Wie KI und Analytik Batterien im Netzmaßstab transformieren

In dieser Folge des CTRL+Listen Podcast spricht Moderator James Sweetlove mit Lennart Hinrichs, Executive Vice President und General Manager Americas bei TWAICE, über die sich rasant entwickelnde Welt der Battery Energy Storage Systems (BESS). Lennart erklärt alles – von den Grundlagen der Lithium-Ionen-Batterietypen und Anwendungen im Netzmaßstab bis hin zur kalifornischen Duck Curve, Herausforderungen beim Ladezustand und dazu, wie die cloudbasierte Analyseplattform von TWAICE Betreibern hilft, die Leistung zu maximieren, Ausfälle zu verhindern und kostspielige Netzstrafen zu vermeiden.

Das Gespräch geht tief auf Batteriedegradation, Erkennung von Ungleichgewichten, vorbeugende Wartung und die Rolle von Machine Learning bei der Gewinnung umsetzbarer Erkenntnisse aus riesigen Datensätzen ein. Lennart teilt außerdem seine Sicht darauf, wie die KI-getriebene Nachfrage von Rechenzentren die Energieinfrastruktur verändert, wie es um die globale Batterie-Lieferkette steht, welche Auswirkungen Zölle haben und warum Solar-plus-Speicher möglicherweise der praktikabelste Weg zu mehr Netzstabilität ist. Ob Sie im Energiesektor tätig sind oder einfach nur neugierig auf Batterien – diese Folge steckt voller praxisnaher Einblicke.

Ressourcen aus dieser Folge:

• Mehr über TWAICE erfahren
• Mit Lennart vernetzen

Die Folge anhören

Die Folge ansehen

Zentrale Erkenntnisse

• Batterien im Netzmaßstab (BESS) werden für die Netzstabilität unverzichtbar. Große Battery Energy Storage Systems vor dem Zähler sind entscheidend, um erneuerbare Erzeugung auszugleichen, die „Duck Curve“ zu managen, innerhalb von Millisekunden auf Netzschwankungen zu reagieren und Stromausfälle zu vermeiden – insbesondere, da die Nutzung von Solarenergie und die KI-getriebene Nachfrage von Rechenzentren zunehmen.
• Die Batterieleistung hängt von Daten ab, nicht nur von Hardware. Lithium-Ionen-BESS erzeugen enorme Datenmengen, doch der eigentliche Wert entsteht durch fortschrittliche Analytik, die Rohsignale in umsetzbare Erkenntnisse verwandelt – präzise Ladezustandsschätzung, Erkennung von Ungleichgewichten, Nachverfolgung der Degradation und frühzeitige Fehleridentifikation –, um Minderleistung, Strafzahlungen und Sicherheitsrisiken zu verhindern.
• Degradation und Ungleichgewicht sind die verborgenen wirtschaftlichen Risiken. Batterien degradieren im Laufe der Zeit ungleichmäßig, was zu Ladeungleichgewichten führt, die die nutzbare Kapazität und verfügbare Leistung verringern. Ohne proaktive Überwachung können Betreiber ihre Netzverpflichtungen verfehlen und erhebliche finanzielle Strafen riskieren. Intelligente Analytik ermöglicht vorbeugende Wartung, die Planung von Erweiterungen und einen umsatzoptimierten Betrieb.
• LFP-Batterien und Solar-plus-Speicher sind die kurzfristigen Gewinner. Lithium-Eisenphosphat (LFP) hat sich aufgrund von Sicherheit, Langlebigkeit und Vorteilen in der Lieferkette als dominante Chemie für Netzspeicher etabliert. Trotz des Hypes um alternative Chemien sind inkrementelle Verbesserungen bei LFP in Kombination mit Solar-plus-Speicher derzeit der schnellste und praktikabelste Weg zu einer zuverlässigen und skalierbaren sauberen Energieinfrastruktur.

Transkript

James Sweetlove: Hallo zusammen, hier ist James vom CTRL+ Listen Podcast, präsentiert von Octopart. Ich habe heute einen Gast für Sie. Das ist Lennart Hinrichs. Er ist Executive Vice President und General Manager Americas bei Twaice. Vielen Dank, dass Sie in der Sendung sind. Schön, dass Sie da sind.

Lennart Hinrichs: Schön, hier zu sein, James, und ich freue mich darauf, heute ein wenig über Batterien zu sprechen.

James Sweetlove: Ja, ich auch. Ich habe hier eine Menge, was ich lernen möchte. Das ist auf jeden Fall ein spannendes Thema. Vielleicht zum Einstieg: Möchten Sie uns ein wenig über sich und Ihren Hintergrund erzählen?

Lennart Hinrichs: Klar. Im Gegensatz zu den meisten anderen bei Twaice bin ich von meiner Ausbildung her kein Ingenieur. Ich habe meine Karriere in der Beratung begonnen und 2017 zwei extrem talentierte Ingenieure kennengelernt, die mir eine ziemlich wilde Geschichte über die Optimierung von Batterien erzählt haben. Damals dachte ich ehrlich gesagt an meine Autobatterie – muss die kleine Starterbatterie wirklich ersetzt werden? Aber natürlich sprachen sie über Elektrofahrzeuge, und sie hatten an der Universität bereits mit der Forschung zur Optimierung und zum Verständnis der Batteriedegradation begonnen. Ich bin damals zur Gründung zu Twaice gestoßen und war Teil des erweiterten Gründerteams. Seitdem hatte ich verschiedene Rollen im Unternehmen und habe im Wesentlichen die kommerzielle Seite von Twaice aufgebaut. Seit 2024 bin ich für unser Geschäft in Nord- und Südamerika verantwortlich. Also alles von Vertrieb, Marketing und Delivery nach dem Verkauf bis hin zur Zusammenarbeit mit Kunden, um sicherzustellen, dass ihre Batterien leistungsfähig und sicher sind.

James Sweetlove: Fantastisch. Möchten Sie uns dann auch ein wenig über Twaice selbst erzählen?

Lennart Hinrichs: Ja, gern. Ich habe es schon angedeutet. Stefan und Michael haben 2014 mit ihrer Batterieforschung begonnen. Tatsächlich war das Erste, was sie gemacht haben, die Entwicklung einer stationären Batterie mit der phänomenalen Kapazität von, ich glaube, 200 Kilowattstunden. Nach heutigen Maßstäben also sehr, sehr klein, aber es war bereits ein LFP-Speicher. Damit haben sie sich beschäftigt. Sie haben die Idee von Second-Life-Speichern untersucht. Und wenn man sich mit Second-Life-Speichern beschäftigt, wird eines extrem wichtig: den tatsächlichen Zustand der Batterie zu verstehen. Wie gut ist sie? Wie kann man sie so betreiben, dass sie die erforderlichen Standards erfüllt? Dafür haben sie die Software entwickelt, die wir heute Battery Analytics nennen – die cloudbasierte Bewertung von Batterien –, woraus dann 2018 Twaice entstand.

Wir nehmen also im Grunde beliebige Daten eines battery energy storage system – also großer Batterien im Netzmaßstab – auf, von Zelldaten bis hin zu jeglichen Transformator- oder PCS-Daten, bringen sie in die Cloud, verarbeiten sie und machen sie nutzbar. Das steht dann in verschiedenen Lösungen zur Verfügung, um die Leistung von Speichern zu optimieren, also die Verfügbarkeit und wie viel Energie für Arbitrage oder Netzdienstleistungen zur Verfügung steht, und um sicherzustellen, dass jegliche Defekte im System rechtzeitig erkannt werden, bevor sie Wartungsprobleme oder im schlimmsten Fall Sicherheitsprobleme verursachen.

Ich denke, viele Menschen haben die Brände gesehen, die vorgekommen sind. Ich möchte aber auch betonen, dass das sehr, sehr selten ist und deutlich sicherer als zum Beispiel jedes Auto mit Verbrennungsmotor oder sogar Generatoren. Es gab jedoch einige bemerkenswerte Brände, und es ist wirklich wichtig, dem vorzubeugen. Und ich denke, wir können tiefer in das Thema Batteriesicherheit einsteigen. Nur als Hinweis: In der Regel ist es nicht die Batterie selbst, die Brände verursacht, sondern eher alles andere in diesem größeren System.

James Sweetlove: Verstanden. Ich möchte hier tatsächlich etwas ganz Grundlegendes machen. Das mag Ihnen vielleicht albern vorkommen, aber ich glaube, dass das Verständnis von Batterien in mancher Hinsicht nicht mit der Geschwindigkeit Schritt gehalten hat, mit der sich Batterietechnologien weiterentwickeln. Wenn Sie also von Batterien sprechen, können Sie dann einfach einmal einen Überblick darüber geben, was heutzutage alles unter diesen Begriff fällt?

Lennart Hinrichs: Ja, ich finde es gut, das hier etwas breiter zu betrachten. Die Batterie, mit der die meisten Menschen vertraut sind, sind wahrscheinlich die kleinen AA-Batterien, die man in Fernbedienungen steckt. Das sind in der Regel keine Lithium-Ionen-Batterien. Wenn ich also von Batterien spreche, meinen wir meistens Lithium-Ionen-Batterien. Und innerhalb der Lithium-Ionen-Familien gibt es unterschiedliche Zellchemien und Bauformen, aber ich denke, die Anwendungsbereiche sind hier besonders relevant.

Die wichtigsten davon sind wohl die Unterhaltungselektronik – also vor allem der Handyakku, den Sie aus Ihrem iPhone oder Ihren Samsung-Geräten kennen, oder was auch immer Sie verwenden. Dann gibt es einen weiteren riesigen Anwendungsbereich, nämlich Elektrofahrzeuge, und dazu zählen Plug-in-Hybride, Mildhybride und vollelektrische Fahrzeuge.

Und worum ich mich hauptsächlich kümmere, sind das, was wir stationäre Batterien nennen würden. Dabei sprechen wir im Allgemeinen von drei Kategorien. Da ist zunächst der Wohnbereich, also das, was Sie in Ihrem Haus hätten, um zum Beispiel die Energie aus Ihrer Solaranlage oder Ihrem Solardach zu speichern. Dann gibt es das, was als C&I bezeichnet wird, also gewerbliche und industrielle Batterien, Behind-the-Meter-Anwendungen, um entweder eine unterbrechungsfreie Stromversorgung sicherzustellen, sich gegen Stromausfälle abzusichern oder sogenanntes Peak Shaving zu betreiben. Wenn Sie also Ihre Maschinen einschalten und es zu einer massiven Leistungsspitze kommt, wird diese geglättet, um zu verhindern, dass das Netz Ihnen zusätzliche Gebühren berechnet.

Und worauf wir uns derzeit hauptsächlich konzentrieren – und das ist der massive Ausbau, den wir beobachten –, sind Front-of-the-Meter-Batterien, also große Batterien im Netzmaßstab. Wir sprechen hier von Hunderten Megawattstunden Speicherkapazität, manchmal sogar von Gigawattstunden. Nur zur Einordnung der Größenordnung: Das entspricht bis zu mehreren Tausend Schiffscontainern voller Batterien.

Um das noch einmal greifbar zu machen: Man kann sich das iPhone wie eine einzelne Batteriezelle vorstellen, und es gibt verschiedene Bauformen, also auch deutlich größere Zellen. Ein sehr großes dickes Buch oder vielleicht ein paar Bücher könnten ungefähr der Größe einer Batteriezelle entsprechen, die in solchen Netzspeicherbatterien eingesetzt wird. Und davon werden dann Hunderttausende in Reihe und parallel geschaltet, die letztlich geladen und zyklisiert werden, um genau das zu tun, was sie tun sollen: das Netz zu stabilisieren.

Eine sehr häufige Anwendung – und ich weiß nicht genau, wie vertraut das Publikum damit ist – ist, dass im Netz über ein größeres Gebiet hinweg immer exakt so viel Energie erzeugt werden muss, wie gerade verbraucht wird. Das wird normalerweise von Ihrem Energieversorger oder ISO/RTO ausbalanciert. Und wir sehen jetzt natürlich einen enormen Ausbau von Solar- und Windenergie, was bedeutet, dass die Erzeugung etwas schwankt. In Kombination mit schwankender Nachfrage – Menschen verbrauchen abends zu Hause mehr Energie, und jetzt kommen Rechenzentren hinzu, die enorme Energiemengen verbrauchen und das zudem unregelmäßig – braucht man etwas, das das stabilisiert und diese Intermittenz ausgleicht. Und genau dafür sind Batterien hervorragend geeignet.

Also tagsüber laden, wenn reichlich Solarstrom vorhanden ist – das ist zum Beispiel in Kalifornien eine sehr typische Anwendung – und am Abend entladen, wenn der Verbrauch hoch ist. Darüber hinaus gibt es noch weitere Anwendungen, aber das ist einer der Hauptbereiche, die für das Publikum sehr gut nachvollziehbar sind.

James Sweetlove: Ja, auf jeden Fall. Vielen Dank. Das hat vieles klargestellt. Noch eine Verständnisfrage: Auf Ihrer Website habe ich vor unserem Gespräch gesehen, dass Sie häufig von einem B-E-S-S-Asset beziehungsweise einem BESS-Asset sprechen. Können Sie bitte erklären, was das ist und wie es in den Energiemarkt integriert ist?

Lennart Hinrichs: Ja, genau. BESS ist, denke ich, der Begriff, der sich inzwischen allgemein für Batterien im Netzmaßstab etabliert hat. Es steht für Battery Energy Storage System, also ein Batterie-Energiespeichersystem. Im Kern geht es darum, an ein Stromnetz angebunden zu sein und Netzdienstleistungen bereitzustellen. Je nach Region sieht das etwas unterschiedlich aus. In Kalifornien sehen wir zum Beispiel häufig, dass damit die sogenannte California Duck Curve ausgeglichen wird – ich mag diesen Begriff sehr. Er ist sehr anschaulich und beschreibt im Wesentlichen die Restenergie, die nach Berücksichtigung der erneuerbaren Energien noch benötigt wird.

Man sieht also, wie der Bedarf morgens ansteigt, wenn die Menschen aufwachen und mehr Energie verbrauchen. Dann kommt die Solarenergie hinzu, wodurch eine Senke entsteht – gewissermaßen der Bauch der Ente – und am Abend nimmt die Solarleistung wieder ab, die Menschen kommen nach Hause, sodass der Restenergiebedarf wieder steigt, bevor er nachts wieder sinkt. So entsteht der „Kopf“ beziehungsweise „Hals“ der Ente. Batterien verschieben Energie praktisch vom Bauch in den Hals der Ente und gleichen das aus. Das bedeutet, dass weniger konventionelle Ressourcen benötigt werden, um das Netz zu stabilisieren.

Ein weiterer Punkt ist, dass Batterien innerhalb von Millisekunden reagieren. Wenn es also Frequenzschwankungen im Netz gibt, können Batterien sehr schnell gegensteuern und sicherstellen, dass alle elektronischen Geräte einwandfrei funktionieren. Es gibt verschiedene Marktmechanismen – von Kapazitätsmärkten bis hin zu Energiemärkten –, über die Batterien für diese Leistungen vergütet werden. Im Grunde handelt es sich also um einen kommerziellen Betrieb, der meist von großen Versorgern oder unabhängigen Stromerzeugern durchgeführt wird, die Batteriespeicher ähnlich einsetzen wie jede andere Erzeugungseinheit oder jedes andere Kraftwerk. Der interessante Unterschied ist natürlich: Ein Kraftwerk erzeugt nur Energie, eine Batterie kann Energie abgeben, sie kann sie aber auch aufnehmen – beziehungsweise muss sie aufnehmen, um sie später wieder ins Netz zurückzuspeisen. Dadurch entsteht dieses bidirektionale Laden, was für Netzbetreiber auch viele Herausforderungen und Neuerungen mit sich bringt, wenn Batterien mit ihrem vollen Potenzial ins Netz integriert werden sollen.

James Sweetlove: Verstehe. Das ist faszinierend, danke. Ich denke, das Verständnis dieser beiden Punkte hilft sehr für dieses Gespräch, daher weiß ich das zu schätzen. Jetzt würde ich gern stärker darauf eingehen, was Ihr Unternehmen konkret macht. Sprechen wir also über Analysearbeit im Batteriebereich. Worin unterscheidet sich das von, sagen wir, Standardanalytik, also klassischer Datenanalyse?

Lennart Hinrichs: Ich glaube nicht, dass es sich grundsätzlich unterscheidet. Wenn wir uns den breiteren Analytics-Bereich ansehen, gibt es immer die Grundidee: Erstens braucht man Daten. Und das Schöne an Batterien ist, dass es davon reichlich gibt. Batterien sind vollständig digitale Systeme. Meistens gibt es sogar zu viele Daten, als dass es wirtschaftlich sinnvoll wäre, alles zu erfassen. Deshalb braucht man zunächst eine intelligente Datenstrategie, um all diese Daten in die Cloud zu bringen und sie dort nutzbar zu machen.

Mit der Erfassung dieser Daten sind bestimmte Aspekte verbunden, unter anderem Verträge mit dem Integrator der Batterie oder dem OEM der Batterie. Letztlich sollte das Ziel aber immer sein, eine sinnvolle Menge an Daten in der Cloud verfügbar zu haben. Dabei unterstützen wir unsere Kunden. Nachdem die Daten gesichert sind, werden sie bereinigt. Man stellt sicher, dass Ausreißer entfernt werden, damit kein Rauschen in den Daten entsteht. Und wenn dieser Data Lake oder dieses Data Warehouse dann verfügbar ist, geht es darum, die Daten zu interpretieren. Das bedeutet, darauf aufbauend fortgeschrittene KPIs zu definieren und sich beispielsweise die Degradation anzusehen.

Was ist Degradation? Wir hatten vorhin das iPhone-Beispiel erwähnt. Ich denke, jeder kennt das: Wenn man ein brandneues Smartphone bekommt, hält der Akku problemlos den ganzen Tag. Ein Jahr später merkt man dann vielleicht, dass der Akkustand schon gegen 18:00 Uhr niedrig wird, und ein weiteres Jahr später vielleicht schon gegen 16:00 Uhr, sodass man tagsüber nachladen muss. Das ist Degradation, also der Kapazitätsverlust, der bei Batterien auftritt. Das zu verstehen und zu berechnen ist ein wichtiger Aspekt. Ebenso relevant ist aber zu wissen, wie viel tatsächlich noch in der Batterie steckt, also der tatsächliche Ladezustand beziehungsweise die verfügbare Kernkapazität.

Bei einem iPhone kennt man vielleicht dieses merkwürdige Verhalten, wenn der Akkustand plötzlich von 40 % auf 0 % fällt. Im größeren Maßstab passiert so etwas ziemlich häufig. Dabei spielen verschiedene Faktoren eine Rolle. Die derzeit am häufigsten verwendete Zellchemie im Batteriesektor ist LFP, also Lithium-Eisenphosphat. Diese Chemie hat eine besondere physikalische Eigenschaft: eine Leerlaufspannung, die in mittleren SOC-Bereichen extrem flach verläuft. Wenn man eine Batterie also nicht von 0 bis 100 % betreibt – wie vielleicht beim Smartphone –, sondern eher zwischen 20 und 80 % oder bei Regelleistungen häufig um die 50 %, dann ist es tatsächlich sehr schwierig, den Ladezustand der Batterie genau zu bestimmen. Das ist also die erste Herausforderung: den State of Charge auf Zell- oder Rack-Ebene korrekt zu erfassen.

Die zweite Herausforderung besteht darin, dass es sehr viele unterschiedliche Batteriezellen gibt und innerhalb dieser Container sehr unterschiedliche Bedingungen herrschen. Natürlich versucht man, alles möglichst gleichmäßig zu halten, aber Temperaturgradienten und Abweichungen beim Innenwiderstand innerhalb der Speicher treten ganz natürlich auf. Dadurch entsteht ein Problem, das als Imbalance bezeichnet wird, also eine Unwucht beziehungsweise Ungleichverteilung: Manche Zellen haben einen höheren Ladezustand als andere. Das bedeutet, dass die erste Zelle, die tatsächlich 100 % erreicht, dazu führt, dass auch alle anderen Zellen nicht weiter geladen werden, weil man diese eine Zelle sonst überladen würde. Dem wirkt man durch Rebalancing entgegen – vereinfacht gesagt, indem Ladung von einer Zelle zur anderen verschoben wird. Das kostet jedoch Zeit und Geld, weil der Speicher in dieser Zeit nicht betrieben werden kann.

Man hat also diese beiden Aspekte: zum einen die sehr schwierige SOC-Bestimmung und zum anderen Ungleichgewichte im System, denen man durch Balancing entgegenwirken muss. Die Neukalibrierung des SOC und das Rebalancing des Systems sind daher zwei sehr gängige Wartungsmaßnahmen. Unsere Software hilft dabei, all diese Mechanismen wirklich zu verstehen und echte Einblicke in die Batterie zu geben. Wie hoch ist also Ihr tatsächlicher SOC, und wie ist der Balancing-Status der Batterie? So kann man innerhalb der Batterie aufschlüsseln, welcher Kapazitätsverlust auf Degradation zurückzuführen ist, was aktuell aufgrund von Ungleichgewichten nicht verfügbar ist und an welchen Stellen das System den Ladezustand falsch einschätzt – also wo das System glaubt, mehr oder weniger Energie zu haben, als tatsächlich vorhanden ist – und welche Auswirkungen das auf die Entladung haben wird.

Denn diese Batterien sind natürlich ein entscheidendes Element für das Stromnetz. Wenn sie zur Entladung aufgefordert werden und dann aufgrund von Ungleichgewichten nicht liefern können und die Leistung reduziert wird – wenn also statt 100 Megawatt plötzlich nur noch 80 Megawatt bereitgestellt werden –, dann entsteht im Netz ein Problem, weil nicht genügend Leistung vorhanden ist, um das Netz stabil zu halten. Das ist ein massives Problem, und deshalb werden Batteriebetreiber in solchen Fällen mit hohen Strafzahlungen belegt.

Unsere Software hilft also, indem sie all diese fortgeschrittenen KPIs berechnet und jedem Betreiber die entscheidenden strategischen Einblicke in die Batterieleistung liefert. Auf der nächsten Ebene geht es dann in den Bereich der vorausschauenden Wartung: Komponenten zu identifizieren, die dazu führen, dass das System unter seiner Leistung bleibt, oder Komponenten, die künftig potenzielle Sicherheitsrisiken verursachen könnten. Und wie ich bereits angedeutet habe, ist das nicht immer die Zelle selbst. Es gibt Fertigungsfehler, es gibt Degradationseffekte, die dazu führen, dass schwache Zellen im System vorhanden sind und ersetzt werden sollten. Viele tatsächliche Brand- oder Sicherheitsvorfälle werden jedoch durch fehlerhafte Steuerungen verursacht, also durch Überladung oder Tiefentladung von Batteriezellen.

Es geht also darum zu erkennen, wo das BMS, also die Batteriemanagementsysteme, beziehungsweise die Steuerungssysteme Fehler machen, diese zu kennzeichnen und zu beheben oder allgemein zu verstehen, wo es im größeren Balance-of-System Probleme gibt. Gibt es zum Beispiel im HVAC-System Temperaturanomalien, die behoben werden müssen?

Um das noch einmal zusammenzufassen: Was macht Twaice? Twaice bietet eine umfassende Software-Suite, die all Ihre Daten verarbeitet und einem Asset Manager tägliche, monatliche und wöchentliche Berichte über die Leistung des Speichers liefert. Wie schlagen wir uns im Markt? Wie schneiden wir im Vergleich zu der vertraglich zugesicherten Energiemenge gegenüber unserem Offtaker ab, und wie schneidet unser Lieferant im Vergleich zu dem ab, was er uns vertraglich zugesichert hat? Dann geht es tiefer in die Performance-Engineering-Ebene: Wie viele Zyklen hat die Batterie absolviert, welchen Energiedurchsatz sehen wir, wie ist der aktuelle Balancezustand des Systems, müssen wir präventiv eingreifen? Und schließlich bis hinunter auf die operative Ebene: Welche aktuellen Warnmeldungen gehen ein, welche Maßnahmen müssen wir ergreifen, und wie können wir sicherstellen, dass diese Batterie mit ihrem bestmöglichen Potenzial betrieben wird?

James Sweetlove: Verstehe. Und das gilt in gleicher Weise sowohl für eine Netzbatterie als auch für eine Batterie in einem Elektrofahrzeug – also dieselben Konzepte?

Lennart Hinrichs: Die zugrunde liegenden Algorithmen funktionieren für beide Anwendungen. Als grundlegende physikalische Idee also: ja. In der Automobilindustrie, in der Fahrzeugbranche, gilt: Wenn Sie schon einmal ein EV besessen haben, wissen Sie, dass die OEMs, also die Hersteller – die Fords, GMs und BMWs dieser Welt – ihr Bestes tun, um all diese technischen Herausforderungen von Ihnen fernzuhalten. Sie bekommen also eine Garantie über 10 Jahre oder acht bis zehn Jahre. Das sind dann 160.000 Meilen, und im Grunde sagen sie Ihnen: „Machen Sie sich keine Sorgen um die Batterie.“ Das Einzige, worüber Sie sich Gedanken machen, ist also: „Wie weit komme ich damit und wie schnell kann ich sie wieder aufladen?“

Da die Batterien kleiner sind, in der Regel stärker zyklisiert werden und meist bis auf 100 % geladen werden, ist der gesamte Balancing-Aspekt der SOC-Kalibrierung besser. Trotzdem sieht man gelegentlich, dass es Aussetzer bei der SOC-Anzeige gibt und diese Sprünge auftreten. Und fairerweise muss man sagen: Autos verwenden in der Regel eine NMC-Zellchemie. Tesla nutzt meines Wissens teilweise einige LFP-Batterien. Es gibt einen Trend in diese Richtung. Aber mit NMC ist die Bestimmung des SOC deutlich einfacher.

Aber ja, ich denke, im Auto möchte man vor allem langlebige Batterien erreichen und sicherstellen, dass diese Reichweite vorhanden ist. Ein weiterer Unterschied zum stationären Speicher ist natürlich, dass wir bei stationären Speichern Batterien sehen, die wir nach ihrer Dauer klassifizieren. Vier Stunden Dauer sind in Kalifornien recht üblich. In Texas sind es derzeit eher zwei Stunden. Es gibt Diskussionen über Long Duration, also acht Stunden.

Das bedeutet, dass ein Speicher seine Nennleistung über diesen Zeitraum bereitstellt. Eine Batterie mit 100 Megawatt und vier Stunden Dauer würde also 100 Megawatt über vier Stunden liefern. Um das zu erreichen, installiert man 400 Megawattstunden Kapazität vor Ort. Wahrscheinlich muss man sogar überdimensionieren, weil es am unteren und oberen Ende zu Derating kommt, also vielleicht eher 440 Megawattstunden. Eine Entladung mit 100 Megawatt bedeutet dann, dass man nur 0,25 dieser gesamten Kapazität nutzt – das wird als 0,25 C bezeichnet.

Im Automobilbereich hat man dagegen in der Regel den Bedarf nach mehr Leistung, etwa für die Beschleunigung. Wenn man in einem durchschnittlichen Auto eine Batterie mit 70 Kilowattstunden hat, möchte man daraus durchaus mehr als 70 Kilowatt Leistung entnehmen können – insbesondere beim Laden, beim Schnellladen. An der Ladesäule sieht man heute üblicherweise Ladeleistungen bis 350 oder 400 Kilowatt. Das heißt: Statt 0,25 C hat man plötzlich 4 C. Die Belastung der Batterie kommt also viel stärker durch das Laden und Entladen, die Nutzung der Batterien ist deutlich extremer. Entsprechend spielt die zyklische Degradation der Batterie eine etwas größere Rolle.

Allerdings werden Autos in der Regel auch nicht jeden Tag genutzt, sodass eine Batterie idealerweise nicht jeden Tag vollständig entladen wird. Um möglichst viel Geld zu verdienen, wird ein Auto vielleicht nur alle zwei Wochen vollständig entladen. Das ist ein weiterer Aspekt im Hinblick auf die Nutzung von Batterien und darauf, wie sie altern.

Aber um auf das zurückzukommen, was Twaice hier anbietet: Ja, wir arbeiten auch mit den OEMs zusammen, um Batterien zu analysieren und bessere Batteriepakete der nächsten Generation bereitzustellen. Dabei geht es aber viel stärker um Degradation – also darum, wann wir damit rechnen, dass eine signifikante Anzahl von Fahrzeugbatterien ihr Lebensende erreicht, also den Punkt von 70 % SOH, an dem sie ersetzt werden müssen, um weiterhin nutzbar zu sein.

James Sweetlove: Okay. Ich wollte Sie eigentlich später nach dem Thema Degradation fragen, aber sprechen wir jetzt direkt darüber. Wie kann man Degradation tatsächlich überwachen oder minimieren, und welche Rolle spielen Dinge wie Simulationen dabei, um sicherzustellen, dass das gelingt?

Lennart Hinrichs: Das ist eine sehr gute Frage. Bei der Degradation spielen im Allgemeinen viele verschiedene Faktoren eine Rolle. Das Ergebnis ist meist ein Kapazitätsverlust, also dass im Laufe der Zeit weniger nutzbare Kapazität zur Verfügung steht, sowie ein Anstieg des Innenwiderstands, der im Netzspeicherbereich wegen der niedrigen C-Raten im Allgemeinen keine große Rolle spielt. Im Automotive-Bereich kann sich das zum Beispiel in geringeren Ladegeschwindigkeiten bei älteren Batterien äußern, einfach weil der Widerstand zunimmt.

Im Allgemeinen gibt es eine Kombination aus kalendarischer Alterung und zyklischer Alterung. Kalendarisch bedeutet im Grunde: Die Batterie steht einfach da und degradiert langsam. Zyklisch bedeutet: Weil wir ständig laden und entladen, verursacht diese Bewegung der Elektronen letztlich die Degradation. Je nach Anwendungsfall kann der eine oder der andere Effekt überwiegen.

Wie kann man das nun verhindern oder optimieren? Das ist hier die entscheidende Frage, und genau da kommen Simulationen ins Spiel – also wirklich zu verstehen: „Wie wirkt sich meine Nutzung darauf aus?“ Im Fall des Autos nehmen einem die Automobilhersteller das weitgehend ab. Man selbst kann nur sehr wenig tun. Was wirkt sich aus? Hohe C-Raten sind nicht ideal, also ist Schnellladen nicht ideal, wenn man es nicht wirklich braucht. Dann ergibt es wahrscheinlich keinen Sinn. Andererseits haben die Autos Sicherheitsreserven eingebaut, sodass das eigentlich kein Grund zur Sorge sein sollte. Wenn Sie zum Beispiel planen, ein Auto abzustellen, ist es wahrscheinlich nicht ideal, es auf 100 % zu laden und dann über den Winter stehen zu lassen. Genau deshalb empfehlen viele Autohersteller, nur bis 80 % statt bis 100 % zu laden und nur unmittelbar vor langen Fahrten vollzuladen: Eine voll geladene Batterie steht unter Stress, und wenn sie dann bei kalten Temperaturen und so weiter einfach stehen bleibt, beschleunigt das die kalendarische Alterung.

Bei Netzspeicherbatterien ist der Anwendungsfall natürlich etwas anders, und das ist sehr interessant, weil diese Systeme wirklich auf Umsatz optimiert werden. Idealerweise möchte man also die meisten Dollar pro Prozent degradierter Kapazität verdienen. Es geht darum zu verstehen, ob ein vollständiger Zyklus diese zusätzlichen Einnahmen tatsächlich generiert oder ob er die Batterie nur stärker degradiert. Es geht also wirklich darum zu verstehen: „Wie holen wir das Maximum aus unserer Batterie heraus?“

Interessanterweise glaube ich, dass die meisten Unternehmen sie zu konservativ betreiben und oft aggressiver vorgehen könnten – natürlich nicht als allgemeingültige Aussage. Aber die Herausforderung, die wir im Netzspeicherbereich sehen, ist eher, dass mit der Degradation auch die Ungleichgewichte zunehmen. Weil jede Zelle etwas anders altert, können sich diese Ungleichgewichte im Laufe der Zeit aufbauen und immer größere Probleme verursachen. Und im Netzspeicherbereich kann man etwas tun, was man im Auto nicht kann: Man kann Batterien mischen und kombinieren, also Module zwischen den Containern austauschen, wenn sie leicht genug sind. Das hängt auch etwas von der Architektur ab. Außerdem kann man etwas tun, das als Augmentation bezeichnet wird, also zusätzliche Batterien hinzufügen, um sicherzustellen, dass die Nennleistung erreicht wird. Das dient dazu, dieser Degradation entgegenzuwirken.

James Sweetlove: Okay. Interessant. Ja, da steckt wirklich viel Interessantes drin. Im Alltag denkt praktisch niemand über all das nach, deshalb ist das sehr aufschlussreich, danke. Lassen Sie uns ein wenig über einige der Dinge sprechen, die Sie anbieten. Ich hatte eine Frage zu den Services, die Sie zwischen Asset Management sowie Performance und Operations anbieten – worin unterscheiden sich deren Anforderungen in so einem Umfeld?

Lennart Hinrichs: Es ist interessant, sich den Markt anzusehen und die unterschiedlichen Vorgehensweisen der Unternehmen zu betrachten. Wir sehen zunehmend, dass Unternehmen mehr von diesem Stack selbst übernehmen. Ich denke, historisch gesehen wollten die Leute sich von den Batterien so weit wie möglich fernhalten, also haben sie ein vollständig betreutes System gekauft. Tesla ist übrigens ein Beispiel für jemanden, der so etwas anbietet. Sie gehen also zu Tesla, zahlen die CapEx, sie stellen den Speicher auf, und dann zahlen Sie ihnen eine OpEx-Gebühr dafür, dass sie ihn am Laufen halten. Sie bekommen fast keine Daten. Sie wissen, wann geladen wird, wann entladen wird und wie der Ladezustand ist – und darüber hinaus nur sehr wenige weitere Datenpunkte. Und sie kümmern sich einfach darum, dass die Batterie reibungslos betrieben wird. Es gibt entschuldigte Ausfallzeiten, damit sie Wartungsarbeiten durchführen können, aber Sie fassen das System nicht an.

Aus Sicht des Asset Managements möchte man wahrscheinlich einfach sehen: „Okay, wie ist die Performance der Batterie? Was sagen sie mir über die aktuelle Degradation, und wie viel Geld habe ich damit verdient?“

Ich denke aber, dass das Pendel inzwischen etwas mehr in die andere Richtung ausschlägt und die Leute wirklich anfangen zu hinterfragen: „Was macht meine Batterie eigentlich genau, wie kann ich sie optimieren, und wie kann ich deutlich mehr Performance aus ihr herausholen – angesichts der Tatsache, dass in diese Systeme Investitionen in Höhe von Hunderten Millionen fließen?“

Performance Engineers auf dieser Seite schauen sich die Daten daher sehr genau an, durchforsten sie und versuchen zu verstehen, was das System ausbremst, wo Kapazität verloren geht, wo Performance verloren geht und wie sich das optimieren lässt. Und inzwischen haben wir sogar einen Kunden mit einem Wartungsteam vor Ort: Sobald etwas auffällt, laufen sie hinaus und beginnen sofort damit, die Batterien oder die PCS, also die Leistungselektronik bzw. Power Conversion Systems, zu reparieren – einfach um sicherzustellen, dass die Batterie jederzeit in perfektem Zustand ist.

Und das hängt im Grunde mit der Idee zusammen, dass man in der Regel einen Abnehmer oder einen Markt hat, in den man einspeist bzw. auf dem man handelt. Die Frage ist also: Erfüllen Sie die Anforderungen dieses Abnehmers? Stehen ausreichend Leistung und genügend Kapazität zur Verfügung? Es gibt zwar eine Überdimensionierung, aber wenn Sie diese Reserve aufbrauchen, dann ist das erstens in der Regel die Alterungsreserve, und zweitens stehen Sie, sobald bestimmte Schwellenwerte erreicht sind und Sie zum Beispiel einen Kapazitätszyklus nicht bestehen, vor dem Problem von Strafzahlungen, die Sie leisten müssen.

Was bedeutet das nun konkret? Worin liegt der Unterschied? Ein Asset Manager ist eher eine finanzorientierte Person, die sich mit gutem technischem Verständnis die Gesamtperformance ansieht. Wenn wir dagegen in Betrieb und Wartung gehen, dann geht es wirklich darum: „Wie steuern wir den Speicher? Laden wir, entladen wir, welches Teil ersetzen wir? Müssen wir hier Updates einspielen? Welche Arbeitsaufträge gehen an unsere Lieferanten und Serviceanbieter?“ Und dabei geht es wirklich bis ins Detail der Batterien hinein, bis hin zum Verständnis der Zeitreihendaten, die von den Batteriezellen und Modulen kommen.

James Sweetlove: Okay, nein, das ergibt absolut Sinn. Danke. Ich wollte noch über etwas anderes sprechen, das auf Ihrer Website zu finden ist, denn dort gibt es viele Ressourcen. Ich habe mir einige davon angesehen, wirklich interessante Inhalte. Gibt es dort etwas, das Sie den Leuten besonders empfehlen würden, wenn sie sich ein grundlegendes Verständnis für diese Themen erarbeiten möchten?

Lennart Hinrichs: Ja, danke, James. Ich finde wirklich, dass unser Marketingteam dort einen phänomenalen Job gemacht hat, und das ist auch Teil dessen, was wir im Markt sehen. Viele Menschen aus den Bereichen Solar, Wind oder sogar thermische Erzeugungsanlagen wechseln in den Batteriebereich, und das bedeutet, dass sie mit den Begriffen und Anforderungen noch nicht so vertraut sind. Deshalb würde ich wirklich dazu ermutigen, unsere Batterie-Enzyklopädie zu nutzen. Das ist ein Glossar der wichtigsten Begriffe für alle, die neu in der Branche sind und das Thema wirklich verstehen möchten. Dort gibt es auch sehr gute Inhalte zu den Datenstrukturen, die man braucht, um beim Verständnis und Betrieb einer Batterie erfolgreich zu sein. Außerdem werden die wichtigsten Begriffe rund um Batterieleistung und Sicherheit erklärt und Schritt für Schritt erläutert. Ich denke, das ist ein guter Einstiegspunkt, wenn man sich für Batterien interessiert.

James Sweetlove: Ja, auf jeden Fall. Ich habe mir diese Enzyklopädie angesehen, und als jemand, der kein Ingenieur ist, dachte ich nur: „Wow, okay. Hier gibt es eine Menge zu lernen.“ Also nein, sie wirkt ehrlich gesagt sehr nützlich. Ich möchte etwas ansprechen, worüber gerade alle sprechen. Das Buzzword im Moment ist KI. Welche Rolle spielt KI auf der Analytics-Seite dessen, was Sie tun?

Lennart Hinrichs: Ja, das ist eine sehr gute Frage, und wir bekommen sie oft. Und ich denke immer—

Ich meine, wir haben es im Namen, und wir hatten es schon im Namen. Ich glaube, damals war es auch schon cool, aber die Vorstellung von KI war eine andere, und das ist im Wesentlichen immer noch das, was wir nutzen: vor allem das, was heute eher als Machine Learning bezeichnet wird. Also wirklich zahlengetriebene KI, weniger die LLMs, die man derzeit mit ChatGPT und Claude sieht. Es geht also darum, Machine-Learning-Modelle einzusetzen, um aus großen Datenmengen Erkenntnisse zu gewinnen.

Natürlich gibt es Anwendungen, bei denen man LLMs nutzen möchte, um die Ergebnisse dieser Analysen zu kontextualisieren und daraus schneller oder für die jeweilige Speichersituation besser nutzbare Handlungsempfehlungen abzuleiten, etwa durch die Verknüpfung mit Wartungshandbüchern. Aber grundsätzlich setzen wir in diesem Bereich stark auf die eher traditionellen Machine-Learning-Anwendungen, um präzisere KPIs zu erhalten und diese dann in nutzbare Lösungen zu verpacken.

Was derzeit mit Blick auf das Stromnetz interessant ist: KI wird zu einem wesentlichen Treiber der Energienachfrage. Wir sehen, dass all die Rechenzentren, die ans Netz gehen, die lokale Netzinfrastruktur und die Stromerzeugung insgesamt enorm belasten. Und wenn wir uns fragen: „Wie werden wir all diese Energie bereitstellen?“, dann sprechen die Leute über Kernenergie. Aber Kernenergie braucht 10, 15, wahrscheinlich 20 Jahre, bis sie tatsächlich gebaut ist. Gaskraftwerke zur Spitzenlastabdeckung — deren Lieferkette ist im Moment völlig zerrüttet. Auch deren Bau dauert Jahre. Was sich dagegen wirklich schnell umsetzen lässt, ist der Ausbau von Solarenergie und Speichern, und deshalb sehen wir dort ebenfalls einen massiven Hochlauf. Insbesondere die Art und Weise, wie Rechenzentren Energie aus dem Netz beziehen, macht es nahezu zwingend erforderlich, eine große Batterie mit dem Rechenzentrum zu kombinieren, um diese Lastspitzen auszugleichen und einfach als unterbrechungsfreie Stromversorgung zu fungieren, damit die Verfügbarkeitsziele erreicht werden.

James Sweetlove: Auf jeden Fall. Ich denke, das Problem bei der Kernenergie ist außerdem, dass der regulatorische Prozess so umfangreich und langwierig ist. Bis man überhaupt die Genehmigungen hat, um mit dem Bau zu beginnen, hätte man schon mehrere andere Energieversorgungssysteme errichten können.

Lennart Hinrichs: Und wenn ich dazu noch etwas ergänzen darf: Ich weiß, dass es Diskussionen über Batterien und Sicherheit gegeben hat, und ich weiß, dass insbesondere in Kalifornien die Vorschriften nach dem Brand in Moss Landing noch einmal verschärft wurden. Manchmal gibt es vor Ort Widerstand gegen Batterien, obwohl sie extrem sicher sind, und das Schlimmste, was passieren kann, ist ein Brand. Und ich glaube nicht, dass jemals eine Kontamination des lokalen Wassers nachgewiesen wurde. Wenn man nun die Idee von SMRs, also kleinen modularen Reaktoren, weiterdenkt und sieht, dass es bereits recht erheblichen Widerstand gegen Batterien gibt, möchte ich mir gar nicht vorstellen, wie groß der Widerstand gegen ein Mini-Atomkraftwerk in der eigenen Nachbarschaft sein wird. Ich denke, wenn das wirklich die Zukunft sein soll, liegt noch ein langer Weg vor uns. Und ich glaube derzeit wirklich, dass die Kombination aus Solarenergie mit sehr niedrigen Stromgestehungskosten und Speichern zum Ausgleich der Intermittenz eine sehr, sehr starke Kombination ist, die genutzt werden sollte. Sie ist sehr schnell einsatzbereit und liefert sehr zuverlässige Energie.

James Sweetlove: Definitiv. Ja, das stimmt wirklich. Ich wollte jetzt einen Schritt zurückgehen, weg vom Unternehmen, und etwas stärker auf den Sektor insgesamt schauen. Ich würde gern fragen — und das ist eine breite Frage, also beantworten Sie sie gern so, wie Sie möchten — wie sich der Batteriesektor in den letzten Jahren verändert oder weiterentwickelt hat und was Ihrer Meinung nach einige der größten Veränderungen waren?

Lennart Hinrichs: Ich denke, wenn wir es aus Sicht der Technologie betrachten, der Funktionsweise der Lieferkette, der Betriebsweise und vielleicht auch mit einem Ausblick sowie dem Marktdesign. Also erstens: Angefangen hat es damit, dass Autobatterien in stationäre Batteriespeichersysteme eingebaut wurden, und das hat sich inzwischen getrennt. Heute sehen wir Batterien, die speziell für netzgekoppelte Großspeicher entwickelt werden, und solche, die speziell für Autos entwickelt werden. Außerdem sehen wir, dass sich die Lithium-Ionen-Familie dramatisch weiterentwickelt hat. Die vorherrschende Zellchemie im Netzmaßstab ist heute Lithium-Eisenphosphat, das sehr sicher, zuverlässig, langlebig und über lange Zeit betreibbar ist, während es im Automobilsektor weiterhin leistungsstarke NMC-Batterien gibt. Das hat sich inzwischen sehr stark spezialisiert.

Ich weiß, dass in der Vergangenheit viel über Festkörperbatterien als leistungsfähigere Option für Autos gesprochen wurde und über Natrium-Ionen-Batterien als Alternative zu Lithium-Ionen, insbesondere im Netzmaßstab, mit der Idee, dass Natrium praktisch unbegrenzt verfügbar und leichter zu beschaffen ist. Nun zeigt sich aber, dass Lithium tatsächlich nicht so selten und teuer ist, wie viele noch vor ein paar Jahren dachten. Die Leistungsdaten von LFPs sind so stark, dass ich derzeit nur sehr wenige Argumente für diesen nächsten Übergang sehe, und ich denke eher, dass wir auf absehbare Zeit weitere Optimierungen auf der LFP-Seite sehen werden. Sag niemals nie, aber ich glaube nicht, dass sich die Prognosen erfüllen werden, wonach Natrium-Ionen-Batterien bis 2030 tatsächlich einen Marktanteil von 20 % übernehmen. Ich denke, der Markt wird überwiegend von LFP geprägt sein.

Wenn wir etwas auf die Entwicklung und die Nutzung von Batterien schauen, dann ist die Adoptionsrate in der Automobilindustrie, denke ich, ziemlich konstant. Im Bereich der Großspeicher sehen wir dagegen eine Bewegung weg vom vollständigen Integratormodell, bei dem Unternehmen wie Fluence oder Tesla einfach eine komplett integrierte Lösung liefern, hin zu OEM-/DC-Block-Modellen. Das bedeutet, dass die ursprünglichen Zellhersteller den gesamten Container liefern und man die Leistungselektronik selbst ergänzt. Es geht also stärker in Richtung eines selbstverwalteten, selbstintegrierten Ansatzes, weil die Unternehmen im Umgang mit Batterien immer professioneller werden, sie besser verstehen und dadurch mehr Risiken, aber auch mehr Verantwortung dafür übernehmen, sicherzustellen, wie diese Systeme funktionieren.

Und schließlich ist der aus meiner Sicht wichtigste Punkt: Warum haben wir in den USA einen so starken Ausbau von Batterien in Kalifornien und jetzt auch in Texas gesehen? Es ist das Marktdesign. Es sind die Preisstrukturen, die Batterien wirklich begünstigen. In Texas war es die Spitzenpreisbildung bei seltenen Wetterereignissen. Das heißt im Grunde, dass man die Batterie an 350 Tagen im Jahr gar nicht wirklich nutzen musste. Sie hat dann im Wesentlichen nichts zu den Einnahmen beigetragen, und dann kamen diese seltenen Wetterereignisse, bei denen die Spitzenpreise dazu führten, dass man, wenn Energie verfügbar war und man in diesen Zeitfenstern entladen konnte, die gesamte Rendite der Batterie sehr, sehr schnell erwirtschaftet hat.

In Kalifornien gibt es diesen Kapazitätsmarkt, in dem man im Grunde für dieses tägliche Zyklisieren vergütet wird. Und ich denke, dass wir jetzt auch in Europa diesen massiven Ausbau von Speicherkapazitäten sehen, weil die Märkte das inzwischen zu berücksichtigen beginnen. Texas ist dabei, denke ich, besonders bemerkenswert. Ich glaube, dieser Podcast wird im Februar veröffentlicht, also sehen wir die Ergebnisse davon vielleicht schon, aber im Dezember wird Texas beziehungsweise ERCOT RTC plus B einführen, wobei das „plus B“ für Batterien steht, um wirklich abzubilden, was Batterien leisten können. Und ich denke, die Schätzungen dort sind: Erstens wird das die Betriebskosten dieses Netzes um Milliarden Dollar senken, und zweitens soll es idealerweise den Einsatz von Batterien effizienter und attraktiver machen, um Kapazitäten aufzubauen, die letztlich verhindern, dass bei seltenen Wetterereignissen Lastabwürfe notwendig werden oder es zu tatsächlichen Stromausfällen kommt.

James Sweetlove: Richtig. Hm, sehr interessant. Ich verfolge das nebenbei auch ein wenig, ebenso einige der innovativen Ansätze, die mit Batterietechnologie ausprobiert werden. Haben Sie etwas von diesen Erdbatterien gesehen, bei denen statt Edelmetallen Sand verwendet wird?

Lennart Hinrichs: Ja, ich denke, es gibt immer viel Hype um neue Batterietechnologien und neue Batterieansätze. Für mich ist die entscheidende Frage immer: Wie lässt sich das skalieren, und wie sieht das wirtschaftlich aus? Und ich denke, im Moment gibt es wirklich keine tragfähige Alternative zu LFP. Die Idee mit Natrium-Ionen steht im Raum, und ich denke, es gibt auch einige andere Zellchemien, die getestet werden. Letztlich muss man die bestehende Technologie in fünf Jahren deutlich übertreffen, denn so lange dauert es wahrscheinlich, bis etwas wirklich kommerzialisiert ist und die Produktion hochskaliert werden kann.

Wenn sich die bestehende Technologie in diesen fünf Jahren aber ebenfalls weiterentwickelt, hat man dann zu diesem Zeitpunkt überhaupt noch einen großen Leistungsvorsprung, der hohe Investitionen in neue Produktionskapazitäten und in die Umstellung des gesamten Technologie-Stacks ermöglicht oder rechtfertigt? Möglicherweise. Und ich bin mir der S-Kurven von Innovation sehr bewusst, bei denen es auf der Leistungsseite sehr starke Verbesserungen geben kann, aber ich habe bisher keine Technologie gesehen, bei der ich im Moment so begeistert wäre, dass ich sagen würde: „Das wird ein echter Gamechanger.“

Ich denke, es wird viele inkrementelle Veränderungen bei den Elektrolyten geben sowie Optimierungen bei Anoden- und Kathodenmaterialien, um einige dieser selteneren Materialien herauszunehmen. Aber LFP ist bereits Lithium-Eisenphosphat. Dabei werden eigentlich keine kritischen Materialien oder Mineralien verwendet. Kobalt war zum Beispiel eines der Elemente, das bei der NMC-Zellchemie wegen der Lieferkette und der Kinderarbeit in Afrika bei der Gewinnung große Probleme verursacht hat. Das wird bei LFP-Batterien nicht mehr verwendet, und das macht die Lieferkette bereits deutlich einfacher und—

Okay, interessant. Wenn ich mir das Gesamtbild anschaue, sehe ich im Moment nichts, was hier die Verhältnisse grundlegend verändern wird.

James Sweetlove: Oh, gut zu wissen. Sie haben damit etwas angesprochen, das zu meiner letzten Frage führt, nämlich die Lieferkette. Bei der Batterielieferkette steckt natürlich sehr viel dahinter. Sie sagten, dass sie in gewissem Maße vereinfacht wird. Können Sie uns ein wenig darüber erzählen, wie sich zum Beispiel regionale Konflikte, jüngste Zölle oder die Pandemie auf die Batterielieferketten ausgewirkt haben?

Lennart Hinrichs: Ja, die Wahrheit ist, dass 90 % der Batterieproduktion – ich glaube, es sind 90 %, zitieren Sie mich aber bitte nicht auf diese exakte Zahl fest, es liegt ungefähr in diesem Bereich – aus China kommen. Und das betrifft nicht nur die Zellen, sondern auch praktisch alles bei der Aufbereitung der Materialien dafür. Die jüngste Regulierung, der OBBBA, hat den ITC für Batterien unangetastet gelassen, und das ist gut. Man bekommt also weiterhin die Steuergutschriften für den Bau von Batteriespeichern, aber die Regeln rund um das, was als FEOC, also Foreign Entity of Concern, bezeichnet wird, wurden verschärft, da Batterien als kritische Infrastruktur gelten, was absolut sinnvoll ist. Das muss geschützt werden. Bestimmte Akteure dürfen nicht mehr als einen bestimmten Prozentsatz eines Projekts ausmachen, und ich denke, dieser Anteil verändert sich im Laufe der Zeit, er steigt, bezogen auf das Projekt. Dadurch wird es vor allem bei chinesischen Zellen immer schwieriger, sie zu integrieren und gleichzeitig weiterhin für ITCs infrage zu kommen.

Wenn man das nun mit den Zöllen kombiniert, die auf chinesische Produkte erhoben werden, sieht man plötzlich, dass etwas, das früher extrem wettbewerbsfähig beim Preis war, nun auf Augenhöhe mit in Amerika hergestellten Zellen liegt – einfach weil man den ITC nicht bekommt und weil zusätzlich Zölle anfallen. Die Frage für die langfristige Perspektive wird nun sein: Lohnt es sich, in lokale Kapazitäten zu investieren, um das aufzubauen? Der Bau einer Gigafactory erfordert Investitionen von mehreren Milliarden, also braucht es dafür eine langfristige Perspektive, dass diese Zölle und diese FEOC-Anforderungen bestehen bleiben. Und ich bin mir nicht sicher, ob der Markt darin schon großes Vertrauen hat. Ich weiß, dass Unternehmen wie Fluence darauf setzen und sagen: „Das wird bleiben, und wir investieren in lokale Produktion und werden dadurch profitieren.“ Aber ich denke, das muss sich erst noch zeigen.

Und ich denke, im Moment gibt es Unternehmen, die sagen: „Nun, es ist immer noch besser, einfach chinesische Zellen zu kaufen und keinen ITC sowie keine Steuergutschriften zu erhalten, dafür aber eine verlässliche Lieferkette zu haben, die letztlich günstiger ist, und außerdem handelt es sich um eine sehr leistungsfähige Zelle mit sehr guter Qualität.“ Ich denke, wir werden eine gewisse Verschiebung hin zu anderen Lieferländern wie Korea sehen und natürlich auch zu lokaler Produktion, die in Zukunft zunehmen wird. Das passiert definitiv, aber es ist eine Herausforderung, und ich denke, das ist ein Grund dafür, dass es derzeit so viel Unsicherheit im Markt gibt. Und die Unternehmen versuchen mit Hochdruck, die Batterien abzusichern, die sich bereits im Bau befinden, und es gibt ein gewisses Fragezeichen dahinter, was danach passieren wird und welche Technologien sie tatsächlich beschaffen werden, um die Batterien ab 2027 zu bauen.

James Sweetlove: Interessant. Ja, sehr gut zu wissen. Letzte Frage, ganz einfach: Wenn Menschen mit dem Unternehmen in Kontakt treten, sich Ihr Angebot ansehen oder Ähnliches tun möchten – was sind dafür die besten Anlaufstellen?

Lennart Hinrichs: Wir sind sehr offen und präsentieren unsere Produkte mit Stolz auf unserer Website. Wenn Sie also zu Twaice gehen, können Sie sich für Demos anmelden oder Videos zum Produkt ansehen. Wir schicken auch gern selbstgeführte Demos heraus. Sie können sich also auch direkt an mich wenden – ich hoffe, dass wir irgendwo in der Beschreibung eine E-Mail-Adresse angeben können oder so, denn ich werde meinen Nachnamen hier nicht buchstabieren. Aber auf der Website gibt es viele Kontaktformulare, über die Sie uns erreichen können, und dann können wir einfach weitere Details teilen oder mit Ihnen telefonieren.

James Sweetlove: Auf jeden Fall. Wir werden den Link zur Website und Ihren LinkedIn-Kontakt in der Videobeschreibung angeben, damit die Leute sich bei Bedarf melden können. Lennart, vielen Dank. Das war ehrlich gesagt sehr aufschlussreich. Ich hatte nur ein sehr grundlegendes Verständnis von Batterien, und ich denke, Sie haben geholfen, das heute ein Stück weit zu vertiefen. Daher weiß ich Ihre Zeit und den Detailgrad, mit dem Sie auf alles eingegangen sind, sehr zu schätzen.

Lennart Hinrichs: Danke, dass ich dabei sein durfte, James. Es war mir ein Vergnügen.

James Sweetlove: Jederzeit. Und an alle, die zugehört haben: Vielen Dank fürs Einschalten. Schauen Sie beim nächsten Mal wieder vorbei, dann haben wir einen weiteren Gast für Sie.