Flüssigluft-Speicher bieten eine Methode, Strom in Form von verflüssigter Luft zu speichern und später wieder in Strom umzuwandeln. Der Begriff Flüssigluft-Speicher beschreibt genau dieses Verfahren. Sie eignen sich besonders für lange Entladezeiten und große Mengen, weil sich die Energie physikalisch in tiefgekühltem Gas speichern lässt. In der Praxis verspricht die Technik eine kostengünstige Ergänzung zu Batterien für Langzeitspeicher und kann Netzdienste liefern, die erneuerbare Energien stabiler nutzbar machen.
Einleitung
Wenn das Stromnetz mehr Wind- und Solarstrom liefert, als gerade gebraucht wird, entsteht ein grundsätzliches Problem: Überschussenergie muss gespeichert werden, sonst geht sie verloren. Für kurze Zeiträume sind Lithium-Ionen-Batterien ideal, für viele Stunden oder Tage werden jedoch andere Lösungen nötig. Flüssigluft-Speicher sind eine dieser Lösungen. Sie arbeiten nicht mit chemischen Reaktionen wie Batterien, sondern mit physikalischer Umwandlung von Luft in eine flüssige Form und zurück. Das macht sie robust und potenziell preiswerter für lange Einspeisezeiten.
In den letzten Jahren sind Pilotprojekte und große Anlagen in Planung oder Bau gegangen. Beispiele zeigen, wie die Technik in Netzen mit viel fluktuierender Erzeugung eingesetzt werden kann, und weshalb Investoren und Netzbetreiber dem Konzept Aufmerksamkeit schenken. Die folgenden Abschnitte erklären die Technologie Schritt für Schritt, zeigen aktuelle Anwendungen, ordnen Chancen und Risiken ein und skizzieren mögliche Entwicklungspfade.
Wie funktioniert ein Flüssigluft-Speicher?
Kerngedanke: Elektrischer Strom treibt eine Kälte- und Kompressionskette an, die Luft so stark abkühlt, dass sie verflüssigt wird. Flüssige Luft wird in großen, gut isolierten Tanks gelagert und bei Bedarf wieder erwärmt. Beim Wiedererwärmen dehnt sich das flüssige Gas rasant aus und treibt eine Turbine an, die wiederum Strom erzeugt.
Technisch bestehen die Hauptschritte aus: Kompression der Luft, Zwischenkühlung, Verflüssigung und Speicherung; beim Entladen: Verdampfung mit Wärmezufuhr und Antrieb einer Turbine. Wärme spielt eine Schlüsselrolle: Wird beim Verflüssigen gewonnene Kälte und später zugeführte Abwärme clever genutzt, steigt die Effizienz deutlich. Ohne zusätzliche Wärmequellen liegt die sogenannte Round-Trip-Effizienz (Rückwirkungswirkungsgrad) oft bei rund 50–60 %. Mit Abwärmenutzung oder Wärmespeichern sind Werte von 60–70 % oder mehr erreichbar.
Flüssigluft speichert Energie physikalisch statt chemisch — das macht die Anlagen langlebig und materialschonend.
Für Laien hilft ein Vergleich: Eine Batterie speichert Energie chemisch in Zellen und verliert mit der Zeit Kapazität. Flüssigluft speichert Energie in einem isolierten Tank; es gibt keinen Zellverschleiß, deshalb sind längere Nutzungsdauern von 30–40 Jahren möglich. Allerdings sind die Anlagen größer und benötigen Infrastruktur für Kryotechnik und Wärmemanagement.
Eine kleine Vergleichstabelle zeigt typische Kennwerte.
| Merkmal | Typischer Wert | Bedeutung |
|---|---|---|
| Round-Trip-Effizienz | 50–70 % | Netto-Energie zurück im Vergleich zur eingesetzten |
| Speicherdauer | 6–48 Stunden | Praktisch einstellbar durch Tankvolumen |
| Lebensdauer | 30–40 Jahre | Wenig Degradation, keine Zellwechsel |
Wichtig zu wissen: Viele Studien, darunter Übersichten von IRENA aus 2020, beschreiben Grundlagen und Potenziale; diese Studien sind älter als zwei Jahre und liefern dennoch wertvolle technische Einordnungen. Aktuelle Projektberichte (2024/2025) zeigen aber, wie die Technologie heute praktisch umgesetzt wird.
Wie und wo wird die Technik bereits eingesetzt?
In Großbritannien, China und anderen Ländern entstehen oder wurden Projekte geplant, die Flüssigluft-Technik im Netzmaßstab demonstrieren. Ein prominentes Beispiel ist ein Projekt in Nordwest‑England, das auf mehrere 100 MWh ausgelegt ist und 50 MW Dauerleistung liefern soll. Solche Anlagen sind darauf ausgelegt, mehrere Stunden Strom bereitzustellen — das unterscheidet sie von Batteriespeichern, die typischerweise kürzere Entladezeiten bedienen.
In China wurde Ende 2025 eine großdimensionierte Anlage mit über 600 MWh in Betrieb genommen, die als eine der bis dahin größten kommerziellen Anlagen gilt. Solche Beispiele zeigen, dass die Technologie skalierbar ist und dass größere Investitionen möglich sind, sobald regulatorische Rahmenbedingungen und Finanzierungsmodelle (z. B. Cap‑and‑Floor‑Förderungen) passen.
Typische Einsatzfelder sind:
- Ausgleich von Stunden‑ bis Tagesfluktuationen bei Wind und Solar
- Bereitstellung von Netzdienstleistungen wie Frequenzhaltung und Schwarzstartfähigkeit
- Integration mit Industrie (Abwärmequellen) zur Effizienzsteigerung
Ein Vorteil der Anlagen: Sie sind nicht an besondere Gegebenheiten wie Wasserreservoirs gebunden. Das macht sie flexibler einsetzbar als Pumpspeicher, vor allem in Regionen ohne geeignete Topografie.
Wirtschaftlich hängt der Betrieb stark von lokalen Strompreisen, Förderinstrumenten und der Möglichkeit zur Nutzung von Abwärme ab. Ähnlich gelagerte Projekte in Europa stützen sich oft auf staatliche Förderprogramme oder spezielle Marktmechanismen, die Langzeitspeicher vergüten.
Welche Chancen und Risiken gibt es?
Chancen: Flüssigluft-Speicher können das Angebot an Langzeitspeichern deutlich erweitern. Sie benötigen keine kritischen Rohstoffe wie Lithium oder Kobalt, haben eine lange Lebensdauer und sind prinzipiell gut recyclebar. Für Netze mit stark schwankender Erzeugung bieten sie den Vorteil, längere Lücken über Stunden oder Tage zu überbrücken. Zudem steigt die Effizienz, wenn Anlagen an industrielle Abwärmequellen oder Kältequellen gekoppelt werden.
Risiken und Beschränkungen: Die Technik ist komplexer als eine Batterie‑Installation und benötigt kryotechnische Komponenten, Wärmespeicher und eine geeignete Bauinfrastruktur. Die Round‑Trip‑Effizienz liegt unter der von Lithium‑Ionen‑Batterien; das senkt die energetische Ausbeute pro eingesetzter Kilowattstunde, ist aber in vielen Fällen wirtschaftlich kompensierbar durch niedrigere Lebenszykluskosten und längere Laufzeit.
Aus ökonomischer Sicht ist die Rentabilität derzeit oft an Förderungen oder spezielle Marktmechanismen gebunden. Studien rechnen mit einem Levelized Cost of Storage (LCOS) im Bereich von rund 60 USD/MWh für optimierte Anlagen, was die Technik bei Langzeitspeicherung wettbewerbsfähig macht. Gleichzeitig sind Projektentwicklung, Finanzierung und Genehmigung komplex — Verzögerungen beeinflussen die Kostenstruktur.
Ein gesellschaftlicher Aspekt betrifft Flächenbedarf, Industrieansiedlung und Akzeptanz: Zwar sind die Anlagen nicht besonders geruchs- oder emissionsintensiv, lokale Infrastrukturfragen und Bauphasen können aber Diskussionen auslösen.
Wie könnte die Zukunft der Energiespeicherung aussehen?
In Szenarien, in denen erneuerbare Energien dominieren, gewinnen Langzeitspeicher an Bedeutung. Flüssigluft‑Anlagen sind eine Option unter mehreren (Pumpspeicher, Redox‑Flow, Druckluftspeicher). Ihre Stärken liegen in Skalierbarkeit und Materialverfügbarkeit. Wenn mehr Industrieabwärme genutzt wird, steigen die Effizienz und damit die Wirtschaftlichkeit deutlich.
Technische Entwicklungen könnten die Wirtschaftlichkeit weiter verbessern: bessere Wärmespeicher, optimierte Kryo‑Turbinen und systematische Kopplung mit erneuerbaren Erzeugern. Prognosen verschiedener Institutionen sehen Platz für mehrere Gigawatt an Flüssigluft‑Kapazitäten in den nächsten zehn Jahren, sofern Finanzierung und Marktregeln mitziehen.
Für Versorger und Planer bedeutet das: Standortwahl und Netzanschluss entscheiden über den wirtschaftlichen Erfolg. In Regionen mit hoher fluktuierender Erzeugung und begrenzter Pumpspeicher‑Option gelten Flüssigluft‑Speicher als attraktive Alternative. Investoren sollten die Nähe zu Wärmequellen, Netzentgelten und Förderbedingungen prüfen.
Kurzfristig dürften Pilot‑ und Erstprojekte (50–300 MWh) die Erfahrungsbasis liefern. Langfristig ist bei Bremsung der Kosten durch Skaleneffekte und durch Integration in Industrieprozesse ein deutlich größeres Marktpotenzial denkbar.
Fazit
Flüssigluft‑Speicher ergänzen das Spektrum an Energiespeichern mit einem Angebot, das besonders für lange Entladezeiten geeignet ist. Technisch basieren sie auf bekannten physikalischen Prozessen; wirtschaftlich werden sie durch Projekte in Großbritannien, China und anderen Ländern erprobt. Dort zeigen erste Großanlagen, dass Skalierung und Integration mit Abwärme die Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit erhöhen. Für Netze mit hohem Anteil fluktuierender Erzeugung können Flüssigluft‑Anlagen eine verlässliche und langlebige Option sein, vorausgesetzt, die Marktbedingungen und Fördermechanismen unterstützen die hohen Anfangsinvestitionen.
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