pv magazine Focus: Qualitätskontrolle als Grundlage für bankable Großspeicheprojekte

Deutschland und der übrige europäische Kontinent befanden sich bereits seit mehreren Tagen in einer sich verschärfenden Hitzewelle, als am 24. Juni in München die Veranstaltung „pv magazine Focus 2026“ stattfand. Die Hitze verlieh einem Thema, das sich wie ein roter Faden durch einen Großteil der Diskussion zog, eine gewisse Dringlichkeit: Wie bewähren sich Batteriesysteme und die damit verbundenen Garantien, wenn die Betriebsbedingungen extrem werden?

Bei Werksaudits würden regelmäßig Qualitätsprobleme bei Batterien in jeder Produktionsphase aufgedeckt, auch bei Tier-1-Zulieferern, erklärte Garikoitz Sarriegi Etxeberria, Leiter des Bereichs Konverter- und Speicherdienstleistungen beim deutschen technischen Beratungsunternehmen Kiwa PI Berlin, im Eröffnungsteil der Veranstaltung.

Sarriegi Etxeberria argumentierte, dass das größere Risiko oft nicht in dem liege, was Hersteller testen, sondern in dem, was sie nicht testen. Als Beispiel nannte er Wärmemanagementsysteme, die nur hinsichtlich ihrer Kühlleistung validiert seien, während die Heizleistung unter kalten Bedingungen häufig ungeprüft bleibe.

Er erklärte, dass Spannungs- und Temperaturdaten auf Zellebene, die während Kapazitätstests aus Batteriemanagement- und Überwachungssystemen erfasst werden, oft abnormale Verteilungsmuster in großen Batteriepacks offenbaren.

Sarriegi Etxeberria fügte hinzu, dass diese Abweichungen den Gesundheitszustand und die Lebensdauer beeinträchtigen können, und empfahl Käufern, angesichts der zu erwartenden 20-jährigen Betriebsdauer vertraglich die vollständige Offenlegung dieser Daten vor der Inbetriebnahme zu verlangen.

Garantierisiko

Während der anschließenden Podiumsdiskussion wurde ein Vorfall geschildert, bei dem der Austausch eines beschädigten Batteriebauteils sechs Monate dauerte, was die Frage aufwarf, ob die Kosten für die Verzögerung zu gleichen Teilen zwischen Lieferant und Käufer aufgeteilt werden sollten. Die Podiumsteilnehmer erklärten, die Antwort hänge in der Regel davon ab, was bereits im Vertrag festgelegt sei, einschließlich Vertragsstrafen und Versicherungsschutz. Ohne diese Absicherungen, so sagten sie, müsse der Käufer den Großteil des Verlusts tragen.

Johanna Bonilla, Senior Business Development Manager EU für BESS beim in Shanghai ansässigen Unternehmen JinkoESS, erklärte in der ersten Podiumsdiskussion der Veranstaltung, dass das chinesische Unternehmen zwar einen Teil seiner Zellen selbst herstellt, externe Lieferanten jedoch ebenfalls nach denselben Qualitätsstandards qualifiziert. Sie betonte, dass die korrekte Integration der Zellen in ein komplettes System ebenso wichtig sei wie die Qualität der Zellen an sich.

Bonilla argumentierte zudem, dass der Ansatz von JinkoESS, die vollständige Systemintegration zu steuern, den Kunden einen einzigen Ansprechpartner für Gewährleistungsfragen biete. Sie erklärte, das Unternehmen unterhalte sechs Ersatzteillager in ganz Europa, um im Rahmen seiner Serviceverträge einen schnelleren Austausch zu gewährleisten.

Bonilla erklärte, sie beobachte häufig, dass Anbieter Systemverfügbarkeitsgarantien von 99 Prozent oder mehr versprechen, was sie über die gesamte Betriebsdauer eines Projekts hinweg als unrealistisch bezeichnete. Sie unterschied zwischen der Systemverfügbarkeit und der gelieferten nutzbaren Energie und argumentierte, dass Letzteres die aussagekräftigere Kennzahl sei: Ein System könne technisch zwar in Betrieb sein, dennoch die in einem Tolling- oder Abnahmevertrag geforderte Energieausbeute verfehlen.

Iñigo Atutxa, CEO von Cegasa Energía, beschrieb den Lieferantenüberprüfungsprozess des spanischen Unternehmens, der Stichproben der Zellen pro Charge, individuelle Zellspannungsprüfungen und Zyklustests umfasst, bevor neue Lieferanten zugelassen werden. Er erklärte, dass es bei den Batterieherstellern uneinheitliche Qualitätskontrollpraktiken gebe, die von täglichen bis hin zu monatlichen Inspektionen der Komponenten reichten.

Atutxa sprach auch die Wirtschaftlichkeit von Austauschmaßnahmen auf Rack-Ebene an und wies darauf hin, dass eine einzige Zelle mit Leistungsmangel je nach Art der Systemintegration manchmal den Austausch der gesamten Kapazität eines Racks erzwingen kann, anstatt nur die betroffene Zelle zu ersetzen. Er erklärte, dieses Risiko könne durch Entscheidungen zur Integrationsgestaltung gemindert werden, die bereits vor Baubeginn eines Projekts getroffen werden.

Finanzielle Stärke

Tim Koenemann, globaler Leiter für die Finanzierung grüner Infrastruktur bei der deutschen Geschäftsbank Commerzbank, erklärte, dass Kreditgeber während der gesamten Projektentwicklung, der Bauphase und der Inbetriebnahme in hohem Maße auf unabhängige technische Berater zurückgreifen, und wies darauf hin, dass vertraglicher Schutz vor Leistungsausfällen für Finanzierer wichtiger sei als die direkte Beurteilung der Lieferantenqualität. Er sagte, die finanzielle Stärke und die Bonität der Vertragspartner seien für Kreditentscheidungen von zentraler Bedeutung, da Leistungsgarantien eine Laufzeit von 10 bis 15 Jahren oder länger haben können.

Koenemann rät davon ab, ein gesamtes Speicherportfolio bei einem einzigen Integrator zu konzentrieren, und führte ein hypothetisches 500-Megawatt-Portfolio als Beispiel dafür an, dass eine Aufteilung auf mehrere Lieferanten sinnvoller sei, um das Kontrahentenrisiko zu begrenzen. Er schloss sich Bonillas Unterscheidung zwischen Betriebszeit und nutzbarer Energie an und erklärte, dass letztendlich Letztere darüber entscheidet, ob die Bedingungen eines Tolling-Vertrags erfüllt werden.

Stephan Rohr, CEO des Anbieters von Batterieanalyse-Software TWAICE, der die Leistung von mehr als 130 Speicherkraftwerken im Versorgungsmaßstab überwacht, sagte, dass Probleme im Zusammenhang mit den Zellen etwa 10 % der schwerwiegenden Vorfälle ausmachen, die in einer gemeinsam mit einem Forschungsinstitut geführten Datenbank erfasst sind.

„Meine Erfahrung aus den letzten vielen Jahren zeigt, dass Energiespeichersysteme sehr wartungsintensiv sind“, sagte Rohr.

Er erklärte, dass dies bedeute, dass selbst ein System, das seine Abnahmeprüfung einwandfrei besteht, im Laufe der Zeit erheblich an Leistung verlieren könne, wenn es danach nicht aktiv und proaktiv gewartet werde – kleinere Probleme wie ein verstopfter Filter oder eine nicht ausgetauschte schwache Zelle neigten dazu, sich mit der Zeit zu verschlimmern, anstatt sich von selbst zu lösen.

Rohr wies zudem darauf hin, dass etwa 45 Prozent dieser schwerwiegenden Vorfälle auf Steuerungs- und Kommunikationsausfälle zwischen Energiemanagement- und Batteriemanagementsystemen zurückzuführen sind, während der Rest mit Komponenten wie Heizungs-, Lüftungs- und Klimaanlagen zusammenhängt.

Zersplitterte Zertifizierung

In einer separaten Präsentation skizzierte Bonilla das Energiespeichergeschäft von JinkoSolar, das seit 2022 als eigenständiger Geschäftsbereich geführt wird; im Jahr 2024 entwickelte sich das Unternehmen zu einem Tier-1-Batteriehersteller. Sie erklärte, das Unternehmen habe bereits in 50 Länder geliefert und betreibe weltweit neun Servicezentren, darunter eines, das in Kürze in Italien eröffnet werde.

Bonilla sagte, die Zertifizierungsanforderungen für BESS seien in Europa nach wie vor uneinheitlich, da auf Zell-, Batterie-, System- und Installationsebene unterschiedliche Standards gelten und es keine einheitliche Zertifizierung gebe, die auf allen Märkten akzeptiert werde. Sie erklärte, die EU-Verordnung gemäß Anhang V – die Sicherheitsparameter für stationäre Batterie-Energiespeichersysteme festlegt – befasse sich eher mit dem Risikomanagement als mit der Vorgabe eines einheitlichen Zertifizierungsstandards. Dies ermöglicht es den Herstellern, je nach den Anforderungen einzelner Banken, Versicherer oder Netzbetreiber zwischen mehreren anerkannten Prüfverfahren zu wählen.

Bonilla fügte hinzu, dass einige Märkte zusätzlich zu den EU-Vorschriften weitere nationale Anforderungen stellen, und nannte als Beispiel die Zertifizierungen des deutschen Speicherverbands BVES.

Benjamin Callam, Chief Product Officer beim kalifornischen Unternehmen PV Farm, erklärte, dass die Standortplanung für Batteriespeicher weniger eine reine technische Aufgabe sei als vielmehr ein gemeinsamer Entscheidungsprozess, an dem Ingenieure, Entwickler sowie EPC-Auftragnehmer (Engineering, Procurement and Construction) beteiligt seien – und dass jeder von ihnen den Projekterfolg möglicherweise anders definiere.

Er berichtete, dass ein anonymisierter Kunde dem Unternehmen mitteilte: „Entscheidungen scheitern, wenn Teams isoliert voneinander optimieren.“

Callam bezeichnete das Einplanen von Spielraum für zukünftige Kapazitätserweiterungen als einen der „Geheimtipps“ bei der Planung von Batteriespeichern, da es aufgrund der variablen Erlöse aus dem Eigenverbrauch schwierig sei, im Voraus abzuschätzen, wie viel zusätzliche Kapazität später wert sein könnte. Er erklärte, dass frühzeitig getroffene Planungsentscheidungen – einschließlich der Reservierung von Platz für zukünftige Erweiterungen – Flexibilität bewahren können, während sich die Marktbedingungen weiterentwickeln. Er erklärte, dass bauliche Einschränkungen, darunter Kranzugang und Standortgeometrie, in der frühen Planungsphase häufig übersehen werden, insbesondere bei Nachrüstungsprojekten, bei denen bestehende Solaranlagen mit begrenztem Platzangebot um Speicherkapazitäten erweitert werden.

Fokus auf Co-Location

Peik Uhr, Senior Business Development Manager für technische Beratung beim deutschen Solar-Softwareanbieter Meteocontrol, erklärte, dass die Dienstleistungen des Unternehmens die Unterstützung bei Genehmigungsverfahren, Ertragsprognosen und Dimensionierungsanalysen sowohl für eigenständige als auch für am Standort integrierte Batteriespeicherprojekte umfassen. Er sagte, die Ertragsmodelle von Meteocontrol kombinierten Ertragsbewertungssoftware von Drittanbietern mit internen technischen Berechnungen, um die Erträge auf den Großhandels-, Ausgleichs- und Nebenleistungsmärkten zu prognostizieren.

Uhr erklärte, das in Augsburg ansässige Unternehmen Meteocontrol könne zudem die optimale Batteriekapazität und Leistungsdimensionierung für Nachrüstprojekte an bestehenden Solaranlagen abschätzen, ohne detaillierte technische Berechnungen durchführen zu müssen. Er fügte hinzu, das Unternehmen arbeite daran, standortspezifische Daten zur Einspeisebeschränkungswahrscheinlichkeit in seine Ertragsmodelle einzubeziehen, um Netzanschlussbeschränkungen besser zu berücksichtigen, obwohl es seiner Aussage nach noch keine zuverlässige Datenbank gebe, die zukunftsorientierte Prognosen zu Einspeisebeschränkungen unterstütze.

Stefano Alberici, VP Technology EMEA beim chinesischen Integrator für industrielle Batteriespeicher Hyperstrong, erklärte, dass die meisten Entwickler mit bereits festgelegten technischen Spezifikationen an das Unternehmen herantreten, während nur eine Minderheit um Beratung zur optimalen Systemkonfiguration bittet. Er sagte, dass Projekte mit Kunden, die bereit sind, ihre ursprünglichen Annahmen zu überdenken, tendenziell zu längeren und komplexeren Diskussionen führen, aber oft zu besser geeigneten Systemen und zufriedeneren Kunden führen. Er führte eine kürzlich auf den Markt gebrachte Batterieeinheit in Containerform mit einem Gewicht von rund 24 Tonnen an – im Vergleich zu etwa 44 Tonnen bei einem Standard-20-Fuß-Container –, die die Einhaltung der europäischen Gewichtsbeschränkungen im Straßengüterverkehr erleichtere.

Kai Klingenhagen, Leiter des Bereichs BESS beim deutschen Solarentwickler Belectric, erklärte, dass eigenständige Speichersysteme nach wie vor den Großteil der Projekte ausmachen, jedoch werden co-Located Grünstromspeicher immer häufiger, da negative Großhandelspreise und Einschränkungen beim Netzanschluss die Entwickler zu derartigen Konzepten drängen. Er bezeichnete die Verfügbarkeit von Netzanschlüssen, insbesondere in Deutschland, als den Hauptfaktor, der diesen Wandel bestimmt.

Zum Abschluss der Podiumsdiskussion waren sich die Referenten einig, dass – unabhängig davon, ob ein Projekt im Rahmen eines einzigen schlüsselfertigen EPC-Vertrags oder aufgeteilt auf separate Balance-of-Plant-Verträge realisiert wird – die Reduzierung der Anzahl vertraglicher Schnittstellen weiterhin von zentraler Bedeutung ist, um die Finanzierbarkeit von Batteriespeicherprojekten zu gewährleisten.

In der zweiten Session des pv magazine Focus diskutierten Expertinnen und Experten Energiemanagement für Eigenheim und Gewerbe und die Direktvermarktung des Stroms aus kleinen Anlagen.