19.12.2014

Energieführung

Magnetclips halten Ketten in der Bahn

Bei Magsnap handelt es sich um kleine magnetische Adapter, die sich auf die Öffnungsstege von Energieketten clipsen lassen und ein Hin- und Herschwingen der hängenden Kette verhindern.

Produktbericht

Igus: So lässt sich der vorgegebene Lauf einhalten, ohne eine komplette Führungsrinne zu verbauen. In Anwendungen mit stehenden Kreisbewegungen sorgen die Clips dafür, dass die Kette im Außenradius an der Einhausung gehalten wird. Bestehende Systeme lassen sich unkompliziert nachrüsten. Mögliche Einsatzgebiete sind etwa Gassenfahrten im Material-Handling oder vollautomatische Parkhäuser.

(mou)

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Wie gewaltig der Rohmaterial-Bedarf steigt, ist schon allein an der Zunahme an Lithium-Ionen-Megafactories zu sehen. Caspar Rawles zeigte die Analyse von Benchmark Mineral Intelligence: Im Quartal 1 2015 produzierten drei Megafactories 57 GWh. Nur fünf Jahre später sind zusätzliche 2 TWh in Produktion bei jetzt über 20 Megafactories.

CATL, LG Chem und Tesla verfügten in 2019 über die höchsten Kapazitäten bei der Produktion von Lithium-Ionen-Batterien. Gemessen in GWh einzelner Produktionsstätten hat die Gigafactory 1 von Tesla mit 37 GWh die Nase vorn, gefolgt von LG Chems Najing 1 mit 28 GWh.

Und was planen die „Big Player“ bis 2028? CATL will seine Produktion um satte 143 Prozent von 135 GWh auf 328 GWh anheben und hat damit den aggressivsten Expansionsplan. Zu beachten ist bei der Zahl, dass etwa 25 Prozent des Zuwachses aus Joint Ventures mit Autoherstellern kommt.

Mit den wachsenden Produktionskapazitäten steigt natürlich auch der Bedarf an Rohmaterialien bis 2029: viermal mehr Cobalt, siebenmal mehr Graphit und Lithium und elfmal mehr Nickel müssen bereitstehen, um die Megafactories zu versorgen – allerdings unter der Maßgabe, dass die Hersteller ihre Produktion auf 100 Prozent fahren.

Viele Automobilhersteller sichern sich mittlerweile den Zugang zu Rohmaterialien für die Batterieherstellung durch Joint Ventures mit den Minenbetreibern. Für viele soll dies auch sicherstellen, dass die Lieferkette „sauber“ bleibt. Das heißt vor allem, dass die Hersteller Kontrolle darüber haben, dass Nachhaltigkeit Priorität hat und dass keine Kinderarbeit stattfindet.

CRU Markets, vertreten durch George Heppel, zeigte, welche Herausforderungen der Cobalt-Abbau speziell in der DR Kongo mit sich bringt. Problematisch sind sowohl die Sicherstellung der Energieversorgung, aber auch Aspekte wie Kinderarbeit, Infrastruktur, politische Risiken und Ressourcen-Nationalismus.

Fallende Preise für Cobalt und Ressourcen-Nationalismus machen den Batterieherstellern zunehmend Sorgen, zumal die DR Kongo in fünf Abbaugebieten mehr als 50 Prozent des weltweit verfügbaren Cobalts abbaut. Beim Ressourcen-Nationalismus regelt nicht mehr der Markt den Preis für Rohmaterialien, sondern der Staat reguliert Verfügbarkeiten und kann auch aus politischen Gründen die Mengen rationieren.

Ende 2019 kündigte Minen-Betreiber Glencore an, die Mutanda-Mine in der DR Kongo für mindestens zwei Jahre für Wartungs-Arbeiten zu schließen. Hier wurden zwischen Januar 2018 bis Juli 2019 etwa 162.000 t Cobalt abgebaut. Der Wegfall dieser Ressourcen ist zunächst noch ausgleichbar, zumal in den letzten Jahren eine Überproduktion auftrat.

Schwierig gestaltet sich in der DR Kongo auch die Energieversorgung der Minen und der Mineralverarbeitung. Derzeit kauft das Land etwa 130 MW aus Sambia zu, da die Energieproduktion an den Staudämmen Inga 1 und 2 nicht ausreicht. Eine Lösung könnte der im Bau befindliche Inga-3-Damm sein, der nach realistischer Einschätzung von CRU in drei bis fünf Jahren mit 4800 MW in Betrieb gehen soll.

Mehr Wasserkraftwerke lösen jedoch eines der Hauptprobleme der Stromversorgung der Minen nicht: die globale Erwärmung. Anhaltende Trockenheit hat zum Beispiel in Sambia schon für Blackouts gesorgt. Prominentes Beispiel für den Effekt der globalen Erwärmung ist das Austrocknen der Victoria-Fälle 2019.

Auch die Nachfrage nach Lithium wird deutlich zunehmen in den kommenden Jahren, wie Franz Josef Kruger von European Lithium zeigte, denn auch in Europa wächst der Batterie-Cluster.

Die EU und auch die Batteriehersteller sind sich der Probleme beim Abbau der Rohmaterialien bewusst und reagieren mit entsprechenden Maßnahmen. So überlegt die EU aktuelle, „schmutzige“ Batterie-Importe zu untersagen und will ein Nachhaltigkeits-Label für Rohmaterialien einführen. Auf Hersteller-Seite bezieht zum Beispiel Northvolt seine Rohmaterialien nur noch direkt vom abbauenden Unternehmen, um die Lieferkette sauber zu halten.

Was die Elektromobilität für die Verfügbarkeit von Lithium bedeutet, zeigt dieser direkte Vergleich der Menge an Lithium in E-Autos und Ladestationen und portablen Geräten wie Power Tools oder Smartphones. Während eine Laptop-Batterie 30 bis 40 g Lithium enthält, bringt es das Tesla Model S auf satte 51 kg.

Gibt es Lithium in Europa? European Lithium sagt ganz klar: ja! Und zwar im Wolfsberg in Österreich. Hier will das Unternehmen ab 2022 mit dem Abbau von Battery-Grade-Lithium beginnen. Die Bedingungen seien hier ausgesprochen gut: die Abbaustelle liegt nahe der Flughäfen Graz und Klagenfurt, das Bahnnetz ist sehr gut ausgebaut, die Wasserversorgung ist durch natürliche Vorkommen und Recycling gesichert und es wurde bereits eine vorläufige Abbaulizenz (unter Auflagen) erteilt.

Auch Infinity Lithium will in Europa Lithium abbauen. Wie das Unternehmen bei der von EU-Seite geforderten komplett europäischen Lieferkette (vom Autohersteller bis hin zum Rohmaterialabbau) mitarbeitet, zeigte Vincent Ledoux.

Das Unternehmen plant den Lithium-Abbau in der spanischen San-Jose-Mine und entwirft ein Lithium-Projekt, das neben dem Abbau und der Weiterverarbeitung auch Pläne für die Wiederherstellung der Umwelt beinhaltet. Insgesamt will Infinity Lithium knapp 15.000 t Lithiumhydroxid pro Jahr erzeugen.

Die San-Jose-Mine liegt 280 km südwestlich von Madrid in der Region Extremadura, direkt östlich der Stadt Caceres. Von der Stadt aus soll die Mine nicht sichtbar sein, da sie in einem schmalen Tal liegt.

Eine wichtige und nicht zu unterschätzende Quelle an Rohstoffen ist das Batterie-Recycling. Dazu ist es notwendig, ein entsprechendes Sammelsystem, vor allem für Akkus aus portablen Geräten, zu entwickeln. Derzeit gibt es in Deutschland mehr als 170.000 Sammelpunkte für Akkus, aber die Sammelrate liege nur bei 45,6 Prozent, erklärte Tobias Schulze Wettendorf von der Stiftung GRS Batterien.

Logistik, also Verpackung und Transport, ist der größte Kostenfaktor beim Batterie-Recycling. Je nach Gewicht und Zustand der Energiespeicher greifen jeweils andere Sicherheitsstandards für die Verpackung.

Beschädigte E-Bike-Akkus müssen beispielsweise zunächst in einen verschließbaren Plastikbeutel und in der Transporttonne in Vermiculit gebettet und thermisch isoliert und geschützt vor Vibrationen verpackt werden.

Dass dieser Aufwand beim Transport und der Lagerung der Akkus nicht übertrieben ist, zeigte Steven Sloop von OnTo Technology anhand dieser Beispiele für Brände, die durch den Thermal Runaway von Lithium-Ionen-Batterien ausgelöst wurden.

Um einen Thermal Runaway noch aktiver Akkus bei der Lagerung oder beim Transport zu vermeiden, ist eine sorgfältige Deaktivierung besonders wichtig. OnTo Technologies stellte ein solches Verfahren vor, das mit einer CO2-basierten Prozessierung Lithium-Ionen-Akkus in einen sicheren Zustand versetzen – und das unabhängig vom State of Charge oder State of Health der Zellen.

Bereits mit nur einer Behandlung lässt sich die Gefahr eines Thermal Runaway gut in den Griff bekommen. Das Risiko sinkt mit jeder weiteren Behandlung.

Kunal Phalpher von Li-Cycle zeigte zunächst den wirklichen Anreiz für das Recycling von Lithium-Ionen-Batterien: Der Bedarf an Cobalt soll bis 2030 um das 2,1-fache und der für Lithium um das 6,4-fache ansteigen.

Recycling ist jedoch erst dann wirklich wirtschaftlich sinnvoll, wenn auch genug Batterien vorhanden sind. Den Löwenanteil an Akkus für die Wiedergewinnung von Rohmaterialien werden bis 2030 eindeutig Energiespeicher aus Elektrofahrzeugen ausmachen.

Nickel, Cobalt, Lithium und Kupfer besitzen wirtschaftlich das größte Potenzial beim Batterie-Recycling. Der Markt für wiedergewonnene Rohmaterialien soll von derzeit 827 Millionen US-Dollar auf beinahe 18 Milliarden US-Dollar in 2030 wachsen.

Um die hohen Transportkosten der Batterien bis zum Recycling zu senken, schlägt Li-Cycle die Etablierung von Hubs (Achse/Nabe beziehungsweise Basis oder Drehpunkt) und Spokes (Speichen) vor – eine Terminologie, die er aus der Luftfahrtbranche übernahm. Die Batterien gelangen dann zum Beispiel in der Nähe des Sammelortes bereits zur Vorverarbeitung in den Spoke, wo Deaktivierung und das Zerlegen der Akkus geschieht. Die dabei entstehende „Black Mass“ lässt sich dann viel sicherer zum zentralen Hub für die Rohmaterial-Extrahierung transportieren.

Welches sind die hinsichtlich der Verfügbarkeit wirklich kritischen Materialien für die Batterieherstellung? Laut Anna Vanderbruggen vom Helmholtz Institut Freiberg sind dies natürlich Llithium und Cobalt. Aber oft übersehen wird dabei das Anodenmaterial: natürliches Graphit.

Ein möglicher Mangel an natürlichem Graphit ist natürlich ein großer Anreiz, eine effiziente Recycling-Methode zu entwickeln. Immerhin macht das Graphit 16 Gewichts-Prozent einer Lilthium-Ionen-Batterie aus und stellt in Europa, den USA und in Australien ein kritisches Material dar. Denn bei kugelförmigem Graphit geschieht 90 Prozent der Herstellung in China.

Eine Recycling-Methode, die im Projekt Boomerang entwickelt wurde, beruht auf Flotation. Die beim Zerlegen der Batterie entstehende Black Mass wird mit einer Slurry (etwa: Suspension) vermischt, gerührt und mit Blasen versetzt, wobei sich graphithaltiges Material an der Grenzfläche zwischen Flüssigkeit und Luft anheftet und nach oben transportiert wird.

Der bei der Flotation entstehende graphithaltige Schaum wird abgelassen und das Graphit extrahiert. So lassen sich 94 bis 96 Prozent Graphit wiedergewinnen.

Eine verbrauchte Fahrzeugbatterie kann durchaus noch für längere Zeit ein zweites Leben haben. Die Second-Life-Verwertung der Energiespeicher ist besonders für stationäre Speicher interessant. Wie unterschiedlich die Bedingungen für die Batterie zwischen Auto und stationärem Speicher sind, erläuterte Jürgen Kölch von EVA. Im Fahrzeug ist die Batterie im Schnitt nur ein bis zwei Stunden am Tag in Betrieb, im stationären Speicher jedoch im 24-Stunden-Einsatz – jedoch bei viel verträglicheren Temperaturen als im Auto.

EVA realisiert Second-Life-Batteriespeicher und designt auch das Thermomanagement neu. Hier zum Beispiel wurde die Flüssigkeitskühlung der Batterien durch eine Luftkühlung ersetzt.

Zu den bereits fertiggestellten Projekten mit stationären Second-Life-Energiespeichern zählen unter anderem die hier gezeigten Speicherbänke in Florida und Hamburg.

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