Sandbatterien: Eine Herausforderung für die Vormachtstellung von Lithium

Könnte Sand Batterien überflüssig machen? Nicht überall – aber an mehr Orten, als man denken mag.

Seit Jahrzehnten dominieren Lithium-Ionen-Zellen die Diskussionen über Energiespeicherung. Sie treiben Telefone, Autos und einen wachsenden Anteil des Stromnetzes an. Nun rückt eine Technologiefamilie, die Energie als Wärme in günstigen, inerten Feststoffpartikeln speichert – oft als „Sandbatterien“ bezeichnet –, von Labordemonstrationen hin zu kommerziellen Projekten. Befürworter argumentieren, dass diese Systeme chemische Batterien für die Langzeitspeicherung und industrielle Wärme verdrängen könnten, und eine Reihe jüngster Demonstrationen hat diese Möglichkeit in ein konkretes Geschäftsmodell verwandelt.

Wie eine Sandbatterie funktioniert

Vereinfacht gesagt ist eine Sandbatterie ein isolierter Behälter, der mit einem fließfähigen Feststoff gefüllt ist – Quarzsand, zerkleinerter Speckstein oder ähnliche granulare Materialien –, der mit Strom aus Wind oder Sonne erhitzt wird. Die geladenen Partikel werden in Silos bei hohen Temperaturen gelagert (Modelle und Prototypen haben Temperaturen von bis zu ca. 1.100–1.200 °C untersucht). Wenn Energie benötigt wird, wird heiße Luft oder ein anderes Arbeitsfluid durch die Partikel geleitet, um Wärme zu entziehen und diese entweder direkt für Fernwärme und industrielle Prozesse bereitzustellen oder einen Kraftwerksprozess zur Stromerzeugung anzutreiben.

Das System basiert auf einer Handvoll mechanischer Innovationen: effiziente elektrische Heizgeräte zum Laden, eine Möglichkeit, heiße Partikel verlustarm zu bewegen und zu lagern, sowie ein Partikel-Gas-Wärmetauscher, der Wärme schnell übertragen kann, ohne die Körner zu zerstören. Forschungsteams haben Komponenten im Labormaßstab als Prototypen gebaut und Computermodelle entwickelt, um zu zeigen, wie diese Elemente im kommerziellen Maßstab zusammenwirken können.

Wo Sandbatterien chemische Zellen übertreffen

• Materialkosten: Sand oder Bruchstein kosten ein paar Dutzend Dollar pro Tonne – um Größenordnungen günstiger als die mineralischen Rohstoffe, die in Lithium-Ionen-Zellen verwendet werden.
• Dauer und Skalierung: Thermische Speicher glänzen, wenn Energie über viele Stunden oder Tage gehalten werden muss. Lithium-Ionen-Systeme sind in der Regel für die kurzzeitige Netzstabilisierung (zwei bis vier Stunden) optimiert, während sandbasierte Systeme für die Langzeit-Energiespeicherung (Long-Duration Energy Storage, LDES) konzipiert werden – typischerweise für 10 bis 100 Stunden. Dies entspricht den Anforderungen saisonaler Nachfrageschwankungen und industrieller Prozesswärme.
• Materialien und Lieferketten: Diese Systeme vermeiden den konzentrierten geopolitischen und ökologischen Druck, der mit Kobalt, Nickel und anderen Batteriemineralien verbunden ist.
• Industrielle Wärme: Da Sandbatterien Wärme direkt bei hohen Temperaturen speichern, können sie fossile Brenner in Fabriken oder Fernwärmenetzen ohne einen zwischengeschalteten Stromumwandlungsschritt ersetzen, was den Gesamtnutzen in Dekarbonisierungsstrategien verbessert.

Diese Vorteile sind der Grund, warum einige Forscher die partikelbasierte thermische Energiespeicherung als eine neue Generation der Speicherung jenseits der Grenzen von Flüssigsalzsystemen und Kurzzeitbatterien beschreiben. Modelle und frühe Prototypen deuten auf eine attraktive Wirtschaftlichkeit für Anwendungen hin, die große Kapazitäten über lange Zeiträume erfordern.

Praxisnahe Fortschritte: Demonstrationen und die ersten Anlagen im kommerziellen Maßstab

Das Flaggschiff-Labor für erneuerbare Energien des US-Energieministeriums (U.S. Department of Energy) war ein sichtbarer Motor dieser Arbeit. Ein Team dort hat Prototypen von Partikelsystemen gebaut, begutachtete Analysen veröffentlicht und eine Demonstrationsanlage auf ihrem Flatirons-Campus geplant, die einen 10- bis 100-stündigen Betrieb zeigen und Komponenten im großen Maßstab validieren soll. Die öffentliche Berichterstattung des Labors hebt das Potenzial der Technologie und den angestrebten Zeitplan für eine bahnbrechende Demonstration im Jahr 2025 hervor.

Inzwischen haben kommerzielle Implementierungen, die sich eher auf Wärme als auf Strom konzentrieren, bereits Stadt-Maßstab erreicht. In Finnland hat ein Unternehmen einen industriellen thermischen Speicher auf Sandbasis errichtet, der nun eine Gemeinde mit Fernwärme versorgt; die Anlage hat Berichten zufolge eine Speicherkapazität in der Größenordnung von 100 MWh thermischer Energie und wurde Mitte 2025 in Betrieb genommen. Diese Anlage zeigt, wie das Konzept heute eingesetzt werden kann, um den Verbrauch fossiler Brennstoffe in Wärmenetzen zu senken.

Kein Allheilmittel – die realistischen Grenzen

Es ist wichtig, genau zu definieren, wo diese Systeme sinnvoll sind. Wenn das Ziel ein mobiles Gerät, ein Smartphone oder ein Elektroauto ist, dominieren nach wie vor chemische Batterien, da sie Strom direkt mit hoher Energiedichte und kompakten Formfaktoren liefern. Sand- und Partikelspeicher sind sperrig und stationär; ihre Stärke liegt in kosteneffizienter Langzeitkapazität und Hochtemperaturwärme, nicht in der volumetrischen Energiedichte.

Wenn es um die Umwandlung von Strom zu Strom geht, sind Partikelsysteme mit Umwandlungsverlusten konfrontiert. Labor- und Modellierungsarbeiten von Forschungsteams schätzen, dass die im Silo zurückgehaltene thermische Energie über mehrere Tage hinweg bei über 95 % liegen kann, der Wirkungsgrad für den gesamten Zyklus (Round-Trip Efficiency) von Strom zu Strom – nachdem die Partikel erhitzt und die Wärme später über eine Turbine oder einen Brayton-Prozess wieder in Strom umgewandelt wurde – jedoch üblicherweise im Bereich von 50–55 % für Gesamtsysteme modelliert wird, nach Berücksichtigung parasitärer Verluste. Das ist niedriger als der elektrische Wirkungsgrad eines Lithium-Ionen-Packs, aber der Kompromiss besteht in niedrigeren Kapitalkosten pro Megawattstunde gespeicherter Kapazität und der Fähigkeit, Energie über viel längere Zeiträume wirtschaftlich zu speichern.

Weitere technische Herausforderungen bleiben bestehen. Partikelabrieb, die Aufrechterhaltung der Fluidisierung und die Haltbarkeit von Wärmetauschern bei hohen Temperaturen sind aktive Forschungsbereiche. Die Technologie erfordert neue industrielle Infrastrukturen, Betriebspraktiken und Genehmigungswege, was bedeutet, dass die Skalierung über viele Märkte hinweg Zeit und Investitionen erfordern wird.

Was das für das Netz und die Industrie bedeutet

Im Kontext der Dekarbonisierung betrachtet, verändern Sand- und Partikel-Wärmespeicher die Diskussion darüber, wo und wie die Gesellschaft Speicher einsetzen sollte. Um saisonale oder mehrtägige Schwankungen auszugleichen und fossile Wärme in der Industrie zu ersetzen, stellen diese Systeme einen kostengünstigeren Weg dar als der bloße Aufbau riesiger Flotten chemischer Batterien. Für kurzzeitige Aufgaben mit hoher Leistung – Frequenzregelung, Lastspitzen beim Schnellladen von Elektrofahrzeugen oder mobile Anwendungen – werden Batterien weiterhin die vernünftige Wahl bleiben.

In der Praxis wird ein dekarbonisiertes System auf einem Portfolio von Speichertechnologien basieren: schnelle elektrochemische Batterien für Reaktionen im Bereich von Sekunden bis Stunden, Pumpspeicher oder Druckluftspeicher, wo es die Geografie erlaubt, und thermische Langzeit- oder Flow-Speichersysteme, wo Dauer und Kosten entscheidend sind. Die jüngsten NREL-Forschungen und die finnischen kommerziellen Projekte machen Batterien nicht überflüssig, aber sie erweitern das Set an wirtschaftlich tragfähigen Werkzeugen, die Netzbetreiber und Industrieplaner nutzen können.

Nächste Schritte und worauf zu achten ist

Erwarten Sie kurzfristige Aktivitäten in drei Bereichen: erstens technische Demonstrationen, die die elektrische Round-Trip-Leistung im Megawatt-Maßstab über lange Zeiträume validieren; zweitens industrielle Einsätze, die Verbrennungsprozesse für Prozesswärme und Fernwärme verdrängen; und drittens Markt- und Politikpiloten, die testen, wie diese Anlagen an Strommärkten und Kapazitätsdiensten teilnehmen. Öffentlich geförderte Demonstrationen, die für 2025 geplant sind, und die Inbetriebnahme kommerzieller Sandbatterien im Jahr 2025 liefern bereits die Evidenzbasis, die Ingenieure und Investoren benötigen, um von Experimenten zu einer breiteren Einführung überzugehen.

Für Netzplaner und Energiestrategen ist dies eine Einladung, über die Zelle hinauszudenken. Chemische Batterien werden für viele Anwendungen unverzichtbar bleiben, aber die thermische Partikelspeicherung bietet eine kostengünstige Langzeitoption, die die Menge an knappen Batteriemetallen, die für eine tiefgreifende Dekarbonisierung erforderlich sind, erheblich reduzieren könnte.

James Lawson ist Reporter für Wissenschaft und Technologie bei Dark Matter und spezialisiert auf Energie, Weltraum und neue Rechenverfahren. Dieser Artikel fasst Laborberichte, Berichte nationaler Labore und erste kommerzielle Einsätze zusammen, um zu erklären, wie thermische Partikelspeicher herkömmliche Batterien ergänzen – und in einigen Fällen ersetzen.