Ein Speicher irgendwo in Europa, mit circa 350 Megawattstunden Kapazität. Dem Betreiber fällt auf, dass die Erlöse unter der Erwartung geblieben sind. Die spätere Analyse zeigt, dass es noch viel schlimmer hätte kommen können.
Foto: Volytica diagnostics
Ähnlich wie bei in Reihe geschalteten Photovoltaikmodulen bestimmt auch bei Batteriespeichern die schwächste in Reihe geschaltete Komponente die Performance. „Die Batterieanalytik zeigt, dass in diesem Speichersystem die am vollsten geladene Zelle voll, und die am schwächsten geladene Zelle erst zu 75 Prozent geladen war“ sagt Lutz Morawietz, Leiter der Algorithmusentwicklung bei Volytica. Doch bei in Reihe geschalteten Zellen kann die noch nicht vollständig geladene Zelle nicht weiter geladen werden. Beim Entladen geht es genauso. Zuerst wird die am schwächsten geladene Zelle leer sein, dann bricht das Batteriemanagementsystem den Vorgang ab und die in den anderen Zellen geladene Energie wird nicht weiter genutzt.
In dem Fallbeispiel zeigte sich, dass die Energielücke jeden Tag zwischen 15 und 40 Megawattstunden lag, also bis zu 11 Prozent der installierten Kapazität nicht am Markt angeboten werden konnten.
Ein weiterer Effekt kam hinzu. Insbesondere bei Lithium-Eisenphosphat-Batteriespeichern sei die Bestimmung des Ladezustands herausfordernd, so Morawietz. Volytica habe mit seinem herstellerunabhängigen Monitoring in dem Speichersystem bei einzelnen Racks einen Fehler von bis zu 50 Prozent bei der Bestimmung des Ladezustands gefunden. Das Speichersystem gibt dann eine höhere Energie an, als verfügbar sei. Wenn der Vermarkter diese Energie verkauft hat und dann nicht liefern kann, weil der Speicher die Energie nicht hat, entstehen Kosten.
Bei der in dem Projekt gefundenen Energielücke schätzte der Vermarkter das Risiko auf 25.000 bis 110.000 Euro pro Woche. Bei einem Speicher, der am Energiemarkt in Deutschland vermarktet, lässt sich die Höhe über die Ausgleichsenergiekosten abschätzen. Nimmt man diese als Basis, kann der Effekt einige Prozent der Erlöse auffressen.
Das Problem lässt sich relativ einfach durch ein sogenanntes Rebalancing lösen. Dabei werden alle Zellen wieder auf den gleichen Ladezustand gebracht. „Die Frage ist aber“, so Morawietz, „wann sollte ich das tun und wie lange dauert es, bis die Ladezustände der Zellen wieder auseinanderlaufen“.
Diskussion von Fehlerfällen und wie sie sich vermeiden lassen
Auf dem Battery Business & Development Forum werden wir in der Session „How to Build a Future-Proof Battery Storage Project“ am 1. April um 14:45 Uhr dieses und weitere reale Fehlerfälle im Detail analysieren – inklusive der konkreten Auswirkungen auf Erlöse und Risikopositionen.
Im Panel mit mit Vural Oezcan vom Entwickler und Betreiber ju:niz, mit Mohammed Qudaih vom PCS-Hersteller Huawei und mit Hamid Bardideh vom Systemintegrator Hyperstrong diskutieren wir unter anderem:
- Wie relevant sind Erlöseinbußen durch fehlendes Rebalancing?
- Worauf lässt sich beim Bau eines Batteriespeichers achten, damit das Rebalancing so selten wie möglich nötig wird?
- Wie lässt es sich am besten detektieren?
Darya Rüwald (Accure Battery Intelligence) und Lutz Morawietz (Volytica diagnostics) zeigen konkrete Praxisbeispiele aus bestehenden Projekten, darunter außerdem mit Bezug zum Temperaturmanagement, zur PCS-Auslegung und zu EMS/SCADA-Problemen.
Die Session richtet sich an Betreiber, Entwickler und Investoren, die Erlösrisiken verstehen und vermeiden wollen.
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Ehrklich gesagt, das haut mich ein wenig um. Der Effekt is doch bei BEV lange bekannt! Wann hatte Tesla das Problem mit den neu eingeführten LFP-Zellen? Vor 5 Jahren? Hier wird so getan, als sei das ein rein finanzielles Problem. Aber wenn irgendwann in kritischen Stunden kalkulierte (Regel)energie nicht da ist, die da sein sollte, dann kann es wenn es dumm läuft ja bis zum Blackout führen.
Dachte schon, da sein man schon weiter. Und dass zumindest bei solchen Großspeichern das Einzelzellbalancing bei jedem Ladestand durchgeführt wird (werden kann).