenreduktion kann in diesem Szenario durch eine Kombination aus PV-Anlage und BHKW realisiert werden (V3). Hier können über 85.000 Euro/Jahr eingespart werden. Zu beachten ist, dass diesen Kostenersparnissen die Investitions- und Betriebskosten der Energiesystemanpassungen entgegengesetzt werden müssen, um die Wirtschaftlichkeit vollständig bewerten zu können.

Abb. 14: Ökonomische Bewertung für das Jahr 2026, mit CO2-Kompensation (V1: PV+ EE-Strom, V2: PV + Wärmepumpe, V2.1: PV + Wärmepumpe + Abwärmenutzung, V3: PV + BHKW, V3.1: PV + H2-BHKW (30 % H2))

Abbildung 14 zeigt im zweiten Szenario (S2) die Gas- und Strompreise im Jahr 2026, nun mit CO2-Bepreisung. In Lila sind erneut die Stromkosten, in Gelb die Gaskosten dargestellt. In Blau sind nun die zusätzlichen Kosten ausgewiesen, die durch die Bepreisung der Treibhausgasemissionen sowie durch den Verbrauch von Strom und Gas in den jeweiligen Szenarien entstehen. Dabei wird für Erdgas ein ­Treibhausgasemissionsfaktor von 0,201­tCO2äq/MWh und für Strom von 0,366­tCO2äq/MWh angenommen. Wie oben erläutert sind hier steigende CO2-Preise à 50 Euro in drei abgestuften Blautönen dargestellt, um verschiedene CO2-Preisentwick­lungen annehmen zu können. Ein blauer Balken stellt eine CO2-Bepreisung von 50 Euro dar, zwei blaue Balken eine von 100 Euro und alle drei blauen Balken eine von 150 Euro. In Grün sind erneut die Mehrkosten beziehungsweise Kostenersparnisse separat ausgewiesen, und zwar für eine CO2-Bepreisung von 150 Euro (alle drei blauen Balken).

Es zeigt sich in der Grafik, dass sich die Betriebskosten in der Ausgangssituation durch eine CO2-Bepreisung verteuern, da hier Erdgas und Strom bezogen werden, die den Klimawandel vorantreiben. Die Kosten für die CO2-Bepreisung belaufen sich in der Ausgangssituation auf 207.000 Euro/Jahr. In Variante 1 wurde bei der Simulation des Energiesystems ein niedriger Emissionsfaktor für den deutschen Strommix (von 0,107 tCO2äq/MWh) angesetzt, damit die in dieser Variante vorgesehene Elektroheizung überhaupt zum Einsatz kommt, um den Wärmebedarf überwiegend zu decken (s. Abschnitt 2: Datenerfassung und -aufbereitung, Teil 1). Daher fallen in dieser Variante lediglich Kosten von circa 65.000 Euro pro Jahr für eine CO2-Bepreisung an. Verursachte Szenario S1 im Vergleich zur Basisvariante ohne CO2-Bepreisung noch Mehrkosten von jährlich knapp 82.000 Euro, werden unter Berücksichtigung der CO2-Bepreisung ­jährlich knapp 60.000 Euro eingespart [7]. Werden jedoch eine PV-Anlage und eine Wärmepumpe installiert (V2), so ­sinken Strom- und der Gasbedarf deutlich. Für die CO2-Be­preisung fallen lediglich knapp 180.000 Euro pro Jahr an. Die Kostenersparnis im Vergleich zur Ausgangssituation beträgt knapp 80.000 Euro/Jahr. Findet eine zusätzliche Abwärmenutzung statt (V2.1), müssen nur noch circa 165.000 Euro/Jahr für die CO2-Bepreisung angesetzt werden. Die jährliche Kostenersparnis steigt stark auf fast 130.000 Euro/Jahr. Die Kombination aus PV-Anlage und BHKW (V3) verursacht, aufgrund des verbleibenden Erdgasverbrauchs, Kosten von etwa 180.000 Euro/Jahr für die CO2-Bepreisung. Die Gesamtkostenersparnis sinkt knapp unter 110.000 Euro/Jahr. Bei Berücksichtigung der Treibhausgaseffekte des Energiesystems schneidet die Kombination aus PV-Anlage, Wärmepumpe und Abwärmenutzung (V2.1.) mit der höchsten Kosten­ersparnis am besten ab: Im Gegensatz zur Ausgangssituation können fast 130.000 Euro jährlich eingespart werden.

Abb. 15: Ökonomische Bewertung für das Jahr 2030, ohne CO2-Bepreisung (V1: PV+ EE-Strom, V2: PV + Wärmepumpe, V2.1: PV + Wärmepumpe + Abwärmenutzung, V3: PV + BHKW, V3.1: PV + H2-BHKW (30 % H2))

Abbildung 15 zeigt im dritten Szenario (S3) die Gas- und Strompreise im Jahr 2030, ohne eine CO2-Bepreisung zu ­berücksichtigen. Für das Jahr 2030 wurden folgende Einkaufspreise angenommen: ein Gaspreis von 0,10 Euro/kWh, ein Strompreis von 0,12 Euro/kWh und ein Preis für grünen Wasserstoff von 0,15 Euro/kWh [1, 5]. Die Gegenüberstellung zeigt, dass Variante 1 mit dem Einsatz der Elektroheizung zu einer Kosten­ersparnis von etwa 20.000 Euro pro Jahr führt. Aufgrund der nun höheren Gaspreise wirken sich die durchgeführten Energieeffizienzmaßnahmen deutlich kostensenkender als zuvor aus: Bereits eine PV-Anlage und eine Wärmepumpe (V2) führen zu einer jährlichen Kostenersparnis von fast 105.000 Euro. Findet eine zusätzliche Abwärmenutzung statt (V2.1), steigt die jährliche Kostenersparnis stark auf jährlich über 130.000 Euro. Hier ist die Kostenersparnis am höchsten. Die Kombination aus PV-Anlage und BHKW (V3) erzielt ein Minus von knapp 42.000 Euro. Zusätzlich wurde hier für das Jahr 2030 eine Variante (V3.1) hinzugefügt, bei der das BHKW, das in Kombination mit einer PV-Anlage betrieben wird, zu 30 % mit grünem Wasserstoff gespeist wird. Da angenommen wurde, dass der Gaspreis im Jahr 2030 unter dem Preis für grünen Wasserstoff liegt, verringert sich die jährliche Kostenersparnis durch eine Wasserstoffnutzung auf knapp 12.000 Euro. Dies ändert sich, sobald der Preis für grünen Wasserstoff den Preis von Erdgas unterschreitet beziehungsweise eine CO2-Bepreisung berücksichtigt wird (siehe Szenario S4 unten). Daher ist insbesondere bei Neuinvestitionen darauf zu achten, dass BHKW ebenso mit Wasserstoff betrieben werden können.

Abb. 16: Ökonomische Bewertung für das Jahr 2030 mit CO2-Kompensation (V1: PV+ EE-Strom, V2: PV + Wärmepumpe, V2.1: PV + Wärmepumpe + Abwärmenutzung, V3: PV + BHKW, V3.1: PV + H2-BHKW (30% H2))

Abbildung 16 zeigt im vierten Szenario (S4) die Gas- und Strompreise im Jahr 2030, nun mit CO2-Bepreisung. Da die bezogene Strom- und Gasmenge im Jahr 2030 im Vergleich zum Jahr 2026 sowie der angenommene CO2-Preis unverändert bleiben, fallen in den Jahren 2026 und 2030 die gleichen Mehrkosten für eine CO2-Bepreisung an: Diese betragen 207.000 Euro/Jahr in der Ausgangssituation, knapp 65.000 Euro/Jahr in Variante V1, knapp 180.000 Euro/Jahr in Variante V2, etwa 165.000 Euro/Jahr in Variante V2.1 und etwa 180.000 Euro/Jahr in Variante V3. Beim Einsatz von 30 % grünem Wasserstoff im BHKW (V3.1) sinken die Kosten für eine CO2-Bepreisung aufgrund der angenommenen Klimaneutralität grünen Wasserstoffs auf 127.000 Euro/Jahr, im Gegensatz zu einem BHKW mit reinem Erdgasbetrieb.

Der Vergleich der ­Gesamtkostenersparnis zeigt, dass die Kombination aus PV-Anlage und Wärmepumpe mit ­Abwärmenutzung (V2.1) die höchste Kostenersparnis verspricht: Hier können knapp 175.000 Euro/Jahr gegenüber dem Status quo eingespart werden. An zweiter Stelle folgt mit Variante 2 die PV-Anlage mit Wärmepumpe ohne Abwärmenutzung (Ersparnis von 134.000 Euro/Jahr), gefolgt vom BHKW mit einer anteiligen Nutzung von grünem Wasserstoff (V3.1, Ersparnis von über 90.000 Euro/Jahr) und dem BHKW ohne Wasserstoffbeimischung (V3, ca. 67.000 Euro/Jahr). Dies zeigt, dass bereits im Jahr 2030 unter Berücksichtigung der CO2-Bepreisung die Beimischung von grünem Wasserstoff in bestehende BHKW ökonomisch sinnvoll sein kann – wie hier bei einem angenommenen CO2-Preis von 150 Euro.

Die obige Analyse zeigt deutlich, wie hoch das jährliche Kosteneinsparpotenzial von Energieeffizienzmaßnahmen sein kann: Bereits bei den aktuellen Strom- und Gaspreisen ergibt sich ein jährliches Einsparpotenzial von 50.000 bis 86.000 Euro. Mit steigenden Gaspreisen wird sich trotz sinkender Strompreise das jährliche Einsparpotenzial deutlich erhöhen und kann unserem Beispielunternehmen zu einer jährlichen Kostenersparnis von bis zu 133.000 Euro verhelfen. Für Unternehmen, die heute oder in Zukunft einer verpflichtenden CO2-Bepreisung unterliegen oder freiwillige Klimaziele verfolgen, lohnen sich die Energieeffizienzmaßnahmen doppelt: Es sinken nicht nur die Betriebskosten, sondern es fallen auch geringere Kosten für CO2-Emissionszertifikate an. Das jährliche Kosteneinsparpotenzial der Energieeffizienzmaßnahmen unter Berücksichtigung einer CO2-Bepreisung beträgt bis zu 174.000 Euro pro Jahr. Die Investitionen in die Energie­infrastruktur amortisieren sich hier also noch schneller.

Aus den Betrachtungen ergibt sich dann die Frage, ob Energieeffizienz also ökonomisch Sinn macht. Das Konzept zur Energiesystem­planung des Beschichtungsbetriebs Topo­crom zeigt klar: Ja. Energieeffizienzmaßnahmen senken den Energiebedarf und damit die Betriebskosten deutlich. Sie machen unabhängiger von den prognostizierten Kostensteigerungen der Energieträger. Das Potenzial in besonders energieintensiven Betrieben ist am höchsten und Energieeffizienz kann hier – clever umgesetzt – zum Wettbewerbsvorteil werden. Gesetzliche Vorgaben wie das Energieeffizienzgesetz sowie bestehende Klimaschutzmechanismen wie die CO2-Bepreisung in der EU, aber auch freiwillige unternehmerische Klimaschutzziele, erhöhen die Attraktivität betrieblicher Energieeffizienz zusätzlich.

Besonders wichtig ist hierbei, dass die Technologien zur effizienten Strom- und Wärme­erzeugung bereits existieren und in der Praxis erprobt sind. Der Weg zur Ausschöpfung der möglichen Kostenersparnis – beim Beispielunternehmen Topocrom bis zu 174.000 Euro/Jahr – führt über zwei einfache Schritte: Einer strukturierten Energiesystemplanung mit ökonomisch-ökologischer Bewertung der Varianten und einer Umsetzung der ausgewählten Energieeffizienzmaßnahmen, um die Kostenersparnis ab dem ersten Jahr auszuschöpfen.

8 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 Einsparungen von bis zu 86.000 Euro jährlich ermöglicht. Mit steigenden Gaspreisen im Jahr 2030 liegen diese Einsparungen trotz hier angenommener fallender Strompreise bei bis zu 133.000 Euro jährlich. Unter Berücksichtigung der CO2-Bepreisung sind Einsparungen von bis zu 173.000 Euro pro Jahr möglich.

Das hier berechnete Potenzial zur jährlichen Betriebskostenersparnis stützt sich auf Prognosen für Strom, Gas und Wasserstoff. Wie die letzten Wochen gezeigt haben, können diese Prognosen durch geopolitische Spannungen schnell und weit übertroffen werden. Unternehmen, die in hohem Maße von diesen sehr volatilen Energiepreisen abhängen, sind hier besonders betroffen. Energieeffizienz, Eigenerzeugung und eine kluge Energiesystemauslegung können den Energieträgerbezug von extern mindern. Sie befreien Unternehmen von einer zu hohen, mitunter existenzbedrohenden Abhängigkeit von stark schwankenden und schwer vorhersehbaren Energiepreisen. Somit stärken Energieeffizienz und eine intelligente Energiesystemplanung die Krisenresilienz von Unternehmen.

Dieser Ansatz zur Energiesystemplanung unterstützt bei Investitionsentscheidungen. Die errechneten Einsparungen in Kombination mit den jeweiligen Investitionskosten ermöglichen die Berechnung der Amortisationszeiten für verschiedene Szenarien und ermöglichen dadurch eine fundierte Bewertung der Optionen. Da Investitionen unternehmensspezifisch durch konkrete Angebote bewertet werden müssen und daher in dieser Studie nicht erfasst wurden, sind hier keine Amortisationszeiten angegeben. Dennoch deutet die Betrachtung auf eine klare Tendenz hin: Je höher die jährlichen Kosten­einsparungen, desto schneller amortisieren sich die Investitionen. Dieser Effekt verstärkt sich mit steigenden Energiepreisen und einer stärkeren CO2-Bepreisung.

Ein weiteres zentrales Ergebnis ist, dass die optimale Technologiekombination stark von den betriebsspezifischen Lastprofilen abhängt. Während Wärmepumpen mit Abwär­menutzung für viele Betriebe das ­beste Kosten-Nutzen-Verhältnis bieten, ­können Blockheizkraftwerke unter anderen Bedingungen wirtschaftlicher sein. Eine individualisierte Szenarioanalyse ist daher unverzichtbar. Zukünftig werden regulatorische Anforderungen (EnEfG, erweiterte CO2-Bepreisung, steigende Preise) den Druck auf Energieeffizienz weiter erhöhen, während verbesserte Förderprogramme die wirtschaftlichen Anreize stärken.

Galvanotechnische Betriebe, die ihre Energiesysteme systematisch planen und umsetzen, sichern sich nachhaltige Wettbewerbsvorteile. Die notwendigen Technologien existieren bereits; eine strukturierte Planung und eine konsequente Umsetzung sind notwendig.

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] 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

[2] 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

[3] S. Kiemel et. al.: Emissionsintensität von Produktions- und Fabrikstrukturen. Der Weg zu Zero Emission 2022; https://www.ipa.fraunhofer.de/de/referenzprojekte/der-weg-zu-zero-emission.html

[4] bdew: BDEW-Strompreisanalyse Januar 2026 - Haushalte und Industrie; BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. 2026

[5] Elbe Energie GmbH: Grüner Wasserstoff: Studie sieht Kosten 2030 bei mind. 120 €/MWh; https://www.elbe-energie.de/gruener-wasserstoff-studie-sieht-kosten-2030-bei-mind-120-e-mwh/

[6] Umweltbundesamt: Der Europäische Emissionshandel; https://www.uba.de/n14995de

[7] 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 21.01.2026

[8] European Commission: Innovation Fund 2025 Heat Auction; https://cinea.ec.europa.eu/funding-opportunities/calls-proposals/innovation-fund-2025-heat-auction_en

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