Wer Batteriespeicher vergleicht, wird sich wohl auch ansehen, welche Lebensdauer der Hersteller verspricht und was das System kostet. Eine Garantie für diese Lebensdauer gibt es jedoch meist nicht. Daher dürften die Ergebnisse, die Andreas Gutsch vom Karlsruher Institut für Technologie (KIT) auf dem PV-Symposium in Bad Staffelstein präsentierte, ziemlich brisant sein. Danach haben einige Lithium-Ionen-Zellen, die in Speichersystemen zu Batterien zusammengesetzt werden, schon nach 1.000 Zyklen 30 Prozent ihrer Leistungsfähigkeit eingebüßt. Das ist ein mögliches Kriterium, ab dem die Lebensdauer einer Zelle als abgelaufen gilt. Andere Zellen liegen selbst nach über 5.000 Zyklen noch darüber. Die Spannbreite ist also riesig.
Allerdings sei es nicht so, dass die Zellen, die weniger Zyklen halten, grundsätzlich schlecht seien, erklärte KIT-Speicherexperte Gutsch. „Das hängt vom Preis ab.“ Dieser ist bekannt, die Lebensdauer aber nicht. „Der Markt ist in Bezug auf Performance völlig intransparent“, erklärte Gutsch.
Er und seine Kollegen haben daher eine größere Zahl Lithium-Ionen-Batteriezellen einem besonders belastenden Test unterzogen und die Batterien im Wechsel vollständig auf- und vollständig entladen, das heißt auf null Prozent Ladezustand, wie es bei Tests in der Automobilbranche üblich sei. In Batteriespeichersystemen werden die Zellen meist nur bis zu einem Ladezustand von 20 Prozent entladen, so dass die Zyklenlebensdauer in absoluten Zahlen länger sein dürfte als in den KIT-Tests (oft abgekürzt mit „80 Prozent DOD“, also 80 Prozent Entladetiefe). Die KIT-Tests erlauben so also keine absolute Aussage über die Lebensdauer der Zellen in einem Batteriespeichersystem, aber einen guten Vergleich der Zellen untereinander, da die Prüfbedingungen für jede Zelle gleich war.
Unterschiede nach Herkunftsland
Die Ergebnisse der einzelnen Zellen wollte Andreas Gutsch zwar nicht verraten. „Es ist gar nicht so einfach, die Zellen zu bekommen“, sagte er. Daher sei es nötig gewesen, mit den Herstellern zu vereinbaren, dass die Ergebnisse nicht mit konkreten Namen veröffentlicht würden. Gutsch hat aber die regionale Zuordnung seiner Ergebnisse gezeigt, die manche überraschen dürfte. Auf der Tagung präsentierte er eine Grafik, auf der er die maximale Kapazität einer Zelle in Abhängigkeit von der Zyklenzahl, die die Zelle hinter sich hatte, gegeneinander aufgetragen hatte. Er konnte nach seinen Aussagen eindeutig zuordnen, dass alle vier oder fünf Zellen aus China, die im Test waren, im unteren Drittel der Grafik zu finden seien. Das bedeutet, dass sie besonders schnell an Leistungsfähigkeit einbüßten. Alle Zellen aus Deutschland und Japan lagen in seiner Grafik im oberen Drittel, die aus den USA und Korea entweder im oberen oder im mittleren Drittel.
Ein Ausreißer aus dieser Zuordnung ist übrigens ein besonders erfolgreiches Modell – die Teslabatterie. Sie hält in der Prüfung nur 400 Zyklen. „Diese Batterie ist genau für die Anwendung im Auto gebaut gebaut“, erklärte er. Wenn der Besitzer mit einer vollgeladenen Batterie 500 Kilometer fährt, schafft er mit einer Batterie, die 400 Zyklen hält, insgesamt 200.000 Kilometer. Man könne die Tesla-Batterie daher nicht für stationäre Anwendungen nutzen.
Für einen stationären Energiespeicher sind laut Gutsch mindestens 3.000 Zyklen Lebensdauer nötig, damit er wirtschaftlich betrieben werden könne. Denn selbst wenn die Batteriespeicher 500 Euro pro Kilowattstunde kosteten, wären sie sonst unökonomisch. Und dass Systemkosten in nächster Zeit darunter fallen, sieht er nicht. Auch bei der Kostenentwicklung entsprechend der Preis-Erfahrungs-Kurve,wie sie beispielsweise Winfried Hoffmann prognostiziert und in der die reinen Zellkosten auf 100 Euro pro Kilowattstunde fallen, würde es schwer, dass die Systemkosten unter einige hundert Euro sinken.
Für eine erste Abschätzung der Speicherstromkosten, also der Kosten pro Kilowattstunde, die man in einen Batteriespeicher einspeist und wieder nutzt, teilt man die Speichersystemkosten pro Kilowattstunde Batteriekapazität durch die Zyklenzahl. Das ergibt den minimal möglichen Wert. Hier ist dargestellt, wie für drei unterschiedlich teure Systeme die Speicherstromkosten von der Zyklenlebensdauer abhängen. Die Speicherstromkosten des Systems, das 1000 Euro pro Kilowattstunde kostet, sind immer doppelt so hoch wie die des Systems für 500 Euro pro Kilowattstunde. Die Speicherstromkosten steigen für geringe Zyklenlebensdauern aber deutlich an, so dass sie auch für günstige Batteriespeicher noch zu hoch sind. Andreas Gutsch zog Grenze, die selbst günstige Systeme in Zukunft erreichen werden müssen, bei 2500 bis 3000 Zyklen. Grafik: pv magazine/Solarpraxis AG
Sicherheitsprobleme nach wie vor ein Thema
Das KIT hat bereits letzten Sommer für Aufregung gesorgt, als es – ebenfalls anonymisierte –Tests an Batteriespeichern veröffentlichte und eine Checkliste, mit der die Sicherheit eines Systems eingeschätzt werden könne. Auch jetzt zeigte Andreas Gutsch Fotos von Systemen, die einfachste Standards nicht einhalten. Bei einem System sei es etwas möglich, die beiden Kabel, die die Batterie mit dem Batteriemanagementsystem verbinden, zusammen zu stecken, so dass es zu einem fatalen Kurzschluss der Batterie kommen würde. In einem anderen System gab laut Gutsch keinerlei Redundanz, die beim Versagen eines Schalt-Bauteils das Überladen der Batterie verhindern würde. Wieder ein anderes System habe zwar 16 Temperatursensoren in den Batteriemodulen eingebaut, was sehr löblich sei, davon sei aber nur eines an das Batteriemanagementsystem angeschlossen gewesen.
Manche Hersteller werben damit, dass ihre Systeme Lithium-Eisenphosphat Zellen enthalten und daher aus Prinzip sicher seien. Das bringt Gutsch sichtbar auf die Palme. Auch bei diesem Zelltyp könne es nämlich zu einem so genannten thermal Runaway kommen. Dieser gehe sogar früher los als bei einigen anderen Typen. „Das einzige bessere ist die niedrigere Reaktionsenthalpie“, sagt er. Das ist die Energie, die bei der Reaktion frei wird, und bedeute in diesem Fall lediglich, „das Material geht früher los und sie haben mehr zeit zum weglaufen“. Außerdem enthalte jede Zelle einen flüssigen, brennbaren Elektrolyten.
Es geht also kein Weg daran vorbei, Systeme sicher zu konzipieren und Normen einzuhalten, seiner Ansicht nach besonders die IEC 61508, die die funktionale Sicherheit beschreibt.
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Robert Beckers, Akkuentwicklung, Pastor-Kremers-Str. 64, 53909 Zülpich.
Guten Tag zusammen,
in Ihrem Artikel bezüglich „Lithium-Eisenphosphat-Akkus“
las ich gerade, daß diese Typen auch einen flüssigen, brennbaren Elektrolyten enthalten. Ist das nicht als ein Sicherheitsrisiko zu betrachten? Besonders wenn man einen größeren Solarakku in einem geschlossenen Kellerraum installieren möchte?
Aus diesen und auch aus preislichen Gründen arbeite ich z. Zt. an den Bau eines „Bleidioxid“ Akkus mit einer
wässrigen Salzlösung als Elektrolyten. Das Bleidioxid habe ich gebrauchten zersägten und zerschlagenen Kfz. Starterbatterien entnommen. Auch die Anderen metallischen Komponenten, z.B. für den Minuspol sind im Metallhandel preisgünstig erhältlich. Allerdings ist die Weiterentwicklung bis zur gewerblichen Produktion noch ein teurer und weiter Weg. Ob mir das gelingt ist die Frage?
Mit freundlichem Gruß.
R. Beckers