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Die Energiewende benötigt neuartige und langlebige Lösungen zur Speicherung von nachhaltig generiertem Strom. Das Technologieunternehmen Qnetic setzt auf mechanische Kraft im Vakuum anstatt auf chemische Reaktionen. Mit einem neuen Schwungrad-Energiespeicher in Shanghai startet die Erprobung einer Alternative zu klassischen Akkus.

Das US-amerikanische Unternehmen Qnetic hat kürzlich eine Pressemitteilung zur Kommerzialisierung mechanischer Energiespeicher veröffentlicht. Um sogenannte Schwungrad-Energiespeicher unter realen Bedingungen zu testen, investiert die Firma über eine Million US-Dollar in ihr Technologiezentrum in Shanghai. Dort entsteht  Unternehmensangaben zufolge die weltweit größte Testanlage für Schwungrad-Energiespeicher.

Ziel des Vorhabens ist die Prüfung von Leistung, Sicherheit und Zuverlässigkeit des Systems. Herzstück der Anlage ist der sogenannte Pulsar Alpha Prototyp. Dieser Speicher verspricht eine Speicherkapazität von 200 Kilowattstunden und soll eine elektrische Leistung von 125 Kilowatt bei einer dreiphasigen Wechselspannung von 480 Volt liefern.

Die Technik funktioniert im Prinzip wie ein extrem schwerer Kreisel. In einem Vakuumgehäuse dreht sich ein Rotor mit relativ hoher Geschwindigkeit und speichert kinetische Energie. Benötigt das Netz Strom, treibt die Bewegung des Rotors einen Generator an. Dieser soll die Energie dann in das Stromnetz einspeisen.

Schwungrad-Energiespeicher vs. Lithium-Ionen-Batterien

Im Vergleich zu herkömmlichen elektrochemischen Akkus versprechen Schwungrad-Energiespeicher einige physikalische Vorteile. Da keine chemischen Umwandlungen stattfinden, kann ein solches System etwa über Jahrzehnte hinweg mit nur minimalem Kapazitätsverlust arbeiten.

Zudem sollen weder Brandrisiken noch eine Abhängigkeit von kritischen Rohstoffen bestehen. Die Systeme sind laut Qnetic für einen jahrzehntelangen Betrieb ausgelegt und würden unbegrenzte Ladezyklen ohne nennenswerte Verschleißerscheinungen überstehen.

Vor allem Rechenzentren, Mikronetze und Industrieanlagen könnten von der schnellen Reaktionszeit und der stabilen Stromverfügbarkeit profitieren. Außerdem sollen sich die Anlagen für die zeitliche Verschiebung erneuerbarer Energien sowie zur allgemeinen Netzstabilisierung eignen.

Herausforderungen und Risiken bei der Skalierung

Trotz der vielversprechenden Aussichten stehen die Entwickler vor technischen und finanziellen Herausforderungen. Denn aufgrund der gewaltigen kinetischen Energie, die in einem rotierenden System mit 200 Kilowattstunden steckt, sind extrem hohe Anforderungen an die Sicherheits- und Schutzhüllen nötig.

Ein spezialisiertes Partnerunternehmen wies zudem darauf hin, dass die Eindämmung im Falle eines Schadens einen hohen Aufwand erfordert. Außerdem befindet sich das System noch in der Validierungsphase. Heißt: Finale Testergebnisse unter Praxisbedingungen stehen bislang noch aus.

Bei der Finanzierung beschreitet das Unternehmen einen Weg, der gewisse Risiken birgt. Das Management nutzt eine Crowdfunding-Kampagne über die Plattform DealMaker, um Kleinanleger einzubinden. Qnetic-Chef Michael Pratt betonte die Tragweite der aktuellen Entwicklungen:

Der Bau der weltweit größten Schwungrad-Testzelle und die gleichzeitige Validierung unseres ersten Pulsar-Systems zeigen sowohl die Reife unserer Technologie als auch unser Vertrauen in ihr kommerzielles Potenzial. Wir schaffen die Infrastruktur, die erforderlich ist, um die Leistung im großen Maßstab unter Beweis zu stellen und die Einführung bei unseren Kunden zu beschleunigen.

Ob die Technologie den weltweiten Batteriemarkt nachhaltig revolutionieren kann, werden die kommenden Testreihen in Shanghai zeigen.

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Bidirektionales Laden könnte Elektroautos künftig zu mobilen Stromspeichern umfunktionieren. Denn mit der entsprechenden Technologie könnten sie Energie nicht nur aufnehmen, sondern bei Bedarf auch wieder ins Haus oder Stromnetz abgeben. Das Fraunhofer-Institut für Angewandte Festkörperphysik hat nun ein kompaktes DC-Ladegerät vorgestellt, das bidirektionales Laden für 800-V-Elektrofahrzeuge ermöglichen soll.

In Deutschland sind derzeit mehr als zwei Millionen Elektroautos zugelassen, im Jahr 2030 könnte die Zahl Prognosen zufolge erstmals die Marke von zehn Millionen überschreiten. Mit dem wachsenden Bestand steigen jedoch gleichzeitig auch die Anforderungen an Ladeinfrastruktur sowie Stromnetze, aber auch eine möglichst effiziente Nutzung der Batterien.

Eine wichtige Rolle könnte dabei das bidirektionale Laden spielen. Dabei nehmen Elektroautos nicht nur Energie auf, sondern können diese später bei Bedarf auch wieder an Gebäude oder das Stromnetz abgeben.

An einer technischen Lösung dafür arbeitet das Fraunhofer-Institut für Angewandte Festkörperphysik IAF. Die Forscher haben eine kompakte Leistungselektronik entwickelt, die bidirektionales einphasiges DC-Laden effizienter und für einen breiteren Einsatz nutzbar machen soll.

DC-Ladegerät könnte E-Autos zum Stromspeicher machen

Das Fraunhofer IAF hat zusammen mit dem Projektpartner Ambibox einen Demonstrator für ein bidirektionales 800-Volt-Ladegerät entwickelt. Das Gerät wurde auf der PCIM Expo & Conference 2026 in Nürnberg vorgestellt und soll das Laden von E-Autos effizienter, leistungsfähiger und günstiger machen.

Die Technologie ist im Rahmen des Projekts GaN4EmoBiL – kurz für „GaN-Leistungshalbleiter für Elektromobilität und Systemintegration durch bidirektionales Laden“ – entstanden. Das leistungselektronische Modul basiert auf Galliumnitrid und bildet ein bidirektionales Gleichstrom-Ladesystem.

Der vorgestellte Demonstrator kann mit Batteriespannungen von 150 V bis zu maximal 920 V arbeiten und liefert bis zu 3 kW Leistung. Damit werde eine „Lücke im Spannungsfeld zwischen Kosten, Flexibilität, Effizienz und Kompaktheit für bidirektionales Laden“ geschlossen, erklärt Jun.-Prof. Dr. Stefan Mönch, Koordinator des Projekts GaN4EmoBiL.

Alternative zu herkömmlichen On-Board-Chargern

Sogenannte On-Board-Charger sind aktuell in Elektroautos fest verbaut. Sie wandeln den Wechselstrom aus der Steckdose oder einer öffentlichen Ladestation in den Gleichstrom um, den die Batterie speichern kann.

Die Geräte ermöglichen zwar Ladeleistungen von elf oder 22 Kilowatt für schnelle Ladevorgänge, benötigen allerdings durch ihre Größe und ihr Gewicht viel Platz im Fahrzeug. Durch ihre technische Komplexität verursachen sie zusätzlich hohe Kosten.

Die Forscher des Fraunhofer IAF sehen in ihrem Off-Board-Charger eine deutlich günstigere und flexiblere Alternative. Trotz geringerer Ladegeschwindigkeit im Vergleich zu On-Board-Systemen biete er zahlreiche Vorteile.

Das mobile Gerät ist wesentlich kompakter und leichter und kann zusätzlich durch seinen CCS-Stecker (Combined Charging System) und Schutzkontaktstecker (Schuko) vielseitig genutzt werden. Mit einem Gesamtvolumen von 8,3 Litern und einem Gesamtgewicht von 5,7 Kilogramm ist er vergleichsweise klein und leicht.

Zusätzlich kann der Demonstrator für bidirektionales Laden genutzt werden. Somit könne das E-Auto nicht nur als Transportmittel, sondern auch als Energiespeicher fungieren. So nimmt das Fahrzeug bei einem Stromüberschuss im Netz Energie auf und gibt sie bei hoher Nachfrage wieder ab.

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Ein aktuelles Software-Update sorgt bei Besitzern von Samsungs Top-Smartphones momentan für Frust. Neben mehr Sicherheit bringt der Juli-Patch für Android gravierende Probleme mit sich. Galaxy-Ultra-Nutzer klagen über leere Akkus und heiße Geräte. (Weiter lesen)

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Stromspitzen bei den erneuerbaren Energien stellen die Stromnetze vor Herausforderungen. Ein neuer Ansatz nutzt nun stillgelegte Öl- und Gasbohrlöcher als thermische Großspeicher für überschüssigen Strom aus Photovoltaikanlagen. Das Verfahren soll ungenutzte Infrastrukturen in regulierbare grüne Leistung für Zeiten hoher Nachfrage umwandeln. 

Eine Analyse von Phil Cruver, Chef des US-Unternehmens Geo2Watts, beleuchte das Potenzial sogenannter Bohrloch-Batterien vor dem Hintergrund des Lazard LCOE+ Reports 2026. Inzwischen speisen große Photovoltaikanlagen preiswerten Strom im Preisbereich zwischen 40 und 61 US-Dollar pro Megawattstunde ins Netz ein. Allerdings geht an sonnenreichen Tagen mit geringer Netzkapazität oft wertvolle Energie verloren, weil Anlagen abgeregelt werden müssen.

Hier setzt das Prinzip der Bohrloch-Batterie an. Das System funktioniert im Grunde wie eine gigantische unterirdische Thermoskanne für elektrische Energie. Wenn ein Überangebot an Solarstrom herrscht, treibt der überschüssige Strom eine Hochtemperatur-Wärmepumpe an. Dabei leitet ein Kompressor die Energie in Wärme um. Ein geschlossenes Wassersystem leitet die erzeugte Hitze dann in tiefe, nicht mehr genutzte Bohrlöcher der Erdöl- und Erdgasindustrie ab. Die Speichertemperatur in den umgenutzten Bohrlöchern ist dabei auf etwa 200 Grad Celsius begrenzt.

So funktioniert die Rückverstromung in der Bohrloch-Batterie

Ein verbreiteter Irrtum betrifft die Herkunft der Energie. Das System nutzt keine natürliche Erdwärme aus dem tiefen Boden, sondern verwendet nach eigenen Angaben die Bohrlöcher ausschließlich als künstliche thermische Speicherbehälter. Steigt die Stromnachfrage im Netz oder sinkt die Sonneneinstrahlung am Abend, treibt die gespeicherte Wärme einen Generator an.

Dieser erzeugt direkt verfügbaren, sauberen Strom. Der Prozess wandelt somit die Hitze wieder in synchronen Wechselstrom um, der im Anschluss von Betreibern in das Stromnetz eingespeist werden kann. Diese Umwandlung soll die Rolle der Solarenergie grundsätzlich verändern. Aus fluktuierendem Überschussstrom wird eine garantierte und planbare Leistung für das Stromnetz.

Der ökonomische Wert von Solarstrom misst sich dadurch nicht mehr allein an niedrigen Produktionskosten, sondern am Zeitpunkt und der Flexibilität der Bereitstellung. Ein von Geo2Watts entwickeltes Konzept namens GridValue spiegelt diesen wirtschaftlichen Nutzen wider.

Chancen und wirtschaftliche Hürden für den neuen Energiespeicher

Ein entscheidender Vorteil des Konzepts liegt in der Wiederverwendung bestehender Infrastruktur. Die Nachnutzung inaktiver Öl- und Gasbohrungen ermöglicht die Nutzung bestehender elektrischer Infrastruktur. Zudem greifen Entwickler auf weitgehend erprobte Standardkomponenten wie Wechselstrom-Motoren, Kompressoren und Wärmetauscher zurück.

Dennoch stehen der Technologie noch Hürden bevor. Der Lazard-Bericht zeigt bisher keinen definitiven Nachweis, dass eine solche thermische Speicherlösung kostengünstiger arbeitet als konventionelle elektrochemische Batteriespeichersysteme.

Allerdings besteht für alternative Energiespeicher in diesen Jahren einiges an Potenzial, da die Kosten für Batteriespeicher nach vorherigen Rückgängen wieder angestiegen sind. Ob sich die Bohrloch-Batterie auf dem Markt durchsetzt, hängt letztlich stark von den lokalen Gegebenheiten, der Speicherdauer und netzbedingten Regulierungen ab.

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Ein neues Prinzip könnte Batteriemanagementsysteme in Elektroautos oder Heimspeichern künftig kostengünstiger und sicherer machen. Denn deutsche Forscher haben eine sprechende Batterie entwickelt, die ihren Zustand aus ihrem Inneren heraus übermitteln soll. 

Bislang messen Sensoren die Temperatur von Batteriezellen meist nur an der Außenseite, obwohl Hitze oft zuerst im Inneren entsteht. Ein Forscherteam der Christian-Albrechts-Universität zu Kiel am Lehrstuhl für Leistungselektronik stellte kürzlich aber eine neue Entwicklung vor. Erstautor Johannes Diers und Doktor Hamzeh Beiranvand nutzten vorhandene Stromanschlüsse, um digitale Signale direkt aus dem Zellinneren nach außen zu senden.

Bislang messen Hersteller die Temperatur von Akkus vorwiegend nur an der äußeren Hülle. Gefährliche Hitze entsteht aber oft zuerst im Inneren einer Batterie und bleibt dort zunächst unbemerkt. Ein winziger elektronischer Schaltkreis wandelt im neuen Verfahren die Messwerte um und nutzt die regulären Ladeleitungen als Kommunikationskanal. Dadurch soll das System keine zusätzlichen Datenkabel benötigen und wertvollen Platz sparen.

Wie sprechende Batterien Kosten und Bauraum sparen

Die doppelte Nutzung vorhandener Komponenten könnte dazu beitragen, dass das Kommunikationssystem kostengünstiger als herkömmliche Sensorlösungen wird. Das Kieler Team spricht nach einer ersten Kostenabschätzung von einer Ersparnis von rund 35 Prozent.

Das Prinzip funktioniert theoretisch nicht nur mit Temperatursensoren, sondern auch mit Druck-, Gas- oder anderen Sensoren. Diese könnten auf die gleiche Weise Informationen übertragen. Hamzeh Beiranvand ordnet die Entwicklung wie folgt ein:

Unsere Arbeit ist ein erster Schritt hin zu intelligenten Batterien, die ihren Zustand kontinuierlich überwachen und melden. Das würde Batteriesysteme sicherer und wirtschaftlicher machen.

Potenzielle Vorteile und langfristiger Nutzen der Technologie

Da die Sensoren Vorgänge im Zellinneren direkt erfassen, könnte das Verfahren dazu beitragen, Batteriesysteme langfristig sicherer zu gestalten. Gleichzeitig könnte der Ansatz dazu beitragen, die Kosten für solche Systeme in Anwendungen wie Elektroautos oder Heimspeichern zu reduzieren.

Der Schaltkreis ließe sich nach Einschätzung des Teams zukünftig noch weiter verkleinern oder sogar direkt in neue Batteriematerialien integrieren. So soll ein Einsatz in Elektroautos, der Wind- und Solarenergie bis hin zu Heimspeichern möglich sein.

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Weltweit nimmt die Zulassung von Elektrofahrzeugen weiter zu. Doch die Alterung der darin verbauten Akkus stellt die Industrie vor Herausforderungen. Ein internationales Forscherteam hat nun auf atomarer Ebene entschlüsselt, warum es zum Leistungsabfall von Batterien kommt. Dabei rückt ein Bauteil in den Fokus, das bislang als passives galt. 

Im Juni 2026 waren Elektroautos in Deutschland erstmals die meistverkaufte Antriebsart bei den Pkw-Neuzulassungen. Obwohl die Fahrzeuge in der Praxis bereits mehrere hunderttausend Kilometer mit einem einzigen Akkusatz zurücklegen können, nimmt die Speicherkapazität mit der Zeit ab. Wissenschaftler der Ruhr-Universität Bochum, des Helmholtz-Instituts Ulm und des Karlsruher Instituts für Technologie untersuchten diesen Alterungsprozess kürzlich genauer. Sie veröffentlichten ihre Ergebnisse in der Fachzeitschrift Advanced Energy Materials.

Im Zentrum der Forschung stand der Stromkollektor von Batterien, der aus Kupferfolie besteht. Diesen betrachteten Ingenieure in der Vergangenheit lediglich als inerte Leiterbahn, also solch eine, die keine oder nur minimale chemische Reaktionen aufweist.

Die neue Erkenntnis: Beim Laden und Entladen wandern Lithium-Ionen durch die Zelle, lagern sich jedoch bereits nach dem ersten Zyklus an den Grenzflächen der Kupferfolie an. Wie in winzigen mikroskopischen Fallen verfangen sich die Teilchen in Defekten, die durch mechanische Belastungen im Material entstehen. Infolgedessen verbleiben die Lithium-Ionen dauerhaft in der Folie und stehen nicht mehr für die Energiespeicherung zur Verfügung.

Wie der Leistungsabfall von Batterien auf atomarer Ebene entsteht

Die Wissenschaftler machten die strukturellen Schäden mithilfe der Atomsondentomografie sichtbar. Mit diesem Verfahren fertigten sie eine hauchdünne Materialspitze, die tausendfach dünner als ein menschliches Haar ist. Diese ermöglichte die Erstellung von dreidimensionalen Karten einzelner Atome.

Bereits nach drei Ladezyklen zeigten sich sichtbare Materialveränderungen in den obersten 100 Nanometern der Kupferfolie. Die Oberfläche kristallisierte und oxidierte. Nach acht Ladezyklen war eine signifikant höhere Menge an Lithium im Kupfer eingeschlossen als zu Beginn des Prozesses.

Neben Lithium dringen auch Sauerstoff und Kohlenstoff in das Metall ein. Insbesondere bindet der Sauerstoff weiteres Lithium an sich, was die Zersetzung des Stromkollektors verstärkt. Tong Li von der Ruhr-Universität Bochum hob die Tragweite der Entdeckung hervor:

Diese Vorgänge zu verstehen, ist von großer Bedeutung für anodenfreie Batterien der Zukunft. Wo genau sich die Lithium-Ionen einlagern, war bislang aber unklar. Lithium in Kupfer ist schwer nachzuweisen, da es an analytischen Möglichkeiten mangelt, hochaktives und leichtes Lithium nachzuverfolgen.

Neue Perspektiven für anodenfreie Energiespeicher

Besonders kritisch ist dieser Effekt für anodenfreie Systeme, sogenannte Zero-Excess-Batterien. Da diese Akkutypen mit extrem geringen Lithium-Reserven arbeiten, führt jeder Verlust direkt zu einer kürzeren Lebensdauer. Trotzdem haben genau diese Speichermedien das Potenzial für eine deutlich höhere Energiedichte.

Die neuen Erkenntnisse könnten die Reichweite von Elektrofahrzeugen aber deutlich steigern. Auch für die weltweite Speicherung von Strom aus Wind- und Solaranlagen spielt ein verlustfreies System eine entscheidende Rolle.

Obwohl die Studie noch keine sofort einsatzbereite Marktlösung bereithält, bildet das tiefere Verständnis ein Fundament für künftige Entwicklungen. Durch die gezielte Beschichtung der Kupferfolie, neuartige Materialmodifikationen oder angepasste Ladeverfahren lässt sich das Feststecken der Ionen künftig womöglich verhindern.

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Im Rahmen der Energiewende suchen viele Länder immer weiter nach günstigen und effizienten Möglichkeiten zur Speicherung von Energie. Australien plant jetzt eine CO2-Batterie, die mit einer Leistung von bis zu 20 Megawatt etwa zehn bis zwölf Stunden lang Strom speichern können soll. 

Die State Electricity Commission (SEC) in Australien kündigte kürzlich die Errichtung eines neuen Energie-Innovationsbezirks mit dem Namen SEC Energy Works an. Das dazu zur Verfügung stehende Areal umfasst eine Fläche von etwa 143 Hektar und befindet sich in Hazelwood North im Latrobe Valley. Mittelfristig soll dort eine CO2-Batterie mit einer Leistung von 20 Megawatt entstehen, die bis zu zwölf Stunden kontinuierlich Strom ins Netz speisen kann.

Somit ist der Wert im Vergleich zu klassischen Kurzzeit-Batteriespeichern relativ hoch. Denn diese bieten meist nur eine Speicherdauer von zwei bis vier Stunden. Victoria verfolgt das Ziel, bis zum Jahr 2030 einen Anteil von 65 Prozent an erneuerbaren Energien zu erreichen. Dafür plant die SEC mit Projekten mit einer Gesamtleistung von 1.024 Megawatt.

Erstes Langzeit-Energiespeicherprojekt in Australien

Das Vorhaben entsteht in Partnerschaft mit dem Technologieunternehmen Energy Dome. Die CO2-Batterie ist Victorias erstes Langzeit-Energiespeicherprojekt und die erste kommerzielle Anwendung eines geschlossenen CO2-Druckspeichers in Australien.

Dabei macht sich das System zunutze, dass gerade an besonders sonnigen Tagen viel überschüssige Energie anfällt. Schließlich speichert die Technologie tagsüber überschüssige erneuerbare Energien und speist diese während der abendlichen Nachfragespitzen wieder ein.

Wie funktioniert die CO2-Batterie aus Australien?

Dies geschieht durch die Verflüssigung von CO2. Der Grund: Kohlenstoffdioxid wird beim Komprimieren weniger stark erhitzt als Luft. Deshalb muss weniger Abwärme gespeichert und später bei der Stromerzeugung wieder zugeführt werden.

Zum Vergleich: Lithium-Batterien können Energie zwar noch verlustärmer speichern, aber der Bedarf an kritischen Rohstoffen ist bei CO2-Speichern geringer, da es sich nur bei Turbine und Kompressor um komplexere Bauteile handelt.

Hinzu kommt, dass keine weiteren Batteriezellen notwendig sind, um die Kapazität zu erhöhen. Es muss lediglich das Volumen erhöht werden. Dadurch soll nicht nur eine längere Lebensdauer als bei anderen Akkus erreicht werden, sondern auch die Kapazität soll über die Jahre nicht nachlassen. Claudio Spadacini, Gründer und CEO von Energy Dome, dazu:

Unsere CO2-Batterie liefert 10 bis 12 Stunden sauberen, abrufbaren Strom und nutzt eine bewährte Kompressor- und Turbinentechnologie, mit der die Belegschaft im Latrobe Valley bestens vertraut ist. Dieses Projekt wird den Übergang der Region weg von der Kohle unterstützen, während gleichzeitig die Ingenieurskompetenzen erhalten bleiben, die Victoria seit Generationen mit Strom versorgt haben.

Technologischer Fortschritt durch neue CO2-Batterie

Dies soll dabei helfen, die Versorgung zu stabilisieren und die Strompreise zu senken. Denn Langzeit-Energiespeicher sollen eine kontinuierliche Stromversorgung gewährleisten und das Portfolio der SEC bei mehrtägigen Wind- oder Solarkraftflauten absichern.

Das Projekt fördert somit den Übergang der Region zu nachhaltigen Energieträgern. Alte Kohlekraftwerke werden abgeschaltet, während gleichzeitig die bestehenden technischen Kompetenzen der Belegschaft im Latrobe Valley durch vertraute Turbinen- und Kompressortechnologien erhalten bleiben.

Der Einsatz von geschlossenen CO2-Kreisläufen bietet eine nachhaltige Alternative zu herkömmlichen Kurzzeit-Batterietechnologien für eine verlässliche Langzeitspeicherung. Durch staatliche Investitionen möchte die SEC das Vertrauen des Marktes in neuere, kommerziell nutzbare Technologien im nationalen Strommarkt (NEM) stärken. Das zeigt die Kommission auch durch ihre Strategie. So versorgt sie das neueste Busdepot des Betreibers Kinetic in Melbourne mit 100 Prozent Ökostrom.

Trotzdem begannen erst kürzlich die Detailplanung und das Design des Projekts. Die Konsultationsprozesse mit Stakeholdern und Gemeinden stehen noch am Anfang. Das sorgt dafür, dass ohne die koordinierende Rolle und das finanzielle Engagement von Akteuren wie der SEC derzeit noch attraktive Bedingungen für private Investoren im Bereich der Langzeitspeicher fehlen. Vielleicht demonstriert der Energy Dome aber, dass CO2-Batterien ein riesiges Potenzial für die Zukunft haben.

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Der Beitrag Lithium-Schwefel-Akkus spalten Energiewelt – wo steht Europa? erschien zuerst beim Online-Magazin BASIC thinking. Über unseren Newsletter UPDATE startest du jeden Morgen bestens informiert in den Tag.

Die weltweite Suche nach der nächsten Generation der Energiespeicherung läuft auf Hochtouren. Dabei rücken Lithium-Schwefel-Batterien zunehmend in den Fokus von Forschung und Industrie, da sie immense Energiedichten versprechen. Doch trotz steigender Investitionen steht die Technologie an einer entscheidenden Schnittstelle zwischen Labor und Massenmarkt.

Lithium-Schwefel-Batterien kommen mit drei zentralen Versprechen daher. Erstens wäre da eine signifikant höhere gravimetrische Energiedichte, also mehr Energie bei einem deutlich geringeren Gewicht. Zweitens sollen die Materialkosten im Gegensatz zu klassischen Lithium-Akkus geringer sein. Und drittens ist dadurch die Abhängigkeit von Rohstoffen wie Nickel, Kobalt und Graphit ebenfalls geringer.

Es erscheint nur wenig verwunderlich, dass das kombinierte jährliche Fördervolumen für die Forschung in diesem Sektor in Deutschland und Europa von wenigen Millionen Euro in den 2010er-Jahren auf rund 10,5 Millionen Euro im Jahr 2025 angestiegen ist.

Doch obwohl sich der erfasste Analysezeitraum der geförderten Forschungsprojekte von 2012 bis 2027 erstreckt, bilden öffentlich geförderte Wissenschaft und industrielle Kommerzialisierung bislang weitgehend getrennte Ökosysteme. Das ist das Ergebnis einer Analyse des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung (ISI). Demnach ist ein direkter Transfer in industrielle Prototypen oder Prozesstechnik noch schwach ausgeprägt.

Ergebnisse kommen bisher primär von anderen Kontinenten

Die weltweite Patentlandschaft wird aktuell stark von China und vereinzelten internationalen Akteuren dominiert. Europa tritt im globalen Geschehen rund um das geistige Eigentum bislang nur punktuell in Erscheinung. Generell zeigt die Landschaft ein sehr heterogenes Bild. Denn es zeigt sich ein struktureller Unterschied zwischen fokussierten Start-ups, die die Technologie mit hoher strategischer Konsequenz vorantreiben, und etablierten asiatischen Großherstellern.

Bei Letzteren konkurrieren Lithium-Schwefel-Batterien eher als langfristige Option zu Lithium-Ionen-Akkus. Europa verfügt zwar über wissenschaftliche Kompetenzen bei Materialien, Elektrolyten und Zellkonzepten, schafft es jedoch kaum, diese in eine starke Marktposition oder industrielle Wertschöpfung zu überführen. Stattdessen sind es vor allem agile Pioniere aus Übersee, die das Tempo diktieren.

Das US-Unternehmen Lyten agiert derzeit als klarer industrieller Vorreiter, liefert bereits Zellen für unbemannte Luftfahrzeuge (UAV) aus und baut zügig eine internationale Fertigungsbasis auf. Neben einer geplanten Gigafactory in Nevada mit einer Jahreskapazität von bis zu zehn Gigawattstunden erwarb das Unternehmen europäische Northvolt-Kapazitäten.

Darunter auch eine Fertigung für Batterie-Energiespeichersysteme (BESS) in Polen mit bis zu sechs Gigawattstunden Kapazität. Die Pilotlinie von Lyten in São José verzeichnet eine Ausbeute von über 90 Prozent, wobei eine Konvertierung bestehender Lithium-Ionen-Linien unter drei Prozent Kapitalaufwand (Capex) erfordert.

Internationale Pioniere und ehrgeizige Roadmaps für Lithium-Schwefel-Batterien

Laut Herstellerangaben sind die eigenen Zellen bis zu 50 Prozent leichter als Nickel-Mangan-Kobalt-Batterien (NMC) und bis zu 75 Prozent leichter als Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP). Parallel dazu streben weitere Firmen, wie etwa Zeta Energy und Stellantis, eine Kooperation für Elektrofahrzeuge bis etwa 2030 an.

Solidion Technology kommunizierte hingegen für 2025/2026 einen Wert von 380 Wattstunden pro Kilogramm. Der Zielwert liegt hier bei 450 Wattstunden pro Kilogramm sowie das Kostenziel bei unter 65 US-Dollar pro Kilowattstunde.

Das deutsche Start-up Theion GmbH verfolgt bei Lithium-Schwefel-Batterien eine Roadmap in drei Phasen. In der finalen Stufe sieht das Unternehmen 1.000 Wattstunden pro Kilogramm, 1.000 Zyklen bei einer Ladezeit von unter zehn Minuten sowie eine Reduktion von Kosten und Kohlenstoffdioxid-Fußabdruck auf je circa ein Drittel vor.

Sogar etablierte Riesen testen das Feld: SVOLT erprobte bereits 2022 Festkörper-Schwefel-Batterie-Prototypen mit 20 Amperestunden für Elektrofahrzeug-Reichweiten bis circa 1.000 Kilometer und LG Energy Solution demonstrierte im Jahr 2026 eine Schwefelkathode in einer All-Solid-State-Architektur mit rund 1.500 Milliamperestunden pro Gramm im Pouch-Format.

Die technologischen Engpässe und das Marktpotenzial in der Nische

Trotz dieser Kennwerte aus den Laboren darf man eine Sache nicht vergessen. Eine breit verfügbare, für den Automobil-Massenmarkt qualifizierte Zelle ist aktuell nicht erkennbar. Die von den Unternehmen öffentlich kommunizierten technischen Daten sind nur eingeschränkt vergleichbar.

Denn sie beziehen sich oft ungenau auf unterschiedliche Ebenen wie das reine Aktivmaterial, Coin-Cells, Pouch-Cells oder rein strategische Meilensteine. Ein echter Serieneinsatz wird von Fahrzeugherstellern daher eher als mittelfristige Option ab dem Jahr 2030 eingestuft.

Erste und wahrscheinlichste Marktchancen liegen deshalb nicht im Massenmarkt, sondern in gewichtskritischen Spezialnischen. Beispiele sind unbemannte Luftfahrzeuge, der Luft- und Raumfahrt sowie der Verteidigungsindustrie. Der wachsende Verteidigungsmarkt und das verstärkte Streben nach rohstoffärmeren Batterietechnologien sowie technologischer Souveränität könnten hierbei als mächtiger Katalysator dienen.

Die Evolution von der reinen materialwissenschaftlichen Grundlagenforschung (2012–2018) über erste Zellkonzepte (2019–2022) hin zu anwendungsnahen Festkörper-Hybridansätzen und Prozessskalierungen seit 2023 verdeutlicht jedoch, dass die Entwicklung voranschreitet. Auch, wenn der ganz große Durchbruch noch etwas Zeit benötigt.

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Der niederländische Energieversorger Budget Thuis plant den Bau eines Eisen-Luft-Energiespeichers mit einer Kapazität von einer Gigawattstunde. Die Technologie nutzt Eisen, Wasser und Luft, um Strom für bis zu 100 Stunden zu speichern. Dadurch könnten die Kosten für Verbraucher sinken und die Netze stabiler werden. 

Das niederländische Unternehmen Ore Energy hat mit dem Energieversorger Budget Thuis eine weitreichende Vereinbarung getroffen. Gemeinsam wollen sie als Partner, den bislang größten Abnahmevertrag für einen gigantischen Eisen-Luft-Energiespeicher auf dem europäischen Festland umsetzen.

In einer ersten Phase wollen die Projektpartner bis zum Jahr 2028 eine Kapazität von rund 400 Megawattstunden bereitstellen. Das gesamte System basiert auf einer speziellen Architektur in Containern mit einer Länge von jeweils zwölf Metern.

Der größte Eisen-Luft-Energiespeicher Europas

Die Technologie verspricht eine Lösung für ein zentrales Problem der modernen Energieversorgung. Denn: Wenn der Wind nicht weht oder die Sonne nicht scheint, entstehen in den europäischen Stromnetzen oft mehrtägige Lücken bei der Erzeugung von sauberem Strom.

Herkömmliche Kurzzeitbatterien können diese Phasen nicht kosteneffizient überbrücken, da sie Energie meist nur für wenige Stunden verschieben. Die neuen Eisen-Luft-Batterien sollen überschüssigen Windstrom hingegen über mehrere Tage speichern und bei Bedarf wieder abgeben.

Für Verbraucher in den Niederlanden könnte die Entwicklung handfeste Vorteile im Alltag bergen. Das System soll sauberen Strom genau dann einspeisen, wenn die Energie am knappsten und am teuersten ist. Durch diese geplante Verlagerung könnte sich das Risiko durch volatile Großhandelsmärkte für Strom und Gas verringern lassen. Dadurch reduziert sich zudem die Abhängigkeit von gasbefeuerten Reservekraftwerken im Netz. Annemarie Buitelaar, Geschäftsführerin von Budget Thuis, dazu:

Die Versorgung unserer Kunden mit erschwinglicher, zuverlässiger Energie steht im Mittelpunkt unseres Handelns, und die mehrtägige Speicherung bietet uns die Möglichkeit, sauberen Strom dann zu speichern, wenn er reichlich vorhanden ist, und ihn dann abzugeben, wenn er am wertvollsten ist.

Kein Lithium und kein Kobalt: Warum Eisen der bessere Speicher-Rohstoff ist

Das Unternehmen, das zur Nuts Groep gehört, versorgt mehr als eine Million Kunden im Land mit Energie und weiteren Dienstleistungen. Die mehrtägige Speicherung biete die Chance, Kunden langfristig Zugang zu sauberem und besser planbarem Strom zu ermöglichen. Außerdem gehe es darum, das Risiko durch schwankende Preise für fossile Brennstoffe zu verringern.

Ein wesentlicher Vorteil der neuen Speichertechnologie liegt in den verwendeten Materialien. Da die Anlagen ausschließlich Eisen, Wasser und Luft benötigen, braucht es keine kritischen Rohstoffe wie Lithium oder Kobalt. Die Systeme seien von Natur aus unbrennbar und sollen sich über eine rein europäische Lieferkette herstellen lassen. Dies stärke die europäische Energiesouveränität und verringere die Abhängigkeit von importierten kritischen Rohstoffen.

Die Funktionsfähigkeit der Technologie wurde bereits unter realen Bedingungen in ersten Projekten nachgewiesen. Der Abschluss eines netzgekoppelten Pilotprojekts in Frankreich wurde im Februar 2026 bekannt gegeben. Von August bis November 2025 zeigte eine Testanlage bereits, dass sie Energie vier Tage lang speichern kann. Zuvor wurde bereits eine ähnliche Anlage in der niederländischen Stadt Delft erfolgreich in das bestehende Netz integriert.

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Der chinesische Batteriekonzern CATL hat einen neuen Natrium-Ionen-Speicher vorgestellt. Es handelt sich nach Angaben des Unternehmens um das weltweit erste praxiserprobte und kommerziell einsatzbereite System seiner Art. (Weiter lesen)