Hybridenergiesysteme oder Batteriespeicher: Was lohnt für Industrie & Netz?

Industrieprozesse brauchen Wärme und Strom – oft gleichzeitig und unter schwankenden Preisen. Hybride Systeme koppeln beides, während Batteriespeicher vor allem elektrische Flexibilität liefern. Eine aktuelle arXiv‑Studie beleuchtet genau diesen Vergleich und zeigt, wie Arbitrage, Peak‑Shaving und Netzdienste die Rechnung verändern. Damit Sie schneller entscheiden können, bündeln wir die wichtigsten Befunde, übersetzen Technik in Klartext und geben Ihnen einen praxistauglichen Kriterienkatalog an die Hand.

Wer heute in der Industrie Energie managt, schaut auf zwei Stellhebel: elektrische Flexibilität und thermische Speicherfähigkeit. Reine Batteriespeicher sind stark beim schnellen Reagieren auf Preissignale. Hybride Systeme verbinden elektrische Komponenten wie Elektroboiler mit Dampfakkumulatoren und können so auch den Wärmeteppich glätten. Das ist relevant, weil Wärme‑ und Strombedarf in vielen Anlagen miteinander ringen: Wird der Kessel gefahren, steigen Stromkosten; wird Wärme gepuffert, entsteht Zeitgewinn.

Die herangezogene arXiv‑Analyse modelliert ein Industrielastprofil mit gekoppelter Wärme‑ und Stromerzeugung und schaut, wie Speicher und Netzdienste die Gesamtkosten beeinflussen. Besonders wichtig: Reservemärkte. Denn Netzdienste wie Primärregelreserve (FCR) vergüten Bereitstellung von Leistung und verändern so die Wirtschaftlichkeit von Flexibilitätstechnologien.
Die Teilnahme am FCR‑Markt senkte in der Fallstudie die Nettoenergiekosten um etwa 7 % in Deutschland (Stand: 2024, Einheit: Anteil der Nettoenergiekosten) (arXiv 2506.14252). Gleichzeitig wirken Spot‑ und Intraday‑Preisschwankungen auf die Arbitragefähigkeit von Batterien.

Thermische Speicher wie Dampfakkumulatoren bringen eine andere Art von Flex: Sie entkoppeln die Wärmeerzeugung vom Moment des Verbrauchs. Das hilft, Lastspitzen zu kappen und teure Stromzeiten zu umgehen – vor allem, wenn der Kessel elektrisch betrieben wird.
In der Fallkonfiguration lag der jährliche Dampfbedarf bei rund 4{,}6 Mio. kg (Stand: 2024, Einheit: kg/a), was näherungsweise 3{,}5 GWh thermisch entspricht (arXiv 2506.14252). Solche Größenordnungen zeigen, warum Wärmepuffer wirtschaftlich ins Gewicht fallen können.

Für Betreiber:innen heißt das: Statt „Batterie oder Hybrid“ ist die bessere Frage oft „Welche Kombination aus schneller elektrischer und träger thermischer Flexibilität passt zu unserem Profil?“ In volatilen Märkten verschiebt sich die Antwort zusätzlich durch Erlöspfade aus Netzdiensten – und durch die Möglichkeit, Abwärme clever einzubinden.

Ein hybrides System besteht im Kern aus Elektroboiler, Dampfakkumulator und einem Batteriespeicher. Der Elektroboiler wandelt günstigen Strom in Dampf, der im Akkumulator gespeichert wird. Die Batterie liefert sekundenschnelle Leistung, glättet Spitzen und verdient an Netzdiensten. Im Verbund lassen sich teure Stromfenster umfahren, ohne den Prozess zu unterbrechen.

Die Wirkungsgrade und Verluste sind entscheidend.
Für die Batterie setzt die Studie eine Rundlauf‑Effizienz von etwa 95 % an (Stand: 2024, Einheit: %), bei sehr geringer Selbstentladung im Monatsbereich (arXiv 2506.14252).
Beim Dampfakkumulator fallen je nach Isolierung und Größe merkliche Speicherverluste an; im Fallbeispiel werden monatliche Verlustraten im zweistelligen Prozentbereich berichtet (Stand: 2024, Einheit: %/Monat) (arXiv 2506.14252). Das klingt nach einem Nachteil, wird aber oft durch geringere Investkosten relativiert.

Spannend ist die Wärme‑Strom‑Kopplung über Abwärme.
Die Vorwärmung des Speisewassers mit Prozessabwärme senkt die notwendige Enthalpie für die Dampferzeugung; die Studie zeigt exemplarisch, wie eine erhöhte Eintrittstemperatur die spezifische Energie pro kg Dampf reduziert (Stand: 2024, Einheit: kJ/kg) (arXiv 2506.14252).
In der Praxis heißt das: Je besser Sie Abwärme heben, desto kleiner darf der Elektroboiler ausfallen – und desto seltener muss die Batterie in teuren Zeiten puffern.

Im Betrieb ergänzen sich die Assets: Der Akku verkauft Regelenergie, nimmt Überschüsse auf und schützt Vertragsleistung. Der Dampfakkumulator streckt Wärmebereitstellung über die Zeit und schafft Spielraum für den Boiler. Über eine Optimierung lassen sich Einsätze koordinieren, sodass die Summe der Erlöse und Einsparungen die Gesamtkosten senkt. Genau das bildet die herangezogene Optimierungsstudie mit stündlichen Daten ab.

Die Studie vergleicht Konfigurationen mit und ohne Batterie sowie unterschiedliche Speichergrößen und Erlöspfade. Der Fokus liegt auf der Minimierung der Nettoenergiekosten unter realen Preiszeitreihen. Besonders ins Auge fällt der Beitrag der Reservemärkte:
Die FCR‑Teilnahme senkte die Nettoenergiekosten im untersuchten Norwegen‑Profil um ungefähr 17 % (Stand: 2024, Einheit: Anteil der Nettoenergiekosten) (arXiv 2506.14252).
Im Deutschland‑Profil waren es etwa 7 % (Stand: 2024, Einheit: Anteil der Nettoenergiekosten) (arXiv 2506.14252). Das ist kein kleines Detail, sondern ein echter Hebel für die Gesamtwirtschaftlichkeit.

Auf der Kostenseite wirken die Investpfade. Batteriekosten sinken, aber die genauen Schwellen variieren je nach Standort und Netzentgeltstruktur. Die Analyse zeigt: In Szenarien mit hoher Preisvolatilität und leistungsabhängigen Netzentgelten gewinnen Batterien an Boden. Thermische Speicher bleiben dennoch stark, wo Wärmelasten groß sind und Abwärme genutzt werden kann.
Im Fallprofil lag die thermische Jahresarbeit der Dampfseite bei rund 3{,}5 GWh (Stand: 2024, Einheit: GWh_th/a), abgeleitet aus einem Dampfbedarf von ca. 4{,}6 Mio. kg/a (arXiv 2506.14252).

Technisch werden Effizienzen zum Zünglein an der Waage.
Für die Batterie wird eine Rundlauf‑Effizienz um 95 % genannt (Stand: 2024, Einheit: %) (arXiv 2506.14252). Beim Dampfakkumulator sind Verluste höher – was gegen niedrige CAPEX gegengerechnet wird. Am Ende entscheidet die lokale Datenlage: Preisprofile, Lastkurven, Netzleistungsgrenzen und die Frage, ob FCR‑Mindestmengen direkt oder aggregiert erreichbar sind.

Für Entscheider:innen relevant: Mit Hybridansätzen lassen sich Erlöspfade stapeln. Die Batterie monetarisiert Geschwindigkeit und Präzision im Netz, der Dampfakkumulator monetarisiert Zeit. Beides zusammen reduziert Risiko, weil Sie nicht nur auf einen Markt setzen. Die Studie liefert damit belastbare Hinweise, wo die Kombination der Schlüssel zur Resilienz ist.

Starten Sie mit Daten. Ziehen Sie Ihre stündlichen Lasten, Strompreise, Netzentgelte und Fahrweisen für mindestens ein Jahr. Legen Sie Szenarien an: Basis (keine Vermarktung), Arbitrage/Peak‑Shaving, FCR‑Teilnahme. So sehen Sie, wie sensibel die Wirtschaftlichkeit auf Preise, Netzentgelte und Betriebsstunden reagiert. Die zugrundeliegende Studie arbeitet genau so – mit stündlichen Profilen und expliziter Modellierung der Reserveerlöse.

Bewerten Sie Technikfit: Ist Ihre Wärmeseite träge genug für einen Dampfakkumulator? Lässt sich Abwärme zur Vorwärmung nutzen?
Die Studie belegt, dass eine erhöhte Eintrittstemperatur des Speisewassers die spezifische Enthalpie – und damit den Strombedarf pro kg Dampf – senkt (Stand: 2024, Einheit: kJ/kg) (arXiv 2506.14252). Für die Elektro‑Seite prüfen Sie, ob Ihre Anlage die Anforderungen an Regelenergie erfüllt oder ob ein Aggregator nötig ist, um Marktschwellen zu erreichen.

Planen Sie den Fahrplan in drei Phasen: Analyse, Pilot, Rollout. In der Analyse kalibrieren Sie das Optimierungsmodell auf Ihre Daten. Im Pilot testen Sie Regelenergieprozesse, Sicherheitslogik und Schnittstellen. Im Rollout definieren Sie Portfolio‑Größen, Ersatzteilhaltung und Wartung. Achten Sie außerdem auf Risikofaktoren wie Lebensdauer der Batterie bei hoher Zyklentiefe und auf Isolationsverluste beim Dampfakkumulator – beides wirkt direkt in die OPEX.

Was lohnt sich wann? Wenn Ihre Prozesse viel Wärme bewegen und Abwärme anliegt, sprechen die Befunde für Hybrid. Wenn Ihre Netzentgelte leistungsstark gewichten und die Preisvolatilität hoch ist, gewinnt die Batterie – vor allem mit Netzdiensten.
Die Studie weist für Deutschland eine Kostenreduktion durch FCR von etwa 7 % aus (Stand: 2024, Einheit: Anteil der Nettoenergiekosten) (arXiv 2506.14252). Am Ende zählt die Standortrechnung – und die Fähigkeit, mehrere Erlöspfade parallel zu öffnen.

Hybride Dampf‑Elektro‑Systeme und Batteriespeicher sind keine Entweder‑oder‑Wahl, sondern Bausteine eines flexiblen Portfolios. Die arXiv‑Analyse zeigt: Reservemärkte sind ein zentraler Hebel, Abwärme hebt die Wärmeseite, und lokale Preis‑ sowie Netzentgeltprofile entscheiden über das Optimum. Für den schnellen Einstieg empfehlen wir eine datenbasierte Standortrechnung mit Szenarien für Arbitrage, Peak‑Shaving und FCR – und einen Pilot, der Prozesse und Erlöse in der Praxis verifiziert.