Sicherheit und thermische Stabilität in stationären BESS

Temperatur des Beginns einer thermischen Durchgehung und Verhalten der Ausbreitung: LFP vs. NMC

Was die thermische Stabilität betrifft, zeichnen sich Lithium-Eisenphosphat-(LFP-)Batterien im Vergleich zu Nickel-Mangan-Kobalt-(NMC-)Batterien deutlich aus und sind daher für stationäre Batteriespeichersysteme (BESS) wesentlich sicherer. Der thermische Durchbruch tritt bei LFP-Batterien erst bei etwa 270 Grad Celsius auf – deutlich oberhalb des Temperaturbereichs von 150 bis 200 Grad Celsius, in dem NMC-Batterien beginnen, auszufallen. Dieser Unterschied beruht auf den stärkeren Phosphat-Sauerstoff-Bindungen in LFP sowie der nur geringfügigen Sauerstofffreisetzung bei deren Zersetzung. Der praktische Vorteil? LFP-Zellen erzeugen etwa 80 % weniger entzündbares Gas als ihre Konkurrenten und setzen im Fehlerfall Wärme mit einer Geschwindigkeit von maximal 5 Grad Celsius pro Sekunde frei, sodass Brände sich nicht leicht von einer Zelle auf die nächste ausbreiten. Auf der anderen Seite weisen NMC-Batterien schnelle Verbrennungsreaktionen auf und setzen Gase frei, die mehrere Schutzebenen erfordern – darunter beispielsweise Flüssigkeitskühlsysteme, geeignete Lüftungskonzepte und sogar Brandschutzsysteme –, um Kettenreaktionen zu verhindern, sobald eine einzelne Zelle überhitzt.

Systemebene-Auswirkungen: Wie sich die Komplexität des thermischen Managements auf Zuverlässigkeit und Betriebskosten (OPEX) auswirkt

Die in LFP eingebaute thermische Stabilität macht es deutlich einfacher, Wärmemanagementprobleme zu bewältigen und führt im Allgemeinen zu einer besseren Zuverlässigkeit über die Zeit. Die meisten NMC-Installationen benötigen komplizierte Flüssigkeitskühlsysteme sowie zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen, um gefährliche Überhitzungssituationen überhaupt zu verhindern. LFP-basierte Batteriespeicherlösungen hingegen funktionieren häufig problemlos mit einfachen Luftkühlverfahren oder sogar grundlegenden Flüssigkeitskühlkreisläufen. Diese Unterschiede schlagen sich direkt in finanziellen Einsparungen nieder. Die Zahlen sprechen eine klare Sprache: NMC-Systeme verursachen Betriebskosten, die um 30 bis 50 Prozent höher liegen, da sie sehr viel Kühlleistung verbrauchen, Komponenten aufweisen, die ständiger Überwachung bedürfen, und sämtliche redundanten Sicherheitsfunktionen enthalten. Praxiserprobungen zeigen, dass LFP-Anlagen etwa 20 Prozent weniger unerwartete Abschaltungen aufweisen und längere Intervalle zwischen den erforderlichen Wartungschecks aufweisen. Für Anlagen, bei denen Systemausfälle keine Option sind und präzise Budgetplanung von großer Bedeutung ist, machen diese Leistungsmerkmale LFP-Batterien trotz möglicher Einschränkungen zu praktischen Wahlmöglichkeiten.

Hinweis: Es wurden keine externen Links eingefügt, da keine maßgeblichen Quellen (authoritative=true) die Relevanzkriterien gemäß den globalen Regeln erfüllten.

Zykluslebensdauer und langfristige Alterung bei realen Energiespeichersystemen

Alterung bei Zyklen mit teilweiser Ladezustandsänderung (z. B. Eigenverbrauch von Solarenergie, Netzarbitrage)

Bei zyklischem Betrieb mit teilweiser Ladezustandsänderung – einem Vorgang, der in Solarstromanlagen und Netzspeichersystemen ständig auftritt – zeichnen sich Lithium-Eisen-Phosphat-(LFP-)Batterien im Vergleich zu Alternativen auf Basis Nickel-Mangan-Cobalt (NMC) besonders aus. Die meisten dieser Anwendungen entnehmen nur teilweise Leistung und verbleiben während ihres Betriebszyklus üblicherweise im Ladezustandsbereich zwischen 20 % und 80 %. Eine solche Nutzung belastet die stabile Olivinstruktur, aus der LFP-Kathoden bestehen, nur geringfügig. Betrachtet man konkrete Leistungsdaten, so verlieren LFP-Batterien unter vergleichbaren PSOC-Bedingungen (partieller Zustand der Ladung) ihre Kapazität etwa halb so schnell wie NMC-Batterien. Laut dem BloombergNEF-Bericht aus dem Jahr 2023 behält eine LFP-Batterie nach 4.000 Ladezyklen mit einer Entladetiefe von 50 % noch über 80 % ihrer ursprünglichen Kapazität, während die meisten NMC-Batterien diesen Wert bereits nach rund 2.000 Zyklen erreichen. Noch ungünstiger gestaltet sich die Situation für NMC-Batterien bei Anwendungen, bei denen sie kontinuierlich in kleinen Schritten geladen und entladen werden: Ihre geschichtete Oxidkathodenstruktur neigt im Laufe der Zeit zum Aufbrechen, insbesondere da sie eine steilere Spannungskurve aufweist und auf Änderungen der Umgebungstemperatur deutlich stärker reagiert.

Feldleistungsdaten (2020–2024): Median nutzbare Lebensdauer von LFP im Vergleich zu NMC in stationären und gewerblichen sowie industriellen BESS

Echtwelt-Daten aus 12.000 Installationen (2020–2024) bestätigen den Langlebigkeitsvorteil von LFP über alle Anwendungssegmente hinweg:

*Definiert als Jahre bis zum Erreichen einer Kapazitätserhaltung von 80 %

Die Unterschiede zwischen C&I-Systemen werden besonders deutlich, da sie häufiger zyklisch betrieben werden und ständig wechselnden Temperaturen ausgesetzt sind. Bei NMC-Akkus führt ihre Abhängigkeit von Kobalt dazu, dass sie schneller zu zerfallen beginnen, sobald die Temperaturen über 25 Grad Celsius steigen. Praxisnahe Tests zeigen, dass diese Akkus jährlich etwa 2,1 % ihrer Kapazität verlieren, verglichen mit lediglich 1,2 % bei LFP-Akkus unter normalen klimatischen Bedingungen. Über einen Zeitraum von fünfzehn Jahren bedeutet dies tatsächlich, dass LFP-Akkus 40 % seltener ausgetauscht werden müssen als NMC-Akkus – was sowohl die Ausgaben für neue Akkus als auch den Ausfallzeitraum bei Wartungsarbeiten reduziert. Zudem vertragen LFP-Akkus Hitze besser und weisen daher eine längere Lebensdauer in beengten Räumen auf, wo der Einbau einer geeigneten Kühlanlage entweder unmöglich oder zu kostspielig ist.

Gesamtbetriebskosten: Anschaffungskosten, Levelized Cost of Energy (LCOE) und Materialwirtschaftlichkeit

Kobaltabhängige NMC- vs. eisenphosphathaltige LFP-Akkus: Rohstoffkosten und Versorgungssicherheit der Lieferkette

Die Lieferketten für NMC-Akkus weisen erhebliche Stabilitätsprobleme auf, hauptsächlich aufgrund der starken Preisschwankungen bei Kobalt und der politisch sensiblen Herkunft des größten Teils des weltweit geförderten Kobalts. Ein Blick auf die Entwicklung der Kobaltpreise zeigt: Diese schwankten extrem – laut Daten von Benchmark Mineral Intelligence aus dem vergangenen Jahr stiegen sie zwischen 2020 und 2024 um mehr als dreihundert Prozent. Solche heftigen Schwankungen erschweren es Herstellern erheblich, ihre Budgets sachgerecht zu planen. LFP-Technologie hingegen umgeht diese Probleme vollständig, da sie statt Kobalt Eisen und Phosphat verwendet. Diese Materialien sind weltweit deutlich leichter verfügbar, und es existiert bereits eine gut etablierte Bergbauinfrastruktur dafür, die nur wenige ethische Bedenken aufwirft. Fazit? Unternehmen können rund dreißig Prozent bei den Rohstoffkosten einsparen und zudem jene komplexen ethischen Fragen vermeiden, die mit kleinskaligen Kobaltbergbaubetrieben verbunden sind. Wood Mackenzie berichtete bereits 2023, dass die LFP-Lieferketten einem um etwa vierzig Prozent geringeren Risiko durch politische Instabilität ausgesetzt sind als ihre NMC-Pendants. Diese geringere Anfälligkeit gibt Investoren größere Sicherheit hinsichtlich der langfristigen Finanzierungsprognosen und stellt sicher, dass Komponenten tatsächlich dann verfügbar sind, wenn sie benötigt werden.

Vergleich der gleitenden Stromgestehungskosten (LCOE) über eine Systemlebensdauer von zehn Jahren

LFP-Akkus weisen tendenziell niedrigere gleitende Stromgestehungskosten (LCOE) auf – ein Maß dafür, wie viel es kostet, jede Kilowattstunde im Zeitverlauf zu erzeugen –, obwohl sie zunächst etwas teurer sind. Zwar sind NMC-Akkus beim Erstkauf etwa 15 bis 20 Prozent günstiger, doch bei genauerer Betrachtung halten LFP-Akkus länger: Sie erreichen rund 6.000 Ladezyklen im Vergleich zu etwa 4.000 bei NMC-Akkus. Außerdem altern LFP-Akkus langsamer bei Teil-Ladezuständen und benötigen weniger Aufwand für das thermische Management. Laut einer letztes Jahr vom NREL veröffentlichten Studie führen LFP-Akkus bei großskaligen Netzspeicheranwendungen nach zehn Jahren tatsächlich zu um 10 bis 15 Prozent besseren LCOE-Werten. In der Praxis können Unternehmen, die Batteriespeichersysteme installieren, pro installierter Megawattstunde zwischen 120.000 und 180.000 US-Dollar einsparen, da sie ihre Systeme seltener austauschen und geringere Kosten für Kühlmaßnahmen haben.

Kompromisse bei Energiedichte, Bauraum und Leistungsabgabe

Auswirkungen der volumetrischen und gravimetrischen Dichte auf platzbeschränkte kommerzielle Installationen

Bei kommerziellen Batteriespeichersystemen spielt die pro Liter gespeicherte Energiemenge tatsächlich eine entscheidende Rolle für die technische und wirtschaftliche Machbarkeit. Dies gilt insbesondere in Städten, wo jeder Quadratmeter zählt – etwa in Einkaufszentren oder großen Lagerhallen. Ein Vergleich zwischen NMC- und LFP-Batterien verdeutlicht das: Der NMC-Typ speichert 30 bis 50 Prozent mehr Energie im gleichen Volumen. Wir sprechen hier von rund 350 bis 500 Wh/L gegenüber lediglich 200 bis 300 Wh/L bei LFP. Das macht einen erheblichen Unterschied, wenn alle Komponenten in eng begrenztem Raum untergebracht werden müssen. Die gravimetrische Dichte – also die Energie pro Kilogramm – beeinflusst zwar den erforderlichen baulichen Aufwand für statische Tragkonstruktionen. Doch ehrlich gesagt kümmern sich die meisten Installateure kaum um das Gewicht, da diese Systeme in der Regel fest installiert und nicht beweglich sind.

Wenn es darum geht, Solarpaneele auf bestehenden Gebäuden anzubringen oder Nachrüstungen vorzunehmen, bei denen schlicht kein zusätzlicher Platz für die Installation zur Verfügung steht, sind NMC-Akkus oft sinnvoller als LFP-Akkus – trotz ihrer höheren Gesamtbetriebskosten. Laut einer letztes Jahr veröffentlichten Studie zu Stromnetzsystemen benötigt der Einsatz von LFP-Akkus für dieselbe Speicherkapazität zwischen 25 und fast 40 Prozent mehr Raum. Das führt zu zusätzlichen Installationskosten von rund 15 bis 30 US-Dollar pro Kilowattstunde, da sämtliche anderen Komponenten teurer werden, wenn sie über größere Flächen verteilt werden müssen. Dennoch ist festzuhalten, dass Lithium-Eisenphosphat-Akkus nach wie vor starke Kandidaten für Fabriken und Neuentwicklungen bleiben, wo ausreichend freie Fläche vorhanden ist und die Größe daher weniger ins Gewicht fällt. Über Jahre des Betriebs hinweg verleihen deren Sicherheitsmerkmale sowie eine längere Lebensdauer und geringere laufende Wartungskosten den LFP-Akkus echte Wertvorteile, die sich kontinuierlich summieren.

FAQ

Was sind die wesentlichen Unterschiede in der thermischen Stabilität zwischen LFP- und NMC-Akkus?

LFP-Akkus weisen eine höhere Temperatur für die thermische Durchgehung von etwa 270 Grad Celsius auf, verglichen mit 150–200 Grad Celsius bei NMC-Akkus. LFP-Zellen erzeugen etwa 80 % weniger entzündbares Gas und setzen Wärme langsamer frei, was sie in stationären BESS sicherer macht.

Wie wirken sich LFP-Akkus auf die gesamten Betriebskosten (OPEX) aus?

Aufgrund ihrer überlegenen thermischen Stabilität benötigen LFP-Akkus weniger komplexe Kühlsysteme und Sicherheitsmaßnahmen. Dadurch ergeben sich gegenüber NMC-Systemen 30–50 % niedrigere Betriebskosten.

Wie vergleicht sich die Zyklenlebensdauer von LFP-Akkus mit der von NMC-Akkus bei Teil-Ladezustands-Szenarien (PSOC)?

LFP-Akkus verlieren bei Teil-Ladezustands-Bedingungen (PSOC) etwa halb so schnell Kapazität wie NMC-Akkus und behalten nach 4.000 Zyklen noch über 80 % ihrer Kapazität bei, während NMC-Akkus unter vergleichbaren Bedingungen nach 2.000 Zyklen diesen Wert erreichen.

Welche Auswirkung haben die Rohstoffkosten auf die Lieferketten von LFP im Vergleich zu NMC?

LFP-Akkus verwenden reichlich vorhandenes Eisen und Phosphat und vermeiden so die ethischen und wirtschaftlichen Probleme, die mit Kobalt – einem Bestandteil von NMC-Akkus – verbunden sind. Dadurch sinken die Rohstoffkosten für LFP-Akkus um 30 %.

Welcher Akkutyp eignet sich besser für installationsbedingt beengte Platzverhältnisse?

Für standortbedingt beengte Platzverhältnisse sind NMC-Akkus aufgrund ihrer höheren volumetrischen und gravimetrischen Energiedichte vorzuziehen, obwohl ihre Gesamtbetriebskosten höher sind.