Hohe Lithiumpreise wirbeln Akku-Markt durcheinander
Akkus sind für die E-Mobilität unverzichtbar. Es gibt unterschiedliche Typen von Akkus, die sich auch bei den benötigten Rohstoffen unterscheiden. Durch die extrem hohen Preise für Lithium werden nun Akkus interessant, die weniger von dem begehrten Material benötigen.
Die Preise für Kathodenaktivmaterial (Cathode Active Material, CAM) sind in den letzten Monaten und Jahren drastisch gestiegen. So berichtet etwa der Rohstoffinformationsdienst Fastmarkets, dass die Akkukosten pro Kilowattstunde für NCA90 Zellen im Mai 2022 bei knapp 150 USD lagen – gegenüber rund 92 USD im Jahr zuvor.
NCA-Akkus sind der aktuelle Standard – aber wie lange noch?
Das Kürzel NCA steht für Lithium-Nickel-Cobalt-Aluminium-Oxide und damit den bei aktuellen Elektroautos am weitesten verbreiteten Akkutyp. Zu den wichtigsten Herstellern dieses Akkumulatortyps gehört der US-Autobauer Tesla bzw. dessen Kooperationspartner Panasonic.
Ähnlich wie NCA Akkus haben sich auch NMC Akkus deutlich verteuert. NMC (auch abgekürzt als Li-NMC, LNMC oder NCM) steht für Lithium-Nickel-Mangan-Cobalt-Oxide. Es handelt sich dabei um Mischoxide aus Lithium, Nickel, Mangan und Kobalt – allesamt Rohstoffe, die sich in den letzten Jahren entweder zeitweilig oder dauerhaft deutlich verteuert haben.
Beim Vergleich der Kosten für verschiedene Akkutypen sticht lediglich der LFP Akku heraus. Dieser war laut Fastmarkets noch im Mai 2021 der zweitteuerste Akkutyp, liegt nun mit gut 130 USD pro kWh jedoch preislich deutlich günstiger als NCA und NMC.
Der Lithium-Eisenphosphat-Akkumulator (Lithium-Ferrophosphat-Akkumulator, LFP-Akku) verwendet für die positive Elektrode Lithium-Eisenphosphat anstelle von Lithium-Kobalt-Oxid. Dies bringt u.a. eine geringere Energiedichte mit (die jedoch auch einen Schutz gegen das thermische Durchgehen bietet).
Was spricht in Zukunft für LFP Akkus?
Bislang sind LFP Akkus vor allem in Europa und den USA nicht allzu weit verbreitet. Dies könnte sich jedoch ändern. Die geringere Energiedichte lässt sich auf "Pack-Ebene", also bei der schlussendlichen Produktion von Zellen, teilweise ausgleichen. Grund dafür ist die größere thermische Stabilität, durch das die "Nicht-Zellen-Masse" reduziert wird.
Verschiedene Innovationen zielen darauf ab, den Unterschied in der Energiedichte von LFP und anderen Akkutypen weiter zu reduzieren – etwa die Cell-to-Pack-Integration. Cell-to-Pack-Ansätze versuchen, Batteriezellen ohne den Zwischenschritt von Modulen direkt in ein Pack zu integrieren. Dadurch soll die volumetrische Energiedichte erhöht werden.
Im Mai lag der kombinierte Produktionspreis (also der Preis für Rohstoffe und Herstellung) von LFP Akkus um rund 30 USD niedriger als bei NCA oder NMC Akkus. In LFP Akkus sind weder Kobalt noch Nickel enthalten – zwei Metalle mit zuletzt volatilem Preisverlauf und nicht immer unproblematischer Produktion.
Tesla und andere Hersteller haben deshalb längst ein Auge auf LFP Akkus geworfen. An der Optimierung der Technologie wird gearbeitet. Es gilt, einige Schwäche wie die schwache Leistung bei niedrigen Temperaturen zu beheben.
Gelingt dies, könnten LFP Akkus laut Einschätzung von Fastmarkets bei Einstiegs- und Standardmodellen zum Einsatz kommen: "Eine verbesserte Ladeinfrastruktur und die Verbraucherakzeptanz von Fahrzeugen mit kürzerer Reichweite, insbesondere bei Stadtbewohnern, Betreibern von leichten Nutzfahrzeugen und Fahrern, deren Fahrzeug hauptsächlich für kurze Fahrten genutzt wird, wird die Einführung von LFP ebenfalls fördern."
In E-Autos der Premiumklasse werde die Technologie jedoch nicht so schnell Einzug halten.
Lithium bleibt das Nadelöhr
LFP Akkus können auf Kobalt und Nickel verzichten – nicht aber auf Lithium. Dieser Rohstoff bleibt das Nadelöhr bei der politisch gewünschten Umstellung auf E-Mobilität. Aktuell kostet eine Tonne Lithiumhydroxid rund 75.000 USD. Die Korrektur auf anderen Metall- und Rohstoffmärkten ging an Lithium nahezu vollständig vorüber.
So verwundert es kaum, dass sich etablierte Bergbauriesen ebenso wie junge Explorationsunternehmen um eine Ausweitung der Produktion bemühen. So kämpfte etwa Rio Tinto (WKN: 852147, ISIN: GB0007188757) weiter, um die Genehmigung für das Jadar Projekt in Serbien.
Das kanadische Energietechnologieunternehmen Foremost Lithium Resource & Technology Ltd (WKN: A3DCC8, ISIN: CA3455101012) vergrößert laufend sein Projekt-Portfolio und besitzt mittlerweile sechs Hartgestein-Lithium-Projekte in Kanada und will dort nicht nur Lithiumoxid gewinnen, sondern auch Lithiumhydroxid in Batteriequalität herstellen.
