Wo werden die größten Mengen an Strom gespeichert? Jedenfalls nicht in Lithium-Ionen- oder Blei-Akkus. Sie sind für den Großeinsatz kaum geeignet, weil zu groß, zu schwer und zu teuer. Doch es gibt Megaspeicher für Strom, und zwar schon lange: Pumpspeicherkraftwerke gewinnen Strom aus Wasserkraft und dienen zugleich als Stromspeicher. Das Prinzip: Mit überschüssigem Strom, etwa nachts, wird Wasser in den höher gelegenen Speichersee gepumpt. Wird Strom benötigt, öffnet sich ein Ventil, Wasser strömt zu Tal, und eine Turbine erzeugt Strom. Der kann im Notfall ins Netz eingespeist werden. Ihr großer Vorteil ist der hohe Wirkungsgrad von 75 bis 80 Prozent. Das heißt: Nur weniger als ein Drittel der Energie geht beim Füllen des Speichers verloren.
Pumpspeicherkraftwerke stehen naturgemäß im Gebirge, das weltgrößte befindet sich in Limmern in der Schweiz. Es könnte mit seinem 33 Gigawattstunden-Speicher theoretisch Berlin einen ganzen Tag lang mit Strom versorgen. Doch auch in der norddeutschen Tiefebene gibt es Pumpspeicherwerke: Geesthacht bei Hamburg reichen 80 Meter Höhenunterschied, um 0,6 Gigawattstunden Strom zu speichern. Insgesamt sind in Deutschland Pumpspeicherwerke mit einer Leistung von 6,7 Gigawatt installiert, die vier Stunden lang erbracht werden kann. 2015 wurden in deutschen Pumpspeicherwerken 88 Terawattstunden, also 88.000 Gigawattstunden, Strom gespeichert.
Mit der zunehmenden Menge an erneuerbarem Strom gewinnen Stromspeicher an Bedeutung. Denn mehr Strom aus Wind und Sonne bedeutet auch größere Schwankungen im Netz. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme fordert bis 2030 insgesamt 100 Gigawattstunden elektrische Speicherleistung, um die schwankenden Mengen von Wind- und Sonnenstrom auszugleichen. Das ist etwa so viel, wie Berlin an drei Tagen verbraucht.
Der Weg dahin ist noch weit: Im Herbst 2022 betrug laut RWTH Aachen die direkt am Netz installierte Stromspeicherleistung in Deutschland erst 4,5 Gigawattstunden. Einberechnet darin sind die vielen privaten Haushalte, die sich zusammen mit einer neuen Photovoltaik-Anlage einen Akku angeschafft haben, um ihren selbst produzierten Strom effektiver zu nutzen.
Leider ist die Vorlaufzeit bis zur Inbetriebnahme eines Pumpspeicherwerks lang: Von derProjektplanung bis zur Inbetriebnahme können 10 bis 20 Jahre vergehen. Dafür sind die Kostem gemessen an der Kapazität gering: Das moderne Speicherwerk in Goldisthal/Thüringen mit 8,3 Gigawattstunden Kapazität hat 623 Millionen Euro gekostet. Gemessen an der Speichergröße aber relativieren sich die Kosten: Sie betragen 75 Euro pro Kilowattstunde. Zum Vergleich: Die altbewährten, großen und sehr schweren Blei-Akkus, die man auch als Starterbatterien im Auto kennt, kosten rund 250 bis 500 Euro pro Kilowattstunde. Lithium-Ionen-Akkus kosten derzeit 750 bis 1.000 Euro pro Kilowattstunde, Tendenz sinkend.
»Im schwäbischen Kupferzell ist ein Lithium-Ionen-Speicher geplant, der kurzfristig 250 Megawatt Leistung ins Netz einspeisen kann.«
Strom für industrielle Zwecke lässt sich auch in Form von Wasserstoff speichern. Elektrolyseure wandeln Strom in Wasserstoff um, der in Hochdrucktanks gelagert wird. In Brennstoffzellen oder Gaskraftwerken wird er bei Bedarf wieder in Strom umgewandelt. Nachteil: Durch die Umwandlungen entstehen Verluste von mehr als 70 Prozent. Ein weiterer Nachteil dieser Speicher ist, dass sie schwerfällig sind und sich daher kaum zur flexiblen Netzstabilisierung eignen.
In Deutschland sind bereits ein Dutzend Batteriezellfabriken geplant, in denen Lithium-Ionen-Akkus für Elektroautos oder als Pufferspeicher für erneuerbare Energien gebaut werden sollen. Mit einer geplanten Kapazität von bis zu 250 Gigawattstunden ist die Tesla-Gigafactory in Grünheide bei Berlin das größte Projekt in Deutschland. Es folgen die Fabriken des chinesischen Herstellers Contemporary Amperex Technology (CATL) in Erfurt mit bis zu 100 Gigawattstunden und Volkswagen in Salzgitter und Göttingen mit jeweils 40 Gigawattstunden Kapazität. Das Fraunhofer ISI hat gemäß der Ankündigungen der in Europa aktiven Zellhersteller errechnet, dass bis 2025 europaweit Produktionskapazitäten von bis zu 500 Gigawattstunden erreicht werden können, bis 2030 sogar 1,5 Terawattstunden.
Künftig sollen auch Elektrofahrzeuge durch bidirektionales Laden als Stromspeicher für die Netzstabilisierung fungieren. Geplant sind außerdem Großspeicher für das Hochspannungsnetz. Im schwäbischen Kupferzell ist ein Lithium-Ionen-Speicher geplant, der kurzfristig 250 Megawatt Leistung ins Netz einspeisen kann. Blei-Ionen und Lithium-Ionen-Akkus haben aber technische Nachteile. Blei-Akkus sind schwer, entladen sich auch ohne Nutzung schnell und enthalten giftiges Blei und Schwefelsäure.
Lithium-Ionen-Akkus sind zwar leicht und können schnell geladen werden. Ein Nachteil ist ihre kurze Lebensdauer, die nur zwischen 500 und 1000 Ladezyklen beträgt. Ein weiterer Nachteil ist ihre Selbstentflammbarkeit: Werden sie zu warm oder kommt ihr Inneres in Kontakt mit Luft, fangen sie an zu brennen. Ihr Recycling ist aufwendig und energieintensiv, dazu kommen kritische Arbeitsbedingungen in Ländern des Südens, wo der notwendige Rohstoff Kobalt gewonnen wird.
Die Fachwelt wartet auf den ersten marktfähigen Festkörperakkumulator. Dessen Prinzip ähnelt dem Lithium-Ionen-Akku, nur ist der Elektrolyt nicht flüssig, sondern fest. Daher brennt der Akku nicht. Feststoffakkus sollen zudem sehr langlebig sein: Entwickler geben bis zu 100.000 mögliche Ladezyklen an. Renommierte Hersteller wie Mercedes-Benz, BMW, Volkswagen oder Audi planen mit dem Feststoffakku. Allein Volkswagen hat 300 Millionen Dollar in das US-amerikanische Start-up Quantumscape investiert. Das Unternehmen gilt im Hinblick auf den neuartigen Festkörperakku als Wegbereiter. Ziel ist es, zwei Pilotfertigungen für rund 200.000 Batteriezellen jährlich zu errichten, in drei Jahren soll dieses Vorhaben Realität sein.
