ENERGIEWENDE · 7. OKTOBER 2026

Abgedeckter Erdbecken-Wärmespeicher neben einem Solarthermie-Feld am Dorfrand, Symbolbild Untergrundspeicher (KI-generiert)

Wie sich Sommerwärme im Untergrundspeicher bis in den Winter hält

Wärme lässt sich im Untergrund monatelang lagern, in Erdbecken, Bohrsonden oder Grundwasserleitern. Dänemark baut solche Speicher seit den 1980er-Jahren, das hessische Bracht heizt seit 2025 damit. Ein Untergrundspeicher überbrückt die Monate zwischen Sonne und Heizsaison.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 8 Min. LESEN

Eine Solarthermieanlage liefert den größten Teil ihres Ertrags zwischen Mai und August, geheizt wird zwischen Oktober und April. Zwischen Angebot und Bedarf liegen Monate, nicht Stunden. Ein Pufferspeicher im Heizungskeller überbrückt davon einen Tag.

Wer Wärme über ein halbes Jahr aufhebt, braucht Volumen. Ein Kubikmeter Wasser gibt beim Abkühlen von 90 auf 40 Grad rund 58 Kilowattstunden ab. Für ein ganzes Dorf summiert sich das auf Zehntausende Kubikmeter. Solche Mengen lassen sich oberirdisch kaum unterbringen und noch schlechter dämmen.

Welche vier Bauformen Ingenieure für Saisonspeicher unterscheiden

Das Informationsportal Saisonalspeicher des Forschungsinstituts Solites listet vier Bauformen auf: Behälter, Erdbecken, Erdsonden und Aquifer. Sie unterscheiden sich darin, worin die Wärme steckt und wie heiß sie werden darf.

Ein Behälterspeicher ist ein gedämmtes Gefäß aus Stahl oder Beton, oberirdisch oder eingegraben. Die Stadtwerke München nutzen einen solchen Behälter als Puffer für ihr Fernwärmenetz. Ein Behälter erreicht hohe Temperaturen, kostet pro Kubikmeter aber am meisten.

Ein Erdbeckenspeicher ist eine ausgehobene Grube, mit Kunststoffbahnen abgedichtet und mit Wasser gefüllt. Darüber schwimmt ein gedämmter Deckel, der die Wärme im Becken hält. Diese Bauform ist die günstigste, sobald das Volumen groß genug wird.

Der Deckel ist dabei das anspruchsvollste Bauteil. Er liegt auf dem Wasser, muss Regen ableiten und die Wärme zurückhalten. Dauerhafte Temperaturen um 90 Grad setzen Dämmung und Dichtungsbahnen zu. Die dänische Entwicklung hat den Deckel über Jahrzehnte immer wieder nachgebessert.

Beim Erdsondenspeicher geht die Wärme über ein Feld von Bohrungen direkt ins Erdreich, das sich langsam aufheizt und ebenso langsam wieder abgibt. Beim Aquiferspeicher pumpen Betreiber warmes Wasser in einen natürlichen Grundwasserleiter und holen es im Winter zurück.

Aquiferspeicher reichen in Deutschland nach Angaben des Reiner Lemoine Instituts in Tiefen von 20 bis 1.200 Metern. Gebaut sind bislang nur wenige. Eine Berliner Untersuchung beziffert ihr Potenzial trotzdem hoch. Die Wärmegestehungskosten könnten um bis zu 30 Prozent sinken, die Emissionen an CO₂ um bis zu 44 Prozent.

In Berlin entsteht mit dem Reallabor GeoSpeicherBerlin nach Angaben des Instituts Deutschlands größter Wärmespeicher dieser Bauart. Rund ein Drittel des Quartierswärmebedarfs ließe sich in der Stadt über Aquifere decken.

Beide letztgenannten Bauformen bleiben deutlich kühler als ein Becken oder ein Behälter. Die entnommene Wärme reicht dann selten direkt zum Heizen, eine Wärmepumpe hebt sie auf Vorlauftemperatur. Dafür entfällt der Bau eines Speicherkörpers, der Untergrund selbst ist das Gefäß.

Seit wann Dänemark seine Erdbecken in den Boden gräbt

Die Entwicklung begann vor mehr als vier Jahrzehnten in Nordeuropa. Die Technische Universität Dänemark entwarf 1979 einen Erdbeckenspeicher mit schwimmender Abdeckung, das erste Pilotbecken fasste 500 Kubikmeter. Schweden erprobte die Bauweise zwischen 1978 und 1982.

Zwischen 2011 und 2017 entstanden in Dänemark fünf große Anlagen. Dronninglund fasst 60.000 Kubikmeter, Marstal 75.000, Toftlund 85.000 und Gram 125.000. Vojens ist mit 210.000 Kubikmetern der größte dieser Speicher.

Mit jedem Projekt sanken die Kosten. Eine Auswertung der österreichischen Arbeitsgemeinschaft Erneuerbare Energie hielt 2021 weniger als 30 Euro je Kubikmeter für erreichbar. Voraussetzung ist ein Volumen von mindestens 100.000 Kubikmetern.

Diese Größenordnung erreicht in Deutschland bislang kein Erdbeckenspeicher. Der bekannteste deutsche Vertreter der Bauform steht in Nordhessen und fasst rund ein Achtel des Volumens von Vojens. Gebaut hat ihn eine Genossenschaft aus dem Dorf selbst.

Wie eine hessische Genossenschaft 193 Häuser mit Sommerwärme heizt

In Bracht, einem Stadtteil von Rauschenberg im Landkreis Marburg-Biedenkopf, liegt seit 2025 ein Erdbeckenspeicher mit 26.600 Kubikmetern. Betreiberin ist die Solarwärme Bracht eG, eine Bürgergenossenschaft, die seit dem 12. April 2023 im Genossenschaftsregister steht.

Rund 11.600 Quadratmeter Solarthermie-Kollektoren stehen auf einer Fläche am Ortsrand. Im Sommer heizen sie das Wasser im Becken auf bis zu 90 Grad. Über den Winter gibt der Speicher die Wärme an ein Nahwärmenetz von 9.700 Metern Länge ab.

Solar gedeckt sind damit rund 70 Prozent des Jahreswärmebedarfs. Den Rest übernehmen ein Holzkessel mit 700 Kilowatt thermischer Leistung und zwei Wärmepumpen mit zusammen 1.200 Kilowatt. Ein Bericht des zuständigen Forschungsprojekts beziffert die Einsparung an CO₂ gegenüber einer konventionellen Versorgung auf bis zu 98 Prozent.

Angeschlossen sind 193 Häuser, das entspricht etwa 60 Prozent des Dorfes. Die Wärme kostet die Haushalte rund 16,5 Cent je Kilowattstunde. Für Kollektoren, Speicher und Netz zusammen nennen die Projektpartner eine Investition von rund 16,3 Millionen Euro.

Bis dahin vergingen zehn Jahre. Die Universität Kassel erstellte zwischen Ende 2015 und Oktober 2016 die Machbarkeitsstudie, eine Arbeitsgruppe aus dem Dorf trieb das Vorhaben weiter. Gebaut wurde von Mai 2024 bis Mai 2025, seit April 2025 steht das Wasser im Becken, am 20. September 2025 ging die Anlage offiziell in Betrieb.

Die Wärmepumpen holen zusätzlich Wärme aus dem Becken, wenn dessen Temperatur für das Netz allein nicht mehr reicht. Dadurch kühlt der Speicher tiefer aus und gibt über die Saison mehr Energie ab. Dieselbe Menge Wasser trägt so weiter, ohne dass das Becken größer werden muss.

Klaus Vajen vom Institut für Thermische Energietechnik der Universität Kassel begleitet den Betrieb wissenschaftlich. Sein Fachgebiet hatte schon das Anlagenkonzept gerechnet und untersucht nun, wie sich diese Spreizung weiter vergrößern lässt.

Ähnlich, aber ohne saisonalen Anspruch, arbeitet die größte Solarthermieanlage Deutschlands in Leipzig-Lausen: Sie speist ein städtisches Fernwärmenetz und puffert ihre Wärme über kürzere Zeiträume.

Was Portugal statt Wärme in den Untergrund pressen will

Wärme ist nicht das einzige, was sich unter der Erde lagern lässt. Ricardo Pereira forscht am Zentrum GeoBioTec der Universidade NOVA de Lisboa. Gemeinsam mit dem Instituto Dom Luiz der Universität Lissabon hat er ein Verfahren für Druckluft in porösem Gestein durchgerechnet. Veröffentlicht hat das Team die Ergebnisse im Fachjournal Geoenergy.

Poröses Gestein ist von winzigen Hohlräumen durchzogen wie ein Schwamm. Kompressoren drücken reine Luft durch einen Bohrschacht in Schichten zwischen 500 und 3.000 Metern Tiefe. Die Luft verdrängt dort salzhaltiges, nicht trinkbares Wasser und bleibt unter Druck stehen, bis das Netz sie braucht.

Im günstigsten der gerechneten Szenarien kommt das Verfahren auf 156 Kilowattstunden je Kubikmeter Gestein und auf eine Speicherkapazität von bis zu einer Terawattstunde. Das sei ein Maximalszenario unter optimalen Bedingungen, sagt Pereira gegenüber Euronews.

Bis zu einem Einsatz rechnet er mit fünf bis zehn Jahren. Die größere Hürde ist juristisch. Der Untergrund gehört in Portugal dem Staat, für Druckluftspeicher fehlt bislang eine Rechtsgrundlage. Für die Speicherung von CO₂ existiert sie bereits.

„Ohne Rechtsgrundlage geht das nicht”, sagt Pereira. Ohne sie könne kein Unternehmen im Land belastbare Vorstudien beginnen.

Technisch neu ist an Druckluft im Untergrund wenig. Neu ist das Gestein. Deutschland speichert Druckluft seit Jahrzehnten in ausgespülten Salzkavernen, und das israelische Unternehmen Augwind plant dort seine AirBattery.

Im porösen Gestein läuft bereits ein anderer Speicher. Die RAG Austria AG speist im oberösterreichischen Gampern grünen Wasserstoff in eine ausgeförderte Erdgaslagerstätte. Die Pilotanlage des Projekts Underground Sun Storage 2030 arbeitet seit April 2023. Feldversuche zeigten eine Verträglichkeit des Gesteins mit bis zu 20 Prozent Wasserstoff im Erdgas.

Woran sich ein geeigneter Standort erkennen lässt

Die erste Bedingung stellt der Boden. Ein Erdbecken braucht trockenen, tragfähigen Untergrund ohne drückendes Grundwasser, ein Aquiferspeicher umgekehrt eine wasserführende Schicht mit passender Durchlässigkeit.

Bei Bohrungen in wasserführende Schichten kommen weitere Risiken dazu. Das Reiner Lemoine Institut nennt hohe Bohrkosten, das Fündigkeitsrisiko, korrosives Salzwasser und aufwendige Genehmigungsverfahren. Dazu kommt die Frage, ob die Anwohner ein solches Vorhaben mittragen.

Die zweite Bedingung ist die Abnahme. Ein Saisonspeicher rechnet sich nur mit einem Wärmenetz und genügend angeschlossenen Gebäuden. In Bracht mussten dafür über Jahre genug Haushalte zusammenkommen, bevor die Genossenschaft bauen konnte.

Die dritte Bedingung ist Zeit. Zwischen Machbarkeitsstudie und erster gelieferter Kilowattstunde lagen in Bracht rund zehn Jahre, von denen ein Jahr auf den eigentlichen Bau entfiel.

Die Technik steht seit Jahrzehnten bereit und ist in Dänemark im Maßstab von 200.000 Kubikmetern erprobt. Für die deutsche Wärmewende entscheidet deshalb vor allem die Organisation vor dem Bau. Kommunen und Genossenschaften brauchen einen langen Atem, ehe der erste Kubikmeter ausgehoben wird.

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