Die CMBlu Projekt AG und die Schaeffler AG & Co. KG haben ein langfristiges Joint Development Agreement geschlossen. Bei der Kooperation geht es um die Industrialisierung von großtechnischen Energiespeichern auf Basis der erneuerbaren Speichertechnologie „Organic Flow“, wie die Unternehmen am Freitag mitteilten. Als nächste Schritte sei geplant, dass CMBlu eine vollständige Lieferkette mit weiteren Industriepartnern für alle Kernkomponenten aufbaue.
In den vergangenen fünf Jahren habe CMBlu gemeinsam mit Forschungsgruppen deutscher Hochschulen die Technologie zur Prototypreife gebracht. Bei der Zusammenarbeit mit Schaeffler geht es nun um die Entwicklung und Herstellung kommerzieller Produkte. Diese wolle CMBlu anschließend vertreiben. Am Standort der Alzenauer Firma gibt es bereits eine Prototypenfertigung. Es seien bereits Verträge für einige Pilotprojekte geschlossen, die in den kommenden zwei Jahren realisiert werden sollen. Ab 2021 sollen die ersten kommerziellen organischen Großspeicher dann verfügbar sein.
Die organischen Redox-Flow-Speicher alles als stationäre Großspeicher flexibel im Stromnetz einsetzbar sein, hieß es weiter. Sie seien für die Zwischenspeicherung sowie die Kappung von Lastspitzen bei Gewerbe- und Industriebetrieben geeignet. Die organischen Großspeicher könnten zudem zur Entlastung des Mittelspannungsnetzes beitragen.
Die Funktionsweise ähnele einem konventionellen Redox-Flow-Speicher, teilten die Unternehmen mit. Der Strom werde in chemischen Verbindungen gespeichert, wofür ein Elektrolyt genutzt werde. Dabei würden organische Moleküle aus Lignin für die Speicherung verwendet. Lignin ist ein natürlich nachwachsender Rohstoff, der in jeder Pflanze zu finden ist. Zudem fällt er als Abfallprodukt in der Zellstoff- und Papierproduktion in großen Mengen an.
„Alle elektrotechnischen Komponenten im Energiewandler wurden an diesen Elektrolyten angepasst und auf kosteneffiziente Massenproduktion ausgelegt. Die nahezu vollständige Wertschöpfungskette für die Batterien kann lokal abgedeckt werden“, heißt es von CMBlu. Zudem würden keine seltenen Erden oder Schwermetalle wie in anderen gängigen Speichern verwendet. Die Kapazität der „Organic Flow“-Systeme lasse sich gut skalieren und sei nur durch die Größe der Tanks und die Elektrolytmenge begrenzt.
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Die eigentlich interessante Information, insbesondere auch mit Blick auf den weiteren Ausbau der PV mit ihrem Sommer-Winter-Problem, wäre, wie oft im Jahr der Speicher einen Lade-Entlade-Zyklus durchlaufen muss, damit er sich rechnet. Technisch hätte so ein System ja, wie die Vanadium-Redox-Flow-Speicher auch, den Vorteil, dass man den geladenen Elektrolyt beliebig lange in beliebig großen Mengen speichern kann. Es wird auch gerne suggeriert, die Redox-Flow-Speicher wären als Langzeitspeicher geeignet. Etwas versteckter findet man dann gelegentlich die Information, dass das jedenfalls im Falle der VRFS keine wirtschaftliche Option ist, weil der Elektrolyt zu teuer ist. Aber auch preiswerte Kurzzeitspeicher, die nicht die Probleme der Li-Ionen-Speicher haben (Brennbarkeit, Kobaltverbrauch, Preis) kann man durchaus noch brauchen. Dabei braucht man das hohe C, das die Li-Ionen-Speicher bieten, gar nicht unbedingt: Das gemächliche Laden über Tag und ebensolches Entladen über Nacht lässt sich ja auch mit einem C von 0,1 bewältigen.
Für eine intersaisonale Speicherung müssten die Kosten sehr gering werden, daran zweifle ich sehr.
Um Energie vom Sommer in den Winter zu schieben wäre nach derzeitigem Stand der abgesicherten Erkenntnisse nach wie vor die Elektrolyse im Sommer und die Brennstoffzelle im Winter das Dream-Team. Insbesondere dann, wenn möglichst bei beiden Prozessen die Wärme sinnvoll genutzt werden kann. Im Winter wäre dies bei Brennstoffzellenheizungen zweifelsohne der Fall. Im Sommer wäre ggf. der Warmbadetag im Freibad eine Option.
Der Schlüssel wäre jeweils die Dezentralität, da wir einfach absehbar kein Wärmenetz haben, mit dem wir eine entsprechende Wärmenutzung sicherstellen können.
Wenn einem wirklich nichts besseres einfällt als Wasserstoffspeicherung, dann braucht man sich auch nicht groß über mangelnde Möglichkeit zur sommerlichen Abwärmenutzung zu grämen. Womöglich stellt sich sogar heraus, dass die H2-Nutzung im Winter in Kraft-Wärmekopplung in einer Wärmekraftmaschine wesentlich günstiger darstellbar ist, als in Brennstoffzellen.
Ein Redox-Flow-Speicher wäre halt etwas besseres und von den Entwicklern wird gerne betont, dass sich bei ihm Leistung und Energiemenge unabhängig voneinander dimensionieren lassen. Das hat für das Sommer-Winter-Problem allerdings nur Sinn, wenn der Elektrolyt und seine Lagerkosten so billig sind, dass einmaliges Laden und Entladen pro Jahr ausreichend Ertrag bringt, um die Jahreskosten zu decken.
Ich vermute allerdings, dass es bisher noch ein Problem an den Elektroden gibt, an denen sich der Elektrolyt auf Ligninbasis umwandelt und nicht nur in der gewünschten Weise, sondern auch so, dass er Rückstände hinterlässt.
Wirklich wichtig & interessant wären aber weitere technische Informationen über die Technologie, also u.a.
* Wirkungsgrad
* Cyclus-Festigkeit
* Kosten des Elektrolyts, der Speicher und der Redox-Zelle,
so dass man ein Bild von Betriebs-Dauer und -Kosten ermitteln kann!