Ein Versuch: Kostenvergleich von LFP- und Redox-Flow-Batterien
Die Wahl der richtigen Speichertechnologie ist entscheidend für die Stabilität und Effizienz eines zukünftigen Energiesystems, das stark auf fluktuierende erneuerbare Energien setzt. Diese Unkalkulierbarkeit zwischen Bedarf und Produktion wird auch als massives Hindernis bei der Umsetzung der Energietransformation gesehen.
Besonders batterieelektrische Speichersysteme, sogenannte BESS, werden als eine Lösung vorgeschlagen. Und tatsächlich sind die Kosten für Lithiumionenbatterien in den letzten Jahren dramatisch gesunken. Allerdings kritisiert man zurecht, dass solche großen Batteriespeicher, wie sie für die Netzunterstützung benötigt werden, nur eine kurze Überbrückungszeit zur Verfügung stellen. Hier können die neu hinzukommenden Redox-Flow-Batterien (RFB) eine Lücke schließen.
Vergleich der Kosten für 1 GWh Speicherkapazität
Die Kosten für Batteriespeichersysteme (mit Anschuss an das Übertragungsnetz) sind dynamisch und hängen stark von Faktoren wie der Größe des Systems, der Speicherdauer (Anzahl der Stunden, für die Energie gespeichert werden kann), dem Hersteller und dem Zeitpunkt der Beschaffung ab. Die hier genannten Werte beziehen sich auf Systemkosten, die neben den Batteriezellen oder -stacks auch die Leistungselektronik (PCS), das Batteriemanagementsystem (BMS), die Kühlung und die Integration ins Übertragungsnetz umfassen. Der reine Vergleich der Speichereinrichtungen (Batterienzellen, RFB-Stacks) bildet die Gesamtkosten nur unzureichend ab.
LFP-Batterien (Lithium-Eisenphosphat): LFP-Batterien haben in den letzten Jahren erhebliche Preisrückgänge erlebt. Während die reinen Zellpreise in China teilweise bei unter 60 USD/kWh liegen, liegen die Systemkosten für große, netzgekoppelte LFP-Speicher (z.B. für 4- bis 10-stündige Speicherdauer) in aktuellen Studien und Prognosen typischerweise im Bereich von 115 bis 480 USD pro kWh.
Bei einem optimistischen Wert von 115 USD/kWh (reine Batteriepakete, BloombergNEF, Nov. 2023) würde 1 GWh etwa 115 Millionen USD kosten. Bei einem umfassenderen Systemkostenansatz, der auch die Balance of System (BOS) und Integrationskosten berücksichtigt (z.B. NREL 2022/2023, PNNL 2020), liegen die Kosten eher bei 350-480 USD/kWh. Demnach würde 1 GWh etwa 350 bis 480 Millionen USD kosten.
Es ist also wichtig zu beachten, dass die reinen Zellkosten oft deutlich unter den Systemkosten liegen, da für ein funktionsfähiges Speichersystem viele weitere Komponenten und Dienstleistungen erforderlich sind (z.B. Anschluss an die Mittelspannungs- oder Hochspannungsebene) - ein Vergleich dieser Kosten also die Realität nicht korrekt wiedergibt.
Redox-Flow-Batterien (RFB): Redox-Flow-Batterien sind in der Regel für längere Speicherdauern (oft 4 Stunden und mehr) konzipiert und bieten den Vorteil, dass Leistungs- und Energiekapazität entkoppelt sind. Die Kosten für RFB-Systeme lagen in der Vergangenheit oft höher als die von Lithium-Ionen-Systemen, sind aber ebenfalls rückläufig. Dieser Rückstand gegenüber der Lithium-Ionen-Technik lässt sich vor allem dadurch erklären, dass Redox-Flow-Batterien durch einen erheblich späteren Beginn der Kommerzialisierung und der im Moment noch geringeren Technologie-Readiness einen Nachteil haben. Weltweit tragen zahlreiche bereit installierte RFB Netz-Speicher im mehrere Hundert MWh-Bereich dazu bei, Optimierungen in der Prozessführung und Herstellung zu entwickeln.
Aktuelle Schätzungen und Studien (z.B. PNNL 2020; Universität Padua 2024) beziffern die Systemkosten für Vanadium-Redox-Flow-Batterien für große Anwendungen (z.B. 100 MW, 10 Stunden) auf etwa 270 bis 500 USD/EUR pro kWh. Bei 270-500 USD/kWh würde 1 GWh etwa 270 bis 500 Millionen USD kosten.
Für 1 GWh Speicherkapazität liegen die Systemkosten von LFP- und Redox-Flow-Batterien für netzgekoppelte Anwendungen in einem vergleichbaren Bereich. LFP-Batterien haben in den letzten Jahren aggressivere Preisrückgänge erlebt, insbesondere bei den reinen Zellkosten. Redox-Flow-Batterien können bei sehr langen Speicherdauern (z.B. über 8-10 Stunden) potenziell kostengünstiger werden, da die Kosten für die z.B. Elektrolyt-Tanks relativ gering sind im Vergleich zu den elektrochemischen Zellen.
Prognostizierte Zyklenlebensdauer – Vorteil Redox-Flow-Batterie
Die Zyklenlebensdauer gibt an, wie oft eine Batterie vollständig geladen und entladen werden kann, bevor ihre Kapazität unter einen bestimmten Schwellenwert (oft 80 % der ursprünglichen Kapazität) fällt.
LFP-Batterien sind bekannt für ihre im Vergleich zu anderen Lithium-Ionen-Chemien deutlich längere Zyklenlebensdauer. Bei optimalen Bedingungen, insbesondere bei moderater Entladetiefe (Depth of Discharge, DoD) und Temperaturmanagement, können LFP-Zellen über 10.000 Zyklen erreichen. Einige Hersteller sprechen sogar von bis zu 15.000 Zyklen oder mehr unter idealen Laborbedingungen oder bei sehr geringer DoD. Die kalendarische Lebensdauer (Gesamtlebensdauer unabhängig von Zyklen) wird oft mit 5 bis 10 Jahren angegeben.
Redox-Flow-Batterien zeichnen sich durch eine außergewöhnlich hohe Zyklenlebensdauer aus, die zu ihren größten Vorteilen zählt. Da bei Redox-Flow-Batterien keine festen Phasenübergänge in den Elektroden stattfinden (wie bei Lithium-Ionen-Batterien), erfahren sie kaum Degradation durch Lade- und Entladezyklen. Prognosen und Testergebnisse zeigen Zyklenlebensdauern von über 10.000 Zyklen, oft sogar 15.000 bis 20.000 Zyklen und mehr. Die kalendarische Lebensdauer ist ebenfalls sehr lang, typischerweise 10 bis 20 Jahre, da Komponenten wie Elektrolyt und Stack unabhängig voneinander gewartet oder ausgetauscht werden können. Der Elektrolyt selbst kann oft über Jahrzehnte hinweg verwendet werden, gegebenenfalls mit geringfügigen Auffrischungen.
Der fundamentale Unterschied in der Zyklenlebensdauer liegt in der Funktionsweise der Batterien. LFP-Batterien sind Festkörperbatterien, bei denen die Ionen zwischen den Elektroden wandern und dort chemische Reaktionen eingehen, die im Laufe der Zeit zu einer Materialdegradation führen können. Redox-Flow-Batterien hingegen speichern die Energie in flüssigen Elektrolyten, die durch eine Zelle gepumpt werden. Die elektrochemischen Reaktionen finden an der Oberfläche inerter Elektroden statt, was die Degradation durch Zyklen minimiert. Diese hohe Zyklenfestigkeit ist ein entscheidender Vorteil für Anwendungen, die häufige Lade- und Entladezyklen erfordern, wie die Pufferung von erneuerbaren Energien im Stromnetz.
Obwohl die Anschaffungskosten pro kWh bei RFB möglicherweise noch etwas höher sein können als bei den günstigsten LFP-Systemen, kann die längere Gesamtlebensdauer die Total Cost of Ownership (TCO) von Redox-Flow-Batterien bei entsprechenden Anwendungen wettbewerbsfähig machen.
Sowohl LFP- als auch Redox-Flow-Batterien spielen eine wichtige Rolle in der Energiespeicherung. Während LFP-Batterien durch ihre sinkenden Kosten und die gute Zyklenfestigkeit für viele Anwendungen mit kürzerer Speicherdauer attraktiv sind, bieten Redox-Flow-Batterien durch ihre extrem hohe Zyklenlebensdauer und Skalierbarkeit für lange Speicherdauern eine vielversprechende Lösung für die mittelfristige Pufferung von Fluktuationen in der erneuerbaren Energieerzeugung. Die Wahl der Technologie hängt letztlich von den spezifischen Anforderungen der Anwendung, der gewünschten Speicherdauer und der Betrachtung der Lebenszykluskosten ab und nicht von den reinen Kosten der Speicherelemente.
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