Lithium-Ionen-Batterien stehen weiterhin im Mittelpunkt der weltweiten Diskussion über Energiespeicherung. Die meisten großen Batteriespeicherprojekte nutzen Lithium-Ionen-Module als bevorzugte Technologie zur Speicherung überschüssiger Energie im Netz. Lithium-Ionen-Batterien profitierten vom enormen Ausbau der Produktionskapazitäten für die Elektrofahrzeugindustrie (die derzeit etwa das Vierfache des jährlichen Bedarfs des stationären Speichermarktes ausmacht), was in den letzten zehn Jahren zu erheblichen Leistungsverbesserungen und Kostensenkungen führte.

Doch mit fortschreitender Energiewende rücken neue Arten von Speichern, darunter auch Langzeit-Energiespeicherlösungen (Long Duration Energy Storage, LDES), die längere Perioden hoher Nachfrage und Versorgungsengpässe abdecken können, stärker in den Fokus.

LDES-Nachfrage und Lithium-Ionen-Batterien

Lithium-Eisenphosphat-Batterien (LFP) dominieren den stationären Speichermarkt. Sie machen über 80 Prozent der neuen Großspeicherprojekte aus, mit typischen Speicherkapazitäten von bis zu acht Stunden. Einige Nickel-Mangan-Kobalt-Batterien (NMC), eine Untergruppe der Lithium-Ionen-Batterien, werden für hochdichte Speicher mit kürzeren Entladezeiten verwendet, sind aber häufiger in Elektrofahrzeugen und Unterhaltungselektronik zu finden. Dasselbe gilt für Lithium-Nickel-Kobalt-Aluminiumoxid-Batterien (NCA), die  in Elektrofahrzeugen mit großer Reichweite eingesetzt werden. Da die Nachfrage nach Langzeitspeicherung aufgrund höherer Durchdringungsraten variabler erneuerbarer Energien weiter steigt, gewinnen alternative Batterietechnologien an Bedeutung, die LFP-Batterien ergänzen könnten. Während einige dieser Chemien neu sind und noch durch intensive Forschungs- und Entwicklungsarbeiten unterstützt werden, sind andere – wie Vanadium-Redox-Flow-Batterien – Chemien, die bereits vor mehreren Jahrzehnten kommerzialisiert wurden, aber bis vor Kurzem nicht genügend Nachfrage sahen, um die zur Kostensenkung erforderliche Skalierung zu erreichen. Ein Langzeitspeicher (Long Duration Energy Storage oder LDES) wird gemeinhin als Energiespeicher betrachtet, der Energie für acht Stunden oder länger abgeben kann. Die erste Generation der derzeit in Betrieb befindlichen Großbatterieprojekte wurde mit einer Entladekapazität von ein bis zwei Stunden realisiert, während vier Stunden zunehmend die Norm für heute gebaute Projekte sind. Während Batterien mit kürzerer Entladezeit tägliche Spitzenlasten bewältigen und die Intermittenz erneuerbarer Energien ausgleichen, verschiebt LDES Solarstrom von Tag zu Nacht und springt ein, wenn es mehrere Tage lang nicht sonnig oder windig war. Alle Formen der Energiespeicherung ermöglichen es Netzbetreibern, mehr Nutzen aus ihrer bestehenden Infrastruktur zu ziehen und so den Druck auf den Ausbau der Stromnetze zu verringern.

Die Nachfrage nach Energiespeichern zur Stabilisierung der erneuerbaren Energieerzeugung ist unbestreitbar. Zum Beispiel stellt der australische Energiemarktbetreiber AEMO fest, dass 6,6 GW an erneuerbaren Energieerzeugungs- und Batteriespeicherprojekten in den zwei Jahren bis Juni 2025 ihre volle Leistung erreichten, was einer Verdoppelung gegenüber dem Vorjahr entspricht. Die Modellierung von AEMO beziffert zudem die bis 2030 benötigte Gesamtspeicherkapazität auf 27 GW, wobei 33 GW erforderlich wären, wenn Australien sein Netto-Null-Ziel bis 2050 erreichen will. Diese Ziele umfassen eine Mischung aus Kurzzeit- (0-4 Std.), Mittelzeit- (4-12 Std.) und Langzeitspeichern (Wochen bis Monate). Dasselbe Bild zeigt sich in anderen Teilen der Welt. Die Internationale Energieagentur stellt in ihrem jüngsten World Energy Outlook fest, dass die weltweiten Batteriespeicher-Zubauten im Jahr 2024 77 GW erreichten, und fügt hinzu, dass die Batteriepreise im Jahr 2024 um 20 Prozent fielen. Dies war „der größte jährliche Rückgang seit 2017“ und „maßgeblich durch erhebliche Preisrückgänge bei Lithium, Nickel, Kobalt und Graphit bedingt“. Die IEA stellt ferner fest, dass die weltweit installierte Batteriekapazität bis 2050 auf 2.900 GW ansteigen muss, um das Netto-Null-Ziel zu erreichen. All dies spricht für eine starke, anhaltende Nachfrage nach Lithium-Ionen-Batterien, und die Lithium-Ionen-Chemie wird weiterhin ihren Platz in der Großbatterieindustrie haben. Die Nachfrage nach LDES hat das Interesse von Eku Energy an Langzeitspeicherprojekten wie unserem 100 MW / 800 MWh Griffith BESS in Australien sowie zwei weiteren Projekten in England die auch jeweils eine Speicherkapazität von acht Stunden haben werden.

Einige dieser Chemien können potenziell Großprojekte zu geringeren Kosten realisieren und bieten zusätzliche Sicherheitsvorteile. Werfen wir einen Blick auf einige der vielversprechendsten Kandidaten.

Natrium-Ionen

Diese Batterien verwenden günstiges, reichlich vorhandenes Salz (Natrium). Obwohl sich Natrium-Ionen-Batterien noch in der Pilot- und Früh-kommerziellen Phase befinden, sind sie der „chemische Cousin“ von Lithium, da beide Elemente zur Gruppe der Alkalimetalle im Periodensystem gehören. Aufgrund ihrer engen Verwandtschaft können Natrium-Ionen-Batterien oft mit denselben Anlagen und Fabriken gebaut werden, die derzeit für LFP-Batterien verwendet werden, weshalb kein „Gigafactory“-Phänomen neu gestartet werden muss, das die Entstehung von Lithium-Ionen-Batterien vorangetrieben hat. Hersteller werden Natrium hauptsächlich aus Soda und Industriesalz beziehen. Soda, auch bekannt als Natriumcarbonat, kann natürlich durch den Abbau von Trona-Erz gewonnen werden. Soda kann auch synthetisch hergestellt werden. Industriesalz, auch bekannt als Natriumchlorid, wird durch Prozesse wie die Verdampfung von Meerwasser-Solebecken, Wasserentsalzung oder den Abbau von Steinsalz gewonnen. Die Fülle an Natrium-Ionen (Kochsalz) bedeutet auch, dass das Potenzial besteht, diese Batterien zu deutlich geringeren Kosten als LFP-Batterien herzustellen, ohne die gleichen Extraktions- und Lieferkettenrisiken wie bei Lithium. LFP-Batterien haben auch Herausforderungen beim Transport, da eine vollständige Entladung sie beschädigen kann. Das bedeutet, sie müssen mit einer Ladung von etwa 30 Prozent versandt werden, was im Falle eines Unfalls ein potenzielles, aber höchst unwahrscheinliches Brandrisiko darstellt. Natrium-Ionen-Batterien können mit einem Ladezustand von null versandt werden. Einige Formulierungen von Natrium-Ionen-Batterien behalten ihre Kapazität auch in heißen oder kalten Klimazonen wesentlich besser als Lithium-Ionen-Batterien, was sie an extreme Wetterbedingungen anpassungsfähiger macht und potenziell den Hilfsenergieverbrauch und die Wartungskosten für das Wärmemanagement senkt. Natrium-Ionen-Batterien haben allerdings eine geringere Energiedichte als ihre Lithium-Verwandten und benötigen mehr Platz, um die gleiche Leistung zu erzeugen. Eine Natrium-Ionen-Konfiguration in einem Standard-Schiffscontainer erzeugt etwa 2,3-3,0 MWh, verglichen mit 5,4-6,4 MWh aus einem LFP-Paket. Wood Mackenzie sagt, dass Natrium-Ionen-Batterien „eine etwas schnellere Abwärtsentwicklung“ als Lithium-Ionen-Batterien aufweisen, aber voraussichtlich erst „um 2035“ die Preisparität erreichen werden.

Vanadium

Im Gegensatz zu Lithium-Ionen-Batterien, bei denen Kapazität und Leistung gebündelt sind, entkoppelt eine Vanadium-Redox-Flow-Batterie diese beiden Ausgänge. Bei einer Lithium-Ionen-Batterie hängt die gespeicherte Energiemenge von der Menge des festen Aktivmaterials ab. Lithium-Ionen bewegen sich beim Laden und Entladen zwischen positiven und negativen Elektroden (üblicherweise Graphit und ein Übergangsmetalloxid). Bei einer Vanadium-Redox-Flow-Batterie hängt die gespeicherte Energie mit einem flüssigen Elektrolyten zusammen, der oft in externen Tanks enthalten ist. Dieser Elektrolyt wird dann durch einen Redox-Flow-Batterie-„Stack“ gepumpt, wo Energie durch Änderung seines Oxidationszustands gespeichert werden kann. Wenn mehr Kapazität benötigt wird, können die Tanks vergrößert werden; wenn mehr Leistung benötigt wird, können weitere Stacks hinzugefügt werden. Dies macht Vanadium-Batterien zu einer zunehmend attraktiven Option für Entwickler von Energiespeichern mit längerer Dauer, da die Grenzkosten für die Erweiterung des Systems um zusätzliche Speicherstunden deutlich niedriger sind als bei herkömmlichen Batteriechemien. Australien ist hier einzigartig positioniert, da es einige der weltweit größten Vanadiumvorkommen besitzt.

Eisen-Luft

Diese Batterien nutzen Eisen, Wasser und Luft. Die Eisen-Luft-Technologie basiert auf einem grundlegenden chemischen Prozess, der als „reversible Rostbildung“ bekannt ist. Während Lithium-Ionen-Batterien versiegelte Einheiten sind, „atmen“ Eisen-Luft-Systeme. Während der Entladung nimmt die Batterie Sauerstoff aus der Luft auf, der mit einer Eisenanode reagiert, um Rost zu bilden und Energie freizusetzen. Zum Aufladen wird ein elektrischer Strom angelegt, um den Rost wieder in metallisches Eisen umzuwandeln, wodurch die Batterie Sauerstoff „ausatmet“. Eisen-Luft-Systeme sind für die mehrtägige Speicherung konzipiert und können Energie bis zu 100 Stunden lang kontinuierlich abgeben. Dies macht sie zu einer idealen Lösung, um Engpässe bei erneuerbaren Energien zu überbrücken. Aus Kostensicht ist die Eisen-Luft-Technologie äußerst wettbewerbsfähig. Eisenerz ist wesentlich häufiger und kostengünstiger als Mineralien wie Lithium oder Kobalt, was bedeutet, dass diese Systeme potenziell günstiger als Lithium-Ionen-Batterien hergestellt werden können. Darüber hinaus macht der wasserbasierte, nicht brennbare Elektrolyt diese Systeme sicher für den großflächigen Netzeinsatz. Wie Natrium-Ionen-Batterien haben Eisen-Luft-Batterien eine geringere Energiedichte als Lithium-Ionen-Batterien, was bedeutet, dass sie einen größeren physischen Platzbedarf haben. Die mehrtägige Zuverlässigkeit könnte sie jedoch zu einem entscheidenden Partner für ein vollständig erneuerbares Stromnetz machen.

Wir verfolgen die Entwicklung

Lithium-Ionen-Batterien bleiben das Fundament unserer aktuellen Projektflotte. Doch die Energiewende beschleunigt sich. Indem wir eine Mischung aus Batteriechemien erforschen und die am besten geeignete Lösung für unsere Projekte auswählen, stellen wir sicher, dass die Netze maximale Flexibilität für die Stilllegung von Kohlekraftwerken haben.

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