Tief unter der Erde schlummert ein Schatz, der die Mobilität von morgen sichern soll: Lithium. Doch wie nachhaltig und klimaneutral ist diese Schlüsselressource der Zukunft?
Der 58 Meter hohe Bohrturm ragt zwischen Maisfeldern in den blauen Himmel. Auf der Plattform, zehn Meter über dem Boden, weht ein kräftiger Wind. Stahl klirrt, es riecht nach Metall und feuchter Erde. Arbeiter in neongelber Schutzkleidung beaufsichtigen die rostigen Bohrstangen, die Stück für Stück aus dem Boden gezogen werden. Schlamm tropft an ihnen herunter.
Es ist die sogenannte Spülung, die dafür sorgt, dass das Bohrwerkzeug drehen und arbeiten kann. „Von der Konsistenz her so ähnlich wie diese Trink-Snacks“, erklärt Betriebsleiter Paul Niemann, 36, der mit kräftigen Gesten und einem offenen Lächeln trotz der harten Arbeit jungenhaft wirkt. „Die Spülung wird in den Bohrstrang gepumpt und strömt mit dem Gesteinsklein wieder nach oben.“ Siebanlagen trennen die Bohrreste, die Flüssigkeit selbst läuft weiter im Kreis. „Das ist technisch effizient und zugleich ressourcenschonend“, erklärt er.
Unsichtbare Energiequellen
An dem gewaltigen Flaschenzug, der bis zu 500 Tonnen hebt, hängt der Bohrstrang, der tief ins Gestein vordringt. An seiner Spitze arbeitet sich ein Meißel in mehr als drei Kilometern tief in den Untergrund. Um Zeit zu sparen, sind jeweils drei Stangen miteinander vorverschraubt. „Das beschleunigt die Arbeit erheblich. Time is money“, sagt Niemann und verschränkt die Arme.
Ein hydraulischer Schraubarm, den die Männer „Iron Roughneck“ nennen, löst die Verbindung automatisch. Doch heute haben sich die tonnenschweren Bohrstangen festgefressen, weil das Schmierfett im Gewinde durch die Hitze eingetrocknet ist. „Da müssen wir oldschool ran“, ruft Niemann. Zwei Männer hieven zwei metergroße Zangen an die Stangen, Stahlketten rasseln. „Back off“, warnt einer. Alle treten zurück. Ein falscher Moment, und die Zangen könnten abrutschen und ausschlagen.
Auf den ersten Blick wirkt die Szenerie wie aus der Welt von Erdöl und Erdgas. Doch hier geht es nicht um fossile Schätze, sondern um unsichtbare Energiequellen: Erdwärme und Lithium. Ressourcen, die den Übergang in eine klimaneutrale Zukunft möglich machen sollen.
Lithium ist das leichteste Metall auf der Erde. Es kommt in der Natur nur gebunden in Gestein oder in salzhaltigen Tiefenwassern vor. Sein Wert liegt in winzigen Ionen, die mühelos in Batterien hinein- und wieder hinauswandern. Dieser ständige Fluss von Lithium-Ionen spendet Stromspeichern Energie und treibt Elektroautos an. Für die Klimawende gilt Lithium als Schlüsselressource.
Genau darauf setzt die Firma Vulcan Energy. Das 2018 gegründete Unternehmen aus Karlsruhe will Lithium klimafreundlich fördern und hat dafür die Tochtergesellschaft Vercana gegründet, um mit eigenem Bohrteam das Projekt im Oberrheingraben voranzutreiben. Die Anlage V20 am Bohrplatz Schleidberg bei Landau in der Pfalz soll am Ende bis zu vier Kilometer tief in den Oberrheingraben eindringen. So gelangt sie an die Sole aus dem Buntsandstein, aus der sie neben Erdwärme auch Lithium gewinnen will.
Im benachbarten Insheim zeigt das Unternehmen, wie das funktioniert: Dort betreibt Vulcan seit vergangenem April ein Geothermiekraftwerk, das heiße Sole fördert und Lithium herausfiltert. Was dort tief im Gestein lagert, ist längst ein geopolitischer Rohstoff. Heute stammt ein Großteil des weltweiten Lithiums aus Australien und Chile, doch schon 2026 könnte China die Spitzenposition übernehmen. Mit Produktionszielen von bis zu 900.000 Tonnen jährlich will das Land seine Vormachtstellung bis 2035 systematisch ausbauen. Schon jetzt ist China das Nadelöhr bei der Verarbeitung von Lithium. Das Reich der Mitte hält rund 70 Prozent der weltweiten Raffineriekapazitäten und ist damit der Hauptakteur auf dem Weltmarkt.
Der gilt als besonders anfällig: Die vergangenen Jahre haben gezeigt, dass schon kleine Änderungen bei Angebot oder Nachfrage heftige Ausschläge nach sich ziehen können. Zwischen 2021 und 2022 kletterten die Preise für Lithiumkarbonat laut Internationaler Energieagentur (IEA) auf das Achtfache, kurze Zeit später brachen sie um mehr als 80 Prozent ein. Minenschließungen und Produktionskürzungen waren die Folge. Derzeit verharren die Preise auf Tiefständen, doch Analysten erwarten eine Erholung, angetrieben durch wachsende Nachfrage nach Elektroautos und Energiespeichern.
Wertschöpfungskette zählt
Seit 2020 hat sich die weltweite Nachfrage nach Lithium verdreifacht, bis 2030 dürfte sie sich noch einmal verdreifachen. Allein der Markt für Lithium-Ionen-Batterien könnte dann rund 180 Milliarden US-Dollar wert sein. Die wachsende Rohstoffdominanz Chinas gefährde die Zukunft der europäischen Elektromobilität, mahnen Experten. Diese Abhängigkeit macht Europa verwundbar. Geopolitische Spannungen oder Exportstopps könnten zu massiven wirtschaftlichen Schäden und Verlusten in Milliardenhöhe führen. Die in Paris ansässige IEA warnt in ihrem neuen Bericht „Global Critical Minerals Outlook“ davor, dass Lithium in einigen Weltregionen bis 2035 zur Mangelware werden könnte. Sie rechnet mit einem Defizit von bis zu 40 Prozent, selbst wenn alle aktuellen Projekte umgesetzt werden.
„Diversifizierung ist das Schlagwort für Energiesicherheit“, heißt es in der Zusammenfassung des Berichts. Aber die Welt der kritischen Mineralien habe sich in den vergangenen Jahren in die Gegenrichtung bewegt, insbesondere in der Raffination und Verarbeitung. Mit dem „Critical Raw Materials Act“ versucht die EU gegenzusteuern: Bis 2030 sollen zehn Prozent des Bedarfs innerhalb der Union gefördert, 40 Prozent verarbeitet und ein Viertel recycelt werden.
Doch wie nachhaltig kann der Einsatz von Lithium sein? Es zählt nicht nur die Bohrung selbst, sondern die gesamte Wertschöpfungskette: Wird das Lithium klimafreundlich gewonnen? Was passiert mit Lithium-Ionen-Batterien nach ihrer Nutzung in Elektrofahrzeugen oder Batteriespeichern? Wie nachhaltig ist das Recycling? Klar ist: Der wertvolle Rohstoff muss umweltschonend gewonnen und genutzt werden. Nur dann werden E-Autos Teil der Lösung und nicht des Problems.
Wie dieser Prozess aussehen soll, zeigt sich rund 130 Kilometer nördlich vom Bohrplatz zwischen den Backsteinfassaden des Industrieparks Höchst bei Frankfurt. In einer modernen Industriehalle betreibt Vulcan Energy die Optimierungsanlage CLEOP (Central Lithium Electrolysis Optimisation Plant). Von außen unscheinbar, innen ein Labyrinth aus Tanks, Kabeln und Edelstahlrohren. Hier testet das Unternehmen seit Anfang 2025 den Herstellungsprozess von Lithiumhydroxid –„dem Produkt, das Europa so dringend braucht“, sagt Christian Freitag, einer von drei Geschäftsführern.
„Wir betreiben derzeit vier Bohrungen, die wir übernommen haben“, sagt Freitag. „Zwei Bohrungen fördern lithiumhaltige Sole an die Oberfläche, zwei leiten sie nach der Extraktion wieder zurück.“ Herzstück ist die hauseigene Extraktionstechnologie: Ein spezielles Sorbens, also der Stoff, der das Lithium aus der Flüssigkeit an sich bindet, filtert mehr als 95 Prozent des Lithiums aus der Sole, die rund 200 Milligramm pro Liter enthält. Das Verfahren gilt als minimalinvasiv, oberhalb der Bohrung bleiben kaum Spuren zurück. Unterirdisch strömt immer wieder neue Sole nach, während die vom Lithium befreite Flüssigkeit an anderer Stelle in das Sandstein-Reservoir zurückkehrt. Für das Unternehmen eröffnet sich damit ein zweiter Geschäftsbereich: die Lizenzierung der Technologie an andere Produzenten.
„Dieses Reservoir an Lithium im Oberrheingraben ist gigantisch. Das hat ein Potenzial für mehrere Jahrzehnte, wenn nicht Jahrhunderte“, erklärt Freitag. Das Besondere: Die Sole steigt mit Temperaturen von bis zu 160 Grad auf, die Vulcan für Fernwärme nutzt. Externe Energie? Überflüssig. Wasserverbrauch? Fast null, weil die Flüssigkeit permanent recycelt wird. Damit sei das Projekt im Vergleich zu herkömmlichen Verfahren in Australien oder Südamerika, bei denen CO₂-Emissionen oder Wasserverbrauch enorm hoch sind, sowohl nachhaltig als auch effizient.
In Kombination mit kurzen Transportwegen und der hohen Reinheit der Sole senke das die Produktionskosten erheblich. „Wir sind absolut wettbewerbsfähig und verkaufen das Lithium zu Marktpreisen.“ Verträge mit Abnehmern wie Stellantis, einem der größten Automobilhersteller der Welt, sind längst unterschrieben. „Das Interesse an lokal produziertem, CO₂-neutralem Lithium war von Anfang an extrem groß“, sagt er. Der Reiz liegt im Prozess selbst: kurze Transportwege, ein geschlossener Kreislauf, der keine zusätzliche Energie braucht.
Elektrolyse ist Herz der Anlage
Vor der Halle der Optimierungsanlage bleibt Freitag vor einem Schaubild stehen, das den gesamten Prozess in Piktogrammen zeigt. Mit dem Finger zeichnet er die Linien nach: links die Bohrplätze im Oberrheingraben. Mehr als 20 Bohrungen sollen es am Ende sein, verbunden über ein Pipelinesystem, das die heiße Sole in einem Kreislauf durch die Region pumpt. In der Mitte eine zentrale Anlage im Landauer Gewerbegebiet, an der in Zukunft Lithium in kommerziellem Maßstab sowie erneuerbare Energie aus der Thermalsole des Oberrheingrabens gewonnen werden. Rechts schließlich das, was sich hinter den grauen Wänden der Halle verbirgt: die Elektrolyse, ein Verfahren, das seit fast 100 Jahren im Industriepark angewandt wird. „Mit dem Verfahren gewinnt man hier schon lange aus Kochsalz Chlor. Jetzt setzen wir es für Lithium ein.“
In der Halle herrscht ein gleichmäßiges Summen. Edelstahlrohre ziehen sich wie Adern durch den Raum, Tanks spiegeln das Licht der Neonröhren. Freitag zeigt auf einen Bereich mit schwarzer Isolierung: „Hier wird das Lithiumchlorid eingespeist, von dort fließt es in die Vorlagebehälter.“ Zwei Kreisläufe – einer für die Anode, einer für die Kathode – halten die Flüssigkeit in Bewegung.
Noch wirkt alles unspektakulär, fast alltäglich, wären da nicht die gelben Schilder mit Warnhinweisen, die auf explosionsgefährdete Bereiche und Gefahren durch austretende Chemikalien hinweisen.
„Das Herz der Anlage liegt dort oben, die eigentliche Elektrolyse“, sagt Freitag und deutet auf ein Gerüst in mehreren Metern Höhe. Es geht ein paar Stufen hinauf. Oben bleibt Freitag vor einem gelben Rahmen stehen, durch den armdicke Stromschienen verlaufen. Normalerweise sitzt in dem Rahmen die hauchdünne Membran, die Lithium und Chlorid voneinander trennt. Heute ist sie ausgebaut. „Gut so, sonst müssten wir im Vollschutz hinein, weil theoretisch Chlorgas entstehen kann“, sagt er. In Betrieb sei die Anlage überraschend leise, nur ein leises Brummen und das Zirkulieren der Flüssigkeit seien zu hören. Aus der Elektrolyse heraus entsteht schließlich das Lithiumhydroxid, das zunächst noch flüssig ist. Am Rand der Halle steht eine kleine Trocknungsanlage, in der sich eine silberne Trommel dreht, die das Material sanft erwärmt. „Die meisten sagen, dass es aussieht wie eine Waschmaschine“, sagt Freitag und schmunzelt nun doch einmal. Doch was unten herauskommt, ist alles andere als alltäglich: feines, weißes, hochreines Pulver, das in Säcke abgefüllt wird. „Genau die Art, die Batteriezellenhersteller für Elektroautos benötigen.“
Natürlich gibt es auch Bedenken. In der Region sorgen sich manche um seismische Risiken oder Umweltschäden durch die Bohrungen. Freitag kennt die Vorwürfe und hält mit Technik und Offenheit dagegen: eine dreidimensionale Seismik, die den Untergrund kontrolliert, ein enges Monitoring mit Ampelsystem, das im Zweifelsfall die Anlage stoppt. Gleichzeitig liefert Vulcan Wärme an Haushalte in der Region. Und das kommt an.
Geplant ist eine Großanlage
Finanziert wird das Projekt durch ein Geflecht aus Eigenkapital, Investoren und Fremdkapital, flankiert von staatlichen Fördermitteln wie dem BEW-Programm für Geothermie, dem TCTF-Fonds und dem Rohstofffonds der Bundesregierung. „Das Interesse an Projekten wie unserem ist in Europa riesig, weil Lithium ein kritischer Rohstoff für die Energiewende ist“, betont Freitag. Erst im Dezember investierte der Rohstofffonds der Bundesregierung, verwaltet von der KfW, 150 Millionen Euro in das Projekt von Vulcan und leistete damit einen entscheidenden Beitrag für den Abschluss des Gesamtfinanzierungspakets für das Projekt. Für Freitag ist das ein Signal: Deutschland will die Abhängigkeit vom Ausland verringern und Lithium lokal sichern.
Noch läuft die Anlage im Optimierungsmodus. Ein Zwischenschritt, wie Freitag es nennt: groß genug, um die Technik unter realen Bedingungen zu testen, klein genug, um flexibel nachzusteuern. In drei Jahren aber soll aus dem Versuch das Geschäft werden: Nur einen kurzen Spaziergang entfernt ist die Central Lithium Plant geplant, eine Großanlage mit einer Jahreskapazität von 24.000 Tonnen Lithium, genug für eine halbe Million Elektrofahrzeugbatterien pro Jahr.
Aber was passiert, wenn diese Batterien in zehn oder 15 Jahren ausgedient haben? Von Frankfurt aus führt die Reise nach Heilbronn. Dorthin, wo Forschende an Antworten auf genau diese Frage arbeiten. Schon von Weitem prägen zwei graue Schornsteine die Silhouette der Stadt: das Heizkraftwerk der EnBW, eines börsennotierten Energieversorgungsunternehmens. Hier treffen wir Daniel Bahro, 37, Projektleiter im Bereich Recycling und Second-Life-Batterielösungen. Er führt uns über das weitläufige Gelände, das wie ein Stück Industriegeschichte wirkt. „Der Standort ist über 100 Jahre alt“, erzählt er. „Wir haben hier noch alte Blöcke, die längst im Rückbau sind, andere laufen nur noch im Reservebetrieb für die Netzstabilisierung.“ Hinter einem Gebäudekomplex ragt ein Kohleheizwerk auf. „Das ist derzeit noch in Betrieb, bis unser Gaskraftwerk fertig ist.“ Dann werde der Fuel Switch vollzogen: Kohle raus, Gas und später Wasserstoff rein.
Neben alten Backsteinmauern steht ein eher unscheinbares Containerlager. Hier testet die EnBW gemeinsam mit Audi, wie sich ausrangierte Akkus aus Elektroautos in einem zweiten Leben als stationäre Speicher machen. „In der Regel haben die Batterien eine deutlich längere Lebensdauer als die Fahrzeuge selbst“, erklärt Bahro. In einem Container sind zwölf alte Audi-Batterien nebeneinandergeschoben, wie in den Fächern eines überdimensionierten Schubladenschranks. 700 Kilogramm wiegt eine Batterie. „Die neuen Batterien sind leichter. Gleich groß, aber mehr Energie drin.“
Bisher wird wenig wiederverwertet
Bahro zeigt auf das schwarzlackierte Gestell. „Das ist Teil der Mittelkonsole gewesen. Hier saß der Fahrer und hier beginnt schon das Vorderrad.“ Statt die Akkus auseinanderzunehmen und neu zu konfigurieren, wie in anderen Second-Life-Projekten, bleiben die Batterien weitgehend so, wie sie im Auto verbaut wurden – inklusive Kabeln, Stecksystemen und sogar Teilen des Batteriemanagements, das die Batterie kontinuierlich überwacht, steuert und optimiert. „Wir wollen keine Wertschöpfung vernichten, indem wir alles zerlegen und neu zusammensetzen“, sagt Bahro.
Das Projektteam nennt den Speicher ein „Seniorenheim für Autoakkus“. Ein ruhiger Ruhestand: Die Belastungen sind längst nicht mehr so hoch wie im Auto, wo bei jedem Tritt aufs Gaspedal enorme Energieströme fließen müssen. Doch auch in dieser zweiten Lebensphase schaffen die Zellen im Verbund noch rund ein Megawatt Leistung, die ins Stromnetz geleitet wird. Genug, um einen Ausgleich zu schaffen, wenn Sonne und Wind einmal Pause machen.
Die Speichercontainer sind wie Lego-Steine gestaltet: standardisiert und flexibel einsetzbar. Theoretisch ließe sich das System beliebig vergrößern. Praktisch jedoch drückt der Markt: Billige Neuspeicher aus Asien haben den Preisvorteil von Second-Life-Projekten längst aufgezehrt. „Wir müssen mindestens gleichwertig sein, sonst haben wir es schwer“, sagt Bahro. Die Hoffnung ruht auf der nächsten Welle: Millionen E-Autos, deren Batterien in einigen Jahren ausgedient haben. Dann entscheidet sich, ob das Modell den Sprung aus der Nische schafft.
Neben dem Standort in Heilbronn hat der Stromkonzern EnBW weitere Speicher an mehreren Solarparks stehen, weitere sollen folgen. Doch Bahro warnt vor überzogenen Erwartungen. Der Anteil der Batterien, die bislang wiederverwertet werden, sei gering. In Italien ging zwar gerade das größte Second-Life-Projekt Europas ans Netz – ein Speicher mit zehn Megawattstunden. „Gemessen an den mehr als 60 Gigawattstunden, die allein in deutschen Autos stecken, ist das kaum mehr als ein Tropfen auf den heißen Stein“, sagt Bahro. Trotzdem: Selbst wenn nur ein Bruchteil der Akkus noch einige Jahre Strom speichert, könnten sie einen wichtigen Beitrag leisten.
„Der Markt ist in Bewegung“, sagt Bahro: Preise, Förderungen, neue Verordnungen – all das bestimmt, ob Akkus weiterverwendet oder recycelt werden. „Die EU-Batterieverordnung schreibt nicht nur Recyclingquoten vor, sondern auch den Einsatz von Rezyklaten in neuen Zellen.“ Das könne dazu führen, dass viele Batterien schneller im Recycling landen. Ökologisch sei das oft sinnvoll, so Bahro: Aus denselben Rohstoffen lasse sich in neuen Zellen mehr Kapazität gewinnen. Doch das bedeutet auch: Second Life und Recycling werden künftig stärker um die gleiche Ressource konkurrieren.