Neues Batteriekonzept auch für Biogasanlagen interessant!
Lesezeit: 4 Minuten
Der Hersteller JenaBatteries sieht in Flüssigbatterien großes Potenzial. Dafür könnten auch ehemalige Behälter von Biogasanlagen zum Einsatz kommen.
Sie bieten ab 2021 Redox-Flow-Batterien an. Wie funktionieren diese?
Conrad: Das sind Flüssigbatterien, die sich nur stationär einsetzen lassen, also nicht im Auto beispielsweise. Wie bei herkömmlichen Batterien werden an der Kathode Elektronen aufgenommen und an der Anode abgeben. Als Speichermedium dienen in Wasser gelöste organische Salze. Anders, als z.B. bei Blei- oder Lithium-Ionen-Batterien ist die Energie auch nicht in festen Elektroden gespeichert, sondern in zwei Flüssigkeiten. Diese lassen sich in Tanks speichern, weshalb sich die Speicherkapazität unabhängig von der Leistung der Batterie erweitern lässt.
Welche Vorteile hat das System?
Conrad: Das Wichtigste ist, dass wir für unser System keine Schwermetalle oder seltene Erden benötigen, die energieaufwändig und unter umweltschädlichen Bedingungen abgebaut und größtenteils aus Ländern außerhalb der EU importiert werden müssen. Der künftige Speicherbedarf ist so riesig, dass es fraglich ist, ob die Rohstoffe dafür weltweit überhaupt ausreichen. Daher müssen diese Rohstoffe für die E-Mobilität reserviert werden. Die Klimabilanz der Flüssigbatterie ist auch günstiger. Bei Lithium-Ionen beträgt sie dagegen mehrere Jahre. Auch ist die Lebensdauer mit mehr als 10000 Ladezyklen deutlich länger, Lithium-Akkus kommen in der Regel nur auf wenige 1000. Zudem haben Redox-Flow-Speicher keine Selbstentladung und sind nicht entflammbar.
Was sind die Nachteile der Technik?
Conrad: Flüssigbatterien benötigen bei gleicher Kapazität deutlich mehr Platz als z. B. Li-Akkus. Das gilt auch für unsere Batterie. Im Umkehrschluss bedeutet das aber auch eine höhere Sicherheit, denn wenn man viel Energie auf kleinem Raum speichert, ist die Gefahr von Feuer und Explosion groß.
Würden Sie Ihr Produkt als umweltfreundlich beschreiben?
Conrad: Weil wir auf Metalle verzichten, ist unsere Batterie im Vergleich zu anderen Technologien mit weniger Umweltschäden verbunden. Außerdem halten unsere Batterien länger. Allerdings sind die Speicherflüssigkeiten als wassergefährdend eingestuft.
Wenn Sie 2021 erst starten: Ist das Produkt schon marktreif?
Conrad: Ja, wir starten 2020 mit den ersten Pilotanlagen. Unser erstes Modell ‚Basis‘ ist in einem Container untergebracht. Es wird eine Leistung von 100 Kilowatt und eine Speicherkapazität von 400 Kilowattstunden haben.
Wie lassen sich erneuerbare Energien damit verbinden?
Conrad: Den Container können wir z.B. an Wind- oder Solarparks aufstellen. Im Falle von Netzengpässen, bei denen die Anlagen heute abgeregelt werden müssen, könnten sie weiter betrieben werden und den Strom dann anstatt ins Netz in den Speicher laden.
Wäre der Speicher damit ein Geschäftsmodell für Anlagen, die in Regionen mit schwachen Netzen oder geringer Stromabnahme stehen und daher häufig abgestellt werden?
Conrad: Nein, jedenfalls nicht ausschließlich. Dafür sind die Speicher generell zu teuer und die Speicherung von Überschussstrom zu selten für eine Amortisation. Sinnvoll wäre, den Speicher zwar in der Nähe der dezentralen Anlagen zu installieren, damit aber in erster Linie Systemdienstleistungen wie Regelenergie anzubieten. In den seltenen Fällen, in denen der Windpark zu viel Strom erzeugt, könnte der Speicher die Strommenge dann aufnehmen und so für den Betreiber eine zusätzliche Einnahmequelle generieren.
Wie teuer ist die Redox-Flow-Batterie im Vergleich zu Lithium-Ionen?
Conrad: Da wir erst ganz am Anfang der Produktion stehen, liegen die Kosten noch höher. Aber wir gehen davon aus, dass wir nach jetziger Prognose im Jahr 2024 gleichteuer mit anderen Großspeichern sein werden. Das können wir ziemlich genau vorhersagen, weil wir Zugriff auf alle Rohstoffe im Inland haben. Wir streben an, die Speicherkosten bis zum Jahr 2024 auf unter 500 € je eingespeicherter Kilowattstunde zu reduzieren. Heute liegen wir allgemein bei Batteriespeichern bei rund 1000 €/kWh. Aber die Kosten könnten noch stärker sinken, wenn wir vorhandene Infrastruktur nutzen.
Welche wäre das?
Conrad: Wir denken dabei an Biogasanlagen, die eventuell ihren Betrieb aufgeben, wenn die 20-jährige Förderung ausläuft. Die Anlagenbetreiber könnten die vorhandenen Gärbehälter zum Speichern der Flüssigkeiten nutzen. Außerdem ist die elektrische Infrastruktur wie der Netzanschluss vorhanden. Damit könnte der Betrieb eines Großspeichers ein neues Geschäftsfeld für eine ehemalige Biogasanlage werden. Die Batterien lassen sich aber auch in der Industrie oder im Gewerbe einsetzen, z.B., um Lastspitzen und damit hohe Leistungspreise zu vermeiden.
hinrich.neumann@topagrar.com
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Der Hersteller JenaBatteries sieht in Flüssigbatterien großes Potenzial. Dafür könnten auch ehemalige Behälter von Biogasanlagen zum Einsatz kommen.
Sie bieten ab 2021 Redox-Flow-Batterien an. Wie funktionieren diese?
Conrad: Das sind Flüssigbatterien, die sich nur stationär einsetzen lassen, also nicht im Auto beispielsweise. Wie bei herkömmlichen Batterien werden an der Kathode Elektronen aufgenommen und an der Anode abgeben. Als Speichermedium dienen in Wasser gelöste organische Salze. Anders, als z.B. bei Blei- oder Lithium-Ionen-Batterien ist die Energie auch nicht in festen Elektroden gespeichert, sondern in zwei Flüssigkeiten. Diese lassen sich in Tanks speichern, weshalb sich die Speicherkapazität unabhängig von der Leistung der Batterie erweitern lässt.
Welche Vorteile hat das System?
Conrad: Das Wichtigste ist, dass wir für unser System keine Schwermetalle oder seltene Erden benötigen, die energieaufwändig und unter umweltschädlichen Bedingungen abgebaut und größtenteils aus Ländern außerhalb der EU importiert werden müssen. Der künftige Speicherbedarf ist so riesig, dass es fraglich ist, ob die Rohstoffe dafür weltweit überhaupt ausreichen. Daher müssen diese Rohstoffe für die E-Mobilität reserviert werden. Die Klimabilanz der Flüssigbatterie ist auch günstiger. Bei Lithium-Ionen beträgt sie dagegen mehrere Jahre. Auch ist die Lebensdauer mit mehr als 10000 Ladezyklen deutlich länger, Lithium-Akkus kommen in der Regel nur auf wenige 1000. Zudem haben Redox-Flow-Speicher keine Selbstentladung und sind nicht entflammbar.
Was sind die Nachteile der Technik?
Conrad: Flüssigbatterien benötigen bei gleicher Kapazität deutlich mehr Platz als z. B. Li-Akkus. Das gilt auch für unsere Batterie. Im Umkehrschluss bedeutet das aber auch eine höhere Sicherheit, denn wenn man viel Energie auf kleinem Raum speichert, ist die Gefahr von Feuer und Explosion groß.
Würden Sie Ihr Produkt als umweltfreundlich beschreiben?
Conrad: Weil wir auf Metalle verzichten, ist unsere Batterie im Vergleich zu anderen Technologien mit weniger Umweltschäden verbunden. Außerdem halten unsere Batterien länger. Allerdings sind die Speicherflüssigkeiten als wassergefährdend eingestuft.
Wenn Sie 2021 erst starten: Ist das Produkt schon marktreif?
Conrad: Ja, wir starten 2020 mit den ersten Pilotanlagen. Unser erstes Modell ‚Basis‘ ist in einem Container untergebracht. Es wird eine Leistung von 100 Kilowatt und eine Speicherkapazität von 400 Kilowattstunden haben.
Wie lassen sich erneuerbare Energien damit verbinden?
Conrad: Den Container können wir z.B. an Wind- oder Solarparks aufstellen. Im Falle von Netzengpässen, bei denen die Anlagen heute abgeregelt werden müssen, könnten sie weiter betrieben werden und den Strom dann anstatt ins Netz in den Speicher laden.
Wäre der Speicher damit ein Geschäftsmodell für Anlagen, die in Regionen mit schwachen Netzen oder geringer Stromabnahme stehen und daher häufig abgestellt werden?
Conrad: Nein, jedenfalls nicht ausschließlich. Dafür sind die Speicher generell zu teuer und die Speicherung von Überschussstrom zu selten für eine Amortisation. Sinnvoll wäre, den Speicher zwar in der Nähe der dezentralen Anlagen zu installieren, damit aber in erster Linie Systemdienstleistungen wie Regelenergie anzubieten. In den seltenen Fällen, in denen der Windpark zu viel Strom erzeugt, könnte der Speicher die Strommenge dann aufnehmen und so für den Betreiber eine zusätzliche Einnahmequelle generieren.
Wie teuer ist die Redox-Flow-Batterie im Vergleich zu Lithium-Ionen?
Conrad: Da wir erst ganz am Anfang der Produktion stehen, liegen die Kosten noch höher. Aber wir gehen davon aus, dass wir nach jetziger Prognose im Jahr 2024 gleichteuer mit anderen Großspeichern sein werden. Das können wir ziemlich genau vorhersagen, weil wir Zugriff auf alle Rohstoffe im Inland haben. Wir streben an, die Speicherkosten bis zum Jahr 2024 auf unter 500 € je eingespeicherter Kilowattstunde zu reduzieren. Heute liegen wir allgemein bei Batteriespeichern bei rund 1000 €/kWh. Aber die Kosten könnten noch stärker sinken, wenn wir vorhandene Infrastruktur nutzen.
Welche wäre das?
Conrad: Wir denken dabei an Biogasanlagen, die eventuell ihren Betrieb aufgeben, wenn die 20-jährige Förderung ausläuft. Die Anlagenbetreiber könnten die vorhandenen Gärbehälter zum Speichern der Flüssigkeiten nutzen. Außerdem ist die elektrische Infrastruktur wie der Netzanschluss vorhanden. Damit könnte der Betrieb eines Großspeichers ein neues Geschäftsfeld für eine ehemalige Biogasanlage werden. Die Batterien lassen sich aber auch in der Industrie oder im Gewerbe einsetzen, z.B., um Lastspitzen und damit hohe Leistungspreise zu vermeiden.
