Batteriealternativen: Energie auf Vorrat

Mal produziert Deutschland mehr Strom, als verbraucht wird, mal zu wenig. Volker Quaschning, Professor für Regenerative Energiesysteme an der HTW Berlin, verweist auf zwei Lagen: „Im solarreichen Sommer brauchen wir Speicher für den Tag-Nacht-Ausgleich, also für rund zwölf Stunden. Im Winter liefert die Sonne wenig, dafür weht der Wind kräftiger. Doch es gibt auch Phasen mit zwei Wochen Flaute.“

Um einerseits Engpässe zu überbrücken und andererseits keine Energie zu verschwenden, sind leistungsfähige Energiespeicher unumgänglich. Batterien gelten als Favoriten für kurze Energiespitzen, Gas und Wasserstoff für längere Phasen. Doch dazwischen liegt ein breites Feld weiterer Technologien von mechanischen über thermische bis zu elektrostatischen Speichern, die mal mehr, mal weniger effektiv sind.

Pumpspeicher: Wasser rauf, Wasser runter

Pumpspeicherkraftwerke (PSW) sind führend in Speicherkapazität und installierter Leistung – sowohl in Deutschland als auch weltweit. Ihr Wirkungsgrad liegt bei 75 bis 85 Prozent.

Das Prinzip ist simpel: Zwei Gewässer auf unterschiedlichen Höhenlagen sind über Druckrohre verbunden. Bei Stromüberschuss wird Wasser hochgepumpt und im oberen Becken gespeichert. Bei Energiebedarf fließt es zurück ins Tal und treibt dabei Generatoren an. PSW erreichen binnen weniger Minuten ihre volle Leistung und können das Stromnetz über mehrere Stunden stabilisieren. In Deutschland sind rund 30 Anlagen in Betrieb, viele seit Jahrzehnten. Sie wurden einst gebaut, um Spitzenlasten abzufangen. Im badischen Forbach entsteht bis 2027 das erste neue Werk seit 2003. Von zusätzlichen PSW in relevantem Umfang ist eher nicht auszugehen.

Volker Quaschning ist skeptisch: „Theoretisch gibt es Standorte. Praktisch brauchen wir die Speicher in fünf Jahren. Bei der Umsetzung solcher Projekte reden wir in Deutschland eher über 20 Jahre.“ Nachteil sind die aufwendigen Eingriffe in die Natur, was Genehmigungen verzögert. Und mit ein Grund, warum das Potenzial hierzulande als nahezu ausgeschöpft gilt.

Kugelspeicher: Pumpspeicher auf Tauchstation

Ein Projekt des Fraunhofer IEE verlegt das Prinzip des Pumpspeicherns auf den Meeresgrund. Schwere, mit Wasser gefüllte Betonkugeln übernehmen die Rolle des Unterbeckens. Bei Stromüberschuss werden sie leergepumpt; der Speicher ist „geladen“. Bei Bedarf öffnet sich ein Ventil: Wasser strömt unter hohem Umgebungsdruck in die Kugeln und treibt Turbine und Generator an. Mit dem Abtauchen in die Tiefe ließen sich „Platzprobleme umgehen und ökologische Eingriffe reduzieren“, erklärt Dr. Bernhard Ernst, Leiter beim Fraunhofer IEE für das Projekt „Stored Energy in the Sea“. Ganze „Kugelnester“ könnten in der Nähe von Offshore-Windparks verankert werden – direkt dort, wo Stromüberschüsse anfallen.

Erprobt ist das Konzept mit Kugeln von drei Metern Durchmesser im Bodensee. Als Nächstes stehen Tests vor Kalifornien in rund 600 Metern Tiefe an. Die optimale Größe der Kugeln liegt Projekt-Berechnungen zufolge bei rund 30 Metern. Einerseits gilt: Je größer die Kugeln, desto höher der Wirkungsgrad. Andererseits müssen solche Dimensionen auch erst einmal produziert und ins Meer gelassen werden. „30 Meter Durchmesser halten wir noch für machbar“, so Dr. Bernhard Ernst. Doch für dieses Wachstum braucht es noch Forschung. Mit ersten kommerziellen Anwendungen rechnet Ernst frühestens Anfang der 2030er-Jahre.

Schwerkraftspeicher: Gewichte setzen Strom frei

Ein Schwerkraft- oder Gravitationsspeicher funktioniert wie ein Riesenaufzug für schwere Blöcke. Ist zu viel Strom vorhanden, werden Gewichte hochgezogen. Fehlt Strom, setzen absinkende Massen über Generatoren wieder Energie frei. Die Idee klingt einfach, und das ist ihr Reiz.

Solche Systeme eignen sich für den mehrstündigen Energieausgleich und potenziell für mittel- bis langfristige Speicherzyklen – bei Wirkungsgraden, die denen der Pumpspeicherung ähneln sollen. Das schottische Unternehmen Gravitricity testet den Ansatz in einem stillgelegten Schacht in Finnland. Energy Vault aus der Schweiz entwickelte einen Kranspeicher und exportierte das Konzept nach China. In Rudong ging im Frühjahr 2025 ein rund 120 Meter hohes „Tetris-Gebäude“ in Betrieb. Speicherkapazität: 100 Megawattstunden.

Volker Quaschning bezweifelt die wirtschaftliche Skalierbarkeit: „Um große Energiemengen zu speichern, brauche ich Höhen und Volumina. Wenn ich mir ansehe, was ein Pumpspeicher in Österreich mit 1.200 Metern Fallhöhe leistet, sind die speicherbaren Energiemengen solcher Systeme vergleichsweise Peanuts.“ Energy Vault hält mit neun weiteren geplanten Anlagen in China dagegen.

Schwungradspeicher: Energie in Bewegung

Schwungradspeicher nutzen ein altes physikalisches Prinzip mit moderner Werkstoff- und Steuerungstechnik. Ein Elektromotor beschleunigt einen Rotor auf sehr hohe Drehzahlen. Die dabei entstehende Rotationsenergie bleibt im System gespeichert. Bei Bedarf wird der Rotor über denselben Motor, der dann als Generator arbeitet, abgebremst und die Energie ans Netz zurückgegeben.

Schwungradspeicher reagieren innerhalb von Millisekunden, wodurch sie sich für schnelle Frequenzstabilisierungen oder als Notstromquelle eignen. Ihr Wirkungsgrad liegt bei bis zu 90 Prozent, und sie verkraften Hunderttausende Ladezyklen. Die Stadtwerke München erprobten vor einigen Jahren eine Anlage mit 28 gekoppelten Schwungrädern. Die Technische Universität Dresden kombinierte einen Schwungradspeicher mit einer Windkraftanlage, um Strom direkt vor Ort zu puffern. In Irland hält ein gewaltiges Schwungrad mit seiner Trägheit das Stromnetz im Takt.

Vom großen Schwung am Markt sind diese Konzepte noch weit entfernt. Was womöglich physikalisch naheliegt: Schwungräder verlieren Energie durch Reibungsverluste, je nach System 3 bis 20 Prozent pro Stunde. „Spannende Technologie, aber ein Nischenprodukt. Für saisonale oder langfristige Speicherung sind Schwungräder ungeeignet“, so Quaschning.

Druckluftspeicher: Mit Hochdruck unter die Erde

Das älteste Werk dieser Art steht in Huntorf bei Oldenburg: Dort wird seit 1978 Luft mit Hochdruck von 70 Bar in tiefe Kavernen gedrückt und komprimiert. Beim Verdichten entsteht Wärme, die ungenutzt bleibt. Bei der Rückverstromung muss die Luft wiederum mit Erdgas erwärmt werden, damit die Turbine nicht vereist. Der Wirkungsgrad von 42 Prozent dürfte ein Grund sein, weshalb die Anlage neben einem US-Kraftwerk keine Nachahmer gefunden hat. Zumindest in dieser Form.

Als „Gamechanger“ werden adi- abate Druckluftspeicher ins Spiel gebracht. Sie speichern die Verdichtungswärme in einem Wärmespeicher temporär und kommen ohne fossile Brennstoffe aus. So wären Wirkungsgrade von bis zu 70 Prozent erreichbar. In Deutschland blieb ein geplanter Prototyp in Staßfurt mangels Marktperspektive ungebaut. China brachte 2024 eine Großanlage ans Netz, mit einer Leistung von 300 Megawatt und einer Kapazität von 1.500 Megawattstunden.

 „Die Technologie wird weiterentwickelt. Aber wäre sie der große Wurf, hätte sie sich durchgesetzt“, ordnet Volker Quaschning ein. Ein „Revival“ sei zwar denkbar, da Druckluftspeicher prinzipiell über ein Langfristpotenzial verfügen. Ob sie gegenüber Wasserstoff eine reelle Chance haben, werde sich zeigen: „Wasserstoff ist zwar teuer, aber als Energieträger vielseitiger einsetzbar. Druckluft bleibt ‚nur‘ Luft.“

Flüssigluftspeicher: Kälte als Kraftreserve aus dem Tank

Flüssigluftspeicher wandeln Strom in Kälte um: Mithilfe des Linde-Verfahrens wird Luft auf rund –195 °C heruntergekühlt und verflüssigt. Komprimiert lässt sie sich in isolierten Tanks über längere Zeit lagern. Bei Bedarf wird die Flüssigluft wieder erwärmt, dehnt sich aus und treibt eine Turbine an – ähnlich wie Dampf in einem Kraftwerk.

Der Ansatz klingt elegant, weil er auf bewährte Industriekomponenten setzt und keine seltenen Materialien benötigt. Tanks lassen sich außerdem überall aufstellen, wo Platz ist. Aber: Praktisch ist die Technik kaum über Pilotanlagen hinausgekommen.

„Der Aufwand, Luft zu verflüssigen, ist enorm“, sagt Volker Quaschning. Ohne Rückgewinnung von Wärme und Kälte liegt der Wirkungsgrad bei 25 Prozent, mit thermischer Rückgewinnung bei 50 Prozent. Bei Nutzung industrieller Abwärme sind theoretisch bis 70 Prozent möglich, aber nicht bestätigt. „Wenn sich schon Druckluftspeicher ökonomisch schwer durchsetzen, dann gilt das für Flüssigluft erst recht“, so Quaschning.

Wärmespeicher: Strom zu Wärme – und zurück?

Das Feld der Wärmespeicher ist weit. Es reicht von haushaltsüblichen Warmwasser- und Pufferspeichern über komplexe Wärmerückgewinnungssysteme in der Industrie bis hin zu thermochemischen Ansätzen. Ihr gemeinsames Ziel: Energie in Form von Wärme über Stunden, Tage oder Monate zwischenzuspeichern. „Strom lässt sich verlustfrei in Wärme umwandeln“, erklärt Volker Quaschning, „die Rückverstromung ist dagegen technisch aufwendig und mit großen Verlusten verbunden.“

Es wird an Konzepten geforscht, die beide Richtungen verbinden. Dazu gehören Hochtemperaturspeicher des Solar-Instituts Jülich oder die Carnot-Batterie des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR). Sie erhitzen Feststoffe wie Keramik oder Salz auf bis zu 1.000 °C. Ein Teil lässt sich zurückverstromen, mit Wirkungsgraden unter 50 Prozent. Effizienter wird es, wenn die Wärme zusätzlich genutzt wird. Das Potenzial liegt demnach nicht in der Rückumwandlung, sondern in der Verknüpfung von Strom- und Wärmesektor. Schon heute fließt ein erheblicher Teil des Stroms ins Heizen. Was Wärmespeicher flexibel aufnehmen, entlastet die Netze spürbar.