TEIL C

ENERGIESPEICHERN

Die verschiedenen Batterie- und Akkumulatorentypen (XV)

Wasserstoff-Brom-Redox-Flow-Batterie

Die Vermarktung einer Wasserstoff-Brom-Technologie, die von Forschern der Universität Tel-Aviv entwickelt wurde, ist das Ziel der im Jahr 2008 gegründeten Firma EnStorage Israel Ltd. mit Hauptsitz in Yavne, Israel. Im Jahr 2010 kann EnStorage in einer Finanzierungsrunde B 15 Mio. $ einnehmen, wobei die Investoren von Warburg Pincus angeführt werden. Weitere Finanzgeber sind Canaan Partners, Greylock IL, Wellington Partners sowie die Siemens AG.

Im Laufe der Folgejahre skaliert das Unternehmen ein Einzelzellsystem, das im Labor den Machbarkeitsnachweis mit 1 W erbringt, zu einem vollständigen Aggregat aus mehreren Stapeln. Die umfangreichen Tests, die während dieser Zeit durchgeführt werden, betätigen einen stabilen Betrieb über 10.000 Zyklen. Als Speicherchemikalien werden HBr (Bromwasserstoff) und H₂ eingesetzt, überaus weit verbreitete Materialien, welche die chemischen Kosten im Vergleich zu anderen Batterien um 95 % reduzieren. Darüber hinaus soll die EnStorage-Batterie eine mehr als dreifache Leistungsdichte besitzen, sodaß sie kleiner und kostengünstiger als alle Konkurrenten ausfällt.

Es gelingt dem Unternehmen allerdings erst im März 2013 seine erste netzgekoppelte Wasserstoff-Brom-Flow-Batterie zu produzieren. Die 50 kW Batterie wird am Teststandort der Firma im Süden Israels installiert und stellt bis zu 100 kWh Energie zur Verfügung. Als nächster Meilenstein ist ein kommerzielles 150 kW System geplant, das seinen Strom 6 Stunden lang abgeben kann.

Im Januar 2014 erhalten EnStorage und sein Partner Princeton Power Systems einen Zuschuß in Höhe von 950.000 $ vom DOE (Binational Industrial Research and Development Foundation, BIRD) für den Einsatz und die Vermarktung der Brom-Wasserstoff-Batterie. Das erste System wird eine PV-Installation in die Lage versetzen, das Netz über 20 Jahre lang mindestens sechs Stunden pro Tag zu unterstützen. Geplant ist ein kommerzielles System mit 150 kW/900 kWh.

Über die Entwicklung einer Wasserstoff-Brom-Laminar-Flow-Batterie am Massachusetts Institute of Technology, die zu ihrem Betrieb keine teuren Membranen benötigt, habe ich bereits unter Durchfluß-Batterien und Ionische Flüssigkeiten berichtet (s.d.).

Zink-Bromid-Redox-Flow-Batterie

Als Bromide werden die Salze der Bromwasserstoffsäure bezeichnet, während das Zink-Bromid selbst ein Nebenprodukt von Schalentieren ist und daher als erneuerbare Ressource betrachtet werden kann. Die grundlegende Funktionsweise von Zink-Bromid-Batterien (ZBB) kann am einfachsten als ein Galvanik-Prozeß beschrieben werden, bei dem während des Ladevorgangs Zink auf die leitenden Kunststoff-Elektroden abgeschieden wird, und beim Entladen die umgekehrte Reaktion erfolgt und das Zink wieder entfernt wird. Im Gegensatz zu vielen anderen Batteriesystemen können Zink-Bromid-Flow-Batterien zu 100 % entladen werden, ohne Schaden zu nehmen.

Mitte der 1970er und Anfang der 1980er Jahre lösen Forschungen der Firmen Exxon und Gould die Probleme der Bildung von Zink-Dendriten und der hohen Löslichkeit des Broms. Die weiteren Entwicklungen finden primär in Japan, Europa und den USA statt. 1980 startet das japanische MITI das ,Project Moolight’, in welchem die ZBB-Technologie als wichtige Alternative gelistet wird. Schrittweise werden 1, 10 und 60 kW Module entwickelt und zusammengesetzt. In den USA ist es Mitte der 1980er die Firma Johnson Control, die gemeinsam mit dem Sandia National Laboratory die Forschung vorantreibt. Streckenweise auch die 1986 gegründete ZBB Energy Corp. in Minneapolis (später in Menomonee Falls, Wisconsin) mit dabei, die auf Grundlage der Zink-Bromid-Technologie innovative Energiespeicher- und Netzsteuerungsplattformen entwickelt.

Über die Anfangsjahre des Unternehmens habe ich bislang nicht viel herausfinden können, und seine EnerStore-Flow-Batterie-Module scheinen erst im Jahr 2006 von dem kalifornischen Stromversorger Pacific Gas & Electric getestet worden zu sein – in Form einer 500 kW Batterie, und dem Unternehmen zufolge auch sehr erfolgreich. Da ZBB eines der wenigen Unternehmen ist, das über Jahre hinweg einen kleinen, aber stetigen Ausstoß hat, wird es hier etwas ausführlicher präsentiert.

Die erste kommerzielle Batterie soll eine Energiedichte von 70 Wh/kg erreichen. Es gelingt ZBB bald, mehrere Verträge für seine 50 kW und 500 kW Batterien abzuschließen, darunter einen mit der australischen Regierung im Rahmen eines Projektes in Höhe von 2,6 Mio. $, sowie weitere in Irland, der Elfenbeinküste und Südafrika.

Im Mai 2009 meldet das Unternehmen, daß es vom DOE 47 Mio. $ beantragt hat, um insgesamt 94 Mio. $ in seine bestehende Fabrik in Menomonee Falls sowie in ein neues Werk investieren zu können. Zusätzliche Forschungs- und Entwicklungsbüros bestehen in Bibra Lake, West-Australien. Die DOE-Mittel würden erlauben, die jährliche Produktionskapazität von 20 MWh auf 300 MWh zu steigern. Es scheint, als hätte das DOE allerdings abgelehnt, den später hört man nichts mehr von diesem Plan.

Der Bundesstaat Wisconsin fördert die ZBB im Juni 2010 mit 1,3 Mio. $ aus dem State Energy Program (SEP), außerdem gibt es eine Kreditzusage der Investors Bank im Umfang von 1,5 Mio. $ sowie eine Bürgschaft in Höhe von 10 Mio. $ seitens der Socius CG II Ltd., welche die Finanzierungsmöglichkeiten des Unternehmens stärken wird. Im Juli wird mit dem ZESS POWR Batteriemodul (V2) ein Zink-Bromid-Akku der nächsten Generation vorgestellt, das mehr Leistung und eine noch höhere Zuverlässigkeit bieten wird als die bereits kommerziell erprobte Produktpalette.

Im August liefert des Unternehmen vier modulare ZESS 50 Energiespeichersysteme zur Unterstützung eines Micro-Grid-Projekts der Firma Powertech Lab., das unter dem Namen Hydrogen Assisted Renewable Power (HARP) Project in Bella Coola, British Columbia, durchgeführt wird. Die Speichersysteme werden in ein Leistungsmodul integriert, das mehrere Komponenten verwendet, einschließlich herkömmlicher Dieselgeneratoren und Brennstoffzellen, um Strom für die Region Bella Coola zu liefern.

Einen Monat später wird ein gemeinsam mit der Firma SunPower Corp. aufgelegtes Pilotprogramm zur Integration von Zinkbromid-Flow-Batterien in bestehende PV-Anlagen für gewerbliche Kunden angekündigt, das von der California Public Utilities Commission finanziert wird. Daneben wird mit der University of Wisconsin - Milwaukee (UWM) ein Vertrag geschlossen, um das universitäre Energie-Labor mit einer Speicher-Lösung von ZBB auszustatten.

Im November 2010 wird ein Auftrag von der Firma Sunflower Wind LLC über mehrere ZESS 50 Energiespeicher an Land gezogen, und im Dezember folgt die Meldung, daß ein ZESS 500 System mit 100 kW, das vor einiger Zeit am Energiezentrum der CSIRO in Newcastle, Australien, installiert wurde, nun erfolgreich als voll funktionsfähig validiert worden ist. 

Im Januar 2011 erhält die ZESS die Genehmigung zum Verkauf von Stammaktien in Höhe von 2 Mio. $, schließt erste Verträge in China mit einem der weltweit führenden Solarunternehmen sowie einem großen petrochemischen Produzenten, und meldet, daß es durch verschiedene Beziehungen zu den wichtigsten Rüstungsunternehmen seine Technologie auch an das US Department of Defense liefert.

Außerdem wird die Firma Tier Electronics LLC übernommen, ein in Wisconsin beheimateter Spezialist für Leistungselektronik. Im April folgen ein Auftrag der Eaton Corporation über ein 500 kWh Energiespeichersystem für den Einsatz in einem Mikro-Grid der US Army in Ft. Sill, Oklahoma, sowie eine gemeinsame Entwicklungsvereinbarung mit der Firma Honam Petrochemical, einer Abteilung des Lotte-Gruppe mit Hauptsitz in Seoul, Südkorea.

Eine 500 kWh Zink-Bromid-Flow-Batterie der dritten Generation wird im Juli 2011 vom Illinois Institute of Technology Campus in Chicago, Illinois, bestellt, während im August ein Auftrag  des Navy Fleet and Industrial Supply Center in San Diego (FISCSD) über ein 1.000 kWh/500 kW System eingeht, das für ein Inselnetz der San Nicolas Island Naval Facility westlich von Los Angeles gedacht ist. Gleichzeitig wird ein Joint-Venture mit zwei chinesischen Partnern gegründet, um die ZBB Produkte herzustellen und in China, Hong Kong und Taiwan zu verkaufen.

Im September folgen weitere Aufträge, darunter einer von der Universal Electric Corp. für eine unterbrechungsfreie Stromversorgung in einem Rechenzentrum, und im Oktober wird die Auslieferung eines ZBB EnerSystem nach Südkorea gemeldet, wo ein zusammen mit dem Entwicklungspartner Honam Petrochemical installiertes  Mikro-Grid-Testsystem die Insel Jeju versorgen soll. Neben einer Leistungs- und Energiesteuerzentrale von ZBB (dem 2. Standbein des Unternehmens) werden dort zwei ZBB EnerStore 50 Zink-Bromid-Flow-Batterie-Module mit einer Speicherkapazität von zusammen 100 kWh installiert. Im Dezember gibt es noch einen Auftrag der LEMA Construction and Developers Inc. für ein Smart-Grid-integriertes Hybrid-Energiespeichersystem in der Stadt St. Petersburg, Florida.

Das Jahr 2012 beginnt im Februar mit einen Vertrag mit der Meineng Energy, um Komponenten für die Montage und Tests von mehreren ZBB EnerStore-Einheiten im kürzlich fertiggestellten Werk in Wuhu, China, zu liefern. Im April werden vier weitere EnerSystems ausgeliefert und Komponenten für 10 zusätzliche EnerStore nach China versandt; im Mai erhält ZBB den Zuschlag für ein EnerSystem an dem Militärstützpunkt Joint Base Pearl Harbor Hickam (JBPHH) in Honolulu, Hawaii; im Juni wird der erfolgreiche Abschluß einer Aktienemission mit einen Bruttoerlös von 12 Mio. $ bekanntgegeben; im Juli wird die Eröffnung des modernen Fertigungszentrums der Anhui Meineng Store Energy System Co. Ltd. gefeiert, das eine jährliche Produktionskapazität von bis zu 100 MWh hat; und schon im August gibt es weitere Bestellungen des chinesischen Joint-Venture-Unternehmens.

Im Dezember meldet ZBB die Unterzeichnung einer Vereinbarung über ein 2.000 kWh EnerStore-System nebst 40 EnerStore-Modulen für das Luxus-Öko-Resort ,The Brando Project’ in Französisch-Polynesien, dessen Stromversorgung durch einen Mix aus Erneuerbaren Energiequellen besteht, einschließlich einer 896 kW PV-Anlage sowie Generatoren, die nachhaltige Biokraftstoffe aus regionalem Kokosöl verwenden. Im selben Monat liefert ZBB das Mitte 2011 von der US-Navy bestellte Energiespeichersystem mit 20 EnerStore Zink-Bromid-Flow-Batterie-Modulen aus.

Im Januar 2013 kündigt ZBB eine Bestellung der University of Technology Sydney (UTS) an, liefert Systeme an Lotte Chemical (früher Honam Petrochemical) in Südkorea aus, und geht eine strategische Partnerschaft mit der in Moskau beheimateten BPC Engineering ein, um dadurch den russischen und die Märkte der GUS-Staaten zu erreichen. Im Februar folgt ein Vertrag über mehr als 500.000 $ von Meineng Energy; im März verpflichtet sich die Aspire Capital Fund LLC aus Illinois, in den nächsten 2 Jahren Stammaktien der ZBB in einer Höhe von bis zu 10 Mio. $ zu kaufen; und im April wird bekanntgegeben, daß die Export-Import Bank of the United States Betriebsmittelkredite über 1,14 Mio. $ zum Export von ZBB-Produkten vergibt. In diesem Monat erfolgt auch die Auslieferung der Bestellung aus Französisch-Polynesien. 

Das erste aus Russland bestellte System wird im Mai auf den Weg dorthin gebracht; von Lotte Chemical gehen mehrere Folgeaufträge ein; und eine ununterbrochene Stromversorgung wird im VISA-Hauptrechenzentrum in Betrieb genommen.

Im Juni werden zwei neue verschiedene Technologie-Initiativen bekannt gegeben. Zum einen soll die Leistung der Stacks erhöht werden, die in den aktuellen ZBB EnerStore 50 kWh Systemen zum Einsatz kommen, und zum anderen ein kostengünstiges 500 kWh-Flow-Batterie-System entwickelt werden, das die genannten Leistungssteigerungen ebenfalls nutzt. Im September kommen durch den Verkauf von Vorzugsaktien weitere 3 Mio. $ in die Kasse, und im Dezember wird eine neue Produktentwicklungs-Partnerschaft und ein erweitertes Lizenzabkommen mit Lotte Chemical gemeldet, die sich ebenfalls an der Entwicklung des 500 kWh-Speichers beteiligen wird.  

Im Januar 2014 kündigt die Anhui Meineng die Einführung des weltweit ersten mobilen Stromversorgungssystems an, das die fortschrittliche Flow-Batterie-Technologie nutzt. Das innovative Energiesystem wurde entwickelt, um an einer Basisstation aufgeladen zu werden, und dann zu dem Ort zu fahren, wo die Energie benötigt wird. Dort können dann, je nach Konfiguration, bis zu 125 kWh geliefert werden. Nach Verlassen der Basisstation kann das mobile Stromsystem seine Energie für 72 Stunden oder länger halten. Die Energiespeicher-Technologie basiert auf den Produkten der V3-Familie von Meineng, die für eine breite Palette von Anwendungen in den Größen von 6 kWh bis 5 MWh konfigurierbar sind.

Die bislang letzte Meldung stammt vom März und besagt, daß der Verkauf weiterer Stammaktien dem Unternehmen einen Nettoerlös von ungefähr 13,1 Mio. $ bringt.

Auch die im Jahr 2002 gegründete Firma Premium Power Corp. mit Hauptsitz in North Reading, Massachusetts, fertigt Zink-Bromid-Flow-Batterien, ich habe bislang aber noch nicht herausfinden können, wann die Produktion tatsächlich beginnt, denn aus den ersten Jahren sind kaum Informationen zu bekommen. Mit der fast gleichnamigen Premium Power Ltd. in Dublin scheint es keine Verbindung zu geben.

Premium, das seine patentierte Zink-Flow-Technologie auch als regenerative Brennstoffzelle bezeichnet, entwickelt mit der Zink-Flow 45 Batterie,  deren Elektrolyt eine wässerige Lösung von Zinkbromid ist, eine modulare, redundante und skalierbare 45 kWh Gleichstromlösung mit hoher Dichte für drahtlose, Faser- und Breitbandnetze sowie für Energieversorger-Substationen. Der Elektrolyt ist eine wäßrige Lösung von Zinkbromid.Bei 125 V können 360 Ah geliefert werden, bei 24 V sind es 1.875 Ah. Auf langfristiger Basis sollen die Speicherkosten unter 2 US-Cent/kWh liegen. Bei der Konstruktion der Elektroden und den meisten anderen Teilen der Batterie wird Kunststoff verwendet, sodaß diese nicht korrodieren.

Unter dem Label PowerBlock 150 wird ein kostengünstiges, schlüsselfertiges Energie-Management-System für Netzanwendungen angeboten, das eine Speicherkapazität von 150 kWh besitzt und eine unterbrechungsfreie Stromversorgung von bis zu 100 kW bietet. Das System TransFlow 2000 wiederum, das auf einen 53-Zoll-Trailer paßt, liefert bis zu 500 kW Leistung und hat eine Speicherkapazität von 2,8 MWh.

Im Juni 2009 testet der Stromversorger Duke Energy im Rahmen seines McAlpine-Creek-Projekts in Charlotte die neue Smart-Grid-Technologie durch Integration eines 50 kW PV-Arrays mit einem 500 kW Zink-Bromid-Batteriesystem, das 2,8 MWh speichern kann.

Richtig in die Presse kommt Premium erst im Dezember 2009, als das Unternehmen vom DOE eine Förderung in Höhe von 7,32 Mio. $ bekommt, um sechs Energiespeicher-Projekte für die Stromversorger Sacramento Municipal Utility District und The National Grid durchzuführen. Die Projekte werden als ein 3-jähriger Versuch beschrieben, um fortgeschrittene Multi-Megawatt Langzeit-Flow-Batterien für Stromnetz-Anwendungen herzustellen. Die TransFlow 2000 Speichersysteme sollen im dritten Quartal 2010 in Sacramento (Kalifornien), Everett (Massachusetts) und Syracuse (New York) als 6-Stunden-Energiespeicher in Betrieb genommen werden.

Im Laufe des Jahres 2010 arbeitet das Unternehmen an einem Gerät namens HomeFlow, einer abgespeckten Version jener Batterien, die bereits an Industriekunden verkauft werden. Die 10 kW HomeFlow-Version kann ca. 30 kWh Strom speichern und kostet etwa 7.500 $. Der Preis beinhaltet auch einen Wechselrichter, so daß die Kosten niedriger ausfallen, wenn die Batterie mit einer Solaranlage verknüpft wird. Die weitere Staffelung der Produktlinie umfaßt eine 15 kW/45 kWh ZincFlow-Batterie, ein 30 kW/100 kWh LocalFlow-System, sowie das bereits erwähnte Modell TransFlow 2000. Die meisten Premium-Flow-Batterien kosteten 250 - 300 $/kWh bzw. 250 - 350 $/kW, was unglaublich billig ist. Ihre Lebensdauer soll 30 Jahre betragen, auch unter rauhen Bedingungen, und ihr Raumbedarf nur 1/15 desjenigen herkömmlicher Batterien ausmachen.

Auch über die darauf folgenden Jahre ist nichts zu finden, und auch die Homepage der Firma ist seit 2011 nicht mehr aktualisiert worden. Erst im Februar 2014 wird wieder etwas gemeldet, und zwar, daß Premium über den Verkauf von Aktien und Optionsscheinen an 23 Investoren seine Kapitaldecke um 18,5 Mio. $ erhöht habe. Ansonsten hält sich die Firma auch weiterhin äußerst bedeckt.

Die australische Firma RedFlow Ltd. wird im Jahr 2005 in Brisbane gegründet, um die Zink-Bromid-Batteriemodule zu vermarkten, die von den Brüdern Alex und Chris Winter zwischen 2001 und 2004 im elterlichen Schuppen entwickelt worden waren. Schon 2006 werden Anteile an einen ersten Seed-Investor vergeben, und 2007 gelingt es dem Startup, Mittel von weiteren Investoren zu erhalten.

Kernprodukt von RedFlow sind 3 kW/8 kWh Standard Zink-Bromid-Batteriemodule (ZBM) mit einer Leistungsspitze von 5 kW, die dazu bestimmt sind, in stationäre Strom-Speichersysteme von 10 kWh bis zu mehreren MWh integriert zu werden. Voll mit einem Elektrolyten befüllt, wiegt ein ZBM 225 kg, wobei das Gewicht der 100 Liter des Zink-Brom-Elektrolyten auf Wasserbasis 135 kg beträgt. Die Maße werden mit 830 x 745 x 405 mm angegeben. Ein wesentlicher Vorteil der RedFlow-Module ist, daß sie ohne signifikante Verschlechterung regelmäßig vollständig entladen und wieder voll aufgeladen werden können. Die Effizienz beträgt 75 %.

Im Jahr 2008 installiert RedFlow das erste Energiespeichersystem – allerdings noch auf Blei-Säure-Basis. Gleichzeitig werden die ersten Patente für die ZBM-Technologie eingereicht.

Als Teil des Advanced Electricity Storage Technologies (AEST) Programms der australischen Regierung erfolgt 2009 und 2010 der Einsatz von 30 ZBM Energiespeichern an drei Standorten im ländlichen Stromnetz der Ergon Energy, einem Unternehmen im Besitz der Regierung von Queensland, wo sie der Verwaltung von Spitzenstrombedarf dienen. Außerdem wird RedFlow ab November 2010 an der australischen Börse gelistet – wodurch die Aktien des Unternehmens schnell auf eine Spitzenwert von 1,70 $/Aktie steigen, was einer Marktkapitalisierung von über 100 Mio. $ entspricht. Etwa um diese Zeit herum werden auch die ersten kommerziellen Systeme nach Neuseeland exportiert.

Hier gewinnt Powerco, der zweitgrößte Stromversorger des Landes, im August 2011 den Electricity Innovation Award für seine BASEPOWER Stand-alone-Einheiten, deren Kern aus integrierten RedFlow-Energiespeicher besteht, und die mit hochwertigen Dieselgeneratoren und PV-Paneelen kombiniert sind.

Im Jahr 2011 erfolgt die Bereitstellung eines Systems für einen netzunabhängigen Energiesicherheits-Versuch in Victoria, wo eine 5 kW Photovoltaik-Anlage mit 2 x 5 kW/10 kWh ZBMs sowie einer 5 kW/10 kWh Blei-Säure-Batterie und einem 7 kVA Diesel verbunden wird. Außerdem werden im Laufe dieses und des Folgejahres im Rahmen der Smart City-Studie in New South Wales, Australien, 60 Stück der inzwischen R510 genannten Hausenergie-Speichereinheiten in Newcastle und Hunter Valley installiert und in Betrieb genommen. Partner ist Ausgrid, ein großer örtlicher Stromversorger. Eine weitere R510-Einheit wird als Teil des Smart Home-Teilprojekts in Newington installiert. Hier hatte RedFlow 2010 mit einem Blei-Säure-Energiespeichersystem begonnen, das dann Ende 2011 durch die R510-Einheit ersetzt wird.

Bald darauf wird an der Universität von Queensland das erste Energiespeichersystem der M-Klasse mit einer Gesamtkapazität von 288 kWh stationiert und betrieben. Es besteht aus 6 Batterietürmen mit jeweils 6 ZBMs sowie 24 SMA-Wechselrichter/Gleichrichtern, welche die Batterien laden und entladen, sowie den Gleichstrom in Wechselstrom für den Einsatz im Gebäude umwandeln.

Neben dem universitären 1,2 MW PV-Feld wird im November 2012 ein M90-Speichersystem (90 kW/240 kWh) installiert, das auf 24 Zink-Brom-Batterie-Modulen basiert und in einem 6 m langen Container untergebracht ist. Die Kooperation wird auch in den Folgejahren weitergeführt, und Mitte 2013 entsteht ein M120-Speichersystem (120 kW/288 kWh) im Keller des Global Change Institute am St. Lucia Campus, das 36 ZBMs enthält und als Ergänzung der gebäudeeigenen 140 kW Solaranlage konzipiert ist.

Die Unternehmensstrategie wird 2012 durch eine Kooperation mit Systemintegratoren erweitert, was sinnvoll ist, denn die Aktie rutscht bis Juli des Jahres auf ein Rekordtief von nur 6,8 US-Cent ab (andere Quellen: 4,5 Cent). Zu diesem Zeitpunkt rechnet RedFlow damit, seine Zink-Brom-Batterien zu rund 400 $/kWh produzieren zu können (andere Quellen: 700 $/kWh) und hat eine Produktionsrate von 20 Modulen pro Monat. Der Verkaufspreis beträgt rund 1.000 $/kWh. Im Laufe des Jahres werden auch die ersten Systeme in den USA installiert und getestet.

Im Jahr 2013 folgen weitere Aufträge seitens Raytheon und der Systemintegratoren, sowie eine Partnerschaft mit der Firma Emerson Network Power, um RedFlows Speichertechnologie auch in der Telekommunikationsbranche auf den Markt zu bringen. Im August wird der Beginn einer kommerziellen Produktion für Mitte des Folgejahres angekündigt – sofern sich ein entsprechender Investor findet. Mit der US-Telekommunikationfirma Sprint Telco zusammen wird in Tucson ein RS150 System erfolgreich getestet.

Im Januar 2014 kündigt RedFlow eine Partnerschaft mit der Firma Flextronics an, innerhalb derer nun die Großproduktion der ZBMs beginnen soll. Mit dabei ist auch die Zebulon Solutions, welcher die Aufgabe obliegt, das ursprüngliche Design in ein Gerät zu verwandeln, das für die Massenproduktion geeignet ist. Bis März dieses Jahres hat RedFlow bereits über 600 Batterien hergestellt, die in unterschiedlichen Stromspeicheranwendungen in Australien, Neuseeland und den USA zum Einsatz kommen.

Ein weiteres Unternehmen, das sich damit befaßt, eine Zink-Bromid-Flow-Batterie-Technologie für große Energiespeicher zu entwickeln, ist die 2009 von Rick Winter und Tom Stepien in Alameda gegründete Firma Primus Power (später in Hayward, Kalifornien). Winter hatte in seiner Garage eine Einzelschleifen-Flow-Batterie erfunden und patentiert (US-Nr. 8.039.161).

Seine EnergyCell basiert auf einer erweiterten Elektrochemie und einem neuen Metallelektroden-Design (Single flow loop design), was zu einer hohen Stromdichte und einer mehr als 20 Jahre langen Lebensdauer führen soll. Genauere Details gibt es allerdings nicht zu erfahren. Das Unternehmen nutzt einen kleinen Zuschuß der California Energy Commission in Höhe von 95.000 $, um die in einer Garage entwickelte Technologie zu einem erfolgreichen Geschäftsmodell zu verwandeln.

Jede der 20 kW EnergyPods hat etwa die Größe einer Warmwasserheizung: ca. 50 x 75 cm, bei einer Höhe von 180 cm. In einem 40-Fuß-Schiffscontainer werden 32 Batterien zu einem 640 kW Energiespeicher zusammengeschaltet, und eine EnergyFarm aus 40 Stück dieser Container kann eine Kapazität von 25 MW bieten, die passende Dimension für Stromversorger. Die modularen, auch auf über 100 MW skalierbaren Systeme sollen eine Effizienz von 70 % erreichen und preislich mit herkömmlichen Technologien konkurrieren können.

Die Erstinvestoren im August 2009 sind Chrysalix Energy Venture Capital aus Kanada sowie Kleiner Perkins Caufield & Byers, von denen Primus 4 Mio. $ bekommt, und bereits im November erhält das Unternehmen 14 Mio. $ vom DOE als Zuschuß für eine Energiespeicher-Demonstrationsanlage, die insgesamt zwar 46,7 Mio. $ kostet, dafür aber eine 78 Mio. $ teure fossile Brennstoffanlage mit einer Leistung von 50 MW ersetzen wird.

Die 25 MW/75 MWh Zink-Bromid-Flow-Speicherfarm soll in Modesto, im kalifornischen Central Valley, errichtet werden und hauptsächlich Windenergie aus der Region aufnehmen. Der Bau der benötigten 42 EnergyPods soll im Jahr 2012 beginnen, und die ganze Farm ihren Betrieb im Februar 2013 aufnehmen. Der modulare Aufbau und der Feldbetrieb werden dann von der Pacific Gas & Electric getestet, mit Unterstützung der Sandia National Laboratories und dem Electric Power Research Institute.

Bereits im Juli 2010 folgt ein Zuschuß für fortgeschrittene Elektroden aus dem ARPA-E Programm in Höhe von 2 Mio. $, und im Mai 2011 schließt Primus Power eine Finanzierungsrunde B mit 11 Mio. $ ab, wobei als neue Investoren I2BF Global Ventures und DBL Investors hinzukommen. Und im Juni gibt es eine weitere Million von der California Energy Commission. Das bereits 4. und 5. Patent wird Primus im Mai 2012 erteilt, und im August wird die Firma ein weiteres mal mit einer Förderung des DOE beglückt.

Endlich kann die Firma im Januar 2013 auch ihren ersten Vertrag abschließen. Der Auftrag der Integrated Defense Systems (IDS), einer Abteilung des Raytheon-Konzerns, umfaßt ein Microgrid für die Marine Corps Air Station (MCAS) in Miramar, Kalifornien. Hier soll Mitte des Folgejahres ein 250 kW/1 MWh EnergyPod in eine bestehende 230 kW Photovoltaik-Anlage integriert werden.

Im Juni geht Primus eine Partnerschaft mit der Bonneville Power Administration (BPA) ein, um zwei 250 kW EnergyPods für ein Forschungs- und Demonstrationsprojekt der BPA zu liefern. An der Finanzierung beteiligen sich die BPA (mit rund einem Drittel), die Firma Puget Sound Energy (PSE), das Energiespeicher-Programm des Department of Energy und Primus selbst. Die Firma gibt an, zu diesem Zeitpunkt bereits 13 erteilte Patente zu halten, während weitere 46 in Bearbeitung sind.

Die jüngste Meldung stammt vom Februar 2014, als sich Primus in einer  Finanzierungsrunde C einen Gesamtbetrag von 20 Mio. $ sichert, angeführt von der südafrikanischen Anglo American Platinum Ltd., dem weltweit führenden Hersteller von Metallen der Platingruppe. Mit dem neuen Geld soll in erster Linie die Auslieferung der Produkte, der Übergang der Fertigung zu einem Auftragshersteller, sowie der Ausbau des Vertriebs- und Kunden-Support-Strukturen unterstützt werden. Die Verschiffung der Primus-Systeme an private Energieversorger, Stadtwerke und Mikronetze an Militärbasen soll im nächsten Jahr beginnen.

Siehe auch unter Zink-Brom-Batterie.

Zink-Cerium-Redox-Flow-Batterie

Im Jahr 2002 wird in Reno, Nevada, mit Förderung der Economic Development Administration (EDA) der USA die Firma Plurion System Inc. gegründet um eine patentierte Batterie zu kommerzialisieren, die auf einer Zink-Cerium-Redox-Technologie basiert (US-Nr. 7.625.663). Trotz beträchtlicher Fördermittel und Entwicklung einer 65 kW und einer 250 kW Batterie beschließt das Management des Unternehmens im Jahr 2005 jedoch, daß ein kommerzieller Erfolg unwahrscheinlich ist – und beendet die Aktivitäten. Als Grund werden Probleme mit der Zinkverteilung, dem Mangel an nichtporösen, metallischen Katalysatoren und dem Auftreten von Sauerstoff und Wasserstoff bei Hochspannungs-Operationen genannt.

Die Entwicklung dieses Redox-Paares geht auf die im Jahr 2000 gegründete britische Firma Plurion Inc. in Glenrothes, Schottland (später in Levenmouth) zurück, die an ihrem Sitz bereits eine 2 kW Versuchsanlage installiert hatte. Bei dem System werden als negativer Elektrolyt Zink, und als positiver Cerium eingesetzt, die in zwei getrennten Behältern gelagert werden und während des Betriebs zirkulieren. Getrennt sind der negative und positive Elektrolyt-Raum durch eine Kationenaustausch-Membran (Nafion von DuPont). Aufgrund einer Liquiditätskrise im Jahr 2008 kommt Plurion in Schwierigkeiten und geht 2010 in Konkurs. Der Plan, in den Energiepark Methil umzuziehen, um dort mit der Herstellung der Batterien zu beginnen, die von der Größe eines 40-Fuß-Containers sind, kann nicht mehr umgesetzt werden.

Seit den 2010er Jahren werden die elektrochemischen Eigenschaften der Zink-Cer-Redox-Flow-Batterie dann von Forschern der Universitäten Southampton und Strathclyde untersucht. Die Wissenschaftler berichten von Wirkungsgraden bis zu 92 % und schlagen 2011 den Einsatz eines membranlosen, d.h. ungeteilten Zink-Cer Systems vor, das auf Elektrolyten mit niedriger Säurekonzentration basiert und eine positive Elektrode aus zusammengepreßtem Kohlenstoff-Filz nutzt. Bei einer Entladungszellenspannung von etwa 2,1 V wird eine Energieeffizienz von 75 % erreicht. Außerdem zeigt sich, daß innerhalb solch einer ungeteilten Konfiguration mit einem einzigen Elektrolyt-Raum die Selbstentladung bei niedrigen Konzentrationen von Cer und Säure relativ langsam abläuft.

Im Mai 2012 stellt ein Forscherteam der Drexel University in Philadelphia, Pennsylvania, eine Energiespeicher-Technologie vor, welche die Konzepte der Redox-Batterien mit denen der Superkondensatoren kombiniert, die bislang nur in kleinem Maßstab verwendet werden, da sie große Mengen relativ teurer Materialien benötigen. Ein Patent gibt es auch schon (WO-Nr. 2012112481). 

Die Forscher um Projektleiter Dr. Yury Gogotsi nutzen die jeweiligen Vorteile von Batterien und Superkondensatoren sowie der Nanotechnologie, um einen elektrochemischen Durchflußkondensator (electrochemical flow capacitor, EFC) zu entwickeln, der kostengünstig sehr große Energiemengen speichern und diese auch schnell laden und entladen kann. Als Energieträger zwischen den elektrochemischen Durchflußzellen, die mit zwei externen Elektrolytreservoirs verbunden sind, wird eine Art Schlamm aus Nano-Kohlenstoffpartikeln verwendet.

Das Team wird sich nun mit der Entwicklung neuer Schlamm-Kompositionen auf Basis verschiedener Kohlenstoff-Nanomaterialien und Elektrolyte, sowie der Optimierung des Durchflußkondensator-Designs beschäftigen. Außerdem soll ein kleiner Demonstrations-Prototyp gebaut werden, um die grundlegende Funktionsweise des Systems zu veranschaulichen. Leider sind darüber hinaus keine Details veröffentlicht worden, Berichte über neuere Entwicklungen gibt es auch noch nicht.

Zink-Eisen-Redox-Flow-Batterie

Dieser Batterietyp ist ein Alkali-basierten System und geht auf die im Jahr 2009 gegründete Firma Zinc Air Inc. (ZAI) in Columbia Falls, Montana, zurück, die anfänglich die Rechte an einer Zink-Luft-Technologie von den Lawrence Berkeley National Labs erwirbt – was auch der Grund für den Namen ist. Das Startup wird von einer Handvoll wohlhabender Einzelpersonen finanziert.

In den Folgejahren arbeitet das Unternehmen zwar weiter an der Zink-Luft-Batterie für einige Nischenmärkte, betrachtet diese Technologie aber nicht als die beste Option für Netzspeicher. Wasser-basierte Zink-Eisen-Redox-Flow-Batterien bilden dagegen die bessere Alternative und lassen sich auch einfacher skalieren. Die wichtigsten Vorteile sind jedoch Zuverlässigkeit und niedrige Kosten. Es werden 6 Prototypen gebaut und getestet, neben mehr als 200 Iterationen, und dies über insgesamt Zehntausende von Zyklen. Es erweist sich, daß der Wirkungsgrad zwischen 72 % und 75 % liegt.

Im Februar 2013 werden zwei Patente erteilt (US-Nr. 8.236.440 und US-Nr. 8.343.646), im März folgt eine Vereinbarung mit der Flathead Electric Co-op (FEC), um eine Batterie auf dem FEC-Campus in Kalispell, Montana, zu installieren, und im April ist die Technologie ZAI zufolge endlich bereit für den Markt, nach einer Entwicklungszeit von vier Jahren, denen etwa acht vom DOE geförderten Forschungsjahre vorausgingen. Das Produkt Z20 in Containergröße bietet beispielsweise bis zu 100 kW/160 kWh in Form eines voll integrierten und schlüsselfertigen Pakets für Stromnetz-Speicher, erneuerbare Energien und die Frequenzregelung.

Die Batterien selbst sind sehr sicher, arbeiten bei Umgebungstemperatur (sie sind für eine Betriebstemperatur von 50°C optimiert), stehen nicht unter Druck und besitzen einen geschlossenen Kreislauf, was bedeutet, daß es keine gefährlichen Gase oder Abfallprodukte gibt. Als Lebensdauer werden 20 Jahre angegeben. Der Ersteinsatz soll nun in etwa sechs Monaten erfolgen.

Im Juli 2013 wird der Name in ViZn Energy Systems Inc. geändert (wobei das Kürzel als Vision ausgesprochen werden soll), und das Unternehmen gibt an, zu diesem Zeitpunkt bereits 16 Mio. $ Umsatz in der Pipeline zu haben – mit Folgeprojekten in Höhe von sogar 115 Mio. $. Im November wird vereinbart, daß die österreichische Firma BlueSky Energy, ein Forschungs- und Produktionsunternehmen, das auf schlüsselfertige, umfangreiche Energiespeichersysteme spezialisiert ist, die Zink-Redox-Flow-Batterien von ViZn bereits Ende 2013 in einem seiner europäischen Projekte integrieren wird, was sich bislang allerdings nicht hat verifizieren lassen.

Der erste Z20-Speicher wird im März 2014 auf dem FEC-Campus in Kalispell installiert.

Zirkoniumoxid-Vanadium-Borid-Luft-Batterie

Forscher um Prof. Stuart Licht an der University of Massachusetts in Boston präsentieren im Juli 2008 eine stabilisierte Zirkoniumoxid-Vanadium-Borid-Luft-Batterie (VB₂), welche die doppelte Energiekapazität von Benzin aufweist, d.h. rund 5 kWh/l im Vergleich zu den ca. 2,7 kWh/l des Benzins (während Li-Io-Akkus nur 0,5 kWh/l erreichen). Andere Quellen sprechen von einer theoretischen Zellkapazität von 27 kWh/l im Vergleich zu den 9,7 kWh/l beim Benzin (über eine entsprechende Aufklärung würde ich mich freuen).

Das Buch der Synergie hat wirklich tolle Leserinnen und Leser! Von einem dieser bekomme ich nämlich in kürzester Zeit eine Antwort auf meine Bitte um Aufklärung, die ich hier zusammengefaßt wiedergebe:

„Ich denke hier werden zweierlei Dinge miteinander verglichen. Die 9,7 kWh/l entsprechen dem Heizwert des Benzins. Die 2,7 kWh/l beziehen auf die nutzbare elektrische Energie, wobei Wandlungsverluste mit einbezogen wurden. Für einen modernen Ottomotor kann man von einem Wirkungsgrad zwischen 30 % und 40 % ausgehen. Inklusive Wandlung in Strom, mit einem Wirkungsgrad von 95 %, also knapp 30 %.

Und nun der Vergleich: 2,7 kWh/9,7 kWh = 28 %, was in etwa 30 % x 0,95 = 28,5 % entspricht.“

 

Ählich wie in einer Zink-Luft-Zelle reagiert zur Stromerzeugung auch in der Vanadium-Borid-Zelle der über die Kathode eingebrachte Sauerstoff mit der Anode. Auch ist die Reaktion irreversibel, ebenfalls wie in einer Zink-Luft-Zelle, sodaß verbrauchte Anoden in einer ‚Betankungs-Aktion’ ausgetauscht und chemisch regeneriert werden müssen. Die Vanadium-Boid-Zellen kombinieren demzufolge eine herkömmliche Luftkathode mit einer Zirkon-stabilisierten Vanadium-Boid-Anode. Die Zirkonoxid-Beschichtung erfolgt, um die Korrosion des Borids zu vermeiden, die nicht nur zu einem chemischen Verlust der elektrochemischen Kapazität führt, sondern auch noch entzündlichen Wasserstoff erzeugt, der die Zelle anschwellen oder sogar platzen lassen kann. Zur Regeneration der Anoden schlagen Licht und sein Team einen solar induzierten photochemischen Weg vor, welcher auf der Reduktion von Mg in den Entladungsprodukten basiert. Die Arbeiten werden zum Teil durch die National Science Foundation unterstützt.

Im September 2013 demonstrieren Forscher der George Washington University um Licht (der inzwischen wohl hierher gewechselt ist) eine neue Klasse von Hochenergie-Batterien, die von ihnen geschmolzene-Luft-Batterien (molten-air battery) genannt werden und im Gegensatz zu anderen Hochenergie-Batterien den Vorteil haben, wiederaufladbar zu sein. Außerdem zeigen sie auch noch eine der höchsten Speicherkapazitäten unter allen bislang bekannten Batterietypen – die bis zu 45 Mal höher liegt als die der marktüblichen Li-Io-Akkus.

Einer der größten Vorteile der geschmolzene-Luft-Batterie ist die Fähigkeit, mehrere Elektronen in einem einzelnen Molekül zu speichern. In der Regel haben Batterien mit dieser Fähigkeit schon von Natur aus höhere Speicherkapazitäten im Vergleich zu Ein-Elektron-per-Molekül-Batterien, wie beispielsweise Li-Io-Batterien. Die Batterie mit der bislang höchsten Energieleistung ist die oben erwähnte Vanadium-Borid-Luft-Batterie, die 11 Elektronen pro Molekül speichern kann. Wie viele andere Hochleistungsbatterien haben diese VB₂-Luft-Batterien jedoch den gravierenden Nachteil, daß sie nicht wiederaufladbar sind.

Die Forscher experimentieren daher mit geschmolzenen Elektrolyten unter der Verwendung von Eisen, Kohlenstoff und VB₂, mit denen auch sehr hohe Kapazitäten erreicht werden: 10.000 Wh/l (bei Fe zu Fe(III), während O₂ an die Luft abgelassen wird), 19.000 Wh/l (C zu CO₃^2-) und 27.000 Wh/l (VB₂ zu B₂O₃ + V₂O₅).

Die jeweiligen Kapazitäten werden durch die Anzahl der Elektronen, die jede Art von Molekül zu speichern vermag, beeinflußt: 3 Elektronen beim Eisen, 4 Elektronen beim Kohlenstoff und sogar 11 Elektronen bei VB₂. Im Vergleich dazu hat eine Lithium-Luft-Batterie aufgrund des Ein-Elektron-per-Molekül-Transfers und der geringeren Dichte eine Energiekapazität von 6.200 Wh/l, während die Kapazität eines typischen Li-Io-Akkus nur ca. 600 Wh/l beträgt. Für die Spaltung von Eisenoxid oder Kohlendioxid erweisen sich einfache Stahlfolien-Kathoden und Anoden aus Nickelfolie als wirksam. 

Obwohl die geschmolzenen Elektrolyten derzeit einen Hochtemperaturbetrieb erfordern, da beispielsweise Li₂CO₃ erst bei 723°C schmilzt, hoffen die Forscher mittels weiterer Experimente mit verschiedenen geschmolzenen Kompositionen und der Optimierung weiterer Merkmale eine konkurrenzfähige Batterie für Elektrofahrzeuge und zur Speicherung von Energie im Stromnetz entwickeln zu können.

 

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