von ESS News
Jede Technologie, die mit Lithium-Ionen-Batterien konkurrieren will, steht vor der Herausforderung, dass die Kosten für diese bereits allgegenwärtige Technologie rapide sinken. Während Lithium-Ionen-Batterien ihre Marktdominanz weiter ausbauen, warten Natrium-Ionen-Batterien noch auf ihren großen Auftritt.
Eine neue Studie unter der Leitung von Forschern der finnischen Technischen Universität Lappeenranta (LUT) in Kooperation mit dem Karlsruher Institut für Technologie (KIT) und der spanischen Universität Alcalá kommt zu dem Ergebnis, dass Natrium-Ionen-Batterien zwar noch keine breite Marktakzeptanz gefunden, ihre Zellen jedoch bereits fast die Kostenparität mit Lithium-Ionen-Batterien erreicht haben. „Natrium-Ionen-Batterien sind noch nicht vollständig für Elektrofahrzeuganwendungen eingeführt, da die Energiedichte nach wie vor ein limitierender Faktor ist. Während Natrium-Ionen-Batterien bereits kostenmäßig mit Lithium-Ionen-Batterien konkurrieren können, hinkt ihre gravimetrische Energiedichte noch hinterher. Diese Lücke könnte sich schließen, sobald Festkörper-Natrium-Ionen-Batterien auf den Markt kommen“, erklärt Dominik Keiner, Nachwuchswissenschaftler an der LUT School of Energy Systems, auf Anfrage von ESS News.
Derzeit werden jedoch die ersten kommerziellen Batteriespeicher im Versorgungsmaßstab gebaut und in Betrieb genommen, darunter Projekte im Umfang von 100 Megawattstunden. „Dies zeigt, dass Natrium-Ionen-Batterien kurz vor dem vollständigen Markteintritt stehen. Sobald die Lieferketten etabliert sind und Skaleneffekte zum Tragen kommen, gibt es im Grunde nichts mehr, was Natrium-Ionen-Batterien daran hindern könnte, den Markt vollständig zu erobern, vorausgesetzt, die bestehenden Lithium-Ionen-Batterien Lock-ins sind beherrschbar“, sagt Keiner weiter.
Während frühere Bewertungen zu kontroversen Ergebnissen hinsichtlich der wirtschaftlichen Wettbewerbsfähigkeit von Natrium-Ionen-Batterien kamen und die potenziellen Auswirkungen von Natrium-Ionen-Batterien auf das gesamte Energiesystem unberücksichtigt ließen, kombiniert die neue Studie eine Bottom-up-Kostenmodellierung, einschließlich zukünftiger Leistungsentwicklungen auf Materialebene für Natrium-Ionen-Batterien, mit einem globalen Energiesystemmodell bis zum Jahr 2050.
Die Ergebnisse zeigen, dass Batterien angesichts der jüngsten Kostenentwicklungen und Lernkurven mit prognostizierten Investitionskosten für Batteriesysteme im Kraftwerksmaßstab von 28,5 bis 51,9 Euro pro Kilowattstunde bis 2050 keine kostenkritische Komponente mehr im Energiesystem sind. Bei einer heute nahezu erreichten Kostenparität könnten Natrium-Ionen-Batterien mittelfristig Lithium-Ionen-Batterien übertreffen und sind weniger anfällig für Preisspitzen und Versorgungsengpässe.
Als sogenannte Drop-in-Technologie könnten Natrium-Ionen-Batterien mit nur geringfügigen Änderungen auf bestehenden Produktionslinien für Lithium-Ionen-Batterien hergestellt werden. Dadurch würden Bedenken hinsichtlich Lieferengpässen oder Preisspitzen weitgehend ausgeräumt, da jede Unterbrechung der Lithium-Ionen-Batterie-Lieferung einfach eine Umstellung auf Natrium-Ionen-Batterien auslösen könnte, so die Forscher.
Darüber hinaus kommt die Studie zu dem Ergebnis, dass niedrigere Batteriekosten in erster Linie zu einer Erhöhung der Batteriekapazität führen und nicht zu einem zusätzlichen Einsatz von Photovoltaik. Insgesamt bleibt die Struktur des Energiesystems weitgehend unverändert, mit ähnlichen Anteilen an Photovoltaik, obwohl eine höhere Batteriekapazität einen verstärkten Betrieb von Power-to-X-Prozessen unter erhöhter Last ermöglicht. In diesem Zusammenhang stellt die elektrochemische Energiespeicherung keinen limitierenden Faktor für die globale Energiewende dar. Dementsprechend prognostiziert die Studie den potenziell höchsten bisher gemeldeten Bedarf an stationären Batterien – zwischen 67,9 und 106,5 Terwattstunden bis 2050 – und übertrifft damit die Schätzungen früherer kostenoptimierter Energiesystemanalysen.
„Zusammenfassend lässt sich sagen, dass Natrium-Ionen-Batterien in Bezug auf Kosten und Leistung bereits ausgereift sind und Lithium-Ionen-Batterien in bestimmten Aspekten, wie beispielsweise dem Betriebstemperaturbereich, sogar übertreffen können. Die Energiedichte bleibt die letzte Hürde, aber die Kostenparität ist bereits erreicht. Eine Überlegenheit gegenüber Lithium-Ionen-Batterien in großem Maßstab hängt in erster Linie von der Etablierung robuster Lieferwege ab – eine Frage der Zeit und der Investitionen“, sagt Keiner.
Bis 2050 werden die Speichergestehungskosten (LCOS) für Natrium-Ionen-Batterien mit hohen Lernraten voraussichtlich niedriger sein als für Lithium-Ionen-Batterien mit niedrigen Lernraten, wobei beide die Referenzwerte aus der Literatur übertreffen. Kostengünstigere Szenarien zeichnen sich zudem durch höhere Energie-Leistungs-Verhältnisse bei gleichzeitig hohen Zykluszahlen aus.
„Mit Blick auf das Jahr 2050 schätzen wir die Speichergestehungskosten auf 11,2 bis 13,6 Euro pro Megawattstunde im MIN-Sh-Szenario (nur Natrium-Ionen-Batterien mit hohen Lernraten) bis 15,8 bis 22,1 Euro pro Megawattstunde im MAX-Ll-Szenario (nur Lithium-Ionen-Batterien mit niedrigen Lernraten)“, sagt Keiner. „Zum Vergleich: Unser LUT-LitRef-Literaturreferenzszenario ergibt 19,5 bis 29,4 Euro pro Megawattstunde. Diese Zahlen beinhalten Schnittstellenkosten (identisch für Natrium-Ionen- und Lithium-Ionen-Batterien), jedoch keine Stromkosten. Bemerkenswert ist, dass die kostengünstigeren Szenarien auch höhere Energie-Leistungs-Verhältnisse aufweisen (6 bis 7 Stunden gegenüber 4 bis 6 Stunden), während die Anzahl der vollständigen Zyklen in allen Fällen hoch bleibt (über 300)“, sagt Keiner weiter.
Weitere Ergebnisse werden in „Sodium-ion battery cost projections and their impact on the global energy system transition until 2050“ (Kostenprognosen für Natrium-Ionen-Batterien und ihre Auswirkungen auf die globale Energiewende bis 2050) diskutiert, veröffentlicht im „Journal of Energy Storage“.
Anmerkung der Redaktion: Wir haben diesen Artikel nachträglich am 12.1.2026 geändert, um klarzustellen, dass sich LCOS auf die durchschnittlichen Kosten pro Einheit Strom bezieht, die über die Lebensdauer eines Speichersystems geliefert werden, und nicht auf den Anschaffungspreis, den Sie für den Kauf zahlen.
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Ein bisschen sehr viel Mutmaßung …
Ja, 2050 ziemlich lang. Da kann noch viel passieren. Es gibt ja schon Salzwasser-Batterien, Natrium-lonen-Baterien, als Heimspeicher. (zumindest in Indien, weil billig dafür ziemlich voluminös).
Ich warte schon seit 5 Jahren, dass endlich auch bei uns eine auf den Markt kommt als Speicher für die PV Anlage.
Ich verstehe nicht warum nur an Batterie Technologie geforscht wird, wenn sie sich für die E Mobilität eignet.
14 Euro pro Megawattstunde ? Hier ist bestimmt Kilowattstunde gemeint.
Sind die Speicherkosten für den Strom gemeint. Nicht pro installierter Kapazität.
Ich denke hier ist der Preis gemeint, für den man eine Megawattstunde anbieten kann um über die Lebensdauer der Batterie den „Break-even point“ zu erreichen, nicht der Preis pro Megawattstunde bei der Anfangsinvestition.
Damit sind wahrscheinlich die Kosten für das Einspeichern gemeint. Also 1,4 Cents für jede Kilowattstunde die einmal durch den Speicher geht.
Das sind hübsche Zahlen die zuversichtlich stimmen. Zumindest im Sommer wäre da scho viel günstiger Strom möglich
Prognosen bis 2050, auf Basis der Extrapolation aktueller Veränderungsraten und mit vielen vielen Annahmen… Bitte in Zukunft seriösere Wissenschaft mit einem Artikel belohnen, und nicht so einen Käse wie das hier.
Das Thema ist aber natürlich hochrelevant.
Zuhause im Keller ist die geringere Leistungsdichte beziehungsweise das höhere Gewicht der Natrium-Ionen-Batterie vollkommen irrelevant, wenn der Aufbau modular ist und man die einzelnen Elemente leicht transportieren kann.
Was hier zählt ist eine höhere Brandsicherheit und Zyklenzahl.
viel Text für „dauert noch etwas zur Massenfertigung und etablierung am Markt“
mehr so clickbait
Dass Batterien schon jetzt so drastisch billiger geworden sind, ist in unserer Energiestrategie immer noch nicht ausreichend berücksichtigt. Und wenn die Forscher auch nur ansatzweise recht haben, hätte das gravierende Auswirkungen.
Dann bräuchten wir ab ca. 2050 keine Backupkapazität bei Kraftwerken mehr. Dann stellen wir uns Batteriespeicher mit ca. 150 GW Leistung und 5000 GWh Kapazität hin. Kostet dann nur noch ca. 200 Mrd. Das wiederum würde bedeuten, dass der Neubau von Gaskraftwerken nach 2030 wirtschaftlich sinnlos wird. Ökonomisch und sogar ökologisch sinnvoller wäre es dann, den Kohleausstieg zu verschieben.
Wenn die Batteriepreise weiter so fallen, dann werden wir spätestens 2035 alles „Normale“ mit Batterien bewältigen können und Backupkapazität nur noch 100-300 Stunden im Jahr benötigen, wenn es ausgedehnte Dunkelflauten gibt. Wenn die ollen Braunkohlekraftwerke dann laufen, produzieren sie extrem dreckigen Strom. Aber wenn sie eben nur 100-300 Stunden im Jahr laufen, stoßen sie weniger CO₂ aus als Gaskraftwerke, die 1000 Stunden im Jahr laufen. Und Strom aus neuen Gaskraftwerken, die nur 100-300 Stunden im Jahr laufen, hätte Gestehungskosten fast 1 Euro/kWh. Das wäre wirtschaftlich völliger Wahnsinn. Wir müssen diese Themen JETZT diskutieren, bevor die großen Energieerzeuger mit Reiche vereinbaren, dass sie für ihren gewünschten Kapazitätsmarkt basierend auf Gaskraftwerken in den nächsten 20 Jahren über 400 Mrd. garantierte Vergütung bekommen.
Der nächste Aspekt wäre, dass man noch mal neu rechnen müsste, ob der Aufbau eines Wasserstoffnetzes noch wirtschaftlich sinnvoll ist.
Einfach mal zur Diskussion die Grössenordnung anschauen: Am Primärenergie Bedarf ist in Deutschland in 2025 die PV mit 2,5 % beteiligt und der Wind mit 6,3 %. Und um nichts anderes geht es bei der Energiewende: Diese beiden EE sind in Zukunft die tragenden Säulen. Der Ausbau von PV und Wind hat gerade erst begonnen. Begleitet wird dieser Ausbau von der parallelen Installation entsprechender Speicherkapazitäten im Bereich von mehreren TWh. Bei der intelligenten Verteilung des Energiebedarfs über den Tag und die Jahreszeiten helfen die Speicherkapazitäten Abregelungen zu minimieren. Besonders in den Sommermonaten ist eine PV Erzeugung vom 10 fachen wie wir das heute haben eine Herausforderung. Vorsichtig berechnet, benötigen wir 1 500 GWp installierte PV Leistung. Es gilt diese PV Energieproduktion mittels Speicher gleichmäßig verteilt rund um die Uhr zur Verfügung zu stellen. Da der Löwenanteil zwischen 10:00 und 16:00 produziert wird, gilt es 75 % zu speichern, also rund 4 500 GWh. Ähnliches gilt für die Windenergie.
Noch nicht berücksichtigt ist die Schwankung der Erzeugung durch die sich ändernden Einstrahlungs- und Windverhältnisse über mehrere Tage im Jahresverlauf.
Bei der Umstellung auf Strom ist aber zu berücksichtigen, dass alleine Wärmepumpen eine rund dreifache Energieeffizienz gegenüber direkter Verbrennung haben. Das gleiche gilt im Verkehr, wobei dort der Faktor sogar noch höher ist. Das bedeutet grob fällt schonmal die Hälfte des Energiebedarfs weg. Dann lässt sich vieles davon durch schlaue Nutzung (PKW als Speicher, Wärmespeicherung im Haus) in die Zeiten von Stromüberschuss legen. Damit wird der Bedarf an Batterien für den Rest wesentlich kleiner.
Wesentlich für einen Erfolg dürften auch die Standzeit bzw Lade Zyklen, sowie die Wiederverwertung der NAIonen Akkus sein.
Man kann davon ausgehen, dass der dreckige Anteil vom Kobalt und Lithium vergleichsweise sehr gering sein wird. Aluminium an den Kathoden soll im Spiel sein.
In China laufen bereits Pkw Modelle von BYD und 2 weiteren Herstellern mit dieser Technik vom Band. Hersteller der Akkus natürlich (wie abgekündigt) CATL.
Dies alles könnte der tatsächliche Grund sein, dass TESLA die Lithium Akku Fertigung in Grünheide überdenkt !?
Im Handel in D sind bereits 12 u 24V Natrium Ionen Akkus für Insel- und Womo-Betrieb bis 200 ah u mehr erhältich. Ein Käufer nannte es „ein sichereres Gefühl“.