Wie Batteriespeicher wirklich altern und wie wir das modellieren

Batterien altern nicht linear, sie folgen einer Kurve, die von Zellchemie und Nutzungsintensität abhängt. Neben dem Kapazitätsverlust sinkt auch der Wirkungsgrad über die Lebensdauer, was in vielen Wirtschaftlichkeitsrechnungen fehlt. Dieser Artikel erklärt die physikalischen Hintergründe, vergleicht Zellchemien und zeigt anhand eines Praxisbeispiels, wie sich eine realistische Degradationsmodellierung auf den Business Case auswirkt.

Wie viel Kapazität und Effizienz hat ein Batteriespeicher noch in Jahr 10 oder 15? Die Antwort bestimmt maßgeblich, ob sich die Investition rechnet. Gleichzeitig ist Degradation einer der Aspekte, die in der Projektplanung am schwierigsten greifbar sind, die Datengrundlage aus Herstellergarantien ist begrenzt, und die zugrundeliegende Elektrochemie komplex.

Inzwischen gibt es aber belastbare wissenschaftliche Modelle, die das reale Alterungsverhalten deutlich besser abbilden als ein konstanter Jahresabschlag. In diesem Artikel zeigen wir, was in der Batterie physikalisch passiert, warum Degradation einer Kurve folgt und wie sich das auf den Business Case auswirkt.

Was in der Batterie passiert: SEI-Wachstum als Treiber

Die Alterung von Lithium-Ionen-Batterien wird maßgeblich durch das Wachstum der sogenannten Solid Electrolyte Interphase (SEI) bestimmt. Diese dünne Schicht bildet sich an der Graphit-Anode und bindet bei jedem Zyklus Lithium, das danach nicht mehr für die Energiespeicherung zur Verfügung steht.

Entscheidend ist: Die SEI wächst nicht gleichmäßig. Je dicker die Schicht wird, desto stärker bremst sie ihr eigenes Wachstum, ähnlich wie eine Eisschicht auf einem See, die zuerst schnell dicker wird, dann immer langsamer.

Ein Speicher verliert also in den ersten 1.000 Zyklen deutlich mehr Kapazität als zwischen Zyklus 4.000 und 5.000. Die Degradation folgt einer abflachenden Kurve, keiner Geraden.

Kapazität und Wirkungsgrad: Zwei Effekte, ein Business Case

Bei Batteriedegradation denken die meisten an den Kapazitätsverlust. Das ist richtig, aber nur die halbe Geschichte.

Kapazitätsverlust hängt von der Chemie ab

LFP-Zellen (Lithium-Eisenphosphat) vertragen deutlich mehr Zyklen als NMC- oder NCA-Zellen, bevor sie ihre End-of-Life-Schwelle erreichen. LTO-Zellen sind nochmals robuster, spielen aber wegen der höheren Kosten im C&I-Bereich eine geringere Rolle.

Ein LFP-System bei 365 Zyklen pro Jahr hat nach 15 Jahren typischerweise noch deutlich mehr nutzbare Kapazität als ein vergleichbares NMC-System. Die Kurven folgen der gleichen grundsätzlichen Form, verlaufen aber unterschiedlich steil, was bei der Auswahl und Auslegung eines Systems berücksichtigt werden sollte.

Wirkungsgrad-Degradation: Der oft übersehene Faktor

Neben der Kapazität sinkt auch der Round-Trip-Wirkungsgrad (RTE) über die Lebensdauer. Die wachsende SEI-Schicht erhöht den inneren Widerstand der Zelle, mehr Verluste bei jedem Lade- und Entladezyklus.

Beide Effekte wirken gleichzeitig: Weniger speicherbare Energie bei schlechterem Wirkungsgrad ergibt in Summe deutlich weniger nutzbare kWh, als ein Modell zeigt, das nur die Kapazität berücksichtigt.

Praxisbeispiel: Was Degradation für den Ertrag bedeutet

Um den Effekt greifbar zu machen, ein typisches C&I-Szenario:

Ausgangslage: LFP-Speicher, 100 kWh, 50 kW, 178 Zyklen pro Jahr, Anfangs-RTE 86 %.

Ohne Degradation ergibt die Wirtschaftlichkeitsrechnung konstante Einsparungen über die gesamte Laufzeit, Jahr für Jahr dieselbe nutzbare Kapazität, derselbe Wirkungsgrad.

Mit Degradationsmodell sieht das Bild anders aus: Die Kapazität folgt einer chemiespezifischen Potenzfunktion, anfangs fällt sie schneller, flacht dann zunehmend ab. Gleichzeitig sinkt der RTE abhängig von den kumulierten Vollzyklen (EFCs) von 86 % auf rund 83 %.

Das wirkt sich direkt auf die Erlöse aus: Während im ersten Jahr noch Einsparungen von rund 10.600 € erzielt werden, sind es im sechsten Jahr nur noch etwa 10.100 €. Über die gesamte Projektlaufzeit summiert sich dieser Rückgang, und verändert die Amortisationszeit und den ROI gegenüber einer Rechnung ohne Degradation.

mit Degradation

ohne Degradation

Fazit: Degradation gehört ins Zentrum der Planung

Batteriedegradation folgt einer Kurve, die von der Zellchemie und der Nutzungsintensität abhängt. LFP-Systeme altern langsamer als NMC-Systeme, und der Wirkungsgrad-Verlust beeinflusst die nutzbare Energiemenge über die Projektlaufzeit erheblich.

Für belastbare Business Cases braucht es Degradationsmodelle, die beide Effekte abbilden, chemiespezifisch parametrisiert sind und sich an das Nutzungsprofil anpassen. In Lumera fließen genau diese Modelle direkt in die Cashflow-Berechnung ein, damit die Wirtschaftlichkeitsrechnung das abbildet, was in der Batterie tatsächlich passiert.

Quellen:

• Solid–Electrolyte Interphase During Battery Cycling: Theory of Growth Regimes by Lars von Kolzenberg, Arnulf Latz, and Birger Horstmann (Chemistry Europe, 2020)

• Lithium-Ion Battery Life Model with Electrode Cracking and Early-Life Break-in Processes Kandler Smith, Paul Gasper, Andrew M. Colclasure, Yuta Shimonishi, and Shuhei Yoshida (Journal of The Electrochemical Society, 2021)

• Eduardo Redondo-Iglesias, Pascal Venet, Serge Pelissier. Efficiency Degradation Model of Lithium-ion Batteries for Electric Vehicles. IEEE Transactions on Industry Applications, 2018, 55 (2), pp. 1932-1940. ⟨10.1109/TIA.2018.2877166⟩. ⟨hal-01898906v2⟩

• Theory of SEI Formation in Rechargeable Batteries: Capacity Fade, Accelerated Aging and Lifetime Prediction, Matthew B. Pinson and Martin Z. Bazant (Journal of The Electrochemical Society, 2012)