Können Durchflussbatterien die Stromkosten von KI-Rechenzentren senken?

Jahrelang waren Computerkomponenten wie GPUs und Speicher knapp. Gerade als sich diese Engpässe allmählich auflösen, bremst ein neuer Flaschenhals den Ausbau von Rechenzentren: die Energieversorgung. Denn die neuen Bauwellen von Rechenzentren sind äußerst rechenintensiv und verbrauchen daher auch viel Strom.

Die meisten Stromnetze können diesen plötzlichen Nachfrageschub im Gigawattbereich daher nicht bewältigen. Theoretisch könnten erneuerbare Energien eine Alternative bieten, zumal Solar- und Windenergie in den vergangenen Jahren deutlich günstiger geworden sind.

Die Erzeugung erneuerbarer Energie schwankt jedoch, und Solarenergie steht nachts selbstverständlich nicht zur Verfügung. KI-Rechenzentren müssen aber durchgehend laufen und eine so hohe Verfügbarkeit erreichen („fünf oder sechs Neunen“ – 99,9999 %), dass jeder Stromausfall untragbar ist.

Energiespeicher könnten die Alternative sein: Sie überbrücken sowohl die Nächte als auch die geringere Erzeugung an weniger sonnigen Tagen. Wenn das funktioniert, können unabhängige Mikronetze die Rechenzentren versorgen und diesen Engpass vollständig umgehen.

In einer neuen Studie untersuchten zwei Forschende der Sejong University, welche Energiespeichertechnologien sich am besten für KI-Rechenzentren eignen, die über ein netzunabhängiges Mikronetz mit erneuerbaren Energien versorgt werden.

Sie kamen zu dem Ergebnis, dass Vanadium-Redox-Flow-Batterien für diesen Anwendungsfall besonders geeignet sein könnten. Zugleich scheinen Lithium-Ionen-Batterien mit zunehmender elektrischer Last des Rechenzentrums wettbewerbsfähiger zu werden. Die Studie vergleicht diese Optionen außerdem mit einer wasserstoffbasierten Notstromversorgung und Schwungrädern.

Die Ergebnisse veröffentlichten sie im Journal of Engineering Research¹ unter dem Titel „Vergleichende technoökonomische Bewertung von Energiespeichertechnologien in einem netzunabhängigen Mikronetz mit erneuerbaren Energien für KI-Rechenzentren“.

Der enorme Energiehunger der KI

Beim Stromverbrauch ähneln KI-Rechenzentren eher Schwerindustriebetrieben als früheren Generationen von Rechenzentren. Hyperskalierte KI-Rechenzentren benötigen beispielsweise eine Leistung von mehr als 100 MW – so viel, wie etwa 100.000 Haushalte im Jahr verbrauchen. Viele der neuesten Rechenzentren werden zudem auf eine Leistung im Gigawattbereich ausgelegt. Das entspricht dem Verbrauch von einer Million Haushalten oder reicht aus, um die Stromerzeugung eines ganzen großen Kernkraftwerks aufzunehmen.

Um ihre ESG-Bilanz zu wahren, bemühen sich Hyperscaler und Technologieunternehmen deshalb, ihren Strom aus CO₂-armen Quellen zu beziehen.

„Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) dürften erneuerbare Energien bis 2035 rund 50 % des zusätzlichen Strombedarfs von Rechenzentren decken. Große Technologieunternehmen wie Google und Microsoft haben für 2030 Ziele für eine ‚rund um die Uhr CO₂-freie Energieversorgung‘ angekündigt. Sie wollen ihren Stromverbrauch in Echtzeit mit der Erzeugung CO₂-freien Stroms in Einklang bringen.“

Energiespeicheroptionen simulieren

Ein realistisches netzunabhängiges KI-Rechenzentrum entwerfen

Die Studie untersucht ein hypothetisches netzunabhängiges Mikronetz mit erneuerbaren Energien für KI-Rechenzentren unter den regionalen Bedingungen von Taebaek in Südkorea. Die Lage im Gebirge trägt dazu bei, dass die durchschnittliche Sommertemperatur bei etwa 26,0 °C liegt. Die durchschnittliche winterliche Tiefsttemperatur beträgt etwa −9,6 °C. Beides sind günstige Bedingungen, um den Kühlbedarf von Rechenzentren zu senken.

Ein weiterer Vorteil des Standorts: Im Winter, wenn die Solarstromerzeugung geringer ist, erreicht die Windstromerzeugung ihren Höchststand. So kann das System seine Energieerzeugung im Jahresverlauf ausgleichen.

Quelle: Journal of Engineering Research

Untersucht wird ein integriertes Stromversorgungssystem aus Photovoltaik (PV), Windkraftanlagen und Wasserstoffspeichern sowie drei Optionen für Energiespeichersysteme (ESS): Lithium-Ionen-Batterien, Vanadium-Redox-Flow-Batterien (VRFB) und Schwungräder.

Das Wasserstoffspeichersystem besteht aus einem Elektrolyseur, einem H₂-Tank und einer Brennstoffzelle. Es dient der langfristigen Speicherung und der Nutzung überschüssigen Stroms aus erneuerbaren Quellen.

Quelle: Journal of Engineering Research

Mit der Mikronetz-Optimierungssoftware HOMER Pro wurden die Dimensionierung der Komponenten optimiert und die Wirtschaftlichkeit verschiedener Systemkonfigurationen auf Basis von Energiespeichersystemen verglichen.

Eine präzise Simulation entwickeln

Insgesamt weisen Rechenzentren über das Jahr hinweg eine relativ stabile Grundlast auf, da Server, Kühlsysteme und die zugehörige elektrische Infrastruktur kontinuierlich arbeiten, um einen unterbrechungsfreien Betrieb sicherzustellen. Um die begrenzten Schwankungen unter realen Betriebsbedingungen zu berücksichtigen, wurden stündliche und tägliche Lastschwankungen von ±5 % beziehungsweise ±3 % angesetzt.

Quelle: Journal of Engineering Research

Für die Finanzplanung wurde eine Projektlaufzeit von 25 Jahren angesetzt, eine erwartete Inflationsrate von 2,0 % und ein nominaler Diskontsatz von 2,5 %. Daraus wurde ein realer Diskontsatz von 0,49 % berechnet.

Die Investitions-, Ersatz- sowie Betriebs- und Wartungskosten jedes Energiespeichersystems (ESS) wurden gleichzeitig auf 80 %, 100 % und 120 % ihrer Ausgangswerte variiert. Für jede Bedingung wurde das System neu optimiert.

Als Näherung für eine verbesserte Kühlleistung wurde für das Rechenzentrum mit 1 MW ein vereinfachtes Szenario zur Steigerung der Kühleffizienz untersucht. Dazu wurde der gesamte Strombedarf der Anlage um 5 % gesenkt.

Das für jeden möglichen Entwurf gewählte Energiespeichersystem bietet unterschiedliche Vorteile:

• Lithium-Ionen-Batterien zeichnen sich durch hohen Wirkungsgrad und schnelle Reaktion beim Ausgleich kurzfristiger bis mittelfristiger Schwankungen aus.
• VRFB eignen sich besonders, wenn Leistungs- und Energiekapazität unabhängig voneinander skalierbar sein müssen, sowie für Langzeitspeicherung und wiederholte Tiefentladung.
• Schwungräder bieten eine schnelle Reaktion bei hoher Leistung und können Energie kurzfristig speichern.

Der maximale jährliche Kapazitätsengpass wurde auf 2 % begrenzt. Die Betriebsreserve wurde auf 10 % der aktuellen Last, 80 % der PV-Leistung und 50 % der Windleistung festgelegt.

Dies ist ein Vergleich auf Planungsebene und kein Nachweis für die Zuverlässigkeit in geschäftskritischen Anwendungen. Der jährliche ungedeckte Strombedarf betrug bei Lithium-Ionen-Batterien 1,18 %, bei VRFB 0,684 % und bei Schwungrädern 0,588 %. Diese Prozentsätze geben die nicht gedeckte Energiemenge an, nicht die Ausfallzeit, und lassen sich nicht direkt in Verfügbarkeitswerte umrechnen. Außerdem verwendet das Modell ein vereinfachtes Lastprofil, statt die dynamische GPU-Auslastung und den Kühlbedarf ausdrücklich zu simulieren.

Die ideale Kombination für ein erneuerbares Mikronetz finden

Bei der Analyse der Lithium-Ionen-Konfiguration erwies sich die Variante mit diesen Batterien und einem vollständigen Wasserstoffsystem als die wirtschaftlichste.

„Im Fall der Lithium-Ionen-Batterien bestand das optimale System aus 4443 kW PV-Leistung, fünf Windkraftanlagen, einem 500 kW starken Elektrolyseur, einem Wasserstoffspeicher mit 500 kg Fassungsvermögen, einer 2000 kW starken Brennstoffzelle (FC), einem 1284 kW starken Umrichter und einer Batteriekapazität von 14.600 kWh.“

Quelle: Zeitschrift für Ingenieurforschung

Bei Schwungrädern ist ihre begrenzte Kapazität problematisch. Dadurch muss der Entwurf den Ausgleich über längere Zeiträume auf die erneuerbare Stromerzeugung und das Wasserstoffteilsystem verlagern. Im Vergleich zur Lithium-Ionen-Variante erfordert dies einen 7000 kW starken Elektrolyseur und einen Wasserstofftank mit 7000 kg Fassungsvermögen. Damit steigt der Gesamtumfang des Systems für die Wasserstoffkomponente massiv – auf das 12-Fache.

Im deutlichen Gegensatz dazu stehen Vanadium-Redox-Flow-Batterien. Die optimale VRFB-Konfiguration verband eine erheblich größere Energiespeicherkapazität (35.271 gegenüber 14.600 kWh) mit einer kleineren Brennstoffzellenkapazität (FC) (500 gegenüber 2000 kW).

Diese Veränderung ist darauf zurückzuführen, dass Redox-Flow-Batterien Energie länger speichern können als Lithium-Ionen-Batterien. Sie übernehmen dadurch einen Teil der Aufgabe des Wasserstoffsystems und verringern den Bedarf an großen Elektrolyseuren und Brennstoffzellen.

Daher weisen VRFB-Systeme mit 0,1427 $/kWh die niedrigsten Stromgestehungskosten (LCOE) auf. Zum Vergleich: Bei Lithium-Ionen-Batterien liegen sie bei 0,2106 $/kWh und bei Schwungrädern bei 0,3721 $/kWh.

Die insgesamt niedrigen Kosten waren darauf zurückzuführen, dass die VRFB-Konfiguration in sämtlichen Betriebsaspekten bessere Kennzahlen aufwies. Sie hatte die niedrigsten anfänglichen Investitionskosten, Ersatzkosten, Betriebs- und Wartungskosten sowie jährlichen Betriebskosten.

Quelle: Zeitschrift für Ingenieurforschung

Was kostet das?

Beim optimalen System auf VRFB-Basis beliefen sich die gesamten Nettobarwertkosten (Net Present Cost, NPC)

des Systems auf 29.135.914 $. Der größte Kostenanteil entfiel mit 13.460.283 $ auf die Windkraftanlagen, gefolgt von den Vanadium-Redox-Flow-Batterien (7.396.824 $) und den Solarmodulen (5.613.025 $).

In diesem Entwurf entfielen 80,4 % der gesamten Stromerzeugung auf Windkraftanlagen, die als primäre Energiequelle dienten. PV trug 18,8 % bei und ergänzte die Stromerzeugung.

Die Stromerzeugung der Wasserstoff-Brennstoffzelle lag bei weniger als 1 %; sie diente hauptsächlich als Reserve.

„Trotz der starken Abhängigkeit von Windkraftanlagen wurde die Widerstandsfähigkeit des Systems durch das saisonale Zusammenspiel von PV und Windkraft sowie durch die gemeinsame Nutzung des Energiespeichersystems (ESS) und des Wasserstoffteilsystems gestützt. Dadurch ließen sich kurzfristige Schwankungen und länger anhaltende Engpässe bei der erneuerbaren Stromerzeugung ausgleichen.“

Was Anleger mitnehmen sollten

Dank der Skaleneffekte bei der Lithium-Ionen-Batterieproduktion war diese Technologie lange Zeit die erste Wahl, wenn Energiespeichersysteme schnell eingesetzt werden sollten.

Lithium-Ionen-Technologie ist jedoch grundsätzlich darauf ausgelegt, bei begrenzter Größe und geringem Gewicht eine hohe Energiedichte zu bieten. Bei stationären Energiespeichern – ob zur Netzstabilisierung oder für isolierte Mikronetze – spielen Volumen und Gewicht keine Rolle.

Stattdessen wirken sich eine lange Speicherdauer, niedrigere Investitionskosten und eine längere Lebensdauer auf die gesamten Stromgestehungskosten und die Wirtschaftlichkeit aus und eröffnen alternativen Batteriechemien eine echte Chance.

Zudem werden diese alternativen Batterien noch nicht in großem Maßstab in Serie gefertigt. Wenn die Produktionsmengen steigen, dürften daher auch die Stromgestehungskosten weiter sinken.

Bei Anwendungen außerhalb von Wohnhäusern und Elektrofahrzeugen könnten daher neue Technologien wie Vanadium-Redox-Flow-Batterien als Nächstes an Bedeutung gewinnen. Der Trend geht dahin, die Speichertechnologie auf den jeweiligen Anwendungsfall abzustimmen, statt davon auszugehen, dass sich eine einzige Batteriechemie durchsetzt.

Die Investition könnte sich auszahlen, wenn man das richtige Unternehmen mit der passenden Technologie auswählt – zumal KI-Rechenzentren dringend bessere Möglichkeiten benötigen, ihre Energieversorgung zu sichern.

Anleger sollten sich dennoch bewusst sein, dass es neben Vanadium-Redox-Flow viele weitere alternative Batteriechemien zu Lithium-Ionen gibt, wie in unserem Bericht zu diesem Thema erläutert. Außerdem funktionierte die Berechnung in der Studie am besten, wenn die erneuerbare Energieversorgung überwiegend aus Windkraft stammte. Ein Energiemix mit Schwerpunkt Solarenergie könnte zu anderen Ergebnissen führen und andere Arten von Energiespeichern begünstigen.

In Flussbatterien investieren

Invinity Energy Systems

Invinity Energy Systems entstand 2020 durch den Zusammenschluss von redT Energy und Avalon Battery und ist ein weltweit führender Hersteller von Vanadium-Redox-Flow-Batterien (VFBs) für Versorgungsunternehmen.

Dank ihrer robusteren Bauweise und einer Betriebsdauer von mehr als 30 Jahren liefern die VFBs des Unternehmens über ihre gesamte Lebensdauer 3,8-mal so viel Energiedurchsatz wie Lithium-Ionen-Batterien.

Zudem entspricht ihre Lebensdauer der von Solar- und Windkraftanlagen, wodurch sie sich ideal mit der Erzeugung erneuerbarer Energie kombinieren lassen.

Quelle: Invinity

Diese Langlebigkeit beruht auf der Funktionsweise der Batterie: Die Flüssigkeitsreaktion ist vollständig reversibel. Dadurch weist das System keine der typischen Schwachstellen von Lithium-Ionen-Batterien auf: keine Metallabscheidung, keine Dendriten und keinen Phasenwechsel. Auch die Sicherheit ist deutlich höher: Es besteht keinerlei Risiko eines thermischen Durchgehens, es werden keine Chlorgase freigesetzt, und Kurzschlüsse können keine thermischen Ereignisse auslösen.

Insgesamt hat das Unternehmen weltweit in mehr als 90 Projekten Batteriekapazitäten von 9 GW installiert. Dazu zählen Kanadas größte Flussbatterieanlage, das 8,4-MWh-Chappice Lake Solar & Storage Project in Alberta, das 20,7-MWh-Vanadium-Redox-Flow-Batteriesystem im Copwood VFB Energy Hub in East Sussex im Vereinigten Königreich sowie der bevorstehende Verkauf von 43 MWh seiner Vanadium-Redox-Flow-Batterien des Typs Endurium an Dairyland Power Cooperative.

Das bislang größte Projekt des Unternehmens ist das FlexBase Laufenburg-Projekt in der Schweiz. Es ist auf eine Batteriekapazität von 1,5 GWh ausgelegt, die in späteren Phasen auf bis zu 2,1 GWh erweitert werden soll.

Anleger sollten allerdings bedenken, dass es sich noch um ein sehr junges Start-up handelt, das für die weitere Expansion zusätzliches Kapital benötigt.

Die Ankündigung einer Kapitalbeschaffung über 25 Millionen Pfund führte zu einem deutlichen Kursrückgang von 38 %. Mit dem Geld sollen das Betriebskapital gestärkt und die Produktentwicklung beschleunigt werden. Die Summe setzt sich aus einer institutionellen Platzierung über 10 Millionen Pfund, 12,2 Millionen Pfund vom National Wealth Fund und einem Angebot an Privatanleger über 2,8 Millionen Pfund zusammen. Der Kurssturz war darauf zurückzuführen, dass die neuen Aktien zu 10 Pence ausgegeben wurden – einem Abschlag von 43 % gegenüber dem damaligen Börsenkurs.

Um die Profitabilität zu steigern und den künftigen Bedarf an Kapitalerhöhungen zu verringern, will das Unternehmen seine Kosten bis 2030 um 66 % senken. Der Großteil dieser Einsparungen soll bereits bis Ende 2027 erzielt sein.

Quelle: Invinity

Anleger sollten daher den Unternehmenswert sorgfältig einschätzen und beurteilen, ob der Kurseinbruch im Oktober 2026 eine Gelegenheit zum vergünstigten Einstieg oder ein ernstes Warnsignal ist.

(Lesen Sie auch unseren Artikel „Die 10 besten Batterieaktien für Anleger“ mit weiteren Anlagemöglichkeiten in diesem Bereich.)

Aktuelle Nachrichten und Entwicklungen zur Aktie von Invinity Energy Systems (IES)

Zitierte Studie

^{1. Jimin Hong und Yosoon Choi. Vergleichende technoökonomische Bewertung von Energiespeichertechnologien in einem netzunabhängigen erneuerbaren Mikronetz für KI-Rechenzentren. Journal of Engineering Research. 19. Oktober 2026. 10.1016/j.jer.2026.10.038}