SPEICHER · 13. AUGUST 2026
Thermischer Erdspeicher: Cleantech-Startup verzichtet auf Silo und Behälter
Das Cleantech-Startup Standard Thermal aus den USA speichert Solarstrom als Wärme in einem aufgeschütteten Erdhügel statt in einem Silo. Der thermische Erdspeicher erreicht nach Unternehmensangaben eine Gesamt-Effizienz von über 90 Prozent und soll Industriekunden künftig günstiger als Erdgas versorgen.
Der finnische Sandspeicher von Polar Night Energy hat vorgemacht, wie sich Solar- und Windstrom als Wärme über Monate speichern lässt: heißer Sand in einem gedämmten Stahlbehälter. Standard Thermal geht einen anderen Weg. Sein thermischer Erdspeicher braucht gar keinen Behälter, sondern besteht schlicht aus einem aufgeschütteten Erdhügel.
Auf dem Testgelände in Oklahoma steht ein rund zehn Meter hoher Hügel, der von außen wie ein gewöhnlicher Erdwall wirkt. Darin steckt ein thermischer Erdspeicher, der ganz ohne Silo oder Rohrsonden im Boden auskommt, wie das Handelsblatt in seiner Serie „Diese grünen Ideen könnten die Welt verändern" berichtet.
Wie der thermische Erdspeicher funktioniert
Solarmodule in unmittelbarer Nähe erzeugen Gleichstrom, der über ein elektrisches Steuerungssystem zu Widerstandsheizungen geleitet wird. Deren Heizdrähte erwärmen Luft, die anschließend durch das Innere des Erdhügels strömt und ihre Wärme an das Erdmaterial abgibt. Die äußeren Erdschichten übernehmen die Dämmung. Wird die Wärme gebraucht, läuft der Prozess umgekehrt: Luft nimmt sie im Hügel wieder auf und liefert sie als Prozesswärme an Industriekunden.
Die thermische Gesamt-Effizienz liegt laut Handelsblatt bei über 90 Prozent, maximal ein Zehntel der eingespeicherten Energie geht zwischen Ein- und Ausspeicherung verloren. Zum Vergleich: Der finnische Sandspeicher in Pornainen erreicht im Praxisbetrieb einen thermischen Wirkungsgrad von über 85 Prozent, bei Investitionskosten von 10 bis 40 Euro je Kilowattstunde Speicherkapazität. Standard Thermal spart sich dagegen die Kosten für Behälter und Stahlhülle gleich ganz.
Eine Rückverstromung der Wärme über Dampfturbinen, etwa in stillgelegten Kohlekraftwerken, bleibt langfristige Vision von CEO Austin Vernon. Aktuell erreicht dieser Weg nur rund 40 Prozent Wirkungsgrad, weshalb sich Standard Thermal vorerst auf die direkte Wärmenutzung konzentriert.
Erste Anlage in Europa frühestens 2028
Standard Thermal wurde von Vernon, Jimmy Williams und Brian Pal über zwei Jahre entwickelt und im Herbst 2025 als eigenständiges Unternehmen mit Sitz in Oklahoma City und Woodinville ausgegründet, inkubiert vom Deep-Tech-Investor Orca Sciences. Der aktuelle Teststand bewegt sich im Bereich mehrerer hundert Kilowatt Leistung. Nach Handelsblatt-Angaben hat das Cleantech-Unternehmen in seiner ersten Finanzierungsrunde rund 11 Millionen Euro eingesammelt, weitere Details dazu nennt der Bericht nicht.
„Im Best-Case-Szenario werden wir 2028 die ersten Anlagen in Europa bauen", sagt Vernon dem Handelsblatt. Den Reiz des Standorts liefert der Strompreis: Solarstrom aus großen deutschen Freiflächenanlagen kostet laut Handelsblatt rund 49 Euro je Megawattstunde, halb so viel wie Erdgas. Damit dieser Vorteil erhalten bleibt, verzichtet Standard Thermal bewusst auf teure Komponenten wie Wechselrichter und Netzanschlüsse.
„Wir glauben, Wärme günstiger als europäisches Erdgas anbieten zu können, sobald sich die Technologie in den nächsten ein bis zwei Jahren bewährt hat", so Vernon weiter.
Antoine Koen, Experte für saubere Energie beim unabhängigen Think Tank Future Cleantech Architects, der die Handelsblatt-Serie wissenschaftlich begleitet, sieht in dem Ansatz mehr als eine Nischenlösung. „Das Potenzial ist enorm: Der Untergrund bietet praktisch unbegrenzte Speicherkapazitäten und zählt zu den wenigen Technologien, mit denen sich Energie über Monate speichern lässt", erklärt Koen.
Eine im Mai 2026 im Nature-Partnerjournal npj Thermal Science and Engineering veröffentlichte Studie des National Laboratory of the Rockies geht laut Handelsblatt davon aus, dass einzelne geeignete geologische Formationen Speicherkapazitäten im Terawattstundenbereich erreichen können.
Zurückhaltender äußert sich Thomas Fluri, Energieexperte am Fraunhofer-Institut. „Während das Speichermaterial, bei Standard Thermal ist es Erde, günstig ist, wird es in der Peripherie teuer", sagt Fluri dem Handelsblatt und verweist auf die kostspielige Verlegung gedämmter Rohrleitungen.
Ihm seien bislang nur Verfahren bekannt, bei denen Erde im Boden selbst als Speicher dient und dabei nur bis 60 Grad erhitzt wird, um das Grundwasser nicht zum Kochen zu bringen. Bei einer Hochskalierung könnten laut Fluri sowohl Kosten als auch Wärmeverluste beim Transport zum Verbraucher steigen. Halte Standard Thermal Verluste und Kosten in der Kommerzialisierung dennoch gering, habe das Unternehmen „eine gute Chance am Markt".
Thermische Speicher gewinnen an Investoren-Aufmerksamkeit
Standard Thermal ist nicht die einzige Antwort auf die Frage, wie sich überschüssiger Solar- und Windstrom als Wärme zwischenlagern lässt. Das finnische Unternehmen Heliostorage etwa nutzt beim Getränkehersteller Finn Spring ein Bohrloch-Wärmespeichersystem mit 63 Erdsonden à 50 Meter Tiefe: überschüssige Sommer-Prozesswärme wird im Untergrund gespeichert und im Winter zum Heizen genutzt. In Dänemark lagern große gedämmte Erdbecken heißes Wasser für Fernwärmenetze, und das finnische Projekt Varanto soll rund 90 Gigawattstunden Wärme unterirdisch speichern und damit einen erheblichen Teil des Fernwärmebedarfs der 251.000-Einwohner-Stadt Vantaa decken.
Auch abseits der Erdspeicher wächst die Zahl der Anbieter thermischer Speichertechnologien. Die norwegische Kyoto Group speichert Wärme in geschmolzenem Salz, das saarländische Unternehmen Kraftblock nutzt ein Granulat, das bis 1.300 Grad Celsius Abwärme speichert, und das Speicher-Startup EnergyNest setzt auf einen betonbasierten Speicherkern. Das Bremer Deep-Tech-Unternehmen Heatrix wiederum speichert gar nicht, sondern erzeugt Prozesswärme direkt und elektrisch, etwa bei Dachziegelhersteller Jacobi. Der spanische Fliesenhersteller Equipe Cerámicas zeigt mit einem vollelektrischen Ofen einen weiteren Weg ohne Speicher.
Speichermedium und Funktionsprinzip unterscheiden sich bei all diesen Anbietern deutlich, Sand, Erde, Salz, Granulat oder Beton als Speicher stehen neben Verfahren zur direkten Elektrifizierung ganz ohne Zwischenspeicher. Verbindendes Ziel ist in jedem Fall, Erdgas als Energieträger für industrielle Prozesswärme zu ersetzen, einem der am schwersten zu elektrifizierenden Bereiche der Industrie.
QUELLEN
- Handelsblatt: Wie dieses Projekt ein großes Problem der Energiewende lösen könnte, 12.08.2026.
