Der Dampfkessel, für dessen Abschaltung (und Inbetriebnahme) Gebühren anfallen

Ein elektrischer Dampfkessel ist nicht nur eine Prozessanlage, sondern eine netzgebundene Flexibilitätsressource. In Spanien kann ein industrieller Einspeisepunkt, der mindestens 1 MW steuerbare Leistung bereitstellen kann – entweder allein oder zusammen mit anderen Verbrauchern –, an den Ausgleichsmärkten teilnehmen und Einnahmen aus der Verfügbarkeit sowie aus der aktivierten Energie erzielen.

Unterhalb dieser Schwelle besteht zwar kein direkter Marktzugang, aber dennoch ein Nutzen: Die damit verbundene Flexibilität (die Verlagerung des Verbrauchs in Zeiten mit günstigen Tarifen) steht jedem Elektroheizkessel ohne jegliche Zulassung zur Verfügung. Die Größenordnungen, mit denen Energy Pool – ein Aggregator, mit dem Giconmes Ibérica zusammenarbeitet – arbeitet, liegen bei etwa 247–249.000 €/MW/Jahr im SRAD, ≈ 410.000 €/MW/Jahr für die Bandbreite im aFRR sowie ≈ 108 k€/MW/Jahr für aktivierte Energie und ≈ 59 k€/MW/Jahr für Energie im mFRR ( unter der Annahme einer ganzjährigen Verfügbarkeit; Richtwerte).

Die Kosten trägt der Netzbetreiber, der mit dem zugelassenen Aggregator abrechnet; dieser verteilt die Einnahmen vertragsgemäß an die Branche. Die Vergütung erfolgt in erster Linie für die Verfügbarkeit und nicht danach, wie oft der Dienst in Anspruch genommen wird. Diese Einnahmen kommen zu den betrieblichen Einsparungen durch den Ersatz von Gas durch Strom hinzu und verändern das Geschäftsmodell der Dampfelektrifizierung erheblich.

Vom passiven zum aktiven Netzteilnehmer

Im Jahr 2024 veröffentlichten wir eine Einführung in die implizite und explizite Stromflexibilität im Zusammenhang mit Elektroheizkesseln. Zwei Jahre später hat sich die Lage geändert: Der Strombedarf auf der Iberischen Halbinsel erfordert nun mehr schnelle Reservekapazitäten, der Dienst zur aktiven Nachfragesteuerung (SRAD) wird nun halbjährlich versteigert, und der Industrie stehen nun konkrete Preisreferenzen zur Verfügung, auf deren Grundlage ein Geschäftsmodell entwickelt werden kann.

Der Grund, warum sich ein elektrischer Dampfkessel so gut in diese Mechanismen einfügt, ist rein physikalischer Natur. Es handelt sich um eine elektrische Last mit hoher Leistung, die durch SSR-Modulation präzise steuerbar ist und innerhalb von Sekunden von Volllast auf reduzierte Last – oder von Null auf Volllast – umgeschaltet werden kann, ohne Startzyklen, ohne Spülvorgänge und ohne die thermischen Einschränkungen eines Brenners. Und vor allem handelt es sich um eine Last, deren Produkt – der Dampf – durch thermische Trägheit, Speicherung und eine geeignete modulare Konfiguration teilweise vom momentanen Stromverbrauch entkoppelt werden kann.

Die drei für einen Elektroboiler relevanten Märkte

* Annahme einer ganzjährigen Verfügbarkeit. Die von Energy Pool zur vorläufigen Orientierung bereitgestellten Zahlen stellen weder eine Einnahmenprognose noch eine Vergütungszusage dar.

Drei Aspekte sind für die korrekte Interpretation dieser Tabelle von entscheidender Bedeutung:

• Der aFRR honoriert Flexibilität sowohl nach oben als auch nach unten. Das heißt, er vergütet sowohl die Fähigkeit, den Verbrauch zu senken, als auch die, ihn zu steigern. Für einen Elektrokessel, der nicht kontinuierlich unter Volllast betrieben wird, eröffnet dies eine Einnahmequelle, die die übrigen Mechanismen nicht bieten.
• Das SRAD-System zielt auf die Verbrauchsreduzierung ab. Es wird punktuell aktiviert, mit einer maximalen Dauer von zwei Stunden, einer einzigen Aktivierung pro Tag und pro Anbieter sowie einer Vorankündigungsfrist von mindestens 12,5 Minuten. Sein Preis wird im Rahmen einer Auktion festgelegt und variiert je nach Zeitraum: Im Jahr 2026 wurde der marginale Verfügbarkeitspreis für das erste Halbjahr auf 65 €/MW·h und für das zweite Halbjahr auf 42,62 €/MW·h festgesetzt. Die tatsächliche Vergütung hängt daher vom Ergebnis der jeweiligen Auktion ab.
• Der mFRR vergütet nicht die Bereitschaft, sondern lediglich die tatsächlich eingespeiste Energie. Er stellt eine Ergänzung dar, nicht die Grundlage eines Geschäftsmodells.

Die Eignung des einen oder anderen Mechanismus hängt von der konkreten Auslegung der Anlage und den betrieblichen Einschränkungen des industriellen Prozesses ab. Es gibt keine pauschale Antwort: Es bedarf einer technischen Analyse.

Was macht einen Heizkessel „marktfähig“?

Hier liegt nach unserer Erfahrung der entscheidende Unterschied zwischen einem Projekt, das seine Flexibilität nutzen kann, und einem, bei dem dies nicht der Fall ist: Flexibilität wird von vornherein einkalkuliert und nicht erst nachträglich hinzugefügt.

Die Faktoren, die die Eignung einer Anlage bestimmen, sind:

• Modularer Aufbau. Drei parallel geschaltete NGV-60180-Generatoren entsprechen nicht einer einzelnen Anlage mit derselben Gesamtleistung. Die Modularität ermöglicht klar definierte Leistungsstufen, gewährleistet die Aufrechterhaltung der Dampfversorgung während einer Aktivierung und sichert die Redundanz im Wartungsfall. Dies ist zudem das übliche Argument für eine schrittweise Skalierbarkeit.
• Echte modulierende Regelung. Die Regelung mittels SSR ermöglicht es, einen Leistungssollwert kontinuierlich und nicht in abrupten Sprüngen nachzuführen. Dies ist eine notwendige Voraussetzung für die Nachführung des Signals des Hauptreglers im aFRR-Betrieb.
• Auslegungsspielraum. Ein Generator, der ständig an der Grenze seiner Kapazität betrieben wird, verfügt über keine Aufwärtsflexibilität und kann den Druck nur unzureichend regeln.
• Eine großzügige Dimensionierung – das Arbeiten bei etwa 40–60 % der Nennkapazität – bedeutet keine Mehrkosten: Sie ist die Voraussetzung für eine Feinabstimmung und damit für den Marktzugang.
• Thermische Entkopplung. Speicherbehälter, Kondensatrückgewinnung und gegebenenfalls Wärmespeicher sorgen dafür, dass ein vorübergehender Rückgang des Stromverbrauchs nicht zu einem Dampfverlust für den Prozess führt. Dies ist der Mechanismus, der dafür sorgt, dass diese Flexibilität für die Produktion nicht spürbar ist.
• Kommunikation und Messung. Unsere Anlagen werden über eine Siemens S7-1200-SPS gesteuert und können über einen Anschlusskasten integriert werden, der die relevanten Signale an die SPS des Kunden oder an die Aggregator-Plattform weiterleitet. Ohne Echtzeitmessung und nachprüfbare automatische Steuerung ist eine Inbetriebnahme nicht möglich.

Die Rolle des Aggregators

Die Teilnahme an den Ausgleichsmärkten erfordert ein Zulassungsverfahren als Anbieter von Ausgleichsdiensten und erfolgt in der Praxis über einen Aggregator oder einen auf dem Markt tätigen Energieversorger. Der Aggregator stellt die Software-/Hardware-Plattform bereit, die das Signal des Netzbetreibers in einen Sollwert für die Anlage umwandelt, verwaltet die Angebote und übernimmt die Abrechnung.

Giconmes Ibérica arbeitet mit Energy Pool zusammen, einem Aggregator, der regelmäßig mit Herstellern und Integratoren verschiedener Flexibilitätstechnologien zusammenarbeitet – darunter BESS, thermische Speichersysteme (TESS) und Elektrokessel. Das Kooperationskonzept umfasst zwei Phasen: Zunächst erfolgt die Machbarkeitsstudie zur Einbindung des Heizkessels und der Versorgungsstelle in die verschiedenen Märkte; anschließend erfolgt der tatsächliche Betrieb der Anlage über die Plattform des Aggregators.

Wer zahlt, und wie gelangt dieses Geld zu meinem Unternehmen?

Das ist die entscheidende Frage. Die Antwort lautet in der Praxis wie folgt.

• Wer zahlt: der Netzbetreiber. Red Eléctrica vergütet die Ausgleichsleistungen zu Lasten des Stromnetzes. Es handelt sich weder um eine Subvention noch um eine Beihilfe: Es ist der Erwerb einer Dienstleistung – der Leistungsbereitschaft –, die bislang fast ausschließlich von den Kraftwerken erbracht wurde.
• An wen erfolgt die Zahlung: an den zugelassenen Anbieter. Der Netzbetreiber rechnet nicht mit jedem Kraftwerk einzeln ab. Er rechnet mit dem zugelassenen Bilanzdienstleister ab, bei dem es sich im Falle der industriellen Nachfrageseite um den Aggregator oder den Stromversorger handelt. Diese Stelle gibt die Gebote bei den Auktionen ab, ist gegenüber dem Netzbetreiber verantwortlich und erhält die Zahlung.
• Wie die Einnahmen in die Branche fließen: über einen Vertrag mit dem Aggregator. Der Aggregator teilt die erzielten Einnahmen gemäß den vereinbarten Bedingungen mit dem Kunden auf. Diese Aufteilung – Prozentsatz, garantierter Mindestbetrag, Behandlung von Vertragsstrafen bei Nichtdurchführung einer Aktivierung – ist der Punkt, der im Detail ausgehandelt werden muss, und dies sollte vor der Unterzeichnung erfolgen. Die Auszahlung erfolgt je nach Vertragsmodell als regelmäßige Zahlung durch den Aggregator oder als Gutschrift auf der Stromrechnung.

Kernpunkt: Die Vergütung erfolgt für die Verfügbarkeit, nicht für den Einsatz. Bei SRAD und im aFRR-Bereich macht die Verfügbarkeitsvergütung den Großteil der Vergütung aus. Die Vergütung wird für die Verpflichtung zur Reaktion gezahlt, unabhängig davon, ob eine Aktivierung tatsächlich stattfindet oder nicht. Im Jahr 2026 wurde das SRAD nur einmal aktiviert. Die aktivierte Leistung stellt in beiden Fällen eine Nebeneinnahme dar.

Die gesamte Route, Schritt für Schritt

1. Machbarkeitsstudie. Anhand der Verbrauchskurve der Abnahmestelle und der Einschränkungen des Dampfprozesses ermittelt der Aggregator, wie viel Leistung tatsächlich angeboten werden kann und auf welchem Markt. Für den Kunden entstehen dabei keine Kosten.
2. Auslegung der Anlage. Hier kommt Giconmes ins Spiel: modularer Aufbau, modulierende Regelung, Auslegungsspielraum und ausreichende Wärmespeicherung, damit der Prozess nicht aktiviert werden muss. Sollte der Kessel bereits installiert sein und nicht nach diesen Kriterien ausgelegt worden sein, ist der Spielraum geringer.
3. Inbetriebnahme. Installation der Aggregator-Plattform, Echtzeit-Fernmessung, Anbindung an die SPS des Heizkessels und erfolgreiche Durchführung der entsprechenden Tests vor dem Netzbetreiber.
4. Angebote und Zuschlag. Der Aggregator reicht die Angebote bei der entsprechenden Auktion ein. Erhält er den Zuschlag, bleibt die Verfügbarkeitsverpflichtung während der vertraglich vereinbarten Laufzeit bestehen.
5. Betrieb. Wenn der Anlagenbetreiber dies anfordert, gelangt das Signal an die Steuerung des Aggregats, die automatisch den Sollwert des Kessels anpasst. Die elektrische Leistung wird verringert (oder erhöht). Dank der Trägheit und der gespeicherten Energie wird der Prozess weiterhin mit Dampf versorgt.
6. Abrechnung. Der Netzbetreiber rechnet mit dem Aggregator ab; der Aggregator rechnet gemäß dem Vertrag mit der Industrie ab.

Ein konkretes Beispiel

Ein Lebensmittelbetrieb ersetzt einen 2 t/h-Gaskessel durch eine elektrische Lösung mit einer Leistung von 1,5 MW in modularer Bauweise, einschließlich Dampfspeicher und Kondensatrückgewinnung. Der Prozess ist variabel und erfordert nur selten, dass alle Module gleichzeitig unter Volllast betrieben werden.

Die installierte Leistung beträgt 1,5 MW. Die gegenüber dem Netzbetreiber zugesagte Leistung – also die Leistung, deren Reduzierung die Anlage auf Anforderung garantieren kann, ohne die Produktion einzustellen – ist geringer: Nehmen wir 1 MW an. Auf dieser Zahl basiert die Berechnung der Verfügbarkeitsvergütung, nicht auf der installierten oder der vertraglich vereinbarten Leistung.
Bei einer korrekt dimensionierten Speicheranlage wird eine SRAD-Aktivierung (maximal zwei Stunden, mit einer Vorwarnzeit von 12,5 Minuten) absorbiert, ohne dass die Produktion davon etwas bemerkt: Der Dampf strömt weiterhin aus dem Speicher, während die elektrische Leistung sinkt.

Was ist, wenn meine Anlage die Megawatt-Marke nicht erreicht? Dies trifft auf die meisten Anlagen der NGV-Reihe zu. Hier gibt es zwei Möglichkeiten:

• Implizite Flexibilität, die vom ersten Tag an und ohne jegliche Aktivierung verfügbar ist. Die Steuerung verlagert die Dampferzeugung und die Aufladung des Speichers in die Zeiten mit niedrigen Strompreisen. Es gibt keinen Dritten, der dafür bezahlt: Der Vorteil zeigt sich direkt in einer niedrigeren Stromrechnung. Jeder Elektrokessel, unabhängig von seiner Leistung, ist dazu in der Lage.
• Aggregation. Der Schwellenwert von 1 MW bezieht sich auf die Angebotskapazität, die erreicht werden kann, indem der Kessel mit anderen steuerbaren Verbrauchern der Anlage selbst (industrielle Kühlung, Kompressoren, Pumpen, Batterien) kombiniert wird oder indem er über denselben Aggregator mit anderen Anlagen zusammengeführt wird. Ein 400-kW-Heizkessel stellt für sich genommen kein Marktprojekt dar; innerhalb eines Flexibilitätsportfolios kann er jedoch ein solches sein.

Daraus ergibt sich die Erkenntnis, die man sich verinnerlichen sollte: Man erhält keine Vergütung dafür, über einen 1-MW-Heizkessel zu verfügen; man erhält eine Vergütung für die Leistung, die man dem Netzbetreiber zuverlässig zusagen kann. Und diese zusagbare Leistung ist fast immer eine Frage der Auslegung.

Warum dies das Geschäftsmodell verändert

Bei der Prüfung, ob ein Gaskessel durch einen Elektroheizkessel ersetzt werden soll, werden im Rahmen einer herkömmlichen Analyse die Investitionskosten( CAPEX), die Brennstoffkosten im Vergleich zu den Stromkosten sowie die eingesparten Emissionsrechte berücksichtigt. Diese Analyse ist in vielen Fällen zutreffend.

Die Einbeziehung der Einnahmen aus den Flexibilitätsmärkten verändert die Gleichung. Bei einem Heizkessel mit einer elektrischen Leistung von 1 MW können Flexibilitätserlöse in der Größenordnung der oben genannten Zahlen einen sehr bedeutenden Anteil an den jährlichen Betriebskosten ausmachen – und dies zudem in einer Weise, die mit anderen Finanzierungsmöglichkeiten vereinbar ist: Zuschüsse zur Dekarbonisierung der Industrie und Energieeinsparungszertifikate (CAE) gemäß dem Königlichen Dekret 36/2023.

Es gibt nur eine Empfehlung, die auch unser Partner uns mit auf den Weg gibt: Die Strategie zur Teilnahme an Flexibilitätsmärkten sollte bereits in den Anfangsphasen des Projekts integriert werden. Auf diese Weise lässt sich die Anlage für den günstigsten Markt dimensionieren und zertifizieren sowie die dem industriellen Prozess innewohnende Flexibilität ermitteln, ohne die Produktion zu beeinträchtigen. Der Versuch, diese Strategie bei einer bereits fertiggestellten und auf das Minimum abgestimmten Anlage nachträglich zu integrieren, bedeutet in der Regel, dass der größte Teil des Wertes ungenutzt bleibt.

Häufig gestellte Fragen

Wer bezahlt mich für die Flexibilität meines Heizkessels?

Der Netzbetreiber (Red Eléctrica) vergütet die Bilanzierungsdienstleistung, rechnet diese jedoch mit dem zugelassenen Anbieter – dem Aggregator oder dem Stromversorger – ab, der die Einnahmen wiederum gemäß den vertraglichen Vereinbarungen an die Industrie weiterleitet. Die Abrechnung kann in Form einer regelmäßigen Zahlung oder als Gutschrift auf der Stromrechnung erfolgen.

Erhalte ich eine Vergütung, auch wenn ich nie dazu aufgefordert werde, meinen Verbrauch zu senken?

Ja. Bei SRAD und im aFRR-Band besteht der Großteil der Vergütung aus der Verfügbarkeitsvergütung: Diese wird für die Bereitschaft gezahlt, nicht für die Anzahl der Aktivierungen. Die aktivierte Energie wird separat vergütet und macht in der Regel einen geringeren Teil der Einnahmen aus.

Welche Mindestleistung benötige ich, um teilnehmen zu können?

1 MW Angebotskapazität, entweder einzeln oder gebündelt mit anderen Verbrauchern über einen Stromversorger oder einen Aggregator. Eine Anlage mit geringerer Leistung kann teilnehmen, wenn sie mit anderen gebündelt wird.

Beeinträchtigt die Teilnahme am Flexibilitätsprogramm meine Produktion?

Das sollte nicht der Fall sein. Eine gut konzipierte Anlage gleicht die Inbetriebnahme durch thermische Trägheit, Speicherung und Modularität aus. Die Flexibilität, die dem Markt geboten wird, ist jene, die der Prozess ohne Beeinträchtigungen abgeben kann; genau diese zu ermitteln, ist der Zweck der vorangehenden Machbarkeitsstudie.

Kann ein Elektrokessel als Sekundärreserve (aFRR) dienen?

Ja. Elektrokessel eignen sich aufgrund ihrer automatischen Regelungsfähigkeit und ihrer modulierenden Steuerung gut für die Anforderungen von aFRR. Die Zulassung setzt voraus, dass die entsprechenden Prüfungen bestanden werden und eine geeignete Mess- und Steuerungsinfrastruktur vorhanden ist.

Sind die angegebenen Einnahmen garantiert?

Nein. Es handelt sich um Größenordnungen, die auf Daten aus dem Jahr 2025 und den Auktionen von 2026 basieren und als vorläufige Orientierungshilfe dienen. Die Verfügbarkeitspreise werden im Rahmen von Auktionen festgelegt und variieren von Zeitraum zu Zeitraum. Für eine fundierte Bewertung ist eine Analyse der technischen Standortdaten erforderlich.

Was benötige ich, um anzufangen?

Die Verbrauchskurve der Abnahmestelle, die vertraglich vereinbarte Leistung, die Merkmale des Dampfprozesses und dessen Betriebsgrenzen. Anhand dieser Daten lässt sich eine erste Einschätzung der verfügbaren Flexibilität und des am besten geeigneten Marktes vornehmen.