Kosten vergleichen: Prozesswärme aus Wärmepumpen und Wasserstoff

In der öffentlichen Diskussion um die Dekarbonisierung der Prozesswärmeerzeugung dominieren zwei marktreife Technologien: Industriewärmepumpen und Wasserstoff. Beide Technologien spielen eine Schlüsselrolle bei der industriellen Dekarbonisierung – aber das bedeutet nicht, dass sie einander ähneln. Hinsichtlich Funktionsweise, Effizienz, Kostenstruktur und Verfügbarkeit unterscheiden sie sich grundlegend voneinander. Dementsprechend greifen die meisten pauschalen Vergleiche zwischen Wasserstoff und Industriewärmepumpen merklich zu kurz. Wer bereit ist, beide Ansätze projektspezifisch zu betrachten, erkennt jedoch klare Anwendungskorridore für beide Technologien.

Im Rahmen dieses Beitrags möchten wir beide Lösungen sachlich einordnen, ihre Wirtschaftlichkeit anhand belastbarer Daten miteinander vergleichen und aufzeigen, dass Pauschalaussagen nicht die richtige Antwort sind.

Als Prozesswärme bezeichnet man die Wärme, die für industrielle Fertigungsprozesse benötigt wird – von Trocknung und Verdampfung über Sterilisation bis hin zu Schmelz- und Brennverfahren. Mit über 20 Prozent des gesamten deutschen Endenergieverbrauchs und rund zwei Dritteln des gesamten industriellen Endenergieverbrauchs ist die Erzeugung von Prozesswärme der größte einzelne Energieverbraucher der deutschen Industrie.^[1]

Dabei ist das abgedeckte Temperaturspektrum sehr breit: Während etwa Papiertrocknung bei Temperaturen unter 200 °C möglich ist, benötigen Brenn- und Schmelzprozesse in der Metall-, Glas- und Zementindustrie Temperaturen deutlich über 1.000 °C. Die Temperaturspanne von 100 bis 200 °C steht im Fokus dieses Beitrags, da Industriewärmepumpen und Wasserstoff in diesem Temperaturbereich unmittelbar miteinander konkurrieren.

Bislang wird der weitaus überwiegende Teil industrieller Prozesswärme mit fossilen Brennstoffen erzeugt.^[2] Der Status quo gerät aber zunehmend unter Druck: Planmäßig steigende CO₂-Preise, das kommende europäische Emissionshandelssystem ETS 2, das Auslaufen kostenloser Emissionszertifikate, geopolitische Verschiebungen in den Lieferketten, übermäßige Abhängigkeiten und nicht zuletzt auch Nachhaltigkeitsbestrebungen verschlechtern die Kosten-Nutzen-Rechnung für fossile Brennstoffe zunehmend.

Als Lösung stehen zwei konkrete Ansätze im Mittelpunkt der Diskussion: Einerseits die direkte Elektrifizierung der Prozesswärmeerzeugung über Industriewärmepumpen. Diese nehmen Abwärme aus bestehenden Produktionsprozessen auf und heben sie auf das benötigte Prozesswärmeniveau. Andererseits der Einsatz von grünem Wasserstoff, der etwa anstelle von Erdgas oder anderen fossilen Energieträgern direkt verbrannt wird.

Andere Optionen zur Dekarbonisierung industrieller Prozesswärme umfassen Energieträger und Technologien wie Biomasse, E-Boiler, Solarthermie, Geothermie oder die Direktelektrifizierung mit Hochtemperatur-Wärmespeichern. Diese Ansätze haben jeweils eigene, teils weitläufige Anwendungsbereiche: So ist Biomasse in der Papier-, Holz- und Lebensmittelindustrie etabliert. E-Boiler gelten als eine Standardlösung für Spitzenlasten und zur Flexibilisierung des Stromverbrauchs, etwa um Negativpreise an den Strombörsen zu nutzen. Solarthermie gilt gerade in südlicheren, sonnenreichen Ländern als vielversprechende Option zur Energieeinsparung, und thermische Hochtemperaturspeicher gewinnen als ergänzende Maßnahme zur Direktelektrifizierung zunehmend an Bedeutung. Der Fokus dieses Beitrags soll jedoch auf dem direkten Vergleich zwischen Industriewärmepumpe und Wasserstoff liegen, da die beiden Ansätze in der öffentlichen und politischen Debatte am prominentesten diskutiert werden und weil ihre Wirtschaftlichkeit im Temperaturbereich von 100 bis 200 °C in unmittelbarem Wettbewerb zueinander steht. Dementsprechend geht auch das Fraunhofer ISE davon aus, dass Hochtemperaturwärmepumpen bei Temperaturen bis 200 °C je nach zugrunde gelegtem Zukunftsszenario 44 bis 64 Prozent der Prozesswärmeerzeugung unter sich vereinen, während Wasserstoff- und Gaskessel im gleichen Temperaturbereich zwischen 7 und 18 Prozent ausmachen dürften.^[3]

Exkurs: Prozesswärme erzeugen mit Wasserstoff

Bei der Erzeugung von Prozesswärme mit Wasserstoff unterscheidet man zwischen zwei verschiedenen Ansätzen: Der verbreitetere Ansatz ist die direkte Verbrennung des Gases in angepassten Brennern, die statt Erdgas grünen Wasserstoff oder Wasserstoff-Erdgas-Gemische nutzen. Viele bestehende Brenner könnten prinzipiell auf einen Betrieb mit Wasserstoff umgerüstet werden – dann sind allerdings Anpassungen bei der Sicherheits-, Mess- und Regeltechnik sowie weitere Integrationen erforderlich, weil beispielsweise neue Rohrleitungen installiert werden müssen. Der zweite Ansatz ist die elektrochemische Umwandlung, die vorwiegend in wasserstoffbetriebenen Fahrzeugen zum Einsatz kommt: Hier wird der Wasserstoff in einer Brennstoffzelle rückverstromt – allerdings spielt dieser Ansatz in der Prozesswärmeerzeugung aus wirtschaftlichen Gründen keine Rolle.

Zudem ist Wasserstoff nicht gleich Wasserstoff. Man unterscheidet je nach Herkunft unter anderem zwischen grauem, blauem und grünem Wasserstoff. Grauer Wasserstoff wird per Dampfreformation aus Erdgas gewonnen und ist somit nicht klimaneutral. Er ist aber heute die günstigste Wasserstoffvariante. Blauer Wasserstoff wird ebenfalls aus Erdgas gewonnen – allerdings wird dabei das entstehende CO₂ abgeschieden und gespeichert (Carbon Capture and Storage oder CCS). Blauer Wasserstoff wird qua seiner Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen allerdings als Übergangslösung gehandelt. Grüner Wasserstoff, der via Elektrolyse aus erneuerbarem Strom erzeugt wird, ist die einzige gängige Wasserstoffvariante, die über die gesamte Erzeugungskette hinweg klimaneutral ist. Folglich ist grüner Wasserstoff die einzige Variante, die langfristig mit der Dekarbonisierung industrieller Prozesswärmeerzeugung kompatibel ist.

Erreichbare Temperaturniveaus

Wasserstoff verbrennt bei Temperaturen von bis zu rund 2.000 °C. Je nach verwendetem Brenner beziehungsweise dessen Konstruktion lassen sich noch deutlich höhere Temperaturen erzielen. Bedeutet: Theoretisch könnten auch sehr anspruchsvolle Hochtemperaturprozesse mit Wasserstoff betrieben werden – so etwa Schmelzöfen für die Stahlproduktion. Die hohen Flammentemperaturen, die sich durch die Verbrennung von Wasserstoff erreichen lassen, machen den Energieträger gerade für die Bereiche attraktiv, in denen die direkte Elektrifizierung an technische oder wirtschaftliche Grenzen stößt.

Verfügbarkeit, Infrastruktur und Preis

Langfristig könnten die Perspektiven für grünen Wasserstoff aussichtsreich sein – zumindest mit Blick auf anspruchsvolle Hochtemperaturprozesse. Die aktuelle Lage ist hingegen als ernüchternd zu beschreiben: Der Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur verläuft nach Einschätzung führender Wirtschaftsforschungsinstitute deutlich langsamer als ursprünglich geplant.^[4] Sowohl die Elektrolysekapazitäten als auch Speicher, Pipelines und Importstrukturen bilden bislang die Nadelöhre. Grüner Strom, der im Inland oder den Nachbarländern Deutschlands erzeugt wird, wird vorrangig direkt verbraucht oder in Großbatterien zwischengespeichert, statt ihn in Wasserstoff umzuwandeln. Gleichzeitig ist die Errichtung von Wasserstoff-Importkorridoren aus sonnenreichen Gegenden wie Nordafrika oder Südspanien im großen Maßstab frühestens Anfang der 2030er-Jahre vorgesehen. Selbst dann unterliegt Wasserstoff seinen spezifischen Transport- und Lagerungsanforderungen, die zum einen die Preise treiben und zum anderen eine Nachrüstung der bestehenden Erdgasinfrastruktur erforderlich machen könnten.

Laut eines Diskussionspapiers der Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums liegen die Gestehungskosten für grünen Wasserstoff im Jahr 2025 bei 9,80 Euro pro Kilogramm^[5] oder rund 294 Euro/MWh, basierend auf einem Brennwert von rund 39,4 kWh pro Kilogramm. Zum Vergleich: Der Brennwert von Erdgas liegt bei rund 11,8 bis 13,9 kWh pro Kilo.

Der Strombezug ist für etwa 50 Prozent der H₂-Gesamtkosten verantwortlich. Die längerfristigen Prognosen gehen von Gestehungskosten von etwa 7,40 Euro pro Kilogramm (rund 222 Euro/MWh) im Jahr 2040 aus – damit wäre der Preisrückgang über diesen Zeitraum deutlich geringer als häufig erwartet. Gleichzeitig bliebe grüner Wasserstoff selbst bei alleiniger Betrachtung der Gestehungskosten auch langfristig deutlich teurer als heutiges Erdgas: Dessen Endabnahmepreis für Industriekunden liegt im Jahr 2026 bei etwa 55 bis 80 Euro/MWh.

Die IEA nennt in ihrem Global Hydrogen Review 2024 eine Preisspanne von 2 bis 9 US-Dollar pro Kilogramm, allerdings unter Annahme des Net-Zero-Emissions-Szenarios, das einen deutlich beschleunigten, globalen Ausbau voraussetzt, der sich bislang nicht abzeichnet. Erschwert wird die Versorgungssituation, da bislang ohnehin nur stark begrenzte Mengen an grünem Wasserstoff verfügbar sind.

Die Analyse der tatsächlichen Einkaufspreise industrieller Großabnehmer wird durch die aktuelle Versorgungssituation erschwert: Eine Studie^[6] des Fraunhofer ISE und des Beratungsunternehmens LBST von Februar 2026 verweist darauf, dass es derzeit an einem liquiden, handelbaren Markt für grünen Wasserstoff mangelt, sodass nur wenige öffentlich verfügbare Preisinformationen für Deutschland vorliegen. Preisdaten der European Energy Exchange, die Unternehmen dort auf freiwilliger Basis aus Angeboten und abgeschlossenen Transaktionen eingereicht haben, resultieren für die Monate Mai bis Juli 2025 in einem Mittelwert von 7,50 bis 8,60 Euro pro Kilogramm Wasserstoff oder 225 bis 258 Euro/MWh. Unklar bleibt hier jedoch, welche und wie viele Unternehmen in welchem Umfang Daten beisteuern – zudem sei davon auszugehen, dass es sich beim betreffenden Wasserstoff nicht primär um grünen Wasserstoff aus nicht-biologischem Ursprung handle.

Für die Investitionsplanung von Industrieunternehmen bedeutet das: Sofern der Wasserstoffhochlauf kommt, müssen Abnehmer voraussichtlich mit einer mehrjährigen Phase vergleichsweise hoher, schwankender Preise sowie einer regional ungleichen Verfügbarkeit rechnen.

Prozesswärme erzeugen mit Industriewärmepumpen

Industriewärmepumpen zur Erzeugung von Prozesswärme nutzen vorhandene Abwärme, etwa aus Produktionsprozessen, Kühlkreisläufen und Abluft, als Wärmequelle. In einem geschlossenen thermodynamischen Kreisprozess heben Wärmepumpen diese Wärme mithilfe von Kältemitteln und Druckerhöhung auf ein nutzbares, höheres Temperaturniveau und stellen diese Wärme anschließend als Prozesswärme oder Prozessdampf zur Verfügung.

Sind die erforderlichen Temperaturhübe von Wärmequelle zu Wärmesenke besonders groß, kommen häufig Konzepte mit zweistufiger Verdichtung und zwei separaten Kältemittelkreisläufen zum Einsatz. So können auch anspruchsvolle Temperaturhübe erreicht werden.

Erreichbare Temperaturniveaus

Moderne Industriewärmepumpen wie der Thermbooster™ können Prozessdampf bis zu Temperaturen von rund 200 °C bereitstellen. Als besonders wirtschaftlich attraktiv gelten Zieltemperaturen von bis zu 180 °C, womit ein großer Teil industrieller Anwendungen abgedeckt wird. Für die Leistungsfähigkeit und Effizienz des Systems ist neben der Verdichtertechnologie und den Wärmeübertragern die Wahl des passenden Kältemittels ein elementarer Faktor. Synthetische Kältemittel decken in der Regel Bereiche bis rund 165 °C ab, für höhere Temperaturbereiche werden häufig Kohlenwasserstoffe als Kältemittel eingesetzt. Wir haben die Auswahllogik in einem eigenen Beitrag zu Kältemitteln in Industriewärmepumpen detailliert beschrieben.

Marktreife und Wettbewerbsfähigkeit

Im Temperaturbereich zwischen 100 und 200 °C sind Industriewärmepumpen bereits marktreif – belegt wird das durch die wachsende Anzahl an Referenzanlagen, die in zahlreichen Branchen in der Produktion eingesetzt werden. Auch die preisliche Wettbewerbsfähigkeit gegenüber Energieträgern wie Erdgas, die wirtschaftlich betrachtet lange alternativlos waren, ist in vielen Konstellationen bereits gegeben. Eine sachkundige Betrachtung der TCO (Total Cost of Ownership), welche die gesamte Lebensdauer der Anlage und die steigenden CO2-Preise realistisch zueinander ins Verhältnis setzt, stärkt die preisliche Wettbewerbsfähigkeit von Industriewärmepumpen sogar noch.

Im Vergleich zu grünem Wasserstoff können Industriewärmepumpen in zahlreichen Anwendungen deutlich wirtschaftlicher betrieben werden – ein zentraler Grund dafür sind die erreichbaren Wirkungsgrade, die im Folgenden genauer beleuchtet werden sollen.

Annahmen für den Vergleich

Systemgrenze Energievergleich: 100 kWh elektrische Endenergie am Standort. Vorgelagerte Stromnetzverluste werden nicht berücksichtigt, da sie bei Elektrolyse, Direktelektrifizierung und Wärmepumpe grundsätzlich gleichermaßen auftreten.
Wasserstoff: Alle H₂-Energieangaben beziehen sich auf den Heizwert (LHV). Für PEM-/alkalische Elektrolyse wird ein Referenzwirkungsgrad von 65 % LHV verwendet. Der H₂-Kessel wird mit 90 % LHV angesetzt. Für Aufbereitung, Verdichtung, Speicherung und Transport können die Verluste variieren; die genaue Höhe hängt stark vom Versorgungspfad ab, zur Veranschaulichung wurde ein Wert angenommen.
Direktelektrifizierung: Elektrischer Kessel/Elektroheizer mit 98 % Wirkungsgrad, auf Basis der von der IEA ebenfalls für industrielle Elektrokessel verwendetem Wert von 98 %.
Hochtemperatur-Wärmepumpe: COP-Bereich 2 bis 5, Referenzwert COP 3. Die zusätzliche Nutzwärme stammt aus industrieller Abwärme bzw. einer anderen Wärmequelle.

Grafik angelehnt an der durch das UBA publizierten Grafik, in der 51–83 % für die Wasserstoffproduktion, 90 % für Gas-/H₂-Therme und JAZ 3 für die Luft-Wärmepumpe verwendet wird und bei der ein 4–5-fach höherer Strombedarf bei H₂ bzw. synthetischem Methan notwendig ist.
U.S. DOE – PEM-Elektrolyse: Systemwirkungsgrad auf LHV-Basis: 61 % Status, 65 % Zielwert, 72 % Endgültiger Zielwert. Unser Referenzwert wurde mit 65 % zur Basis LHV angesetzt.
U.S. DOE – alkalische Elektrolyse: Vergleichbare Größenordnung; die DOE-Daten bestätigen, dass etwa 60–70 % LHV auf Systemebene für alkalische Systeme ein sinnvoller Bereich ist.
U.S. DOE – SOEC/Hochtemperaturelektrolyse: Wichtig für die obere Bandbreite: SOEC kann einen deutlich höheren elektrischen Wirkungsgrad erreichen, benötigt dafür aber externen Hochtemperatur-Wärmeinput. Daher nutzen wir hier den Referenzwert von 65 % zur Basis LHV. IEA – industrielle Elektrokessel: Die IEA setzt 98 % Wirkungsgrad für elektrische Industriekessel an.
IEA – industrielle Elektrokessel: Die IEA setzt 98 % Wirkungsgrad für elektrische Industriekessel an. Damit ist unser Wert für Direktelektrifizierung direkt belegbar.
IEA Heat Pumping Technologies, Annex 58 – Hochtemperatur-Wärmepumpen: Annex 58 behandelt explizit industrielle HTHP oberhalb 100 °C und Anwendungen bis etwa 200 °C. Aus unserer Praxis sehen wir Anwendungen mit COP im Bereich von 2 bis 6. Als Referenzwert setzen wir in der Grafik 3 an.
COP 2–5 in unserer Grafik: Das ist daher kein aus einer einzelnen Studie zitierter Bereich, sondern eine bewusst breite illustrative Bandbreite. COP 3 als Referenz ist für die Grafik gut vertretbar; COP 2 bildet schwierige große Temperaturhübe ab, COP 4–5 günstigere Wärmequellen und kleinere Hübe. Für typische 100–200-°C-Anwendungen ist das wissenschaftlich defensiver als pauschal COP 6 zu zeigen.
H₂-Aufbereitung / Transport / Speicherung = 95 %: Das ist aktuell unsere Annahme. Je nach Druckniveau, Pipeline, Trailer, Speicher und Entfernung kann der Energiebedarf erheblich variieren.

Zukunftsaussichten: Hochlauf, Preisentwicklung und politische Rahmenbedingungen

Wasserstoffhochlauf in Europa, China und den USA

Die politisch abgesteckten Pfade für die Elektrifizierung sowie für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sind beide ambitioniert. Während die Elektrifizierungsbestrebungen den Zielen allerdings lediglich hinterherhinken, tut sich die Wasserstoffwirtschaft oft noch deutlich schwerer: Die nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung sieht bis 2030 eine heimische Elektrolyseleistung von 10 Gigawatt vor.^[7] Derzeit liegt die installierte Elektrolyseleistung jedoch nur bei rund 181 Megawatt.

Eine Analyse des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Universität Köln (EWI) kommt zu dem Schluss, dass die Zielmarke für 2030 wohl verfehlt wird.^[8] Zähle man alle bis zum Jahr 2030 angekündigten Projekte zusammen und geht man davon aus, dass alle Projekte tatsächlich umgesetzt werden, ergäbe sich eine Elektrolyseleistung von 8,7 Gigawatt. Unter den analysierten Projekten seien aber beispielsweise mehr als 20 Projekte mit einer Inbetriebnahme 2026 angekündigt, von denen 14 noch keine finale Finanzierungszusage erhalten haben. Mehrere große Wasserstoffprojekte wurden inzwischen verschoben oder aufgegeben. Das muss nicht bedeuten, dass der deutsche Wasserstoffhochlauf scheitert – er dürfte aber deutlich langsamer und ungleichmäßiger vonstattengehen als zunächst prognostiziert.

Die EU-weite Entwicklung der Elektrolyseleistung im Vergleich zu den politisch gesteckten Zielen erfordert eine differenzierte Betrachtung, die den Rahmen dieses Beitrags sprengen würde – grundsätzlich zeichnet sich aber eine mit Deutschland vergleichbare Entwicklung ab: Die EU hat im Rahmen ihrer H₂-Strategie eine Zielmarke von 40 GW Elektrolysekapazität bis 2030 gesteckt. Die Datenlage zur gegenwärtig installierten Elektrolyseleistung in der EU ist dürftig, laut der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe^[9] belief sich die installierte Leistung in der EU-28 im Jahr 2023 jedoch auch 859 MW. Weitere Analysen zeigen laut Fraunhofer ISI^[10] allerdings, dass zur Erreichung der europäischen Produktionsziele sogar rund 120 GW Elektrolyseleistung erforderlich wären. Um diese Marke erreichen zu können, müsste die installierte Elektrolysekapazität nahezu um den Faktor 900 gesteigert werden.

Auch die USA hatten im Rahmen des Inflation Reduction Act ambitionierte Ausbauziele für grünen Wasserstoff gesteckt, die allerdings spätestens mit dem Regierungswechsel 2025 ins Wanken geraten sind: Der Wegfall oder die Umgestaltung zentraler Förderinstrumente haben zu Projektstornierungen und einer generellen Verlangsamung des Zubaus geführt.

China dominiert hingegen den globalen Markt für Elektrolyse: Laut dem IEA Global Hydrogen Review 2025 waren dort Ende 2024 rund 1,3 GW Elektrolysekapazität installiert, was rund 65 Prozent der weltweiten Kapazitäten entspricht. Die Herstellung des günstigsten grünen Wasserstoffs kostet in China etwa 40 bis 45 Prozent weniger als in Europa oder den Vereinigten Staaten, was in erster Linie auf niedrigere Strompreise zurückzuführen ist, die sich aus geringeren Investitionsausgaben und Finanzierungskosten für erneuerbare Energien ergeben.

Wasserstoff und Strom: Voraussichtliche Preisentwicklung

Angesichts des schleppenden H2-Hochlaufs verwundert es wenig, dass die preisliche Bandbreite für grünen Wasserstoff ungewöhnlich groß ist, auch wenn 50 Prozent der Gestehungskosten durch die Stromkosten bedingt werden, zu denen wiederum recht belastbare Preisprognosen vorliegen. Während die optimistischsten Szenarien Preise von 2 bis 3 Euro pro Kilogramm H₂ ab 2030 als möglich angeben, prognostizieren realistischere Analysen deutlich höhere Werte. Die FfE kommt im Rahmen ihrer Analyse etwa zu dem Ergebnis, dass die komplexe Installation von Elektrolyseuren, die Projektierung, Stack-Austausche und regulatorische Vorgaben für den Strombezug in aller Regel höher sind als viele optimistische Analysen annehmen. In Folge reduziert sich die Zahl wirtschaftlich lohnenswerter Anwendungsfälle für grünen Wasserstoff – was wiederum das Gesamtvolumen an produziertem Wasserstoff verringert und die Preise noch weiter nach oben treiben dürfte. Investitionsplaner sollten mit Blick auf die Wasserstoffpreise also im Idealfall mit Preisbändern statt mit punktuell erreichbaren Werten arbeiten – eine jeweils projektbezogene Analyse ist zudem unerlässlich.

Auch die Wirtschaftlichkeit von Wärmepumpen hängt unmittelbar vom verwendeten Energieträger, also dem Industriestrompreis ab. Mittel- bis langfristig lassen sich hier vorsichtig positive Annahmen treffen: Der weitere, zunehmend an Geschwindigkeit gewinnende Ausbau erneuerbarer Energien senkt die Grenzkosten der Stromerzeugung. Auch die wirtschaftlich immer attraktiver werdende Eigenstromerzeugung sowie langfristige Power Purchase Agreements (PPA) können die Energiekosten beträchtlich senken. Gleichzeitig macht die Elektrifizierung zahlreicher Industrie- und Verkehrssektoren sowie des Heizungssektors umfangreiche Investitionen in die Stromnetze erforderlich – auch um kostspielige Redispatches bei übermäßiger Erneuerbaren-Erzeugung zu vermeiden. Insgesamt zeigen sich beim Strompreis aber deutlich bessere, weil realistischere Möglichkeiten zur Kostenstabilisierung – die Unsicherheitsbänder sind hier viel kleiner.

Politische Rahmenbedingungen

Die politischen Rahmenbedingungen für die kommenden Jahre konzentrieren sich deutlich stärker auf die Elektrifizierung. Zentrale Elemente dieser Ausrichtung sind etwa die Bundesförderung für Energieeffizienz in der Wirtschaft (EEW), die Wärmepumpenstrategie der Europäischen Union in Kombination mit der Heat Auction. Auch Wasserstoff wird über Instrumente wie die Klimaschutzverträge gefördert. Die zentrale Herausforderung liegt aber wahrscheinlich weniger in der Angebotsförderung und mehr in der Kombination aus fehlender oder schwacher Nachfrage, hohen Kosten und Infrastrukturverzögerungen.

Hinzu kommt: Selbst wenn grüner Wasserstoff in größeren Mengen und zu attraktiveren Preisen verfügbar ist, dürfte er vorrangig in den Sektoren eingesetzt werden, die sich schlicht nicht anders dekarbonisieren lassen, etwa in der Chemie-, Zement- und Stahlindustrie. Für Anwendungen, in denen die Industriewärmepumpe technisch tragfähig ist, wird sie voraussichtlich auch politisch und wirtschaftlich die bevorzugte Option sein.

Prozesswärme im Kostenvergleich: Grafik 2 zeigt, wie hoch die Wärmegestehungskosten für Prozesswärme aus Wasserstoff und Hochtemperatur-Wärmepumpen unter den angegebenen Bedingungen ausfallen. Dabei ist der Strompreis in beiden Fällen ein zentraler Kostenfaktor.

Quellen und Annahmen:

Strompreise Industrie Europa: Eurostat, Datensatz nrg_pc_205. Für H2/2025 lag der EU-Durchschnitt für Nicht-Haushaltskunden im Band 500–2.000 MWh/a bei 183,7 €/MWh; Finnland lag bei 74,8 €/MWh, Irland bei 255,2 €/MWh. Das unterstützt unser illustratives Strompreisband von 80–200 €/MWh.
Direktelektrifizierung: Die IEA verwendet für industrielle Elektrokessel 98 % Wirkungsgrad.
H₂-Gestehungskosten: FfE, „Von der Theorie zur Praxis: Warum grüner Wasserstoff teurer ist als gedacht“. Dort werden praxisnähere Gestehungskosten von rund 9,80 €/kg kurzfristig und 7,40 €/kg für 2040 genannt.
Plausibilitätscheck H₂: ACER beziffert die aktuellen durchschnittlichen Produktionskosten für erneuerbaren Wasserstoff in Europa auf rund 8 €/kg.
H₂-Netz: Die Bundesnetzagentur hat für das Wasserstoff-Kernnetz ein Hochlaufentgelt von 25 €/kWh/h/a für feste Jahreskapazität festgelegt.
5 €/kg H₂: Das ist kein heutiger Marktpreis, sondern unser bewusst optimistisches Low-Cost-Szenario am Werkstor. Es liegt unter den aktuellen ACER-Produktionskosten und sollte genau so bezeichnet werden.

Wichtig: 8,2 €/kg und 10,8 €/kg am Werkstor sind illustrative Werte, die wir aus Gestehungskosten plus Bereitstellung/Netz und Marge ableiten. Sie sind keine beobachteten Marktpreise.

Fazit: Konkrete Vergleiche erfordern projektbezogene Auslegung

Trotz aller zugrundeliegenden Annahmen zeichnen unsere Beispielrechnungen ein klares Bild: Grüner Wasserstoff ist als Energieträger für die industrielle Prozesswärme systemisch ineffizienter als eine Hochtemperatur-Wärmepumpe – der Wirkungsgrad über die gesamte Erzeugungskette fällt deutlich zugunsten der Wärmepumpe aus.

Doch wie ist es um die Wärmekosten bestellt? Die Preisprognosen für grünen Wasserstoff bewegen sich weiterhin in einem breiten Korridor, weil zahlreiche zentrale Fragen zu Verfügbarkeit und Herstellungskosten bislang unbeantwortet sind. Unseren Berechnungen zufolge liegen die variablen Wärmekosten beim Einsatz von Wasserstoff aber selbst dann über denen der Wärmepumpe, wenn man bewusst ungünstige Annahmen für die Hochtemperatur-Wärmepumpe und bewusst optimistische Wasserstoffpreise zugrunde legt.

Belastbar wird solch ein Vergleich allerdings erst in der projektbezogenen Auslegung: Prozesstemperaturen und Lastprofile, Quellenbedingungen, Standortfaktoren und weitere, konkrete Faktoren, die Preise und Effizienz beeinflussen, entscheiden letztlich darüber, wie wirtschaftlich eine Lösung tatsächlich ist. Genau hier setzen wir an: Wir beraten und begleiten Industriepartner auf dem Weg hin zu einer wirtschaftlichen und zukunftssicheren Prozesswärmeerzeugung – von der ersten Einschätzung über die technische Auslegung bis hin zur betriebsbereiten Anlage.

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