SPEICHER · 07. AUGUST 2026
Langzeitspeicher: Wenn Lieferkette wichtiger wird als der Preis
Energy Dome und Form Energy führen die weltweite Rangliste der Langzeitspeicher-Anbieter an, ihre Kapazität für die kommenden Jahre ist weitgehend verkauft. Rechenzentren und Versorger kaufen jetzt nach Lieferkette und Speicherdauer ein. Der Preis pro Kilowattstunde rückt in die zweite Reihe.
Weltweit gehen 2026 mehrere hundert Megawatt an Langzeitspeichern ans Netz, im gesamten Jahr 2025 waren es 33 Megawatt. Das zeigt eine Auswertung der Energie-Datenplattform Currence, über die das Fachmedium Latitude Media berichtet. Zwei Anbieter dominieren die Rangliste der Nicht-Lithium-Technologien, ihre Kapazität für die kommenden Jahre ist aber weitgehend verkauft.
Etwa ein Drittel der 2026 installierten Kapazität entfällt auf Technologien jenseits von Lithium-Ionen-Batterien. Öffentliche Ausschreibungen in Australien und Kalifornien vergeben nach niedrigsten Kosten und erprobter Technologiereife, das begünstigt strukturell die etablierte Lithium-Technik. In der deutschen Debatte um Langzeitspeicher dreht sich fast alles um den Preis pro Kilowattstunde, in den USA entscheidet zunehmend etwas anderes: die Verlässlichkeit der Lieferkette und die Dauer, über die ein Speicher Strom halten kann.
Wer die eigene Kapazität schon verkauft hat
Auf Platz eins des Currence-Leaderboards für Nicht-Lithium-Langzeitspeicher in der zweiten Jahreshälfte 2026 steht zum zweiten Mal in Folge Energy Dome. Die italienische CO2-Batterie hat sich die Position über bestehende Abnahmeverträge gesichert, darunter mit Google, wie Cleanthinking bereits bei einem Speicherprojekt in Australien und einem Vorhaben mit dem Versorger SRP in Arizona berichtete. Auf Platz zwei folgt Form Energy mit einer Eisen-Luft-Batterie, vor allem wegen der Kosten im industriellen Maßstab.
Form Energy klettert in der aktuellen Rangliste, weil die geschätzten Kapitalkosten des gemeinsamen Projekts Pine Island mit dem Versorger Xcel Energy und Google gesunken sind. Cleanthinking hat die Eisen-Luft-Technologie des Unternehmens bereits eingeordnet. Nach Medienberichten des Portals Axios prüft Form Energy inzwischen einen Börsengang.
Currence bewertet beide Unternehmen nach Kosten im industriellen Maßstab und nach der Erfahrung, Projekte tatsächlich zu bauen und ans Netz zu bringen. Genau daran hakt es inzwischen: Energy Dome und Form Energy haben ihre kurzfristig verfügbare Kapazität weitgehend unter Vertrag. Die Nachfrage von Hyperscalern und Versorgern nach gesicherter Leistung, wie Cleanthinking sie bereits am Beispiel von Solarparks mit Speicher beschrieben hat, können die beiden Marktführer allein nicht mehr bedienen. Es kommt eine zweite Welle.
Die Kriterien für die zweite Welle
Wer bei den nächsten großen Aufträgen zum Zug kommt, entscheidet sich laut dem Currence-Analysten Lukas Karapin-Springorum an zwei Kriterien: einer glaubwürdigen Projektpipeline kurz vor der finalen Investitionsentscheidung und einem klaren Fokus auf den US-Markt.
Der kanadische Anbieter Hydrostor führt nach eigenen Angaben eine Pipeline von sieben Gigawatt. Sein Flaggschiff-Projekt Willow Rock in Kalifornien, ein adiabater Druckluftspeicher mit 500 Megawatt Leistung, steckt in der finalen Genehmigungsphase, ein Teil der Kapazität ist bereits über Abnahmeverträge gebunden. Die finale Investitionsentscheidung steht noch aus.
„Wenn sie bei Willow Rock die finale Investitionsentscheidung schaffen, verschafft ihnen das einen großen Vertrauensschub, und sie bringen mehr Megawatt tatsächlich ins Feld”, sagt Karapin-Springorum.
Der britische Anbieter Invinity Energy Systems hat gerade den größten Auftrag seiner Firmengeschichte verbucht: 43 Megawatt für einen Versorger im Mittleren Westen der USA, gebaut in Vanadium-Redox-Flow-Technik.
Invinity ist seit über einem Jahrzehnt am Markt, bislang meist im kleinen Maßstab, und baut nun eine eigene Fertigung in den USA auf. Bei Invinity entscheidet nicht allein die Batteriechemie, sondern vor allem die Fähigkeit, in großer Stückzahl zu fertigen und Standorte in Marktnähe aufzubauen. Die gleiche Technologiefamilie kämpft in Deutschland mit denselben Fragen.
Als Wildcard führt Karapin-Springorum das US-Unternehmen Sage Geosystems, das überschüssigen Strom nutzt, um Wasser in Gesteinsfrakturen tief unter der Erde zu pumpen, und ihn bei Bedarf über eine Turbine zurückverstromt. Sage hat bislang wenig Kapazität vertraglich gebunden, profitiert aber, sobald Käufern die Speicherdauer und die Lieferkette wichtiger werden als der niedrigste Preis.
Warum die deutsche Debatte anders klingt
Der deutsche Speicherzubau läuft nach anderer Logik. Der Netzentwicklungsplan 2037/2045 rechnet mit 88 bis 175 Gigawatt neuer Speicherkapazität, allein im ersten Quartal 2026 kamen 2,2 Gigawattstunden hinzu, ein Rekordwert. Das geplante Kapazitätsgesetz reserviert für Mai 2027 zwei Gigawatt speziell für Speicher, während die ersten neun Gigawatt über ein Langzeitkriterium an Gaskraftwerke gehen.
Das klarste deutsche Gegenbeispiel zur reinen Kostenlogik ist CMBlu Energy aus Alzenau. Ende April 2026 erreichte das Unternehmen eine Bewertung von über einer Milliarde Euro und wurde damit zu Deutschlands erstem Non-Lithium-Batterie-Unicorn, gestützt auf einen Rahmenvertrag mit dem Energiekonzern Uniper über bis zu 5 Gigawattstunden. CMBlus Organic-SolidFlow-Technik kommt ohne kritische Rohstoffe aus.
Wie kapitalintensiv der Weg zur Skalierung ist, zeigt der Gegenfall VoltStorage aus München. Das Unternehmen meldete im Juli 2025 Insolvenz an, im Februar 2026 verkaufte der Insolvenzverwalter die Schutzrechte an das US-Unternehmen ESS Tech. Die Technik funktionierte, das Kapital für die Skalierung fehlte.
Am Fraunhofer-Institut ICT in Pfinztal läuft seit Sommer 2025 Europas größte Vanadium-Redox-Flow-Batterie, 2 Megawatt Leistung bei 20 Megawattstunden Kapazität, rechnerisch reicht das für rund zehn Stunden Rückverstromung. Auch die Firma Augwind bringt mit ihrer AirBattery-Technologie die erste Langzeitspeicher-Kaverne nach Deutschland.
Was die Rangliste für den deutschen Markt bedeutet
Für deutsche Anbieter liegt die Chance in der Lücke, die Currence beschreibt: eine glaubwürdige Pipeline und Lieferketten, die ohne Lithium und Kobalt auskommen. CMBlu und Fraunhofer ICT zeigen, dass die Technologie in Deutschland vorhanden ist.
VoltStorage zeigt, wie schnell das Kapital für die letzte Meile zur Marktreife ausgeht. Ob die zweite Welle der Langzeitspeicher auch deutsche Namen auf die nächste Currence-Rangliste bringt, entscheidet sich an genau dieser Stelle.
Häufige Fragen zu Langzeitspeichern
Wie viel Langzeitspeicher-Kapazität geht 2026 weltweit ans Netz?
Nach Angaben der Analyseplattform Currence gehen 2026 weltweit mehrere hundert Megawatt an Langzeitspeichern ans Netz. Im gesamten Jahr 2025 waren es 33 Megawatt.
Welche Unternehmen führen die Currence-Rangliste für Nicht-Lithium-Langzeitspeicher an?
In der zweiten Jahreshälfte 2026 liegt Energy Dome mit seiner CO2-Batterie zum zweiten Mal in Folge vorn, vor Form Energy mit einer Eisen-Luft-Batterie. Beide haben ihre kurzfristig verfügbare Kapazität weitgehend unter Vertrag.
Wie viel Speicherzubau plant Deutschland bis 2045?
Der Netzentwicklungsplan 2037/2045 sieht einen Speicherzubau von 88 bis 175 Gigawatt vor. Allein im ersten Quartal 2026 kamen in Deutschland 2,2 Gigawattstunden neu hinzu, ein Rekordwert.
Was unterscheidet Langzeitspeicher von Lithium-Ionen-Batterien?
Langzeitspeicher wie CO2-Batterien, Eisen-Luft-Batterien, Druckluftspeicher oder Redox-Flow-Batterien speichern Strom über viele Stunden bis Tage, meist ohne kritische Rohstoffe wie Lithium oder Kobalt. Öffentliche Ausschreibungen bevorzugen bislang oft Lithium-Ionen-Technik, weil sie nach niedrigsten Kosten und erprobter Technologiereife vergeben werden.
QUELLEN
- Latitude Media: Which LDES companies are poised to land the next big contracts?, 5. August 2026.
