Während Energie in den USA und Asien bereits in „Gigabatterien“ gespeichert wird, hinkt Europa hinterher. Das soll sich mit neuen Technologien wie Redox-Flow-Akkus ändern.

Batteriespeicher erfreuen sich in Österreich vor allem bei kleinen PV-Anlagen wachsender Beliebtheit. Wer auf dem Dach oder Balkon Strom erzeugt, ihn aber nicht sofort verbrauchen oder verkaufen will, kann ihn in einer Batterie für abends oder sonnenarme Tage zwischenspeichern. Die immer günstiger werdende Lithium-Ionen-Technologie macht das bereits sehr effizient möglich. Prinzipiell könnten auch große Photovoltaik- oder Windkraftanlagen ihre Energie in Batteriemodulen speichern. In Europa hat sich dieses Prinzip zwar noch nicht durchgesetzt, doch mit fallenden Batteriepreisen und steigenden Anteilen erneuerbarer Energien im Netz dürfte sich das bald ändern.

Der Grund: Wenn Strom bei viel Wind oder Sonne produziert wird und durch den entstehenden Überschuss die Abnehmer fehlen, müssen Anlagen ohne Speichermöglichkeit Negativpreise akzeptieren, um überhaupt einspeisen zu können. Im schlimmsten Fall müssen sie gar vom Netz genommen werden. Eine Option, die überschüssige Energie umzuwandeln, sind große Elektrolyseanlagen zur Umwandlung von Wind- und Solarstrom in Wasserstoff. Da diese noch auf sich warten lassen, boomen weltweit Batteriespeicher.

Vor allem in den USA, Australien und China sind bereits „Gigabatterien“ im Einsatz. Der weltweit größte Batteriespeicher steht in der sonnenreichen Mojave-Wüste in Kalifornien. Dort wird der Strom einer fast 19 Quadratkilometer großen Photovoltaikanlage in 120.000 Batteriemodulen gespeichert. Die Gesamtkapazität der Lithium-Ionen-Batterien, die in Containern gelagert sind, beträgt 3,2 Gigawattstunden (GWh) – genug, um 75 Prozent des tagsüber produzierten PV-Stroms zu speichern. Rechnerisch könnte die Batterie drei Millionen Haushalte für zwei Stunden mit Strom versorgen. Noch größere Projekte sind in Australien, Südamerika und China in Planung.

Europa hinkt dieser Entwicklung zwar noch hinterher, doch auch hier entstehen erste Großspeicher. Die derzeit größte Batterie in Pillswood, East Yorkshire, Großbritannien, ist mit 0,2 GWh noch um eine Größenordnung kleiner. Sie kann 300.000 Haushalte für zwei Stunden versorgen und nutzt das Tesla-Megapack-System als Zwischenspeicher für die im Bau befindlichen Offshore-Windparks in der Nordsee. Eine der größten europäischen Anlagen soll in Brokdorf (Schleswig-Holstein) auf dem Gelände des ehemaligen Kernkraftwerks entstehen. Im Vollausbau wird sie mit 1,6 GWh Speicherkapazität 1,5 Millionen Haushalte für zwei Stunden versorgen. In Planung befinden sich auch viele andere Projekte.

Nachteil von Lithium

Derzeit dominieren bei Großspeichern noch Lithium-Ionen- und Lithium-Eisen-Technologien. Neben der hohen Energiedichte sind vor allem sinkende Batteriepreise ein Treiber dieser Entwicklung. Während 2010 die Speicherung einer Kilowattstunde noch 1000 Euro kostete, liegt der Preis heute bei 80 bis 120 Euro. Die auf Lithium basierenden Batterien haben jedoch auch Nachteile, erklärt Christian Pichler, Batterieforscher am Kompetenzzentrum für elektrochemische Oberflächentechnologie (CEST): „Lithium ist ein kritischer Rohstoff. Zudem verlieren die Batterien mit der Zeit an Kapazität und haben begrenzte Ladezyklen. Und das Brandrisiko ist hoch.“

Ein drastisches Beispiel lieferte die Moss Landing Energy Storage Facility in Kalifornien: Mitte Jänner brannte die Großbatterie mit 3 GWh Speicherkapazität fast vollständig ab. Die genaue Ursache ist noch unklar, wahrscheinlich war es jedoch eine Überhitzung einzelner Elemente. Forscherinnen und Forscher suchen daher seit langem nach sichereren und langlebigeren Alternativen. Besonders vielversprechend sind dabei Redox-Flow-Batterien. „Die Technologie ist robust und langlebig, das Brandrisiko minimal“, sagt Pichler.

Der Unterschied zu Lithium-Batterien liegt in der Bauweise: Während chemische Speicher- und Entladereaktionen zwar an Elektroden stattfinden, wird die Energie in externen Tanks mit nicht brennbaren Elektrolytlösungen gespeichert. Nur während des Ladens und Entladens wird die Lösung durch die Batteriezelle gepumpt, wo die chemische Energieumwandlung an Membranen erfolgt.

Da die Elektroden nicht als Speicher dienen, gibt es keine „Memory-Effekte“ oder Alterungserscheinungen. „Theoretisch haben Redox-Flow-Batterien unbegrenzte Ladezyklen und eine extrem lange Lebensdauer“, sagt Pichler, der am CEST an der Optimierung dieser Technologie forscht. Als K1-Kompetenzzentrum wird es teilweise mit öffentlichen Geldern des Wirtschafts- und Infrastrukturministeriums über die FFG-Comet-Schiene gefördert.

Noch ein Kostenproblem

In der Praxis rechnet man bei Redox-Flow-Technologien mit 20 bis 25 Jahren ohne Qualitätsverlust – deutlich mehr als bei Lithium-Batterien, die auf zehn bis 15 Jahre geschätzt werden. Auch hinsichtlich der Rohstoffe sind Redox-Flow-Batterien flexibel. Derzeit werden meist Vanadium-Salze als Elektrolytmedium eingesetzt. „Da Vanadium keine chemische Verbindung mit der Flüssigkeit eingeht, kann es ohne Qualitätsverlust recycelt werden“, erklärt Pichler. Alternativ sind auch andere Elektrolytlösungen möglich, etwa auf Basis organischer Moleküle wie Chinone, die in biologischen Prozessen vorkommen und synthetisch hergestellt werden können.

Der größte Nachteil der Redox-Flow-Technologie ist noch der Preis. „Es gibt kaum Massenproduktion“, so Pichler. „Die Technologie ist zwar langlebig und wartungsarm, aber die Anschaffungskosten sind hoch.“ Das könnte sich jedoch bald ändern. Prognosen erwarten, dass Redox-Flow-Batterien in Zukunft vermehrt für große Netzspeicherprojekte genutzt werden. Ein Meilenstein ist der weltweit größte Redox-Flow-Speicher, der im Dezember 2024 in der chinesischen Region Xinjiang ans Netz ging. Mit einer Speicherkapazität von 0,7 GWh kann er eine Million Haushalte für zwei Stunden mit Strom versorgen.

Der Standard