Elektrofahrzeuge, Laptops, Handys, kabellose Staubsauger, Roboterhunde (was?). Sie haben alle eines gemeinsam. Lithium-Ionen-Batterien versorgen sie mit Energie, doch deren Speicherkapazität nimmt mit der Zeit ab. Großspeicheranlagen unterliegen denselben physikalischen Gesetzen wie Ihr roboterhafter Vierbeiner – Batterien verschleißen abhängig von verschiedenen Faktoren, darunter Umgebung (z. B. Temperatur), Zeit und Nutzung (z. B. Nutzungsgrad, Entladetiefe und mehr). Für Anlagenbetreiber ist das Management der Batterie-Degradation ein zentraler Bestandteil des Asset Managements. In diesem Beitrag erklären wir die wichtigsten Aspekte.

Hinweis – dieses Thema wird intensiv erforscht und wie bei jeder jungen Technologie versucht die Welt noch, alle Details zu verstehen...

Was ist Batterie-Degradation?

Lithium-Ionen-Zellen funktionieren durch die Bewegung von Ionen zwischen positiven und negativen Elektroden. Dieses Prinzip ist so alt wie die ersten Batterien (über ein Jahrhundert), und theoretisch sollte dieser Mechanismus ewig funktionieren. Aber natürlich ist Theorie ≠ Realität. Stattdessen durchlaufen die Komponenten einer Batteriezelle (Elektroden, Elektrolyt, Stromsammler und Additive) während des Betriebs physikalische und chemische Veränderungen, die die speicherbare Energie (Kapazität) der Batterie verringern und die maximal abrufbare Leistung der Zelle reduzieren.

Diese physikalischen Veränderungen beeinträchtigen die Leistung und können je nach Betriebsweise der Zellen schneller oder langsamer auftreten.

Einfach gesagt: Wer Batterien „stark“ beansprucht, verringert deren Leistung schneller als bei „schonender“ Nutzung.

Metriken, Metriken, Metriken

Zyklen – „Zyklen“ ist ein weit verbreiteter Begriff, um die Anzahl vollständiger Lade- und Entladevorgänge einer Batterie zu zählen. Diese Zahl ist meist netto und aufsummiert. Sie müssen also nicht in einem Durchgang zu 100 % aufladen. Viele kleinere Ladevorgänge, die zusammen 100 % ergeben, zählen ebenfalls als ein Zyklus. Beim Thema Zyklen ist wichtig, wo Sie messen – manche zählen Zyklen an den Batteriezellen (also auf der DC-Seite der Stromwandler), andere an anderer Stelle (AC-Seite, gemessene Netzanbindung usw.). Diese Unterschiede können Systemverluste einbeziehen oder ausschließen und verändern so die Metrik komplett.

Ladezustand (SoC) – der Ladezustand einer Zelle im Verhältnis zu ihrer Kapazität, meist in % angegeben (0 % = leer, 100 % = voll). Für manche Lithium-Ionen-Zellen kann der Betrieb in einem eingeschränkten Bereich die Lebensdauer verlängern. Zum Beispiel die Nutzung nur zwischen 20 % und 80 % SoC.

Entladetiefe (DoD) – eine Kennzahl, die manchmal anstelle von SoC verwendet wird und angibt, wie viel Ladung im Verhältnis zur Gesamtkapazität entnommen wurde (d. h. DoD = 100 % – SoC).

Gesundheitszustand (SoH) – eine Kennzahl zum Zustand einer Zelle im Vergleich zum Idealzustand, meist in % angegeben. Dieses Maß wird oft zusammen mit der Energiekapazität als Indikator für die Degradation genutzt. Am Tag der Inbetriebnahme erwartet man, dass SoH nahezu 100 % beträgt. Ein älterer Speicher wird einen SoH von unter 100 % aufweisen.

Temperatur (T) – die Temperatur hat einen enormen Einfluss auf die Zellleistung und Degradation. Zellen können sehr schnell sehr heiß werden, daher stehen Kühlsysteme hier besonders im Fokus. Es ist auch wichtig, Zellen über einer Mindesttemperatur (typischerweise 10–20 °C) zu halten, um optimale Leistung zu gewährleisten.

Welche Daten gibt es zur Batterie-Degradation?

Beginnen wir mit der akademischen Forschung:

(Relevante) Daten zur Batterie-Degradation sind rar. Es gibt zwar zahlreiche Testergebnisse aus der akademischen Forschung zur Zellalterung, diese beziehen sich jedoch meist auf einzelne oder kleine Zellgruppen und auf andere Anwendungsfälle (z. B. Elektrofahrzeuge, Luftfahrt, Unterhaltungselektronik), die sich von Großspeichern unterscheiden (z. B. Zellanordnung, Temperaturen, Lastprofile). Außerdem gibt es zeitliche, finanzielle und räumliche Einschränkungen bei Labortests, weshalb Forscher oft simulieren und Annahmen treffen müssen.

Degradationstests über 10 Jahre dauern, nun ja, 10 Jahre. Wer möchte schon seine Promotion über 10 Jahre strecken? Dachte ich mir.

Es ist gängige Praxis, zu simulieren, zu extrapolieren oder Zyklen zu beschleunigen (z. B. 10 Jahre Zyklen in einem Jahr). Auch die Kosten sind eine Herausforderung – einen 40-Fuß-Container voller Batteriezellen zu beschaffen (nur um sie altern zu lassen) ist teuer, daher werden Tests meist auf handlichere Prüfstände verkleinert. Das ist sinnvoll, vernachlässigt aber trotzdem zusätzliche Dynamiken des realen Betriebs – thermische Belastung und Kühlung im Container, jahreszeitliche Temperaturschwankungen, Ausfälle usw. An dieser Stelle sei das Centre for Research into Electrical Energy Storage and Applications (CREESA) der Universität Sheffield erwähnt, das ein 5-MW-Energiespeichersystem ausschließlich zu Forschungszwecken betreibt – Respekt. Allerdings lassen sich die Daten aus dem CREESA-System nicht auf andere Anlagen im Vereinigten Königreich übertragen, da dort Lithium-Titanat-Zellen eingesetzt werden – eine zweifellos überlegene, aber auch sehr teure Zellchemie, die sonst nicht verwendet wird. Zusammengefasst: Es gibt viele großartige Forschungsarbeiten, aber nach wie vor eine Lücke zwischen Forschung und Praxis bei Großspeichern. Relevante Daten für die Degradation von Energiespeichern im Versorgungsmaßstab bleiben schwer greifbar.

Was können wir aus dem Betrieb von Energiespeichern über Batterie-Degradation lernen?

Der britische Markt für Energiespeicher entwickelt sich weiter; rund 1 GW Großspeicher wurden in den letzten fünf Jahren über etwa 60 Anlagen installiert – das bietet viele Datenpunkte aus der Praxis. Allerdings behalten Betreiber und Hersteller diese Daten meist für sich. Die meisten Anlagen im Vereinigten Königreich sind zwischen 1 und 4 Jahre alt und wurden überwiegend für Frequenzregelungsdienste (wie FFR) eingesetzt.

Laut Erfahrungsberichten zu Zellgarantien gehen wir davon aus, dass die meisten Anlagen in Großbritannien eine nutzbare Restkapazität von 90–95 % aufweisen (also eine Batterie-Degradation von 5–10 %). Das ist jedoch die garantierte, nicht die tatsächliche Kapazität.

Was sagen Hersteller zur Batterie-Degradation?

Hersteller verfolgen im Allgemeinen einen konservativen Ansatz und geben die Lebensdauer von Lithium-Ionen-Zellen in Anzahl vollständiger Lade-/Entladezyklen an – eine Vereinfachung des realen Betriebs. Eine Faustregel der Branche: Nach 10 Jahren Betrieb mit 1,5–2 Zyklen pro Tag (bei einem 1-Stunden-System) kann mit einer Restkapazität von 75–85 % gerechnet werden. Dies hängt natürlich von vielen Annahmen zu Spezifikation, Lastprofil und Nutzung ab.

Messung der Batterie-Degradation

Über die Lebensdauer Ihrer Anlage hinweg ist die Messung der Batterie-Degradation entscheidend, um ein „informierter Betreiber“ zu sein – besonders, wenn die Degradation Teil der Zellgarantie ist. Da mittlerweile erweiterte Garantien von bis zu 15 Jahren angeboten werden, sind regelmäßige Messungen unerlässlich. In manchen Fällen kann ein Batterie-Degradationstest darüber entscheiden, ob der Hersteller Geräte ersetzen oder eine Entschädigung zahlen muss (£££), daher sollte das Prüfverfahren im Vertrag festgelegt werden.

Die umfassendste Methode zur Messung der Batterie-Degradation ist ein Energiekapazitätstest. Das System wird auf 100 % SoC geladen und dann bei konstanter Leistung bis auf 0 % SoC entladen (z. B. 1 Stunde Entladung bei Nennleistung von 100 % auf 0 % SoC). Dies ist ein hervorragender Leistungstest, da er sehr „intensiv“ ist und auch die Hilfssysteme (wie die Kühlung) beansprucht. Allerdings verursacht dieser Test selbst eine gewisse Degradation (stellen Sie sich vor, Ihr Auto kommt vom TÜV mit 1.000 km mehr auf dem Tacho). Um die Belastung durch solche Tests zu minimieren, empfehlen einige Hersteller, den Test mit weniger als 50 % Nennleistung durchzuführen oder die SoC-Bereiche einzuschränken (z. B. Entladung von 80 % auf 20 % SoC und dann extrapolieren). Die Meinungen hierzu gehen auseinander.