Bis 2030 sollen nach den aktuellen Plänen der Bundesregierung mindestens 80 Prozent des Stromverbrauchs aus erneuerbaren Energien stammen – bei steigendem Verbrauch. Wegen der stark schwankenden Erzeugungsleistung von Fotovoltaik und Windkraft klafft aber eine immer größere Lücke zwischen Erzeugung und Verbrauch, die sich ohne große Stromspeicher nicht schließen lässt.

Auch den Verbrauch könnte man anpassen, aber erste Pläne der Bundesregierung, Wallboxen für Elektroautos zwangsweise abzuschalten und Wärmepumpen zu installieren, stoßen bereits auf entschiedenen Widerstand. Deshalb versuchen verschiedene Start-ups, mit völlig unterschiedlichen Technologien in diesen schnell wachsenden Markt der Speicherlösungen vorzudringen.

Als noch kaum Solar- oder Windstrom ins Netz eingespeist wurde, sorgte ein gut eingespieltes System von verschiedenartigen Kraftwerken dafür, dass immer genauso viel Strom erzeugt wie verbraucht wurde. Das wird in Zukunft nicht mehr möglich sein. Die Fotovoltaik, eine der wichtigsten Säulen zukünftiger Stromerzeugung, ist nachts nicht aktiv und liefert im Winter nur einen Bruchteil der möglichen Leistung. Dabei sind die wetterbedingten Schwankungen noch nicht einmal berücksichtigt.

Gas löst das Problem nicht

In dieser Situation wäre es ideal, wenn der Strommarkt ein riesiger See wäre, in den Erzeuger einspeisen und aus dem die Verbraucher entnehmen. Dabei wäre der See so beschaffen, dass er ganz Deutschland abdeckt und mehrere Monate an Unter- und Überversorgung ausgleicht. Nur ist dieses Modell nicht realisierbar. Es würde voraussetzen, dass Strom in der benötigten Menge verlustfrei durch Deutschland (oder sogar Europa) transportiert werden kann und gigantische Speicher zur Verfügung stehen, die mehrere Wochen des Verbrauchs abdecken.

Beim Erdgas ist dieses Modell übrigens Realität. Bei einem Jahresverbrauch von rund 1000 Terawattstunden (TWh) – der Durchschnitt der Jahre 2019 bis 2021 – fassen die Speicher 230 TWh Energie, und das Netz der Erdgasleitungen umfasst mehr als 500 000 Kilometer. So ist es kein Wunder, dass bis zum russischen Angriffskrieg auf die Ukraine Erdgaskraftwerke das stark fluktuierende Stromangebot mit dem Verbrauch in Übereinstimmung bringen sollten – jedenfalls bis eine bessere Lösung gefunden war. Inzwischen ist klar, dass diese Idee nicht mehr sinnvoll ist.

Außerdem können Erdgaskraftwerke zwar ein zu geringes Angebot ausgleichen, nicht aber die gewaltigen Strommengen aufnehmen, die erneuerbare Energien an windigen Sommertagen ins Netz drücken. Netzdienliche Großspeicher (englisch: grid energy storage) wären hier die eindeutig bessere Lösung.

Dabei unterscheidet man drei Arten von Speichern:

• Leistungsspeicher zur Netzstabilisierung. Sie müssen Sekunden bis Minuten überbrücken.
• Verschiebespeicher zum Ausgleich des Tagesgangs. Solaranlagen liefern ihre Leistung mittags, aber am frühen Abend ist eine weitere Nachfragespitze, die abgedeckt werden muss.
• Langzeitspeicher sollen die jahreszeitlichen Schwankungen abfangen. Solaranlagen erzeugen im Januar nur etwa ein Zehntel so viel Energie wie im Juni. Der Stromverbrauch ist dagegen höher. Außerdem müssen Langzeitspeicher die berüchtigten Dunkelflauten abdecken, die auftreten, wenn bei einer winterlichen Hochdrucklage kein Wind weht und die Sonne von einer Hochnebelschicht geblockt wird.

Nach Ansicht aller Experten, mit denen »Spektrum.de« für diesen Artikel gesprochen hat, kommen Akkus für die Langzeitspeicherung nicht in Frage. So erklärte Martin Winter, wissenschaftlicher Leiter des Batterieforschungszentrums MEET der Universität Münster: »Akkus lohnen sich für den Ausgleich des Tagesgangs oder als Reserve für Stunden oder vielleicht sogar wenige Tage, aber nicht für saisonale Speicher. Hier muss man andere Lösungen anwenden wie chemische Speicher, zum Beispiel Wasserstoff.«

Das Problem mit dem Wasserstoff

Die folgenden Zahlen mögen veranschaulichen, wie komplex das Problem ist: Die Bundesregierung möchte bis 2030 insgesamt 360 Gigawatt installierte Leistung aus erneuerbaren Energien bereitstellen, davon allein 215 Gigawatt aus Solaranlagen. Der Verbrauch schwankt im Tagesverlauf aber lediglich zwischen etwa 40 und 80 Gigawatt. Auch wenn die installierte Leistung natürlich nie komplett zur Verfügung steht, müssten die Erzeuger ständig abgeregelt werden, wenn die Energie nicht gespeichert werden kann. Das ist teuer und ineffizient.

Welche Lösungen bieten sich an? Der Überschuss, den die erneuerbaren Energien an windigen und sonnigen Frühsommertagen erzeugen, könnte genutzt werden, um in so genannten Elektrolyseuren Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff aufzuspalten. Der Wasserstoff wird dann zwischengelagert und in modifizierten Erdgaskraftwerken verbrannt. Das klingt logisch, ist aber kurzfristig nicht realisierbar.

Die Bundesregierung hätte bis 2030 gerne Elektrolyseure mit zehn Gigawatt Leistung am Netz, doch das ist Wunschdenken. Die Hälfte wäre schon ein guter Wert. Es ist auch noch nicht klar, wo der Wasserstoff gelagert werden soll. Die unterirdischen Kavernen, in denen jetzt Erdgas gelagert wird, kämen nach einer entsprechenden Umrüstung grundsätzlich in Frage. Aber sie könnten nur 32 TWh Wasserstoffgas speichern – und das ist eindeutig zu wenig.

Ein adäquater Ausbau würde nach einer Studie der Initiative Energien Speichern e. V. (INES) aus dem Jahr 2022 außerdem mehr als zehn Milliarden Euro kosten  – und ist bislang nicht einmal projektiert. Ein anderes Problem ist die geringe Effizienz des Systems. Auf dem Weg vom Strom für die Elektrolyse bis zum Strom aus Wasserstoffverbrennung gehen die Hälfte bis zwei Drittel der Energie komplett verloren. Nur: Alternativen sind bisher nicht in Sicht.

Wo sollen all die Akkus herkommen?

Bei der kurzfristigen Speicherung von Strom für die Netzstabilisierung und die Lastverschiebung sind Akkus dagegen unentbehrlich. Das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) hat berechnet, dass bis 2030 ein massiver Ausbau von Stromspeichern bis auf 300 GWh notwendig ist. Pumpspeicherkraftwerke können davon etwa 50 GWh abdecken, weitere 100 Gigawattstunden sollen stationäre Akkusysteme übernehmen und 150 würden Elektroautos beisteuern.

Die Pumpspeicher arbeiten bereits, der Rest ist Zukunftsmusik. Für den Aufbau bleibt nicht viel Zeit – und er wird teuer. Allein für die stationären Großspeicher geht das Fraunhofer ISE von 50 bis 90 Milliarden Euro aus – sofern sie an den Standorten ehemaliger Kohlekraftwerke installiert werden. Dann könnten die Betreiber die dort vorhandenen leistungsfähigen Netzanschlüsse nutzen, was wiederum Kosten spart.

Andererseits könnte es sein, dass sogar deutlich mehr stationäre Akkus gebraucht werden, denn bis 2030 insgesamt 150 Gigawattstunden aus Elektroautos gewinnen zu wollen, ist völlig unrealistisch. Die notwendigen Strukturen sind nicht einmal ansatzweise aufgebaut. Die Autos und die Ladestationen müssten für das so genannte bidirektionale Laden aufgerüstet werden, damit der Strom sowohl ins Auto als auch ins Netz fließen kann. Und die örtlichen Netzbetreiber müssen die Technik komplett aus der Ferne steuern können. Davon sind wir weit entfernt. Und selbst wenn der Kraftakt gelingen sollte, braucht man mehr Elektroautos, als bis 2030 selbst bei optimistischen Annahmen in Betrieb sein werden.

Auf dem Weg in die Lithium-Abhängigkeit

Das zeigt schon eine einfache Rechnung: Wenn die Akkus durchschnittlich 50 Kilowattstunden (KWh) liefern und die Hälfte aller Autos jeweils 20 Prozent ihrer Ladung für die Netzstabilisierung zur Verfügung stellen, dann müssten bis 2030 immerhin 30 Millionen Elektroautos fahren, um den Wert von 150 GWh zu erreichen, den das Fraunhofer ISE vorgegeben hat. Nur zum Vergleich: Am 1.1. 2023 waren in Deutschland 48,8 Millionen PKW gemeldet , davon eine Million Elektroautos.

»Akkus lohnen sich für den Ausgleich des Tagesgangs oder als Reserve für Stunden oder vielleicht sogar wenige Tage, aber nicht für saisonale Speicher«Martin Winter, Batterieforschungszentrum MEET der Universität Münster

Der Bedarf an stationären Akkuspeichern ist also eher größer, als das Fraunhofer ISE veranschlagt hat. In der Theorie wäre das kein Problem: Die Industrie wird in den nächsten Jahren genügend Lithiumionenakkus produzieren, um mehr als 100 GWh an stationären Speichern aufzustellen. Die Technologie ist ausgereift: Die Akkus haben einen exzellenten Wirkungsgrad von etwa 85 bis 90 Prozent und eine projektierte Lebensdauer von bis zu 15 Jahren. Das könnte allerdings etwas überoptimistisch sein. Kein Hersteller von Elektroautos garantiert mehr als zehn Jahre bei 70 Prozent Restkapazität.

Auf der anderen Seite gibt es auch gravierende Nachteile. Der Lithiumpreis steigt seit einigen Jahren, weil die Lithiumförderung mit der Nachfrage nicht Schritt halten kann. Tesla bietet zum Beispiel einen anschlussfertigen stationären Lithiumakku von 3,9 MWh für rund 2,6 Millionen Dollar an (667 US-Dollar pro Kilowattstunde) – bei Abnahme von fünf Stück und Lieferung im vierten Quartal 2024. Das ist eine deutliche Preissteigerung gegenüber 2021, als ein Megapack noch 327 US-Dollar pro Kilowattstunde bei ähnlichem Bestellvolumen kosten sollte .

Und das ist nicht das einzige Problem: Die Autoindustrie nimmt so viele Akkus ab, dass selbst die gewaltig gesteigerte Produktion kaum nachkommt. Für Großbatterien sind die Lieferzeiten inzwischen auf mehr als ein Jahr angestiegen. Dazu kommt ein geopolitisches Nachteil: Der Markt ist sehr stark von China abhängig. Mehr als drei Viertel aller Akkus und viele Produkte der Lieferkette stammen aus der Volksrepublik. Die EU wäre also in Gefahr, die Abhängigkeit von russischem Erdgas direkt gegen ein chinesisches Akkumonopol einzutauschen.

Stromspeicher jenseits von Lithium

Aber es gibt inzwischen durchaus Alternativen. Mehrere Start-ups haben mit neuartigen Batterietechnologien seit 2022 den Sprung aus dem Labor in den Markt geschafft.

Darunter ist zum Beispiel die in der Schweiz und in den USA ansässige Firma Energy Vault. Ihr Ansatz ist verblüffend einfach: Sie zieht tonnenschwere Blöcke aus Kompositmaterial mit einem Aufzug hoch. Dadurch entsteht eine so genannte Lageenergie, die direkt vom Gewicht des Blocks und der Höhe abhängt. Diese mechanische Energie lässt sich wieder in elektrische Energie verwandeln, wenn der Block beim Absenken einen Dynamo treibt. Die Firma gibt den Wirkungsgrad mit 80 bis 85 Prozent an. Eine Testanlage in der Schweiz hat im Dauerbetrieb einen Wirkungsgrad von 75 Prozent nachgewiesen.

Ein erstes kommerzielles System mit 100 MWh entsteht gerade in China, in der Nähe von Schanghai . Es soll den Strom einer Windfarm speichern. Obwohl der Bau erst im Mai 2022 begonnen wurde, soll sie bereits in diesem Jahr den Betrieb aufnehmen. Die Ausmaße sind gigantisch: Auf einer Grundfläche von 60 mal 80 Metern entsteht ein 140 Meter hoher Turm, in dem die Kompositblöcke bewegt werden, und zwar nicht nur auf und ab, sondern auch zur Seite, so dass der Stromspeicher in gewisser Weise einem riesigen Lagerhaus gleicht. Die Lebensdauer gibt Energy Vault mit 35 Jahren oder mehr an. Der Speicher verliert, anders als chemischen Akkus, keine Energie durch Selbstentladung und büßt über seine Lebensdauer auch keine Kapazität ein.

Die Kompositblöcke können mittels eines vom mexikanischen Baustoffkonzern Cemex entwickelten Polymers aus fast jedem Material hergestellt werden, das lokal billig verfügbar ist. Robert Piconi, CEO von Energy Vault, nannte im Gespräch mit »Spektrum.de« als Beispiele die Kohleasche aus Kraftwerken oder geschredderte Flügel von Windkraftanlagen. Das Polymer sorgt für die nötige Festigkeit der Blöcke. Der Preis dieser Großbauten hängt natürlich sehr von den lokalen Gegebenheiten ab.

Batterien auf Eisenbasis

Einen anderen Weg geht die amerikanische Firma Form Energy. Sie setzt auf das billige und unbegrenzt verfügbare Eisen als Speichermaterial. Auf ihrer Webseite gibt die Firma an, ihre Eisen-Luft-Akkus für ein Zehntel des Preises von Lithiumionenakkus liefern zu können. Damit hat sie offenbar auch finanzstarke Unterstützer überzeugen können: 800 Millionen US-Dollar an Investorengeldern hat das Start-up bisher eingeworben. In Weirton, im amerikanischen Bundesstaat West Virginia, baut die Firma ihre erste Fertigungslinie, die im nächsten Jahr die Produktion aufnehmen soll.

Eisen-Luft-Akkus können sehr langlebig sein und durchaus 10 000 Lade-Entlade-Zyklen überstehen, deutlich mehr als Lithiumionenakkus. Das klingt gut, doch das System hat einige gravierende Nachteile. Der Eisen-Luft-Akku hat ein ungünstiges Verhältnis zwischen Leistung und Kapazität. Ein Lithiumakku kann seine Ladung normalerweise in ein bis zwei Stunden aufbauen oder abgeben. Der Eisen-Luft-Akku braucht etwa 100 Stunden.

Zum Ausgleich des Tagesgangs ist er deshalb nur sehr bedingt geeignet, zum Überbrücken längerer Strommangelsituationen aber sehr gut. Der Wirkungsgrad ist auf der Website nicht angegeben, ist allerdings bei Metall-Luft-Batterien normalerweise sehr gering . Auf Anfrage von »Spektrum.de« nannte Form Energy einen typischen Wert von 40 Prozent für die ersten kommerziellen Systeme. Damit ist er ungefähr vergleichbar mit der Wasserstoff-Technik. Trotzdem: Der Ansatz ist viel versprechend, die ersten größeren Aufträge hat Form Energy bereits verbucht, und Verbesserungen sind sicher noch möglich.

Die amerikanische Firma ESS Inc. hat einen dritten Ansatz zur Marktreife gebracht. Sie baut eine so genannte Flow-Batterie. Zwei flüssige Elektrolyte werden dabei an jeweils einer Seite einer halbdurchlässigen Membran entlanggepumpt. Die Potenzialdifferenz der Elektrolyte erzeugt an den Elektroden eine Spannung. Sobald der Stromkreis geschlossen wird, fließt Strom, ähnlich wie in allen anderen elektrochemischen Nasszellen. Legt man eine äußere Spannung an die Zelle an, verläuft die Reaktion andersherum und der Elektrolyt wird wieder geladen. Die Größe der Membran bestimmt die Leistung, die Größe der Elektrolyttanks die Kapazität des Akkus. Leistung und Kapazität sind bei der Flow-Batterie also getrennt, wenn auch nicht immer komplett.

Die ersten Systeme gehen in Betrieb

ESS Inc. verwendet ein flüssiges Eisensalz – Eisenchlorid – als Elektrolyt. Es ist billig und nahezu in unbegrenzter Menge verfügbar. Der Teufel liegt aber auch hier im Detail. Die Firma brauchte von 2011 bis 2019, um aus einem plausiblen Funktionsprinzip eine verkaufsfertige Batterie zu machen. Das erste kommerzielle System wurde 2022 ausgeliefert. Im Gespräch mit »Spektrum.de« gab Alan Greenfields, der Leiter des Europageschäfts, den Wirkungsgrad des Systems mit etwa 60 bis 70 Prozent an. ESS Inc. möchte hauptsächlich den Bereich der Lastverschiebung über Zeiträume von sechs bis zwölf Stunden bedienen.

Der Preis des Systems ist Verhandlungssache, doch zumindest nach Greenfields Angaben sehr günstig, »wenn man eine Lebensdauer von 25 Jahren berücksichtigt«. Andererseits haben Redox-Flow-Batterien eine vergleichsweise geringe Leistungsdichte. Das »Energy Warehouse« von ESS Inc. ist in einem zwölf Meter langen Schiffscontainer untergebracht und speichert 400 KWh. Teslas Megapack bringt 3,9 MWh an Lithiumionenakkus, also fast das Zehnfache, in einem Container von neun Metern Länge unter.

Die Systeme von ESS Inc., Form Energy und Tesla eignen sich auch für die Entlastung der Verteilnetze, also der Niederspannungsnetze in der Verantwortung von Stadtwerken. Mobile containergroße Einheiten können den Strom, den die vielen Fotovoltaikanlagen auf Hausdächern tagsüber produzieren, lokal zwischenspeichern, um ihn abends wieder abzugeben. Der Energieversorger EnBW bietet bereits entsprechende Systeme an, und der Konkurrent E.ON sieht darin »eine notwendige Ergänzung zu einem effizienten Netzausbau«.

Vielleicht holen sich aber doch chinesische Firmen das Geschäft mit Großakkus. CATL, einer der weltgrößten Lieferanten von Lithiumionenakkus, will noch in diesem Jahr die Massenproduktion von Natriumionenakkus beginnen. Das Bauprinzip ist ganz ähnlich, die Energiedichte jedoch etwas geringer. Dafür sind die Produktionskosten mindestens 20 Prozent, nach anderen Schätzungen 30 bis 50 Prozent geringer. Die ebenfalls chinesische Firma HiNa liefert offenbar bereits. Ihre Natriumakkus stecken im Elektrokleinwagen Hua Xianzi, der soeben von JAC Motors und VW für den chinesischen Markt vorgestellt wurde.

Die Technologie ist noch neu, und zur Lebensdauer, zur Selbstentladung oder zum Wirkungsgrad ist bisher wenig bekannt. Sollten die Natriumionenakkus hier ähnliche Werte wie Lithiumionenakkus erreichen, wird es für die Konkurrenten sicherlich ein Stück schwieriger, die marktbeherrschende Stellung chinesischer Firmen anzugreifen.