Ziegel machen Dampf: Wie Energiespeicher volatile Energie in kontinuierliche Produktion übersetzen

Eine handvoll Unterschriften auf einem Ziegelstein – so unprätentiös startete am 16. Januar 2026 am Chemiestandort Brunsbüttel eine technische Revolution. Der Kunststoffhersteller Covestro errichtet in Norddeutschland eine Batterie, die keinen Strom zurückliefern wird. Anstelle von Lithium-Ionen-Zellen sollen dort ab Ende 2026 feuerfeste Ziegel auf Temperaturen bis 1.500 °C aufgeheizt werden – mit Elektrowärme aus Wind- und Photovoltaik-Strom. Bis zu 100 MWh Wärme wird die von Rondo gebaute Wärmebatterie speichern, um später über Heißluft Dampf zu erzeugen.

Was zunächst wie ein Umweg klingt, ist für Covestro die logische Schnittstelle: Dampf gehört in der Chemie zu den zentralen Utilities und wird in Brunsbüttel bislang mit Erdgas erzeugt. Bis zu 13.000 Tonnen CO₂-Emissionen könnten künftig Jahr für Jahr eingespart werden. An den Produktionsanlagen selbst soll sich möglichst wenig ändern. Der Speicher sitzt vor dem bestehenden Dampfsystem – als thermischer Puffer zwischen Strommarkt und Chemieprozess.

Der Clou dabei: Die elektrische Ladeleistung kann künftig dem Angebot folgen: viel Wind, niedriger Strompreis, Speicher laden. Die Produktion erwartet trotzdem Dampf mit konstantem Druck und definierter Temperatur, denn ein Reaktor interessiert sich schließlich nicht dafür, ob über der Nordsee gerade eine Wetterfront durchzieht.

Brunsbüttel illustriert damit ein Grundproblem der industriellen Energiewende: Erneuerbare Energie ist zunehmend vorhanden – nur nicht zwingend in der Form und zu dem Zeitpunkt, in dem ein kontinuierlicher Prozess sie braucht. Strom muss deshalb nicht nur klimaneutral erzeugt, sondern zeitlich verschoben, in Wärme oder Moleküle übersetzt und mit den Takten der Produktion synchronisiert werden.

Denn das Missverhältnis wächst. Die Internationale Energieagentur IEA erwartet, dass Wind und Photovoltaik bis 2030 rund 30 Prozent der weltweiten Stromerzeugung liefern – etwa doppelt so viel wie heute. Gleichzeitig beobachtet sie in immer mehr Märkten steigende Abregelungen von Wind- und PV-Anlagen und immer häufiger negative Strompreise. In Deutschland wurden im Jahr 2025 rund 573 Stunden mit negativen Börsenstrompreisen registriert, etwa ein Viertel mehr als noch 2024. Für den Strommarkt sind diese Zeiten ein Warnsignal. Für einen Wärmespeicher sind sie ein Preissignal.

Dass Speicher und Netze damit vom Begleitthema zum Engpassfaktor werden, zeigt auch die auf der Weltklimakonferenz COP29 im Jahr 2024 vorgestellte Global Energy Storage and Grids Pledge: Diese zielt bis 2030 auf mindestens 1.500 GW installierte Speicherkapazität im Stromsystem sowie auf den Ausbau oder die Modernisierung von 25 Millionen Kilometern Stromnetz. Die Weltgemeinschaft hat erkannt, dass der Engpass nicht mehr allein in der Erzeugung liegt, sondern darin, volatile Leistung aufzunehmen und nutzbar zu machen. Die Erklärung ist allerdings lediglich ein politischer Orientierungsrahmen, kein unmittelbar geltendes Recht. 

Für die Industrie kommt eine zweite Ebene hinzu. Sie benötigt knapp 40 Prozent der weltweiten Endenergie, und einen großen Teil davon als Wärme. Analysen der IEA zufolge liegen in weniger energieintensiven Branchen rund drei Viertel des Wärmebedarfs unterhalb von 200 °C. Ein erheblicher Teil davon lässt sich bereits heute mit Wärmepumpen, Elektrodenkesseln, Widerstandsheizungen und thermischen Speichern elektrifizieren.

Damit ändert sich die Speicherfrage. Im Stromnetz geht es darum, Erzeugungsspitzen aufzunehmen und Strom später wieder bereitzustellen. In der Industrie muss zusätzlich entschieden werden, in welcher Form die Energie möglichst verlustarm beim Prozess ankommt. Wer Dampf benötigt, muss Elektronen nicht zwangsläufig in einer Batterie parken.

Entscheidend ist dabei auch die Zeitachse. Batteriespeicher überbrücken typischerweise Sekunden bis einige Stunden, industrielle Wärmespeicher vor allem Stunden bis in den Bereich einzelner Tage. Die im Folgenden beschriebenen Anlagen sind deshalb überwiegend Intraday-Speicher: Der Heatcube bei KALL beispielsweise kann mit 56 MWh Kapazität und knapp 7 MW Entladeleistung rechnerisch rund acht Stunden Wärme liefern. Solche Systeme verschieben günstigen Strom oder Abwärme innerhalb eines Tages – eine mehrtägige Phase mit geringer Wind- und Solarerzeugung (Dunkelflaute) überbrücken sie nicht. Für längere Zeiträume kommen andere Optionen ins Spiel: große Stromspeicher wie Pumpspeicher oder Druckluftspeicher, chemische Energieträger wie Wasserstoff und Ammoniak sowie weiterhin gesicherte Erzeugungskapazitäten. Bei saisonaler Speicherung verschiebt sich der Vorteil klar in Richtung chemischer Energieträger.

Batteriespeicher wachsen dennoch rasant. Der IEA und aktuellen Branchenanalysen zufolge wurden 2025 weltweit rund 108 GW neu installiert, etwa 40 Prozent mehr als im Vorjahr. Rund 90 Prozent der neuen Systeme basieren inzwischen auf Lithium-Eisenphosphat (LFP). Gleichzeitig sind die Kosten eingebrochen: Die internationale Agentur für erneuerbare Energien IRENA beziffert die durchschnittlichen Investitionskosten großer Batteriespeicher im Jahr 2024 auf rund 192 US-Dollar je Kilowattstunde Speicherkapazität – 93 Prozent weniger als 2010.

Ihre Stärke liegt dort, wo elektrische Leistung schnell aufgenommen und wieder abgegeben werden muss. Beim Strom-zu-Strom-Pfad erreichen Lithium-Ionen-Speicher typischerweise 85 bis 95 Prozent Round-Trip-Wirkungsgrad – so viel der eingespeicherten elektrischen Energie steht nach Laden und Entladen wieder als Strom zur Verfügung. Bei Prozesswärme liegt die Systemgrenze anders: Soll Strom am Ende ohnehin Dampf oder Heißluft erzeugen, ist der Weg Strom – Batterie – Strom – Wärme meist unnötig. Die IEA rechnet für industrielle Elektrokessel mit Wirkungsgraden um 98 Prozent; für einen Heatcube beziffert der Hersteller Kyoto Group eine Round-Trip-Effizienz (Strom-zu-Dampf) von mehr als 93 Prozent an. Rondo nennt für seine Ziegelspeicher mehr als 97 Prozent Strom-zu-Wärme-Wirkungsgrad und Bereitschaftsverluste von unter einem Prozent pro Tag – allerdings als Herstellerangabe.

Der Vorteil thermischer Speicher liegt deshalb weniger in einem spektakulär höheren Wirkungsgrad als in der kürzeren Umwandlungskette. Wärme kann direkt in Salz, Ziegeln, Beton oder Gestein gespeichert und später wieder als Prozesswärme abgegeben werden. Das verändert auch die Kosten- und Lieferkettenlogik: Statt elektrochemischer Zellen mit Lithium, Elektrolyt, Separatoren und Leistungselektronik genügen vielfach preiswerte, global verfügbare Speichermaterialien. Das reduziert zugleich die Abhängigkeit von konzentrierten Batterie- und Rohstofflieferketten.

Für die Speicherwahl zählt damit nicht nur, wie viel Energie und wie lange gespeichert werden soll, sondern auch, in welcher Form sie später gebraucht wird. Elektrische Verbraucher benötigen Strom, Dampfnetze Wärme, die Direktreduktion gegebenenfalls Wasserstoff. Je näher der Speicher an dieser Nutzenergie bleibt, desto weniger Umwandlungsschritte liegen zwischen erneuerbarer Erzeugung und Prozess.

Nicht nur Strom fällt zur falschen Zeit an. Auch industrielle Abwärme passt häufig nicht zum momentanen Bedarf. Bei Tata Steel im indischen Jamshedpur arbeitet nach Angaben des deutschen Speicheranbieters Kraftblock seit Mai 2025 ein 20-MWh-Hochtemperatur-Feststoffspeicher mit heißer Abluft aus einem Sinterkühler. Nach dem Sintern, dem Prozessschritt, bei dem feine Eisenerzpartikel thermisch zusammenbacken, muss das heiße Material abgekühlt werden. Der Speicher nimmt die dabei frei werdende Wärme auf und führt sie später wieder dem Sinterprozess zu. Durch diese Maßnahme erhält die klassische Wärmeintegration eine zeitliche Dimension. Eine Pinch-Analyse zeigt, wie Wärmequellen und -senken eines Prozesses energetisch möglichst günstig gekoppelt werden können. Ein Speicher löst dabei die zeitliche Bindung: Die Wärmequelle muss nicht mehr im selben Moment verfügbar sein wie die Senke.

Gerade Stahl-, Zement-, Glas- und Keramikwerke besitzen reichlich heiße Ströme. Schwieriger ist es, Temperatur, Wärmemenge, Ort und Zeitpunkt passend zusammenzubringen. Der Speicher schafft daraus keine neue Energiequelle – aber eine disponierbare.

Auch Chemieparks können davon profitieren. Bei Yara in Porsgrunn ist ein 4-MWh-Speicher von Energynest direkt in das Dampfnetz eingebunden. Überschüssiger Hochdruckdampf kondensiert in Rohrregistern und überträgt seine Wärme auf Heatcrete, einen speziell für hohe Temperaturen entwickelten Betonverbund. Das Kondensat wird gesammelt. Bei steigendem Bedarf gibt der Speicher die Wärme wieder ab, verdampft das Kondensat erneut und speist Niederdruckdampf ins Werksnetz. Nach Angaben von Energynest arbeitet das System mit rund 34 bar beim Laden und 5 bar beim Entladen. So lässt sich Dampfenergie zeitlich verschieben, statt Überschüsse sofort zu entspannen oder abzuführen.

Thermische Speicher dringen zugleich in Temperaturbereiche vor, die bislang fast ausschließlich mit Brennstoffen erreicht wurden. Bei Electrified Thermal Solutions in San Antonio, Texas, liefert eine 20-MWh-Thermobatterie – analog zur eingangs beschriebenen Anlage bei Covestro – Heißluft mit bis zu 1.500 °C. Im Unterschied zum Brunsbüttel-Beispiel bilden allerdings elektrisch leitfähige Ziegel im sogenannten Joule Hive selbst den Widerstand: Strom erwärmt direkt den Ziegelkörper, beim Entladen nimmt Luft die gespeicherte Wärme auf.

Das Temperaturniveau reicht prinzipiell bis zu Verfahren wie Biomassevergasung oder Methanreformierung. Damit rückt elektrische Wärme in Bereiche vor, in denen bislang Gasfeuerung oder Wasserstoff als naheliegende Dekarbonisierungsoption galten. Doch: Temperatur allein ersetzt keinen Brenner. Bei Öfen und Reaktoren zählen neben Wärmeleistung und Temperaturniveau auch Strahlungsanteil, Wärmeflussdichte, Gasatmosphäre, Temperaturverteilung, Aufheizgeschwindigkeit sowie das Verhalten von Werkstoff und Produkt. 1.500 °C Heißluft können einen fossilen Wärmestrom ersetzen – nicht automatisch seine Wirkung auf den Prozess. Wo allein hohe Temperatur benötigt wird, erweitert elektrische Hochtemperaturspeicherung die Optionen erheblich. Wo ein Gas zugleich Reaktionspartner ist oder eine definierte Atmosphäre erzeugt, bleibt das Molekül im Spiel.

Hybrit im schwedischen Luleå zeigt einen solchen Fall. SSAB, LKAB und Vattenfall betreiben dort seit 2022 einen unterirdischen Wasserstoffspeicher. Die Pilotanlage ist als Lined Rock Cavern ausgeführt: eine in den Fels gesprengte, stahlausgekleidete Kaverne für Wasserstoff unter Druck. Das Speichervolumen beträgt rund 100 m³. Der Wasserstoff wird weder zurückverstromt, noch lediglich verheizt. Bei der Direktreduktion entzieht er dem Eisenerz Sauerstoff; statt CO₂ entsteht Wasserdampf. Das Molekül übernimmt also selbst die Funktion des Reduktionsmittels.

Der Speicher trennt zwei unterschiedliche Fahrweisen. Der Elektrolyseur kann stärker auf Stromangebot und -preis reagieren, die Direktreduktionsanlage erhält dennoch einen verlässlichen Wasserstoffstrom. Die Kaverne speichert damit nicht nur Energie, sondern einen Prozessrohstoff.  Für Prozessdampf wäre dieselbe Kette schwerer zu rechtfertigen: Strom wird zunächst zu Wasserstoff, dieser muss verdichtet und gespeichert und anschließend wieder verbrannt werden. Jeder Schritt kostet Wirkungsgrad und Kapital. Wasserstoff spielt seine Stärke deshalb vor allem bei stofflicher Nutzung, langen Speicherzeiten, Transport und schwer direkt elektrifizierbaren Prozessen aus. Damit adressiert er eine Zeitskala, die die meisten heute eingesetzten industriellen Wärmespeicher nicht wirtschaftlich abdecken: mehrtägige Engpässe bis hin zur saisonalen Speicherung.

Dass daraus bislang kein Massenmarkt geworden ist, zeigen Daten der IEA im Global Hydrogen Review 2026: Die Produktion emissionsarmen Wasserstoffs lag 2025 unter einer Million Tonnen; 2026 dürfte ihr Anteil an der gesamten Wasserstoffproduktion erst wenig über einem Prozent liegen. Zwar überschritt die installierte Elektrolyseleistung 2025 vier Gigawatt, doch bis 2030 sind laut IEA erst rund 4,3 Millionen Tonnen Jahresproduktion durch bestehende oder fest beschlossene Projekte abgesichert – gegenüber einer angekündigten Pipeline von etwa 27 Millionen Tonnen. Zwischen Ankündigung und Investitionsentscheidung klafft weiterhin eine große Lücke.

Wie schnell aus solchen Einzelprojekten ein Markt wird, entscheidet allerdings nicht nur die Technik. China zeigt, was Skalierung bewirken kann: Ende 2025 waren dort nach Angaben des Branchenverbands CNESA rund 145 GW sogenannter New-Type-Speicher installiert – vier Jahre zuvor waren es erst etwa 3 GW. Unter dem Begriff fasst China Speicher außerhalb klassischer Pumpspeicherkraftwerke zusammen, vor allem Batterien, aber auch Druckluft-, Schwungrad- und thermische Systeme. Bis Ende 2027 sieht der staatliche Ausbauplan bereits 180 GW vor.

Andere Regionen setzen weniger auf Volumen als auf wirtschaftliche Leitplanken. Europa kombiniert CO₂-Preis und Vorgaben mit direkter Förderung; allein die 2025 gestartete Industrial Heat Auction des Innovation Fund stellt bis zu eine Milliarde Euro für die Elektrifizierung industrieller Wärme bereit. Die USA stimulieren Investitionen stärker über Steuergutschriften, auch wenn der Förderrahmen 2025 neu geordnet wurde. Indien wiederum steht vor einer anderen Aufgabe: Dort wächst der industrielle Energiebedarf so stark, dass Speicher- und Wasserstoffprogramme vor allem verhindern sollen, dass neue Produktionskapazitäten für Jahrzehnte fossil festgeschrieben werden.

Die Instrumente unterscheiden sich, die technische Konsequenz ist ähnlich: Mehr volatile Erzeugung verlangt nach Wärmepumpen, elektrischen Wärmeerzeugern, Speichern, Wärmeübertragern und Leistungselektronik. Der eigentliche Wettbewerbsvorteil entsteht jedoch dort, wo diese Komponenten nicht nebeneinander stehen, sondern als System funktionieren.

Mit der Integration neuer Speichertechnologien verschiebt sich auch das Sicherheitskonzept. Ein Ziegelspeicher mit bis zu 1.500 °C stellt andere Anforderungen als eine Salzschmelze bei mehr als 400 °C oder ein Wasserstoffspeicher unter hohem Druck. Bei thermischen Speichern stehen unter anderem Werkstoffbeständigkeit, thermische Ausdehnung, Korrosion, Leckagebeherrschung und die sichere Führung heißer Medien im Vordergrund. Wasserstoff bringt zusätzlich hohe Anforderungen an Dichtheit, Zündquellenvermeidung und den Explosionsschutz mit sich.

Prozesssicherheit bleibt dabei regional geregelt, technisch aber zunehmend international harmonisiert. Druckgeräte orientieren sich je nach Markt etwa an der europäischen Druckgeräterichtlinie oder am ASME Boiler and Pressure Vessel Code; beim Explosionsschutz bilden IEC 60079 und IECEx eine wichtige internationale Referenz, ergänzt durch regionale Systeme wie ATEX in Europa. Für Wasserstoff kommen spezifische Sicherheitsstandards sowie nationale Störfall- und Prozesssicherheitsregeln hinzu. Die Technik mag global skalieren – das Sicherheitskonzept muss deshalb immer auch zum jeweiligen Rechtsraum passen.

Spätestens hier wird deutlich, dass der Speicher zu einer klassischen Aufgabe für den Anlagenbau wird: Er muss nicht nur energetisch funktionieren, sondern sicher, regelbar und ohne neue Schwachstelle in den bestehenden Betrieb eingefügt werden. Je besser das gelingt, desto weniger fällt er im Alltag auf.

Was das für die Praxis bedeutet, lässt sich am eingangs beschriebenen Projekt ablesen. Die Wärmebatterie in Brunsbüttel ist technisch nur dann interessant, wenn sie im Betrieb unspektakulär wird: Der Speicher darf dem Strommarkt folgen, die Dampfversorgung nicht. Wind und Preise können schwanken, im zentralen Dampfnetz müssen Druck und Temperatur trotzdem zur Verfügung stehen.

Damit verschiebt sich der Maßstab für den Erfolg industrieller Speicher. Entscheidend ist nicht die größte Kapazität und auch nicht das exotischste Speichermaterial, sondern die Fähigkeit, volatile Energie so in bestehende Prozesse einzukoppeln, dass diese davon möglichst wenig merken. Aus Sicht der Verfahrenstechnik wird der Speicher damit vom Zusatzaggregat zum Bestandteil der Utility-Infrastruktur – und aus überschüssigem Strom eine planbare Prozessgröße. In Brunsbüttel hieße das: draußen Wind, drinnen Dampf – und dazwischen ein Stapel heißer Ziegel.