SPEICHER · 29. JUNI 2026

FlexBase

Redox-Flow-Batterie: Technik, Projekte und Marktstand 2026

Redox-Flow-Batterien speichern Strom in flüssigen Elektrolyten in getrennten Tanks. Leistung und Kapazität lassen sich unabhängig voneinander skalieren, ein entscheidender Vorteil gegenüber Lithium-Ionen-Akkus für Speicherdauern von sechs Stunden und länger.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 9 MINUTEN LESEN

Was eine Redox-Flow-Batterie ist und wie sie funktioniert

Eine Redox-Flow-Batterie (RFB) speichert elektrische Energie nicht in festen Elektroden, sondern in zwei getrennten Elektrolyt-Lösungen. Diese Flüssigkeiten zirkulieren über Pumpen durch eine Zelle, in der an einer Membran Ionen ausgetauscht werden, dabei fließt Strom.

Das Grundprinzip geht auf den deutschen Chemiker Walther Kangro zurück, der es 1949 an der Technischen Hochschule Braunschweig erstmals beschrieb. Die kommerzielle Entwicklung begann in den 1980er-Jahren, als Maria Skyllas-Kazacos an der University of New South Wales die Vanadium-Variante patentierte.

Der entscheidende konstruktive Unterschied zu Lithium-Ionen-Akkus: Leistung (Watt) wird durch die Zellengröße bestimmt, Kapazität (Wattstunden) durch das Volumen der Elektrolyt-Tanks. Wer mehr Speicherkapazität braucht, stellt einfach größere Tanks auf, ohne die gesamte Anlage zu ersetzen. Das macht Redox-Flow-Batterien für Grid-Scale-Anwendungen besonders attraktiv.

Weitere Eigenschaften: Die Systeme sind nicht entflammbar (wasserbasierter Elektrolyt), haben eine sehr geringe Selbstentladung und vertragen nach Herstellerangaben mehr als 10.000 Ladezyklen ohne nennenswerte Degradation.

Warum Vanadium die dominierende Chemie ist

Der überwiegende Teil der heute installierten Redox-Flow-Kapazität weltweit arbeitet mit Vanadium-Elektrolyten (VRFB). Der Grund: Vanadium existiert in vier stabilen Oxidationsstufen, sodass beide Halbzellen denselben Grundstoff nutzen. Kreuzkontamination durch die Membran schadet dadurch nicht dauerhaft, der Elektrolyt lässt sich regenerieren. Das verlängert die Lebensdauer der gesamten Anlage auf 20 bis 25 Jahre.

Vanadium wird hauptsächlich in China, Russland und Südafrika abgebaut. Die Rohstoffabhängigkeit gilt als Schwachpunkt; sie ist jedoch mit der von Kobalt und Lithium in Lithium-Ionen-Batterien vergleichbar. Alternativ-Chemien auf Eisen- oder organischer Basis versuchen, dieses Problem zu umgehen.

Redox-Flow vs. Lithium-Ionen: Wann welche Technologie sinnvoll ist

Vergleich Redox-Flow-Batterie vs. Lithium-Ionen-Akku. Stand 2026. Quellen: BloombergNEF, Fraunhofer ISE, Vanitec.

Lithium-Ionen-Preise sind seit 2010 um rund 91 bis 93 Prozent gefallen und lagen Ende 2025 bei etwa 108 bis 115 USD pro kWh (BloombergNEF, Dezember 2025). Im kurzen Speichersegment (ein bis vier Stunden) setzt Lithium-Ionen Redox-Flow damit unter erheblichen Kostendruck. Für Speicherdauern über sechs bis acht Stunden dreht sich die Rechnung: Wer mehr Kapazität will, kauft bei Redox-Flow lediglich mehr Elektrolyt, die Kostenkurve flacht ab. Bei Lithium-Ionen steigen die Kosten linear mit der Zellzahl.

Fraunhofer ISE schätzt, dass Deutschland bis 2045 rund 180 GWh stationärer Batteriespeicher benötigt, um Dunkelflauten und saisonale Schwankungen auszugleichen. Genau diese Langzeitspeicher sind das Terrain von Redox-Flow.

Vorteile der Redox-Flow-Batterie

Unabhängige Skalierung. Leistung und Kapazität werden separat dimensioniert. Das erlaubt Betreibern, eine Anlage zunächst kleiner zu bauen und später die Kapazität durch zusätzliche Tanks zu erweitern, ohne den Zellstack anzutasten.

Lange Lebensdauer. Bei Vanadium-Systemen gilt der Elektrolyt als praktisch unbegrenzt nutzbar. Die Zellstacks verschleißen, sind aber austauschbar. Gesamtlebensdauern von 20 bis 25 Jahren sind realistisch und durch installierte Referenzanlagen belegt.

Geringe Selbstentladung. Strom, der in den Elektrolyt-Tanks gelagert wird, bleibt über Wochen weitgehend erhalten, relevant für saisonale Puffer.

Sicherheit. Der wässrige Elektrolyt ist nicht entflammbar. Brände wie bei Lithium-Ionen-Systemen sind konstruktiv ausgeschlossen.

Kein Memory-Effekt. Redox-Flow-Batterien können vollständig entladen und geladen werden, ohne die Leistung dauerhaft zu reduzieren.

Nachteile der Redox-Flow-Batterie

Höhere Investitionskosten im kurzen Speichersegment. Im Vergleich mit Lithium-Ionen-LFP-Systemen sind Redox-Flow-Anlagen bei kurzen Speicherdauern teurer. Erst ab etwa sechs bis acht Stunden Kapazität kehrt sich der Kostenvorteil um.

Platzbedarf. Elektrolyt-Tanks benötigen erhebliche Grundfläche. Für Heimspeicher ist das ein K.-o.-Kriterium, für Industriestandorte und ehemalige Kraftwerksgelände dagegen kein Problem.

Pumpenverluste und Systemkomplexität. Die Pumpen, die den Elektrolyt durch den Zellstack treiben, verbrauchen Eigenenergie und sind potenzielle Fehlerquellen. Der Systemwirkungsgrad liegt typischerweise zwischen 65 und 80 Prozent.

Heimspeicher: kein tragfähiges Geschäftsmodell. Das zeigt ein Fall aus dem Jahr 2025 deutlich: Prolux Solutions rief im Dezember 2025 alle Storac-Vanadium-Redox-Flow-Heimspeicher zurück und wechselte auf LFP. Die Begründung war primär wirtschaftlich, LFP skaliert schneller, der Marktanteil war zu klein. Kunden erhielten volle Rückerstattung plus LFP-Ersatz. Redox-Flow im Heimspeicher-Segment hat 2026 keine kommerzielle Basis. Wo die Technik punktet, ist Grid-Scale.

VoltStorage als Lehrstück. Das Münchner Startup VoltStorage, das Vanadium-Heimspeicher für den deutschen Markt entwickelt hatte, meldete im April 2025 Insolvenz an. Im Februar 2026 kaufte ESS Tech aus Oregon das gesamte geistige Eigentum. Die Technik funktionierte, die Finanzierung bis zur Skalierung nicht. Das ist das Kernproblem der Branche, nicht die Physik.

Wo steht die Technologie weltweit? Großprojekte 2024 bis 2026

China führt mit Gigawatt-Projekten

China hat Redox-Flow-Batterien als strategische Speichertechnologie für das Stromnetz eingestuft und baut konsequent aus.

Die Anlage in Dalian (Liaoning) ging in ihrer ersten Phase 2022 ans Netz: 100 Megawatt Leistung, 400 MWh Kapazität, Technologie des Dalian Institute of Chemical Physics. Sie war auf 200 MW und 800 MWh ausgelegt; Phase 1 läuft seit September/Oktober 2022.

Noch größer ist das Projekt in der Provinz Xinjiang: 175 MW und 700 MWh, entwickelt von Rongke Power. Ende 2024 war die Anlage vollständig operativ. Damit hielt Xinjiang/Wushi bis Mitte 2025 den Weltrekord als größte Redox-Flow-Batterie.

Laufenburg: neues Weltgrößtprojekt in der Schweiz

Im Mai 2026 hat die FlexBase Group aus der Schweiz Invinity Energy Systems als Lieferanten ausgewählt für das Projekt am Technology Center Laufenburg im Kanton Aargau. Der Standort liegt am sogenannten Stern von Laufenburg, einem Stromdrehkreuz mit 41 grenzüberschreitenden Leitungen zwischen der Schweiz, Deutschland und Frankreich.

Phase 1, die genehmigt ist und sich im Bau befindet, umfasst 800 MW Leistung und 1,6 GWh Kapazität. Der Baustart war der 5. Mai 2025, der Netzanschluss bei Swissgrid wurde im Januar 2026 vergeben. Die Inbetriebnahme ist für 2028/2029 geplant. Als Ausbaustufe ist langfristig 1,2 GW und 2,1 GWh vorgesehen, diese Phase ist noch nicht genehmigt und bleibt ein Projektziel, kein gesicherter Stand.

Phase 1 allein würde nach Fertigstellung etwa so viel Speicherkapazität bereitstellen wie zwei große Gaskraftwerke an Erzeugungsleistung haben.

LEAG Boxberg: erster deutscher Großspeicher auf Eisen-Redox-Flow

Auf dem ehemaligen Braunkohle-Areal in Boxberg (Sachsen) baut der Energiekonzern LEAG einen stationären Großspeicher auf Basis der Eisen-Redox-Flow-Technologie von ESS Tech (Oregon, USA): 50 MW Leistung, 500 MWh Kapazität, entspricht zehn Stunden Speicherdauer. Inbetriebnahme ist für 2027 geplant. Ironischerweise kaufte ESS Tech kurz zuvor die Insolvenzmasse von VoltStorage und liefert nun das nächste Kapitel derselben Technologiefamilie, diesmal im Industrieformat.

CMBlu Energy: organische Redox-Flow aus Bayern

Das Unternehmen CMBlu Energy aus Alzenau (Bayern, gegründet 2014, CEO Constantin Eis) entwickelt eine eigene Variante namens Organic SolidFlow. Kernunterschied zur klassischen Vanadium-RFB: Der Elektrolyt ist wasserbasiert und organisch, enthält kein Lithium, kein Kobalt und keine kritischen Rohstoffe im klassischen Sinne. Ein festes Granulat wird dem Elektrolyt beigemischt, daher Solid im Namen. Das System ist nach Unternehmensangaben auf Speicherdauern von zehn Stunden und mehr ausgelegt und nicht entflammbar.

Im April 2026 schloss CMBlu eine Series-C-Finanzierungsrunde über 50 Millionen Euro ab und erreichte damit eine Bewertung von über einer Milliarde Euro, das erste deutsche Non-Lithium-Batterie-Unicorn. Investoren sind Samsung Ventures und das Bauunternehmen Strabag.

Mit dem Energiekonzern Uniper hat CMBlu einen Abnahmevertrag über mindestens 5 GWh SolidFlow-Kapazität bis 2037 geschlossen, Abruf ab 2027. Die Gigafactory in Alzenau ist in Betrieb.

CMBlu nennt eine bis zu fünfmal höhere Energiedichte als konventionelle Vanadium-Systeme, das ist eine Herstellerangabe, die bisher nicht durch unabhängige Dritte verifiziert wurde. Die übrigen Betriebsparameter werden im Projektverlauf mit Uniper gemessen.

Systemische Einordnung: Warum Langzeitspeicher 2026 gebraucht werden

Der Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland erzeugt strukturellen Bedarf an Speichern mit langen Entladedauern. Bei Dunkelflauten, mehrtägigen Perioden mit wenig Wind und Sonne, reichen kurzfristige Batteriespeicher nicht aus.

Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche setzt im Rahmen der Kapazitätsmarkt-Diskussion auf Gaskraftwerke als Backup und hat Batteriespeicher teilweise aus den Fördermechanismen ausgeklammert, weil diese ein 10-Stunden-Volllast-Kriterium nicht erfüllen. Fraunhofer ISE beziffert den Bedarf an stationären Batteriespeichern bis 2045 auf rund 180 GWh. Redox-Flow-Batterien können genau die langen Entladedauern liefern, bei denen Lithium-Ionen unwirtschaftlich werden.

Forschung und Alternativen zur Vanadium-Variante

Neben Vanadium und den organischen Ansätzen von CMBlu gibt es weitere Entwicklungslinien:

Eisen-Redox-Flow (ESS Tech): Der einzige bislang kommerziell installierte Nicht-Vanadium-Ansatz in größerem Maßstab. ESS Tech baut auf Eisen und Salzwasser, ohne kritische Rohstoffe. Die LEAG-Anlage in Boxberg wird das erste große Referenzprojekt in Deutschland.

Zink-Brom-Systeme: Höhere Energiedichte als Vanadium, aber die korrosive Eigenschaft von Brom macht Handhabung und Wartung aufwendiger. In der Forschungsphase, noch nicht im großen Maßstab eingesetzt.

Organische Redox-Flow: Neben CMBlu gibt es Forschungsaktivitäten mit biologisch abbaubaren Molekülen (Chinone, Flavine). Robustheit und Langzeitstabilität der organischen Elektrolyte sind noch nicht vollständig belegt.

FAQ: Häufig gestellte Fragen zur Redox-Flow-Batterie

QUELLEN

1. pv magazine: CMBlu sichert sich weitere 50 Millionen Euro an Finanzierung, 30. April 2026.
2. ESS News: Invinity supplies large-scale vanadium flow storage for FlexBase project in Switzerland, 22. Mai 2026.
3. Energy Storage News: Rongke Power completes grid-forming 175MW/700MWh vanadium flow battery in China, 2024.
4. pv magazine: ESS Tech uebernimmt Voltstorage, 19. Februar 2026.
5. pv magazine: BNEF: Preise fuer Lithium-Ionen-Batteriespeicher fallen auf 108 US-Dollar pro Kilowattstunde, 9. Dezember 2025.

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