„Es ist ein trauriger Tag, der das Ende eines Traums markiert, die Eisen-Salz-Batterie als kostengünstige, umweltfreundliche und langlebige Speichertechnologie auf den Markt zu bringen.“ Dies schreibt John Alper, Principal Technologist von Voltstorage, am Mittwoch auf Linkedin, um die Schließung seines Unternehmens zu verkünden. Der Grund hierfür sei aber nicht, dass die Technologie versagt habe. „Die Gründe sind komplex – Marktwidrigkeiten, Investitionszyklen und strategische Entscheidungen haben alle eine Rolle gespielt. Was ich betonen möchte, ist Folgendes: Die Technologie und das Team haben geliefert“, schreibt er weiter.
So sei es Voltstorage in den vergangenen fünfeinhalb Jahren gelungen, die Idee von einer einzigen kleinen Zelle zu 3.200 Quadratzentimeter großen Stapeln mit 100 Zellen weiterzuentwickeln. Es seien 1000 Zyklen ohne messbare Verschlechterung der Zellchemie erreicht worden. Auch habe Voltstorage bereits eine 1-Megawatt-Demonstratoranlage vorbereitet.
Voltstorage mit Sitz in Austin (US-Bundesstaat Texas) und München war eigentlich mit der Entwicklung von Vanadium-Redox-Flow-Batterien gestartet, die als Photovoltaik-Heimspeicher verkauft werden sollten. 2021 richtete sich das Unternehmen neu aus und kündigte eine Fokussierung auf Gewerbespeicher an. Im Sommer 2023 erhielt Voltstorage schließlich eine Förderung über 30 Millionen Euro von der Europäischen Investitionsbank zur Entwicklung der Eisen-Salz-Batterietechnologie. Damals ging das Unternehmen davon aus, dass diese ab 2025 in großem Maßstab einsetzbar sein sollte. Als Langzeitspeicher sollten damit Versorgungslücken von bis zu 100 Stunden überbrückt und die Grundlast abgesichert werden. Bereits im Jahr davor stieg der US-Investor Cummins im Zuge einer Series C-Finanzierungsrunde mit 24 Millionen Euro bei Voltstorage ein. Auch dieses Geld sollte in die Kommerzialisierung der Eisen-Salz-Batterien fließen.
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Man könnte auch schreiben: erfolgreich abgewürgt.
Der Vanadium Batterie aus Australien ( RedFlow ) ging es auch so. Ich hatte gehofft, die schaffen das. Waren schon in Österreich, haben dann aber wieder die EU verlassen. Eigentlich schade. Bin mal gespannt ob CellCube am Leben bleibt.
Ich hätte da eine Frage: Betrifft die Insolvenz die amerikanische Mutter und die deutsche Tochter oder nur die deutsche Tochter?
War abzusehen, ist immer das gleiche.
Das Teil war einfach Müll. Gleicher Preis wie lifo4 aber Wirkungsgrad 50%…wer genau sollte bei diesem Wirkungsgrad in welchem Szenario dann so ein Teil wirtschaftlich betreiben?
@Bd: bei den RedoxFlow war es die Langzeitspeicherfähigkeit, entladen bis Null, skalierbar nur durch vergrößern der Tankvolumen, nicht brennbar. Es ging nicht um den Wirkungsgrad.
das war leider das große Problem. Betrachten wir den LFP Markt + evtl. kommenden Natrium Ionen / Sodium Ion Markt wird es unglaublich schwer. 100 €/kWh sind möglich im GW Bereich das muss man sich einmal vorstellen. Und auch für Otto Normalverbraucher. 2.000 € für einen 10 kWh Speicher z.B. Fox EK 11. Das ist einfach nur noch unglaublich. Oder auch Growatt NEXA ein 2 kWh Speicher mit integriertem 800 Watt WR für 700 €. Das ist einfach nur noch krank.
….evtl. kommenden Natrium Ionen / Sodium Ion Markt wird es unglaublich schwer. ….
Gibt es schon fertig !
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100 Stunden Speicherhorizont mit einem Wirkungsgrad von 50% ist eine problematische Platzierung. Von den kürzeren Speicherhorizonten her wird das von Li-Ionen-Batterien (mit höherem Wirkungsgrad) angeknabbert, von den längeren Speicherhorizonten vom Wasserstoff. Und dann gibt es noch haufenweise genau so vielversprechende Konkurrenztechniken, nicht zuletzt die bereits etablierten Pumpspeicher mit höherem Wirkungsgrad und z.T. längeren Speicherhorizonten.
Technologisch scheint man zwar am Ziel angekommen zu sein, aber wirtschaftlich ist die Nische wohl zu klein, um erfolgreich eine Kostenreduktion durch Massenproduktion zu erreichen.
Die Speicherdiskussion wird Zuwenig mit den Ladezyklen verbunden. LiFePo Batterien werden heute mit 10000 Ladezyklen angeboten. Da machen Alternativen wenig Sinn. Um diese Batterien sinnvoll zu betreiben muss man sie pro Jahr 250 Mal im Laden. Sonst ist sie verrottet bevor sie die Ladezyklen erreicht hat. Da selbst bei der Annahme erst in 40 Jahren die prognostizierten Ladezyklen erreicht sind. Dann kommt der gerne bestrittene jahreszeitliche Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage in die Betrachtung. Bei einem jahreszeitlichen Ausgleich haben wir eigentlich nur einen Zyklus pro Jahr. Da benötigen wir eine massive Verringerung der Speicherkosten. Als viel versprechende Technologien erscheint die Wasserstoffspeicherung und die RedoxFlow sinnvoll. Die Probleme der Brennstoffzelle werden in der Lösung schon erkennbar. Man nutzt die schlechtere Turbine um dieses Problem zu umgehen. Die Eletrolysoere sind grosstechnisch auch schwer berrschbar und der Wasserverbrauch ist auch bedenkenswert. Bei der RedoxFlow fehlen heute Erfahrungen, die ersten Start Ups sind aber schon pleite. Das ist kein gutes Zeichen.
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Man braucht für Langzeitspeicher kaum Ladezyklen.
Das Extrem ist der Speicher der im Sommer mit PV geladen wird und im Winter entladen. Also in 10 Jahren 10 Zyklen.
Natürlich muss man auch keine Energie vom Sommer in den Winter verschieben wenn man genug Windkraft (welche überwiegend im Winter erzeugt) bereitstellt.
https://www.energy-charts.info/charts/energy/chart.htm?l=de&c=DE&interval=month&year=2024&month=-1&legendItems=fw3w1
Den Artikel möchte ich aus unkentniss nicht bewerten.Eine Technologie die ansich technisch auf Zellebene zufriedenstellend funktioniert wie das im Artikel beschrieben ist und nur admistrativ gescheitert sein soll muss ein dickes Fragezeichen enthalten ,warum ?. Chemische Stoffelemente sind hinreichend bekannt aus denen sich eine Stromzelle herstellen lässt z.b Bleibatterie. Die einzelne Zelle lässt sich wunderbar laden und entladen auch noch wenn diese zur Spannungserhöhung in Reihe geschalten werden. Wenn die Zellen als Batterie mit anderen Zellen Batterien in Reihe oder Parallel geschaltet werden fließen Ausgleichsströme die nicht kontrollierbar sind und die Zellen zerstören ,vagabundierende Ströme. Natürlich ist das Bleielement schwerer als Lithium was Blei bei dem Einsatz von e-Autos nicht positiv auswirkt. Das bestreben des Elektronenausgleichs ist bei beiden Elementen das gleiche. Stationär ist gewicht kein Problem . Es gibt allerdings ein Patent das Vagabundierende Ströme verhindert wo Batterien auf ein gemeinsames DC Netz angeschlossen werden können ohne dass Vagabundierende Ströme Zellen zerstören können. Im Prinzip hätte Voltage eine Chance.
…und wo sind die Fördergelder geblieben ?