Die Verfügbarkeit preiswerter LFP-Batterien befeuert den Antragsboom für BESS-Anlagen in Deutschland, zumal sie „eine deutlich höhere Sicherheit als NMC-Zellen bieten“, sagt Sauer. Lithium-Ionen-Batterien mit Kathoden auf der Basis von Nickel, Mangan und Kobalt (NMC) enthalten im Vergleich zu LFP-Speichern deutlich mehr chemische Energie, die ein Löschen im Brandfall nahezu unmöglich macht. Auch die Langzeitstabilität mit bis zu 10.000 Vollzyklen beschränkt den Einsatz in Großbatteriespeichern für 15 bis 20 Jahre nicht. In der Realität werden BESS eher in Teilzyklen gefahren, die Batterien also nur selten bis auf ein Minimum entladen. Das verlängert die Lebensdauer der Batterie. Nicht zuletzt ist die Reaktionsgeschwindigkeit der Stromspeicher schnell genug, um Strom selbst in Bruchteilen einer Sekunde für eine das Stromnetz stabilisierende Momentanreserve zur Verfügung zu stellen. „Die Batterien reagieren sogar schneller als die angeschlossene Leistungselektronik, die das Wechselspiel mit dem Stromnetz reguliert“, sagt Sauer.
Lithium-Eisenphosphat-Batterien: Eine Frage der Energiedichte
In einer grundlegenden Disziplin haben LFP-Systeme allerdings das Nachsehen: bei der Energiedichte. Sie gibt an, wie viel Raum ein Stromspeicher für eine bestimmte Strommenge benötigt. Das ist gerade für Großbatteriespeicher an Standorten mit hohen Grundstückspreisen relevant. Spitzenreiter bei der sogenannten volumetrischen Energiedichte ist die NMC-Lithium-Ionen-Batterie. Komplette Packs – also Systeme mit Batteriezellen und Elektronik – kommen auf 450 bis 700 Wattstunden pro Liter (Wh/l). LFP-Packs speichern mit gut 300 bis 400 Wh/l etwa ein Drittel weniger Strom. Aber da sie nur rund die Hälfte von NMC-Speichern kosten, bleiben sie für BESS-Betreiber erste Wahl.
„Es gibt Wege, die Energiedichte weiter nach oben zu treiben“, sagt Sauer. Möglich wird das mit dem Metall Mangan. Es ist zwar teurer als Eisen, aber deutlich günstiger als Nickel oder Kobalt. Batterien mit Lithium-Eisen-Mangan-Phosphat (LFMP) haben das Potenzial, die Energiedichte um bis zu 20 Prozent zu steigern. Noch werden LFMP-Batteriezellen nicht im großen Maßstab gefertigt. Doch lange wird es bis zu LFMP-Batteriepacks mit 350 bis 450 Wh/l wahrscheinlich nicht mehr dauern.
BESS-Alternative 1: Natrium-Ionen-Batterien
Wie lange LFP-Batterien mitsamt optimierten Varianten den BESS-Markt beherrschen werden, lässt sich schwer vorhersagen. Der nächste Kandidat bringt sich bereits in Stellung: die Natrium-Ionen-Batterie. Das Element Natrium ist im Unterschied zu Lithium weltweit in großen Mengen verfügbar und deutlich günstiger. Der größte BESS mit Natrium-Ionen-Batterien und 100 Megawattstunden Speicherkapazität ist im chinesischen Qianjiang bereits 2024 ans Netz gegangen. In Bremen hat der Schweizer Batteriehersteller Phenogy vergangenes Jahr eine Natrium-Ionen-Anlage mit immerhin einer Megawattstunde Speicherkapazität in Betrieb genommen. Und aktuell erweitert RWTH-Batterieforscher Sauer seinen Forschungsbatteriespeicher M5BAT mit Natrium-Ionen-Packs, die insgesamt sogar anderthalb Megawattstunden speichern werden. In vielen Testläufen erprobt Sauers Arbeitsgruppe, wie sich Natrium-Ionen-Batterien im Vergleich zu verschiedenen Lithium-Ionen-Batterien im realen Marktbetrieb behaupten können.
Spätestens wenn der aktuell moderate Preis für Lithium wieder anzieht, werden Natrium-Ionen-Batterien ihren Kostenvorteil ausspielen können. „So frisch die Technologie ist, wird sie mit Sicherheit bleiben“, ist auch Sauer überzeugt. Sinkende Preise hält er für wahrscheinlich, da die Skalierung der Produktionsanlagen gerade erst begonnen hat. Wegen der großen Ähnlichkeit könnten Fertigungslinien für Lithium-Ionen-Batterien rasch umgestellt werden. „Diese Hürde ist sehr klein“, sagt Sauer.
BESS-Alternative 2: Redox-Flow-Speicher
Weniger optimistisch beurteilt Sauer dagegen die Chancen von Redox-Flow-Speichern. Sie funktionieren wie eine Batterie mit Tanks. Zwei flüssige Elektrolyte mit gelösten Metallverbindungen – etwa Vanadium in verschiedenen Oxidationsstufen – werden aus externen Behältern durch eine Reaktionszelle mit porösen Elektroden und Membranen gepumpt. In dieser Zelle finden elektrochemische Redoxreaktionen statt, Elektronen fließen über den äußeren Stromkreis. Die Energiemenge ergibt sich aus dem Tankvolumen und lässt sich an einem Standort flexibel durch zusätzliche Tanks erweitern. Redox-Flow-Speicher gelten als sehr sicher. Im Unterschied zu Lithium-Ionen- und Natrium-Ionen-Batterien gibt es mit den wasserbasierten Elektrolyten kein Brandrisiko. Allerdings ist die Energiedichte deutlich geringer und damit der Platzbedarf für eine BESS-Anlage erheblich größer.
| LFP-Batterien (Lithium-Eisenphosphat) | Natrium-Ionen-Batterien | Redox-Flow-Speicher | |
| Technologiestatus | technisch ausgereift, aktuell dominierend | noch im Aufbau, erste Großanlagen und Tests | etabliertes Konzept, aber geringere Marktdynamik |
| Verfügbarkeit / Produktion | Massenproduktion, vor allem in China | Produktion im Hochlauf, Skalierung beginnt | Einzelprojekte, noch begrenzte Verbreitung |
| Kosten | ca. 40 bis 60 Dollar pro kWh | ca. 60 Dollar pro kWh | ca. 300 Dollar pro kWh |
| Preisentwicklung | stark gefallen (halbiert in 2 Jahren, gedrittelt seit 2020) | gute Aussichten auf weitere Kostensenkung | Potenzial für Senkung, aber aktuell teuer |
| Rohstoffe | Lithium, Eisen | Natrium (weltweit reichlich verfügbar) | häufig Vanadium (teuer), teils Eisen als Alternative |
| Energiedichte (volumetrisch) | ca. 300–400 Wh/l | ca. 200–300 Wh/l | deutlich geringer als Batterien |
| Platzbedarf | mittel | höher als LFP | sehr hoch |
| Skalierbarkeit | standardisiert, weit verbreitet | gute Skalierungsperspektiven | sehr flexibel über Tankvolumen |
| Marktrolle aktuell | Marktführer bei BESS | aufstrebende Alternative | Nischenlösung |
| Zukunftsperspektive | kurz- bis mittelfristig führend | gute Chancen bei steigenden Lithiumpreisen | Chancen bei längeren Speicherzeiten, aber unsicher |
BESS: Längere Speicherdauer und weniger Zyklen gefragt
In 15 bis 20 Jahren allerdings kann der Markt für Großbatteriespeicher schon ganz anders aussehen. Denn mit immer mehr Speichern und fortschreitender Energiewende verlängert sich die benötigte Speicherdauer. „Was heute installiert wird, ist vor allem für den Regelenergie- und Intradaymarkt ausgelegt“, sagt ISE-Forscher Gandhi. Das bedeutet: viele Zyklen, bis zu sechs pro Tag, und schnell verfügbare, aber geringe Strommengen. „Diese Märkte werden relativ rasch gesättigt sein und dadurch weniger lukrativ“, sagt Gandhi. Um neue Märkte zu erschließen, müssten die Speicherzeiten stetig zunehmen. Derzeit sind zwei bis drei Stunden normal, „in zehn Jahren sind wir sicherlich bei 5 bis 15 Stunden Speicherzeit“, so Gandhi. Das entspricht dann etwa einem Lade- und Entladezyklus pro Tag oder gar nur noch 50 bis 100 Zyklen pro Jahr.
Die Zukunft der Batterie: Vielfalt
Nach Schätzungen der Internationalen Energieagentur wird sich der jährliche Batteriebedarf bis zum Jahr 2040 auf mindestens vier Terawattstunden vervierfachen. Haupttreiber ist demnach die Elektromobilität, gefolgt von stationären Speichern. Damit vervielfacht sich auch der Rohstoffbedarf: Lithium, Kobalt, Nickel werden knapper und teurer. Diesen drohenden Flaschenhals analysierte jüngst die Forschungsgruppe von Heidi Heinrichs vom Forschungszentrum Jülich im Fachblatt Resources, Conservation & Recycling. Ihr Ergebnis: „Wir brauchen mehr unterschiedliche Batterien, da ein großer Marktanteil von Lithium-Ionen-Batterien zu Engpässen bei Lithium, Nickel, Kobalt und Graphit führen kann.“ Heinrichs sieht die Notwendigkeit, immer mehr alte Batterien effizient zu recyceln. Eine weitere Option: In stationären Speichern ließen sich zunehmend ausgediente, aber immer noch funktionierende Lithium-Batterien aus Elektroautos einsetzen.
