Wasserbatterie ohne Lithium: Was sie für Strompreise bedeutet

Wenn die Stromrechnung steigt, spürst du das sofort im Alltag. Ein Teil dieser Kosten hängt daran, wie gut erneuerbare Energie zwischengespeichert werden kann. Wind und Sonne liefern nicht immer dann Strom, wenn er gebraucht wird. Speicher gleichen das aus. Genau hier kommt die Idee einer Wasserbatterie ohne Lithium ins Spiel, die angeblich 120.000 Ladezyklen durchhält.

120.000 Zyklen bedeuten theoretisch: Ein Speicher könnte über Jahrzehnte täglich be- und entladen werden. Das würde die Kosten pro gespeicherter Kilowattstunde stark drücken. Doch die entscheidende Frage lautet, ob diese Zahl unter realistischen Bedingungen erreicht wurde oder nur unter Laborbedingungen mit kleinen Testzellen.

Für Deutschland ist das keine akademische Debatte. Netzbetreiber müssen Frequenzschwankungen ausgleichen, Stadtwerke planen Investitionen über 20 Jahre, energieintensive Betriebe brauchen stabile Preise. Deshalb lohnt ein genauer Blick auf das, was hinter der Schlagzeile steckt.

Die Zahl 120.000 taucht in zwei unterschiedlichen Zusammenhängen auf. In einer Studie zu Zink-Ionen-Hybridkondensatoren wird berichtet, dass eine Testzelle bei einer Stromdichte von 10 A pro Gramm nach 120.000 Zyklen nahezu ihre volle Kapazität behielt. Solche Versuche arbeiten meist mit sehr kleinen Elektroden und eher kapazitivem Verhalten. Die pro Zyklus gespeicherte Energiemenge ist dabei gering.

Hohe Zykluszahlen wurden bislang vor allem auf Elektroden- oder Kleinzell-Ebene unter spezifischen Laborbedingungen gezeigt.

Ein anderer wissenschaftlicher Kontext ist eine Lebenszyklus-Analyse zu einer wässrigen Aluminium-Ionen-Batterie. Dort lag die spezifische Energie bei rund 15 Wh pro Kilogramm. Die Autoren berechneten, dass etwa 120.000 Zyklen nötig wären, um bei dieser niedrigen Energiedichte mit Lithium-Ionen-Batterien bei den Treibhausgasemissionen pro gespeicherter Kilowattstunde gleichzuziehen. Hier ist 120.000 also ein rechnerisches Ziel, kein nachgewiesener Praxiswert.

Was bislang fehlt, sind öffentlich zugängliche Datenblätter großer Speichersysteme im Kilowattstunden- oder Megawattstunden-Bereich, die 120.000 Vollzyklen bei praxisnaher Energiedichte und nachweisbarer Effizienz belegen.

Für die Strompreise zählt am Ende, was eine gespeicherte Kilowattstunde über die gesamte Lebensdauer kostet. Eine einfache Rechnung zeigt den Hebel. Angenommen, ein Speichersystem kostet 300 Euro pro nutzbarer Kilowattstunde und würde tatsächlich 120.000 Vollzyklen erreichen. Dann läge der reine Kapitaleinsatz pro Zyklus bei 300 geteilt durch 120.000. Das sind 0,0025 Euro pro Kilowattstunde und Zyklus.

Erreicht ein System dagegen nur 10.000 Zyklen bei ähnlichen Investitionskosten von 350 Euro pro Kilowattstunde, steigt der Kapitaleinsatz auf 0,035 Euro pro Zyklus. Der Unterschied ist erheblich. Genau deshalb sorgt die Zahl 120.000 für Aufmerksamkeit.

Allerdings steckt der Teufel im Detail. Die Rechnung berücksichtigt weder Wirkungsgradverluste noch Wartung, Wechselrichter oder mögliche Ersatzteile. Wenn die Energiedichte niedrig ist, wie bei 15 Wh pro Kilogramm in der genannten Aluminium-Ionen-Studie, steigen außerdem Material- und Platzbedarf pro Kilowattstunde. Das treibt Systemkosten nach oben. Eine hohe Zyklenzahl allein garantiert also noch keine niedrigen Strompreise.

Für Netzbetreiber ist die Zahl der Zyklen vor allem bei Anwendungen zur Frequenzstabilisierung relevant. Hier werden Speicher oft mehrmals täglich kurz be- und entladen, um Schwankungen im Netz auszugleichen. Eine sehr hohe Zyklenfestigkeit kann bedeuten, dass ein System viele Jahre ohne spürbaren Kapazitätsverlust arbeitet.

Wässrige Systeme auf Zinkbasis haben jedoch typische Herausforderungen. In der Fachliteratur werden Dendritenbildung, Korrosion und Wasserstoffentwicklung genannt. Diese Effekte können die Lebensdauer beeinflussen und stellen Anforderungen an das Zelldesign und das Sicherheitskonzept. Solange keine großskaligen Felddaten über mehrere Jahre vorliegen, bleibt offen, wie sich solche Systeme unter realen Lastprofilen verhalten.

Für das Blackout-Risiko ist neben der Zyklenzahl auch die Reaktionsgeschwindigkeit entscheidend. Viele wässrige Konzepte reagieren schnell, was für Primärregelleistung hilfreich ist. Doch ohne validierte Systemdaten zu Wirkungsgrad und Verfügbarkeit lässt sich der Beitrag zur Versorgungssicherheit nur vorsichtig einschätzen.

Stadtwerke rechnen langfristig. Wenn eine Wasserbatterie ohne Lithium tatsächlich sechsstellige Zykluszahlen bei praxisnaher Energiedichte erreicht, könnten sich Investitionen über sehr lange Zeiträume amortisieren. Das würde Preisschwankungen dämpfen, weil günstiger Überschussstrom effizient zwischengespeichert werden kann.

Energieintensive Betriebe denken ähnlich. Für sie zählt, ob ein Speicher Lastspitzen glätten und Netzentgelte senken kann. Eine extrem hohe Zyklenfestigkeit wäre hier attraktiv, weil tägliche Lastverschiebung über Jahrzehnte möglich wäre. Entscheidend bleibt aber, ob Hersteller belastbare Daten zu Vollzyklen, Wirkungsgrad und Gesamtsystemkosten liefern.

Solange 120.000 Zyklen vor allem aus Laboraufbauten oder Modellrechnungen stammen, sollten Investitionsentscheidungen konservativ kalkulieren. Pilotprojekte im Kilowattstunden- oder Megawattstunden-Maßstab mit mehrjährigen Testreihen wären der nächste logische Schritt.

Die Idee einer Wasserbatterie ohne Lithium mit 120.000 Ladezyklen ist technisch interessant und wirtschaftlich verlockend. Rechnet man die Zahl direkt auf die Kosten pro gespeicherter Kilowattstunde herunter, entsteht ein enormes Potenzial zur Senkung langfristiger Speicher- und damit Stromkosten. Doch die bisher veröffentlichten Daten stammen überwiegend aus Laborversuchen oder theoretischen Analysen. Für Deutschland entscheidend sind belastbare Systemdaten im realen Netzbetrieb, inklusive Energiedichte, Wirkungsgrad und Lebensdauer über viele Jahre. Erst wenn diese Zahlen vorliegen, lässt sich seriös beurteilen, ob die Technologie tatsächlich zur Stabilität der Strompreise beiträgt.