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RiDERgy RiDERgy
Smart Charge · 10 April 2025 · 1 hr 30 min

Ep. 9: Jonas van Ouwerkerk – RWTH, Accure, Sonnen, Northvolt

V2G, Energiemanagement, Innovation, Flotten

Trascrizione

Ripulita a partire da una trascrizione automatica. Le traduzioni sono generate automaticamente e possono contenere errori.

Benvenuti al podcast Smart Charge by RiDERgy. Sono Claudio Geyken, Fondatore e CEO di RiDERgy. Questo è il vostro programma per imparare tutto ciò che riguarda la gestione dell'energia e l'innovazione dello smart charging per i veicoli elettrici e le flotte.

Sì. Ciao Jonas. Come stai oggi? È bello che tu sia qui. Sì. Ciao. Mi fa molto piacere essere qui. Grazie mille per l'invito. E sì, per il momento sto bene. Sì, è sempre un lungo viaggio fino a Berlino. Ma ne vale sicuramente la pena. Sì. Tu sei a ovest della Repubblica e lavori al RWTH di Aachen. Ma vivi a Colonia, giusto? Esatto. Vivo a Colonia. È effettivamente il grande fratello, diciamo così, di Aachen. Esatto, ma la distanza di pendolarismo tra i due

è fattibile. E sì, molti che lavorano ad Aachen vivono a Colonia. Esatto. E sì, il RWTH è ad Aachen. Lì ho il mio posto di lavoro, per così dire. E sono lì circa tre volte a settimana. Allora, prima di entrare davvero nel tema delle batterie – come sei arrivato lì, cosa fai, o chi sei come persona? Magari puoi raccontare un po' per raggiungere gli ascoltatori. Puoi sentirti libero di condividere come ti senti. Sì, volentieri. Come sono arrivato

al RWTH? Vengo dalla regione, sono cresciuto a Krefeld, intorno a Krefeld. E sì, i temi dell'energia sono stati rilevanti per me fin dall'inizio. Soprattutto la mobilità elettrica, in realtà. Per quanto riesco a ricordare, sono sempre stato molto entusiasta di questo e ho seguito tutto da vicino. Sì, tutti gli sviluppi, quando è arrivato Tesla e così via, ero naturalmente sempre molto entusiasta e mi sono appassionato. Sì, allora dopo il diploma il passo logico era

andare al RWTH di Aachen. Semplicemente perché credo che sia nella regione la destinazione più rinomata su questi argomenti. E sì, così ho iniziato il mio Bachelor nel 2012 ad Aachen, effettivamente in Ingegneria Elettrica, e mi sono concentrato piuttosto rapidamente sul tema dell'ingegneria energetica. Lo si può già fare un po' verso la fine del Bachelor. Ho esplorato questi temi, ho anche scritto la mia tesi di Bachelor direttamente sul tema delle batterie. E sì, lì si è creato il primo contatto

allora. E poi ho continuato con il Master anche al RWTH e lì ho approfondito ulteriormente l'ingegneria energetica, e ho avuto sempre più contatti con l'istituto ISEA, cioè l'Istituto per la Tecnologia di Conversione e gli Azionamenti Elettrici, che è effettivamente il principale indirizzo per la mobilità elettrica ad Aachen. E lì ho scritto anche la tesi di Master. E sì, allora abbiamo avuto effettivamente una situazione molto interessante in cui i risultati della mia tesi di Master sono stati riutilizzati per una startup.

Abbiamo fondato Cure Battery Intelligence, o meglio, Kai-Philipp Kiries – che probabilmente dirà qualcosa a molti – mio collega e anche allora relatore della tesi di Bachelor, l'ha fondata insieme ad altri due. E sì, nel gruppo di fondatori c'erano molte persone dal dipartimento. E naturalmente per me si è posta la domanda: resto presso l'istituto o preferisco entrare direttamente nel settore delle startup? E dopo aver riflettuto a lungo, mi sono effettivamente convinto di continuare il percorso scientifico.

Nel 2019 ho iniziato come ricercatore presso il RWTH di Aachen, per così dire con l'obiettivo del dottorato. E sì, negli ultimi anni mi sono naturalmente concentrato molto fortemente sui temi dell'accumulo di energia dalle batterie nella mia ricerca. All'inizio è partito più dall'analisi del sistema energetico, cioè effettivamente da modelli energetici più grandi, anche modelli di sistema energetico a livello nazionale, che abbiamo sviluppato e migliorato lì. E naturalmente si trattava sempre di flessibilità e accumulo. E

poi sempre più i temi verso i sistemi di accumulo industriale e i grandi sistemi di accumulo, cioè il settore stazionario, dove eravamo ben posizionati anche nella nostra ricerca. Per esempio, abbiamo supervisionato un grande programma di monitoraggio per i sistemi di accumulo domestico anche lì presso l'istituto. E così sono entrato davvero in questi temi. Sì, e poi nel 2022 ho assunto la guida del dipartimento per l'integrazione di rete e l'analisi dei sistemi di accumulo. E sì, siamo un team di 10-15 persone – sempre un po' variabile – ricercatori e ricercatrici, e ci occupiamo di tutti i temi in cui le batterie interagiscono con la rete. Può essere mobilità elettrica, smart charging, oppure anche, come ho detto, l'area su cui mi concentro un po' di più: sistemi di accumulo di energia alle batterie stazionari, sistemi di accumulo domestici, accumuli industriali, accumuli commerciali, grandi sistemi di accumulo. Insomma, l'intera gamma.

Interessante. Certamente ne parleremo ancora. Prima di farlo, magari ancora qualche parola sull'istituto, dato che ha un ruolo così prominente – forse puoi dare alcuni dati fattuali, come è successo che l'istituto è diventato così prominente, chi sono i principali attori, come si organizza un istituto per mantenere questa eccellenza. Sì, volentieri. Quindi, l'istituto originariamente – esiste l'istituto ISE ora da circa 60 anni. ISE sta per Istituto per la Tecnologia di Conversione e gli Azionamenti Elettrici. Questo significa che inizialmente il tema non era affatto le batterie, ma naturalmente

riguardava

mobilità, drive, molto anche nel settore ferroviario, e anche molto fortemente nell'elettronica di potenza. E lì abbiamo effettivamente con il Professor Doncker uno dei principali scienziati in questo campo. È considerato a livello mondiale, credo, uno dei più esperti in questo settore e ha sviluppato o co-sviluppato, tra le altre cose, il Dual-Active Bridge – per chi conosce un po' meglio la materia. E esattamente questo è stato il tema di partenza. Le batterie arrivarono

poi veramente a partire dai 2000. E poi all'inizio degli anni 2000 il Professor Dirk Uwe Sauer è arrivato all'istituto come junior professor e ha aperto la cattedra di accumuli elettrochimici di energia per così dire. Da allora il settore delle batterie è cresciuto costantemente. Oggi all'istituto abbiamo circa 150, o più di 150, collaboratori scientifici – davvero un istituto molto grande. E mentre forse qualche anno fa era ancora circa 50:50 tra elettronica di potenza e tecnologia di accumulo a batteria, ora si è spostato un po' di più verso l'accumulo a batteria

il boom naturalmente sui mercati – i temi che negli ultimi anni hanno ricevuto ancora una volta molto più interesse, hanno naturalmente fatto sì che anche nella ricerca lì sia stato costruito di più. E un fiore all'occhiello, penso, decisamente dell'istituto è ora anche il nuovo edificio centro. Non è solo dell'istituto, ma siamo come istituto parte di questo edificio centro batterie. Si chiama CARL – ovvero Center for Aging, Reliability and Lifetime Prediction of Batteries and Power Electronic Devices. Un nome lungo. Ma

come dice il nome: grande focus su analisi della durata della vita e invecchiamento degli accumuli a batteria. È praticamente un edificio centro – lo abbiamo inaugurato nel 2022. E l'edificio ha praticamente tutte le funzionalità che ci si può immaginare nella scienza, dai nano-CT – davvero, si può arrivare alle risoluzioni più piccole per così dire, per ricercare le proprietà dei materiali nelle batterie. Davvero spettacolare, credo, quello che si può fare lì – fino a un aspetto davvero grande: i test da noi. Quindi abbiamo davvero migliaia di canali di test, in cui possiamo collegare batterie in parallelo

e poi eseguire test cellulari e di conseguenza naturalmente possiamo indagare anche l'invecchiamento e così via. E poi l'intera cosa naturalmente continua fino agli aspetti di pacco e poi al settore sistemico, da cui vengo io. Davvero, copriamo praticamente l'intera gamma per quanto riguarda i temi. La produzione bisogna dire è un po' esclusa – davvero la produzione su larga scala è naturalmente un argomento molto difficile, e anche dal punto di vista della ricerca naturalmente servono grandi investimenti. E naturalmente lì abbiamo

a Münster anche la fabbrica di ricerca, dove abbiamo quindi anche connessioni. Quindi è l'unico settore dove forse non siamo così fortemente coinvolti, ma altrimenti l'intera gamma. Certamente anche importante da menzionare ancora: il tema dei dati è diventato molto grande. Big Data – abbiamo ora una cattedra con il Dottor Won Lee, che è molto forte anche in questo settore e dove ora puntiamo su Artificial Intelligence for Batteries per così dire. Davvero algoritmi intelligenti, che poi valutano i dati

possono – le enormi quantità di dati che provengono dalle batterie. Forse ancora due parole sul mio dipartimento. Come ho detto, siamo più focalizzati a livello sistemico. Cioè, per noi si tratta più di come possiamo operare i sistemi in modo affidabile, come possiamo risolvere determinati temi di gestione dell'energia – quindi quando deve caricarsi l'accumulo, quando scaricarsi e così via, come possiamo integrarci al meglio nei mercati. E lì abbiamo da noi un'infrastruttura davvero interessante, cioè l'accumulo di grande capacità nel FÜNF-B. Non

so se qualcuno forse l'ha già sentito. È un accumulo di ricerca su scala megawatt, e l'accumulo ha una capacità di 7,5 MWh. Siamo praticamente costantemente commercializzati nei mercati. Abbiamo fatto principalmente FCR, cioè regolazione di frequenza primaria, negli ultimi – sì, sono già otto anni che siamo sul mercato. Quindi estremamente lungo per gli accumuli di grande capacità, perché gli accumuli di grande capacità praticamente sono emersi davvero solo negli ultimi anni. Cioè, abbiamo potuto raccogliere dati fin dall'inizio

dati di misurazione al minuto da tutti i sistemi che abbiamo lì – per poter poi fare affermazioni su: quanto è affidabile? Quanto è efficiente? Dove dobbiamo effettivamente ancora lavorare? E nell'accumulo ci sono, forse anche importante da menzionare, cinque tecnologie diverse. Cioè, abbiamo tecnologie al piombo, che all'epoca erano ancora un po' candidati in considerazione. Oggi no più, bisogna dire, ma si è sviluppato un po' così – naturalmente si è rivelato molto rapidamente che non era così

adatto. Ma anche tre tecnologie agli ioni di litio. Cioè, possiamo benchmarkare anche diverse tecnologie l'una contro l'altra. Credo che sia davvero importante. E forse un ultimo punto che devo menzionare, credo. Siamo stati anche molto forti nella ricerca di mercato, negli ultimi anni. Cioè abbiamo fornito con la piattaforma Battery Charts e Mobility Charts tra le altre, sì, credo strumenti che sono stati utilizzati da molti e dove si possono seguire gli sviluppi nei mercati delle batterie. Interessante, un po' come il noto

anche Energy Charts del Fraunhofer ISE – in realtà un po' ispirato a quella, ma naturalmente con un focus profondo sulle applicazioni delle batterie. Beh, affascinante. Sì, e un tema che trovo anche molto interessante, che si vuole sempre promuovere in Germania, è: come si riescono a creare spin-off dalle università con start-up? Credo che la RWTH e l'imprenditorialità in Germania siano esempi estremamente di successo. Forse puoi dire anche un paio di parole, soprattutto nella transizione ad Accure, come accade che la

RWTH sia, secondo te, un ecosistema così buono. Sì, molto volentieri. Posso condividere un po' quello che ho sperimentato. Credo fondamentalmente che le condizioni siano molto buone alla RWTH, bisogna dirlo. Abbiamo moltissimi spin-off di successo lì. Se si guarda l'area delle batterie, allora direi che abbiamo praticamente l'intera catena del valore della batteria rappresentata un po' negli start-up. Forse la produzione è un po' esclusa. Ma comunque è un tema difficile

in Germania. Puoi fare qualche nome? Credo, per esempio Scilip per il riciclaggio. Poi c'è Woltfang per esempio, che fa principalmente accumuli per il second-life commerciale. E poi naturalmente c'erano anche molti spin-off di successo dal nostro istituto. Abbiamo per esempio i Battery Engineers. È più, diciamo una bottega di test, dove si possono testare batterie sotto ogni aspetto. E poi abbiamo anche, sì, davvero a livello di deep technology, per esempio Safeion come spin-off.

Loro fanno indagini con ultrasuoni sulle batterie e possono poi determinare lo stato della cella, l'invecchiamento e così via, e cercano di implementarlo anche in applicazioni, in modo da poter fare un monitoraggio costante. Molto interessante anche. Mi viene in mente ancora Ebus-Plan – quindi, come dice il nome, piuttosto orientato alla pianificazione delle flotte di autobus. Esatto, e naturalmente Accure in questo contesto, quindi monitoraggio su larga scala degli accumulatori a batteria e previsione dell'invecchiamento e quindi anche un funzionamento sicuro come

argomento. Esatto, credo che gli esempi mostrino tutti che ad Aachen è molto possibile. L'ho sperimentato un po', naturalmente anche attraverso Accure, che ci sono molte possibilità di rivolgersi centralmente a un'unica sede alla RWTH – lì c'è RWTH Innovation, che si occupa delle persone e dà loro anche consigli su cosa fare e così via, anche nelle domande di finanziamento e così. Quindi penso che sia sicuramente molto buono. E

forse anche un aspetto del perché funziona così bene. Credo semplicemente che la connessione con l'industria sia sicuramente molto buona ad Aachen. Cioè, anche nella ricerca – allora per esempio quando ero ricercatore scientifico potevo immergermi molto rapidamente in progetti che avevamo con partner industriali davvero molto stretti. E così naturalmente nascono più velocemente idee su dove mancano le cose nel mercato, diciamo, e dove magari si ha un'idea. Potrei andare lì. Penso che sia

importante anche. Hai sempre bisogno di una buona idea all'inizio, e questa deve poter nascere da qualche parte nell'ambiente. Credo che lì sia possibile. Okay. E allora vediamo un po' la storia di Accure – o qual era esattamente la tua tesi di master? E forse ancora un paio di aneddoti su come è successo. Sì, è stato un periodo molto entusiasmante, devo dire. Nella tesi di master mi sono occupato principalmente – o si trattava di determinare una sorta di invecchiamento dai dati di accumulo domestico o

praticamente la capacità residua dei sistemi. Il grande vantaggio era, o perché era possibile prima solo da noi, che abbiamo raccolto dati nel monitoraggio dell'accumulo per anni – cioè il grande programma di monitoraggio nazionale per gli accumulatori domestici, che credo abbia contribuito al successo del mercato dopo. E lì abbiamo equipaggiato circa 20 sistemi, o forse anche qualcuno in più, con sistemi di misurazione, ad alta risoluzione, e abbiamo misurato realmente ogni secondo tutti i dati importanti di tensione, corrente e temperatura e abbiamo potuto naturalmente

valutare tutti questi dati. E si trattava di questo nella mia tesi di master. Allora ho sviluppato un procedimento per determinare la capacità residua, basato sul conteggio degli ampere-ora con certi filtraggi dei dati e determinazione delle fasi di rilassamento e così, praticamente in modo relativamente affidabile. Perché negli accumulatori domestici capita abbastanza spesso che il sistema sia vuoto e pieno, quindi il ciclo completo avviene. Questo è naturalmente un prerequisito perché l'ampere-counting funzioni. Non funziona

in tutte le applicazioni, ma esattamente per questa applicazione funziona molto bene. E credo che i risultati fossero davvero molto promettenti e furono poi praticamente riutilizzati per Accure, per costruire su quella base un algoritmo significativamente più complesso. E sì, così ho avuto a che fare con questo, diciamo, e naturalmente anche attraverso i buoni contatti con i miei colleghi Kai Philipp e Jan Fegener, che era anche molto coinvolto. Sì, l'intera fase di fondazione è stata poi lunga. Credo che

in retrospettiva – wow, sono state sicuramente tre quarti d'anno prima che succedesse davvero molto. Allora naturalmente devi prima vedere come iniziare, chi viene coinvolto come e così via. Sono sempre le grandi domande all'inizio, soprattutto quando hai molte persone – non è così semplice. Naturalmente devi avere una discussione. Ma credo che dal punto di vista umano siamo sempre stati sulla giusta strada all'istituto, e così è andato molto bene. Sì, e poi Accure ha potuto essere fondata

diventato. E all'inizio ho anche, diciamo, partecipato molto, ho anche verificato che i risultati della mia tesi di master potessero essere ben trasferiti, le scoperte, e che si arrivasse davvero velocemente a un prodotto. Quello che, credo, ha contribuito al successo di Accure già nei primi anni, è semplicemente stato il fatto che ci trovavamo al momento giusto, nel posto giusto – perché, come spesso accade: esattamente i sistemi di accumulo domestico erano naturalmente diventati a quel punto davvero

un mercato commerciale. Parliamo del 2017–2018. La fondazione è stata nel 2020. Ma proprio prima era la fase in cui il mercato è veramente decollato, 2017 in poi. E naturalmente questo ha portato a condizioni molto favorevoli per noi per entrare per la prima volta in questo mercato. E avevamo i contatti attraverso il programma di monitoraggio. Potevamo iniziare con le persone giuste, già impostare grandi progetti e così raggiungere subito questo effetto di scalabilità – del software, direi. E poi naturalmente, sì, bisogna

dire, è arrivato il passo successivo. Ed è stato anche abbastanza perfetto, perché poi è arrivato il mercato dei grandi impianti di accumulo a un certo punto. Lì naturalmente hai il vantaggio: non devi integrare nei singoli sistemi, ma integri direttamente decine, centinaia di megawattora. È naturalmente molto più facile che integrare uno per uno i piccoli sistemi nel software. E sì, onestamente, è stato questo il secondo grande impulso, che ha portato a che anche i successivi round di finanziamento andassero piuttosto bene, credo,

sono andati. E sì, penso che prospetticamente la mobilità elettrica è ancora un grande aspetto, dove si hanno già buoni progetti, ma dove bisogna entrare ancora, perché dà un altro fattore di scalabilità. Ma naturalmente non è così semplice con i grandi OEM e così via. Credo che lo conosca chiunque lavori in questo settore cercando di realizzare cose. È semplicemente più difficile che quando hai un operatore di grande impianto che magari ha due, tre sistemi

ha. Allora puoi parlare su un livello relativamente basso con loro, tra pari. E con gli OEM – finché non hai il contatto giusto, è sempre difficile. Assolutamente. Sì, e guardando indietro al tema – avresti comunque partecipato e non avresti scelto il percorso accademico – con un po' di rimpianto, o no? E come è avvenuta questa scelta? Come è stato il processo decisionale per te allora? Sì, bella domanda.

Me l'aspettavo quasi un po'. Esattamente. Sì, tendo a non metterla tanto in discussione, perché credo che fossero due percorsi molto buoni che avrei potuto intraprendere a quel punto. E alla fine ho deciso ancora per il percorso accademico, semplicemente perché ero convinto che bisognasse ancora fare molto lavoro di ricerca. Per me era importante questo fattore di impatto, in modo che quello che fai abbia anche un grande impatto. E volevo ancora contribuire alla ricerca. Credo anche che le condizioni e i contatti con l'istituto fossero molto buoni. E ad esempio con Dirk Uwe Sauer avevo sempre un buon rapporto. È semplicemente un professore molto piacevole dal punto di vista umano. E bisogna dire che questo ha naturalmente reso la decisione più facile, dire: mi sento a mio agio qui, voglio proseguire ancora per cinque, sei

anni su questo percorso. E così esattamente ho deciso. E non direi retroattivamente che me ne pento. Naturalmente ci sono sempre alti e bassi e anche vantaggi e svantaggi, quando guardi ad esempio il dottorato. Devo dire molto chiaramente: certo, partecipi alla ricerca di eccellenza, è molto divertente. Naturalmente hai un certo – sì, come è semplicemente così nelle università – grande ostacolo burocratico, che naturalmente devi affrontare.

E le cose forse durano più a lungo di quanto si vorrebbe. E non riesci a implementare le cose così velocemente come vorresti. Naturalmente sei – sì, penso che nel complesso si debba dire che è molto impegnativo riuscire a conciliare tutto, perché teoricamente puoi fare qualsiasi cosa voglia. Non sei limitato. Devi cavartela da solo, diciamo. E questo non ti viene imposto dall'alto – fai questo, fai quello – ma siamo stati molto liberi anche da noi

al nostro istituto. E puoi sempre fare di più, quindi devi pensare: su cosa mi concentro? Ho ancora l'insegnamento che devo fare in parallelo, ho molte cose che devo conciliare. E sì, semplicemente questa autogestione, credo, può essere molto impegnativa. Ma naturalmente impari anche un'enormità, credo. La possibilità di fare il responsabile del dipartimento a un certo punto, quello apre ancora nuove opportunità che, credo, nell'industria

forse non avresti raggiunto così velocemente, per avere quei livelli di insight. Penso che quindi nel complesso non me ne pento, perché ho imparato molto. E quali sono i temi più affascinanti che ti stanno a cuore, o anche adesso, diciamo, che sono proprio in prima linea nella ricerca nel tuo settore, magari anche a livello mondiale, cosa occupa la mente dei ricercatori di punta? Sì, ci sono naturalmente alcuni temi da noi specificamente. Siamo proprio al momento nei

momento. E quali sono i temi più affascinanti che ti stanno a cuore, o anche adesso, diciamo, che sono proprio in prima linea nella ricerca nel tuo settore, magari anche a livello mondiale, cosa occupa la mente dei ricercatori di punta? Sì, ci sono naturalmente alcuni temi da noi specificamente. Siamo proprio

negli impianti di stoccaggio stazionari molto intensamente. E mi sono ritrovato sempre più a finire lì dentro, anche se in realtà sono un grande amante della mobilità elettrica. Ma sono entrato molto nei temi dello stoccaggio stazionario. E credo che proprio con i grandi sistemi di accumulo stia succedendo molto adesso. C'è nella ricerca – sì, dirò così, sono aspetti come: continuano a emergere sempre nuove tecnologie di batterie. Riceviamo sempre di nuovo richieste su diverse chimiche di celle e sistemi nuovi e innovativi, che allora esaminiamo molto criticamente

perché ovviamente bisogna dire chiaramente: la tecnologia agli ioni di litio è semplicemente estremamente avanzata. E per ogni tecnologia è difficile riuscire a farsi strada. Poi c'è stato il tema dei ioni di sodio, il Redox-Flow, cose del genere che emergono. Ma ancora una volta – voglio dire, con il Redox-Flow negli ultimi dieci anni ogni volta ci è stato offerto un sistema dove è stato detto, adesso è la svolta. Finora in realtà non ha funzionato, e lo si vede molto bene nel mercato, che praticamente abbiamo solo

litio, e il piombo ha naturalmente giocato un grande ruolo – per lungo tempo, perché era lo standard negli impianti di alimentazione ininterrotta. Quindi, nuove tecnologie decisamente. Credo soprattutto anche l'affidabilità degli impianti di accumulo, dei grandi sistemi. Abbiamo lavorato molto su questo. Nella ricerca abbiamo esaminato attentamente: quali sono i problemi? C'erano molti problemi con il BMS, il Battery Management System, dove gli algoritmi spesso non facevano le cose giuste o si verificavano problemi di bilanciamento. Cose che hanno poi portato

anche nei nostri grandi sistemi di accumulo a frequenti guasti. Il bilanciamento – ancora una volta per gli ascoltatori – è quando le celle sono tutte nello stesso stato, nello stesso stato di carica. E questo in realtà a seconda della tecnologia non è affatto così banale. Quindi, se parliamo della tecnologia LFP, quindi Litio-Ferro-Fosfato, abbiamo il problema che la curva di tensione rispetto allo stato di carica è relativamente piatta. Questo significa che non so esattamente: sono al 20, 30, 40, 50%

di stato di carica? E di conseguenza possono verificarsi spostamenti nelle celle. Cioè, in questi sistemi bisogna continuamente eseguire una ricarica di mantenimento, quindi per così dire caricare completamente una volta, in modo che il sistema possa ricalibrare. E le celle devono allora, se si discostano l'una dall'altra, essere bilanciate – praticamente automaticamente. E adesso abbiamo visto per esempio nei primi sistemi che non ha funzionato così bene. Abbiamo effettivamente installato anche resistenze di bilanciamento sbagliate. Quindi siamo naturalmente

anche alla prima generazione con i sistemi. Cioè, molte di queste cose si sono certamente notevolmente migliorate negli ultimi anni, ma decisamente – abbiamo fatto molte esperienze che ovviamente abbiamo anche pubblicato e potuto mostrare: ragazzi, dovete stare un po' attenti perché funzioni bene in questi sistemi. Ho due temi, prima di addentrarci ancora di più, che sono molto rilevanti proprio al giorno d'oggi. Northvolt è stato prominente nei media nelle ultime settimane.

Sarebbe una delle più grandi iniziative di batterie in Europa, per costruire una forte produzione di batterie in Europa, con player europei. Che anche quando miliardi sono stati immessi e veramente con nomi di grande rilievo – Volkswagen e grandi banche eccetera – e supporto della Commissione, non ha funzionato, o almeno non è andata come ci si sperava. E credo che continui ancora, ma vedremo esattamente come. Come la vedi tu questo tema, in particolare la produzione in Europa e questo predominio della Cina? Sì,

Credo che sia il nostro più grande problema in Germania. Perché alla fine può farci davvero male, se non facciamo attenzione a trovare velocemente qualche collezione. Dirò così, tutta la catena dietro. Naturalmente. Quindi per così dire Peckbauer e anche altre aziende che si sono ora stabilite nell'ecosistema delle batterie. È diventato un'area molto grande, anche in Germania. E se siamo così dipendenti dagli asiatici e soprattutto

dalla Cina per così dire nella produzione, abbiamo naturalmente un enorme problema. Perché se emergono tensioni geopolitiche e l'approvvigionamento di celle non è più garantito, allora tutto è a rischio. Per questo ovviamente non sono buone notizie quelle che abbiamo ricevuto con Northvolt. Decisamente. Naturalmente non abbiamo aspetti di produzione così diretti. Ma vediamo naturalmente che dobbiamo migliorare in Germania o piuttosto abbiamo bisogno di più perseveranza adesso.

Ci deve essere molto investimento. Dobbiamo andare da zero a cento, per così dire. In Cina questo si è sviluppato negli ultimi dieci anni. Avevano anche una linea guida chiara, per così dire dall'alto, condizioni chiare. E allora il tutto ha potuto svilupparsi. E questo non l'abbiamo avuto in Germania. Abbiamo avuto sempre di nuovo condizioni mutevoli, nessuna cornice politica che parlasse a favore di andare veramente all-in lì. E naturalmente anche la politica è coinvolta,

nel creare chiari quadri normativi. E deve essere chiaro – come detto, devono essere investiti molti soldi – che allora non puoi tirarsi fuori velocemente se qualcosa non funziona, ma che devi rimanere impegnato. Perché altrimenti non abbiamo alcuna possibilità di recuperare. Molti dicono anche sempre: beh, possiamo provare a concentrarci su una generazione successiva di celle. Ma è difficile anche questo, quando vedi che in realtà sono

non sono affatto le nuove tecnologie con densità energetica più alta ad essere affascinanti, ma è in realtà affascinante: come riusciamo a produrre la cella della batteria più economica? Lì probabilmente non potremo mai competere con l'Asia. Ma dovremmo riuscire almeno a produrne il 15% qui, così da avere almeno una leva, un po' di influenza su questo. Esatto. E non vedo che arriveremo così velocemente al livello che

vediamo adesso con il litio-ferro-fosfato. Lì in Cina c'è stato un crollo di prezzo estremo negli ultimi mesi, semplicemente grazie alla concorrenza sul mercato. Ci sono migliaia di produttori di batterie che competono l'uno con l'altro e in parte si chiudono di nuovo, per così dire sono stati sul mercato solo brevemente. E questa concorrenza ha semplicemente portato a un calo dei prezzi. Purtroppo siamo lontani da questo. Ma sì, un tema importante. Dobbiamo stare attenti a rimanere coinvolti.

Hai menzionato – magari non lo sai, ma se ti sei occupato un po' di questo argomento – sarebbe interessante sapere: cosa rende la produzione così complicata? Perché è stato anche un problema sostanziale di Northvolt, in particolare il fatto che non abbiano riuscito a far partire la produzione come speravano. Devo dire che non sono un esperto di produzione per natura. Quello che sento o capisco è semplicemente che abbiamo soprattutto tassi di scarto troppo alti

per quanto riguarda la produzione. Ogni cella che esce come scarto è naturalmente negativa per il bilancio complessivo della fabbrica. Credo che non siamo riusciti a mantenere una qualità elevata in modo costante. E anche se siamo fondamentalmente una nazione di ingegneria meccanica, credo che semplicemente non siamo riusciti a sviluppare sistemi propri. Quello che è stato costruito nelle fabbriche di celle è stato in gran parte di nuovo dalla Cina

semplicemente. E lì non siamo riusciti a mantenere quella produzione affidabile. E come vedi gli altri? Cioè Northvolt era, per così dire, un produttore di celle. Ma poi ci sono alcuni esempi di successo dalla Germania, che almeno si sono affermati sul mercato, come Sonnen o altri. Come vedi questi player? Hai qualche riflessione su se ce la faranno o se

bisognerebbe fare qualcosa di più? Beh, penso fondamentalmente che là abbiamo una forza innovativa davvero molto forte e abbiamo trovato soluzioni molto buone. Le aziende sono state molto innovative e hanno contribuito al fatto che siamo stati davvero tra i primi a sviluppare il settore dello stoccaggio domestico su larga scala, e ora siamo anche un mercato forte per gli accumulatori di grande scala. Ci sono altri Paesi che ora sono un po' ancora più forti – la Gran Bretagna o così nel settore degli accumulatori su larga scala naturalmente –, ma fondamentalmente direi

che abbiamo molte buone aziende lì. Solo, e l'ho appena accennato un po': naturalmente dipendono anche dalle celle. E io direi, un BYD o così, beh, possono – non solo riescono con la cella, ma possono anche condurre il tutto nel sistema a un certo punto. E quando vedono, ci sono i margini grandi, naturalmente lo faranno anche a un certo punto. E lo vediamo nel settore dello stoccaggio domestico. Lì ora abbiamo quasi di colpo

sì, anni fa avevamo pochissimi produttori cinesi. E ora il mercato è inondato da questi prodotti. E i cinesi di nuovo sono leader in quel mercato. E naturalmente questo è il grande pericolo che abbiamo lì, che improvvisamente queste quote tornino in Cina, perché si accorgono anche loro: bene, la cella è diventata così economica, i margini per noi sono piccoli. Ma a livello di sistema complessivo possiamo realizzare margini più grandi. E sì, poi dipende di nuovo davvero dalla produzione

in quel punto, che diventiamo più bravi. Sì. E un'altra tendenza – e poi possiamo entrare nei temi della flotta e così via, dopo che abbiamo archiviato questo. Anche il boom delle batterie che c'è proprio adesso in Germania. Quindi, a mia conoscenza, sono 300 GW di richieste di potenza per capacità di connessione alla rete. E si specula che non molto di questo arriverà in rete, ma potrebbe anche arrivarci. Naturalmente non si sa come si svilupperà il futuro. Ma forse

hai anche dei pensieri su questo argomento. Sì, decisamente. Naturalmente questo non ci è passato inosservato. E ci siamo anche chiesti più frequentemente che cosa significhi. Cioè, fondamentalmente guardo molto, molto positivamente a questo, perché alla fine ce l'abbiamo fatta a scalare anche questo mercato, per così dire, in modo che ora funzioni commercialmente. Non abbiamo bisogno di sussidi. I sistemi funzionano sul mercato e possono essere redditizi lì. È grandioso. Quindi per la transizione energetica davvero una notizia meravigliosa. E

abbiamo così a dire anche un fabbisogno di accumulo in Germania, che abbiamo calcolato in vari studi. Cioè, Fraunhofer per esempio dice, circa 100 GWh di batterie abbiamo bisogno entro il 2030. Sì. E se si confronta questo numero con le richieste di connessione, allora si vede: okay, è all'improvviso rientrato nella gamma del fattibile. Qualche anno fa magari abbiamo pensato: oh, sarà ancora un grande compito. Adesso guarderei molto positivamente a questo, anche se molti di questi accumulatori forse non dovrebbero essere costruiti – sono

Le opportunità nel mercato sono già presenti, diciamo. E penso che sia una notizia molto, molto positiva da questo punto di vista. E su questo punto sicuramente possiamo – sì, non abbiamo bisogno di preoccuparci. Naturalmente, ora bisogna fare in modo che si migliorino anche certe cose. Quindi abbiamo sentito spesso anche questo argomento: Sì, gli accumuli vengono costruiti dove non servono. L'utilità di rete non è presente. Perché gli accumuli allora – tra l'altro ci sono

esempi in cui gli accumuli scaricano e allo stesso tempo c'era molto vento o fotovoltaico in rete. Semplicemente, perché il mercato dell'elettricità funziona su tutta la zona di offerta, diciamo tutta la Germania. E naturalmente abbiamo localmente, a causa dei colli di bottiglia della rete e così via, condizioni diverse. Nel dibattito bisogna però dire: in realtà non vediamo il problema negli accumuli, ma piuttosto nel mercato. Naturalmente, si potrebbe risolvere il tutto semplicemente dicendo: dividiamo la Germania in più zone di offerta – allora il

tutto ovviamente sembrerebbe diverso. Solo che questo è politicamente molto controverso, direi. Naturalmente alcuni Länder non vogliono subire lo svantaggio. Si vedrà se poi sarà comunque necessario – non posso neanche dire adesso se questo accadrà. Ma sarebbe un modo per contrastare il problema. L'altro aspetto è naturalmente l'espansione della rete, sicuramente, per mantenere i colli di bottiglia il più bassi possibile. Anche negli ultimi anni abbiamo accelerato il passo. In

questo settore. Sì, e in fondo bisognerebbe anche fare in modo di creare incentivi affinché gli accumuli vengano costruiti dove hanno senso. Si potrebbe fare tra l'altro attraverso un mercato di ridispatch – quindi il Ridispatch 3.0 viene propagandato più spesso così, dove gli accumuli dovrebbero giocare un ruolo centrale. Per esempio, dall'Associazione federale per l'accumulo di energia BVES viene spesso propagandato che proprio in un approccio basato sul mercato gli accumuli dovrebbero essere remunerati per il fatto che forniscono effettivamente fisicamente il ridispatch.

E se questo dovesse essere implementato, diciamo, gli accumuli verrebbero automaticamente posizionati dove sono veramente importanti. E penso che bisogni fare in modo di creare i giusti incentivi affinché gli investitori vadano dove ha naturalmente senso. Naturalmente – il grande collo di bottiglia è il collegamento alla rete da questo punto di vista, bisogna dirlo chiaramente. Abbiamo problemi lì. E bisogna vedere: dove si può posizionare l'accumulo? Quello che però si è visto, per

esempio: ora vengono costruiti molti accumuli su vecchi siti di grandi centrali elettriche. E questi sono naturalmente siti ideali. Abbiamo le condizioni di collegamento, abbiamo la rete disponibile diciamo, e siamo ai nodi della rete. Questo significa che possiamo davvero portare stabilità nel sistema. Forse ancora una volta chiariamo brevemente, perché è così interessante e forse anche per la comprensione – per quanto ne so, spesso non è così chiaro che le persone lo capiscano. Quindi i punti della rete che

sarebbero davvero sensati – secondo te sarebbero questi punti dove... bisogna guardarli a livello di ramo di rete diciamo? Si possono stabilire regole approssimative dove si dice: OK, ora nel nord della Germania, dove c'è molto vento, ha più senso avere accumuli che nel sud della Germania, o al contrario per altri motivi? È quindi un tema a livello di rete di trasmissione diciamo? I corridoi Nord-Sud – dovrebbe essere il più vicino possibile, o bisogna già guardare a livello di rete di distribuzione, dove ci sono

ancora molti più rami. Come ci si può immaginare? Sì, penso che bisogni differenziare molto. Probabilmente non si può ridurre tutto in modo così generale, direi quasi. Dipende naturalmente, da un lato, da quale dimensione di accumulo si pianifica. Diciamo anche naturalmente Nord-Sud: ancora abbiamo colli di bottiglia. Questo significa che ci sono certamente buoni siti per mettere in buffer l'energia quando questo asse diciamo è sovraccarico. Reti di distribuzione – definitivamente ci sono certamente anche colli di bottiglia, soprattutto quando si integrano grandi impianti di energia rinnovabile. Allora naturalmente si può agire lì. Ora abbiamo molto spesso anche questo caso di accumulo co-localizzato, che sta diventando sempre più attraente perché sempre meno energia fotovoltaica può essere immessa direttamente in rete – direttamente presso l'impianto rinnovabile, nel punto di connessione alla rete, in modo che lì si abbia appunto ancora un accumulo come ammortizzatore. E proprio questo: ora vediamo spesso progetti che lo implementano e dove è anche redditizio. E penso che questi siano

soprattutto i punti dove si possono posizionare questi accumuli. Ha senso. E questo fabbisogno di 100 gigawattora di accumulo entro il 2030 – come ci si può immaginare come viene fuori all'incirca? Quindi per quanto ne so, attualmente in Germania si ha circa 2 TWh come consumo, tendenza in aumento. Se ora si guardano le rinnovabili e si arrivasse all'80% nel 2030, allora potrebbe effettivamente assumersi che in certi giorni soprattutto questi 100 GWh non sarebbero neanche sufficienti. O come

si può

Sai, come arriviamo a questo numero approssimativamente? Esatto, allora dovrei naturalmente guardare anche esattamente in questo studio del Fraunhofer ISE, penso. In fin dei conti: per questo esistono questi grandi modelli di sistemi energetici a livello nazionale, che sviluppiamo anche noi. Lì abbiamo poi diversi nodi, che si modellano per così dire, e tra di essi capacità di trasmissione. Poi abbiamo tutte le centrali elettriche che si rappresentano lì. E poi il modello calcola sotto determinate condizioni quale sia il fabbisogno di accumulo ottimale. E da lì vengono fuori questi valori approssimativi. Quindi noi con il nostro modello Genesis abbiamo effettivamente anche un modello con cui abbiamo calcolato questo, e arriviamo a valori simili.

Ma questo è solo il fabbisogno di accumulo a breve termine. Abbiamo anche un fabbisogno di accumulo a lungo termine, che naturalmente aumenta. Purtroppo al momento non ho un numero per il 2030 pronto. So solo che per il 2050 dobbiamo stare da qualche parte a... beh, in realtà varia molto, bisogna dire. Per il settore dell'energia elettrica in Europa

ho un valore di circa 200 TWh. Quelli che ci servono. E per la Germania ho anche in mente un valore di circa 180 TWh, che tuttavia ci servono anche per immagazzinare l'elettricità in eccesso o l'idrogeno per l'industria e così via. Cioè, quando si entra nell'accoppiamento settoriale, naturalmente emergono altre quantità, non solo per far funzionare la rete elettrica per così dire. Comunque sia, parliamo di ordini di grandezza molto grandi. Naturalmente. Sì, per l'area di accumulo a breve termine sono molto positivo, direi,

quando vedo gli sviluppi lì. Per l'area di accumulo a lungo termine ora diventa naturalmente interessante nei prossimi anni, perché finora la necessità non c'era davvero. E naturalmente anche per i grandi impianti di accumulo: si sono affermati perché tutti questi problemi con i colli di bottiglia della rete e gli alti tassi di energie rinnovabili hanno portato a far emergere i problemi, oppure è stata richiesta più stabilità nella rete. E quindi: dipende sempre dal mercato se questi sistemi arrivano o

no. Quindi penso che i grandi impianti di accumulo e gli accumuli a lungo termine diventeranno sporadicamente necessari entro il 2030 e proprio allora arriveranno intensamente anche a partire dal 2030. Magari una breve serie di domande rapid-fire – se conosci il formato, dove si dice: domanda breve, risposta breve. C'è molto dibattito su centrali a gas che sono attualmente discusse in politica. Credi che ce ne sarebbe bisogno, oppure in realtà basterebbero le batterie? Abbiamo definitivamente bisogno anche di un sostituto delle batterie o un'alternativa.

per l'immagazzinamento a lungo termine cioè stagionale. Quindi le batterie semplicemente non sono il formato giusto. E lì gli accumulatori di idrogeno con i cicli combinati a turbina a gas possono essere effettivamente la soluzione propagandata. E nucleare sì o no? Beh, naturalmente ci sono opinioni molto diverse. Però da noi, direi ora nella sfera scientifica, è molto chiaro: no, perché semplicemente vediamo che la flessibilità e le centrali nucleari non funzionano bene insieme. L'argomento sì si sente naturalmente anche ripetutamente. Abbiamo calcolato questo nei nostri modelli. Noi

vediamo che l'energia nucleare non gioca un ruolo lì, se si punta davvero sulla flessibilità. Cioè, piuttosto no. Okay. E per quanti giorni deve essere dimensionato in fin dei conti un accumulo a batteria a livello di sistema? Stiamo parlando di un giorno o già di tre, quattro giorni, di cui effettivamente abbiamo bisogno? Non so se lo sai o se l'avete simulato. Quindi per gli accumulatori a batteria fondamentalmente si potrebbe forse un po'

entrare di nuovo nei settori di applicazione. Vediamo che adesso con i grandi impianti di accumulo per esempio, questi sono principalmente accumuli front-of-the-meter, cioè accumuli che funzionano verso la rete o forniscono servizi di rete e fanno trading nei mercati dell'energia. E lì attualmente il rapporto ottimale, che si vede quando si vuole trovare l'ottimo attraverso i mercati: allora parliamo di circa due o tre ore di accumulo, quindi possono scaricarsi per due o tre ore. E proprio quello. Se ora si suddividono singolarmente i mercati,

si può anche dire: per il trading per esempio vediamo anche che circa due cicli al giorno sono ideali, da due a tre cicli. E se ci pensi, naturalmente devi assicurarti di riuscire a completare questi due o tre cicli durante la giornata. Allora, come detto, da due a tre ore sono ben adatti. E per i mercati dei servizi di regolazione: per il mercato del servizio di regolazione primaria in realtà avresti bisogno solo di un accumulo di una o due ore, perché è sufficiente per soddisfare i

regolamenti in quel mercato. Devi poter scaricare o caricare completamente al massimo con potenza massima per 15 minuti. E per il mercato del servizio di regolazione secondaria, cioè aFRR, in realtà hai bisogno di una durata di accumulo più lunga, perché le condizioni di mercato richiedono che tu possa fornire quattro ore. Tuttavia, attraverso la gestione degli accumuli, attraverso la ricarica intelligente, puoi ridurlo a circa 1,5 ore circa, ciò che devi mantenere. Cioè, allora sono di nuovo meglio adatti accumuli di circa due ore. Penso anche in base alla fisica,

quindi se immagini un mondo con il 100% di energie rinnovabili, dove fondamentalmente ci sono solo vento e sole. In Germania è naturalmente diverso rispetto ad altre regioni del mondo, lì il tempo sarà diverso. Ma se lo limiti brevemente alla Germania, allora avresti effettivamente una situazione completamente diversa in estate rispetto a ora in primavera e autunno, che diventano approssimativamente simili, e poi in inverno. E se metti da parte la carenza di buio a lungo termine in inverno

In estate avremmo quasi sempre corrente disponibile. Direi che con il sole almeno in certi giorni, quando c'è poco vento, e in primavera e autunno ci sono anche giorni in serie dove potrebbe esserci qualche periodo di scarsità di vento e sole. E altrimenti c'è sempre un po' di vento o sempre un po' di sole. Cioè, gli accumulatori verranno utilizzati soprattutto per la primavera, meno per l'estate e più per primavera,

autunno, e poi in inverno si ha effettivamente magari il vento che si può sempre superare, e il sole quasi per niente. Lo vedrai anche così, più o meno? Sì, cioè in linea di principio chiaro. Ci sono ovviamente differenze stagionali significative che si verificano e che già oggi possiamo vedere piuttosto bene nei mercati. Cioè, vediamo per esempio adesso per gli accumulatori che commerciano nei mercati, classicamente in realtà arbitraggio: compro quando il prezzo è conveniente, vendo quando è caro

è caro. Questi accumulatori hanno funzionato bene proprio d'estate in questo momento, il sistema, perché lì i prezzi oscillano di più, semplicemente perché con il fotovoltaico abbiamo una volatilità più alta. E questo significa per gli accumulatori: naturalmente devi assicurarti di poter prevedere molto bene quando questi spread di prezzo si verificano, perché in definitiva il mercato lo regola. E vedremo alla borsa dell'elettricità quando c'è il bisogno di accumulatori e quando no.

Questo sarà visibile esattamente alla borsa. E di conseguenza gli accumulatori devono reagire. Naturalmente diventerà sempre più importante che gli accumulatori funzionino davvero in base alle previsioni e gli algoritmi di trading intelligenti sappiano esattamente: quando posso guadagnare con l'accumulatore e quando devo caricare e scaricare? E tutto questo trading nelle borse, comunque è sempre stato per noi in ambito scientifico una componente difficile, va detto, perché semplicemente hai

moltissimi dati. Hai i libri degli ordini, se guardi dentro – milioni di dati. Le posizioni cambiano allora ad esempio nei mercati spot. Quindi c'è il Day-Ahead, ma soprattutto l'Intraday. 5 minuti prima della consegna puoi ancora negoziare lì. E negli ultimi 30 minuti vediamo che si verificano semplicemente oscillazioni estreme, le posizioni mostrano improvvisamente prezzi molto diversi. E questo è quello che viene sfruttato adesso. Si va tipo a comprare ad esempio una posizione che è conveniente, come dire

20 minuti prima, e poi noti tipo 10 minuti prima: Okay, posso rivenderla, magari da un'altra parte. E allora hai anche fatto trading, senza davvero fare nulla fisicamente. Questo si chiama anche Financial Virtual Trading, dove vediamo che per esempio solo per gli accumulatori rappresenta già un fattore di 5 dai trade fisici, dal ricavo poi, o addirittura di più in realtà. Cioè, questo è il grande, proprio il grande fattore, per cui gli accumulatori sono

così attraenti e per cui molti investitori dicono: Sì, entro in questo. Il sistema si ammortizza in pochi anni. E naturalmente la domanda è come si svilupperà tutto nei mercati. Si fanno previsioni su questo. Per noi non è tanto un tema – sono piuttosto enti di ricerca con un'inclinazione più economica, diciamo così. Ma gli accumulatori dovranno adattarsi esattamente a questo, in modo da saper sfruttare bene queste oscillazioni in futuro. E allora

è chiaro: Ci saranno differenze stagionali. Ma gli accumulatori potranno fornire il giusto impiego nei momenti giusti. E se scomponi la catena del valore dal lato energetico – scusa – e quali potenziali ci sono: ne hai già nominati alcuni. Vorrei riassumere e integrare – e poi potrai dire cosa ne pensi, come sarà il trend in futuro. Cioè, ci sono, come detto, questi servizi di regolazione. Per gli ascoltatori: questo è

il fatto che i gestori della rete di trasmissione garantiscono la stabilità della rete – hanno bisogno diciamo di consumatori e produttori che aumentino e diminuiscano le loro prestazioni. E poi ci sono i mercati dell'elettricità che riflettono la disponibilità di energia e la domanda. E lì si incontrano diciamo un prezzo nel tempo. E oltre a questo abbiamo i temi della rete di distribuzione, dove si tratta di: Quanti colli di bottiglia ci sono nelle reti di distribuzione nei rispettivi momenti? E ormai in Germania – credo da primo aprile di quest'anno – ci sono anche questi tariffari di rete dinamici. In certi mercati

è ancora più dinamico, vedi UK e Paesi Bassi. E questo sarebbe anche un mercato molto interessante che prospetticamente si dinamizzerà ancora – veramente con colli di bottiglia in tempo reale a livello di linea, a livello di rete di distribuzione – e si rifletterà ancora nel mercato, dove un accumulatore può anche partecipare. Cioè, credo così in generale – forse si può ancora aggiungere l'ottimizzazione dell'autoconsumo, dove si dice: Okay, abbiamo un nostro impianto solare, cerchiamo di massimizzare la nostra stessa corrente e così non abbiamo i oneri di rete e le tasse.

Dove vedi il maggior potenziale e ci sono mercati specifici – la fornitura di servizi di regolazione è secondo me anche un mercato piccolo –, che allora non offriranno più molto potenziale in futuro? Sì, esatto, lo dici già tu. Un aspetto importante è che i mercati dei servizi di regolazione sono limitati dal volume. Abbiamo circa 580 MW nella regolazione primaria – credo in Germania. Esatto. E vediamo molto chiaramente che abbiamo già così tante batterie prequalificate. La prequalificazione è quasi il processo che devi passare

deve essere eseguito per poter offrire servizi di regolazione. Deve essere effettuato per ogni impianto. E esattamente – gli accumulatori a batteria sono già stati prequalificati in numero sufficiente per coprire il mercato. E naturalmente questo porterà al fatto che il mercato diventerà significativamente meno attraente nei prossimi anni, e probabilmente dovrebbe essere così che si instauri anche una maggiore concorrenza sui prezzi, in modo che i sistemi più efficienti abbiano vantaggi maggiori a un certo punto. Perché naturalmente questo

il sistema più conveniente vince anche sul mercato alla fine. E naturalmente vediamo lo spostamento verso il servizio di regolazione secondaria. Devo dire, anche quel mercato è limitato, ma abbiamo ancora spazio. Tuttavia, se in qualche modo – se si parla di 100 gigawattora, allora naturalmente il mercato – sono circa 2 GW, credo. Esatto, sono circa 2 GW. Allora il mercato scompare velocemente, devo dirlo chiaramente. Sì, penso che allora si dovrà

naturalmente focalizzarsi soprattutto sui sistemi più grandi – breve parentesi: non è così che questi mercati potrebbero espandersi nel tempo, perché la volatilità delle energie rinnovabili aumenta significativamente? Sì, naturalmente potrebbe accadere. Non sono uno che ha fatto previsioni lì. Ho visto previsioni agli eventi – sono diverse. È molto difficile prevedere cosa accadrà. Ma non aumenteranno nella misura in cui sarebbe rilevante rispetto ai 100 gigawattora, nel senso che

che diciamo, possiamo comunque buttarvi dentro tutti gli accumulatori a batteria. Decisamente non lo presumerei. E per questo abbiamo definitivamente bisogno di altri mercati dove i sistemi di accumulo funzionano. E esattamente lì, attraverso i mercati spot, c'è decisamente un potenziale. In realtà lo dicono tutti i trader, cioè le grandi aziende che sviluppano questi algoritmi intelligenti per ottenere ricavi su questi mercati. Dicono anche, questo è il mercato da sfruttare. Lì ci sarà più volume e più volatilità in futuro.

il che naturalmente parla un po' contro: In realtà, la volatilità dovrebbe a un certo punto stabilizzarsi al prezzo limite dell'accumulo o del grande accumulo, perché naturalmente lo spread è grande solo finché non si riesce a risolverlo in qualche modo. Ma se l'accumulatore può quasi risolvere questo spread, i prezzi dovrebbero comunque scendere in futuro, per quanto riguarda questi spread. Quindi anche lì, naturalmente, a un certo punto, quando il mercato diventa più grande o il mercato degli accumulatori a batteria diventa più grande, ci sarà anche un effetto su

il mercato. La domanda interessante per me in questo contesto è sempre: Un mercato è domanda e offerta. E in questo caso entrambe aumentano. Si potrebbe praticamente avere sempre più rinnovabili, e la domanda può essere aumentata solo in misura limitata – cioè vedi impianti flessibili nell'industria o e-mobility o pompe di calore. E allora la domanda è: Qual è la differenza tra l'accumulatore a batteria e questi picchi di potenza che si verificano nella produzione, meno il lato della domanda? Non è neanche

così banale. Definitivamente non è banale. Esatto, lì logicamente non si può neanche arrivare così rapidamente alla conclusione che i mercati funzioneranno a un certo punto e semplicemente si sistemeranno così che domanda e offerta si incontrino per così dire. Lo presumiamo. Cioè, a un certo punto sarà certamente più difficile per gli accumulatori partecipare al mercato, perché c'è più concorrenza. Semplicemente – si può certamente presumere questo. Esatto, forse riguardo agli altri casi di applicazione che

hai menzionato. Abbiamo anche le applicazioni dietro il contatore – l'aumento dell'autoconsumo è uno dei grandi aspetti ed è in realtà l'aspetto che ha trainato i primi mercati degli accumulatori. Cioè, un mercato di accumulo chiaramente focalizzato sull'autoconsumo, così come anche il mercato degli accumulatori commerciali. Una parte significativa dei sistemi in realtà è proprio questo: C'è principalmente fotovoltaico da immagazzinare temporaneamente e aumentare la quota che si utilizza direttamente. E esattamente con queste applicazioni, naturalmente c'è un'alta varianza di applicazioni e di vari aspetti che devi considerare individualmente.

È importante sapere che gli accumulatori lì sono piuttosto – direi – accumulatori di durata superiore alle ore. Lì stiamo parlando più di accumuli di 3–4 ore e oltre, perché semplicemente carichiamo le rinnovabili in modo relativamente lento e poi le rilasciamo in un momento in cui non abbiamo molta produzione. Cioè, è importante tenere questo in considerazione. Un altro caso di applicazione: Peak-shaving, che è molto prominente – cioè riduzione dei picchi di potenza. Lì naturalmente si cerca – paghi

per il picco di potenza più alto in 15 minuti dell'anno il prezzo della potenza. E se si può influenzare questo momento per così dire e con l'accumulatore si può ridurre questo picco di carico, allora è naturalmente di grande vantaggio. E vediamo che gli accumulatori in questa applicazione a volte si possono ammortizzare in 2–3 anni, se le caratteristiche sono date. Importante soprattutto per il caso di applicazione: abbiamo bisogno di punte strette che contengono relativamente poca energia. Potrebbe essere ad esempio qualcosa

come la mobilità elettrica, se si ha ancora un caricatore rapido o qualcosa del genere. E cosa è ancora importante perché diventi ancora più redditizio: È meglio essere anche sopra le 2.500 ore di utilizzo all'anno, perché allora si scivola nella fascia tariffaria dove il prezzo della potenza è significativamente più alto e dove devi pagare quindi tariffe più alte. Quindi in linea di principio: consumo costante e piccoli picchi sono in realtà ideali per questo caso di applicazione. E questo è

naturalmente piuttosto un'applicazione basata sulla potenza. Cioè, siamo allora piuttosto nel settore dei sistemi di accumulo che non devono avere tanta capacità energetica, ma soprattutto naturalmente devono riuscire a fornire la potenza. Esatto. E brevemente ancora sul punto delle reti di distribuzione: Come vedi tu i potenziali delle reti di distribuzione? Decisamente è una soluzione nelle reti di distribuzione, se si hanno sovraccarichi locali, lavorare anche con sistemi di accumulo. Come esattamente si configurano i mercati, purtroppo non ho nemmeno

informazioni su questo, ma decisamente i sistemi di accumulo possono fornire soluzioni. Quello che effettivamente sento ripetutamente, anche dalla ricerca – siamo abbastanza vicini all'elettronica di potenza –, è che si può ad esempio migliorare abbastanza bene la potenza nelle reti di distribuzione se si integra in qualche modo il DC. Cioè, possono essere semplici punti DC-to-DC, quindi da stazione di distribuzione a stazione di distribuzione, per poter sfruttare così in modo più flessibile la capacità delle due stazioni. Non deve essere sempre un sistema di accumulo.

abbiamo anche altre soluzioni. Si può raggiungere molto anche con il load management e così via. Penso che la flessibilità giochi anche un ruolo molto importante. Non dobbiamo necessariamente avere un sistema di accumulo dappertutto, solo per sostenere magari una modalità operativa che non ha senso. Naturalmente si dovrebbero impostare gli incentivi in modo che i consumatori utilizzino l'energia in modo tale che possiamo anche minimizzare l'uso dei sistemi di accumulo. Perché in fondo: certo, possiamo costruire sempre più sistemi di accumulo, ma i costi economici complessivi devono naturalmente rimanere

nel mirino. E quando si arriva alle flotte – il podcast si chiama infatti anche Smart Charge – e gli utenti, esatto, quando si deve decidere: Sulla propria sede si ha l'infrastruttura di ricarica. E quanto sistema di accumulo dovrebbe utilizzarsi allora? C'è una certa potenza di allacciamento di rete, e si vogliono sfruttare al meglio questi potenziali in termini di costi energetici. Cosa consiglieresti allora? Come si dovrebbe affrontare l'argomento? Beh, in linea di principio anche molto individuale naturalmente, perché dipende da quali potenze si installano

sulle stazioni di ricarica. Quindi se penso al caso d'uso dei camion ad esempio e si arriva improvvisamente con diverse stazioni di ricarica da 5-6 megawatt, questo naturalmente può rappresentare un problema per l'allacciamento di rete – se abbiamo una piccola azienda logistica o qualcosa del genere – allora magari hanno una potenza di allacciamento di circa un megawatt. Lì naturalmente bisogna guardare con attenzione. E lì i modelli di flotta sono naturalmente molto, molto importanti. Cioè riconoscere i modelli di flotta e anche sapere quando caricano i veicoli – come, lì abbiamo

anche molto. Esatto, lì abbiamo anche progetti di ricerca molto affascinanti proprio adesso. Abbiamo un progetto che si chiama Flexfleet. Lì guardiamo esattamente – cioè abbiamo molti dati da flotte di ricarica e cerchiamo di raggrupparli. E naturalmente si vede che ci sono già gruppi tipici. E naturalmente si può iniziare e prima vedere o riflettere come azienda, in quale gruppo rientrerei forse. Sono piuttosto un'azienda dove durante il giorno improvvisamente c'è un picco, perché

la gente arriva tutta in azienda, perché succedono cose, la produzione gira e così via. O sono un'azienda dove abbiamo turni, dove fondamentalmente succede qualcosa di continuo. Cioè ci sono vari modelli per così dire. E lì stiamo proprio cercando nella ricerca di definirne vari, così che si possa categorizzare meglio. E poi si può pensare meglio sulla base di questo, quanto sistema di accumulo ho effettivamente bisogno allora. E certamente anche un aspetto che si dovrebbe considerare di nuovo qui: un sistema di accumulo può essere una soluzione

lì, ma non deve essere la panacea, bensì si può anche vedere se si può usare il load management diversamente e se magari l'azienda ha ancora flessibilità che magari non sfrutta affatto, e poi si può anche risparmiare sui costi lì. Sì, esatto. Ci sono così regole empiriche che si potrebbero enunciare? Per esempio molte flotte si trovano di fronte alla decisione: Okay, se la mia potenza di allacciamento di rete non è sufficiente e diciamo il load management, per ritardare i processi di ricarica,

non è sufficiente – faccio ora un adeguamento dell'allacciamento di rete, che tra l'altro non è così economico, o investo in un sistema di accumulo o in una combinazione solare più sistema di accumulo? Cosa diresti tu? Una regola empirica generale è sempre molto difficile per me, perché dipende, come detto, molto individualmente dall'azienda. Credo che un aspetto che potrebbe entrare in gioco è riflettere: Forse sono in un'azienda dove mi aspetto che in futuro magari avrò anche esigenze energetiche crescenti, oppure

forse sono in un'azienda dove dico, magari avrò persino esigenze energetiche decrescenti, perché voglio diventare più efficiente o così, e grazie a ciò magari in futuro risparmierò potenzialità al mio allacciamento di rete che potrò usare diversamente. Un esempio che ho in mente: abbiamo fatto una volta un progetto con siti di telecomunicazione. E lì è molto interessante che i requisiti di potenza lì sono effettivamente diminuiti continuamente negli ultimi decenni, perché semplicemente la tecnologia è diventata sempre più efficiente e migliore. Quindi

la vecchia tecnologia radiofonica era molto, molto meno efficiente. E di conseguenza, ad esempio, nei siti sono emerse improvvisamente grandi capacità. Cioè, ci sono siti dove ci sono davvero allacciamenti da megawatt e dove non si fa nulla o poco. E lì è naturalmente ottimale dire: bene, ho naturalmente più capacità, allora posso magari mettere lì un accumulatore di batteria e persino fare regolazione della potenza o anche trading e così via. Esatto, sì. E nel settore della flotta, come detto,

è molto difficile. Bisogna distinguere: i camion – lì si ha naturalmente anche una richiesta completamente diversa dal punto di vista della quantità di energia, che bisogna mettere in buffer. Se si dice di un camion: bene, devono essere completamente caricati, perché stanno lì, vengono scaricati, caricati magari, e poi percorrono di nuovo una lunga distanza – allora naturalmente non vogliono dover ricaricare nel mezzo. Cioè, bisogna davvero dire: bene, abbiamo davvero bisogno di tutta la quantità di energia, dobbiamo fornirla, così e

Se siamo nel campo della mobilità privata, o se le persone caricano lì i propri veicoli privati presso l'azienda – allora bisogna pensarci su, se magari si fissano anche incentivi e si dice: bene, oggi potrebbe non andare così bene. Se comunque vuoi caricare completamente, paghi di più o così. E di conseguenza riduce il fabbisogno in modo dinamico, a seconda di com'è la situazione. E come la vedi tu questo tema? A volte ci sono ottimizzazioni contrastanti, ad esempio quando si effettua questo peak shaving, di cui

hai anche parlato, allora significa che bisogna avere un profilo il più possibile costante nei consumi di elettricità. E c'è anche il grande dibattito attualmente nell'industria: questa regola delle 7.500 ore, credo, dove si avevano tariffe di rete significativamente ridotte se si generava più o meno un carico base. E in realtà avremmo bisogno di consumi di elettricità più flessibili, che si orientino più sulla disponibilità delle energie rinnovabili e i colli di bottiglia in tempo reale. Cioè, il peak shaving è ancora un fattore di riduzione dei costi reale al giorno d'oggi. Allo stesso tempo si può

beneficiare degli spread di prezzo sulle borse dell'energia con tariffe dinamiche dell'elettricità. Ma a volte, quando si carica molto in certi momenti, perché il prezzo dell'elettricità è conveniente, si è creato un picco di carico. Quindi, come la vedi queste ottimizzazioni contrastanti? È davvero interessante, perché l'abbiamo visto naturalmente anche più volte nelle nostre simulazioni. Posso fare un esempio. Cioè, nella mia dissertazione, su cui sto attualmente lavorando, mi sono occupato di un

caso d'uso di una vetreria. Lì naturalmente si trattava principalmente di: come possiamo decarbonizzare? Poi entra in gioco l'idrogeno. Dobbiamo produrre idrogeno tramite elettrolisi – oppure era il caso d'uso che ho considerato. E poi all'inizio ho calcolato il tutto senza peak shaving – lo chiamo operazione consapevole del peak shaving – senza quello e ho visto cosa succede. E naturalmente gli accumulatori di batteria sono stati dimensionati molto più grandi. Gli accumulatori di batteria in quel caso

funzionano quasi come buffer anche per la generazione rinnovabile. In quel caso non nel sito, ma si tratta di PPA – Power Purchase Agreements –, cioè contratti con impianti rinnovabili che si trovano da qualche parte in Germania. Ma fondamentalmente il principio è lo stesso dell'aumento dell'autoconsumo. Si cerca naturalmente di attenuare la flessibilità – o meglio dire la dinamica – nella generazione con l'accumulatore. E come detto, senza questa operazione consapevole del peak shaving ho visto che gli accumulatori, credo, del 20, 30, 40 %

erano costruiti più grandi, effettivamente, e di conseguenza hanno anche generato picchi di potenza enormi. E quando ho poi guardato uno scenario diverso: bene, adesso facciamo peak shaving-aware – quale impatto ha sui sistemi di accumulo? Allora l'ottimizzatore ha improvvisamente ridotto significativamente la potenza dell'inverter. L'accumulatore l'ha mantenuto all'incirca della stessa dimensione, ma ha ridotto la potenza dell'inverter, proprio per evitare questi picchi di carico elevati. Cioè, c'è un optimum e bisogna

chiaramente vedere che non si può semplicemente usare l'accumulatore più grande e la potenza più grande lì, perché allora ad un certo punto si ha di nuovo un effetto contrario. Cioè, in altre parole: come flotta si dovrebbero considerare entrambi gli aspetti. Decisamente. E ci sono anche software di ottimizzazione sofisticati che tengono conto di queste cose – tra l'altro, sviluppiamo anche all'istituto uno strumento che fa esattamente queste cose. Esatto. E parliamo molto di accumulatori, adesso accumulatori stazionari.

Ma come la vedi tu il tema degli accumulatori bidirezionali, i potenziali della mobilità elettrica, e anche casi di applicazione pratica che si possono già realizzare – o quanto velocemente arriverà? Sì, decisamente una domanda estremamente interessante, perché se guardiamo il potenziale che abbiamo teoricamente in quest'area – abbiamo già circa 125 GWh di capacità di batteria installati in tutti i veicoli in Germania. Lì sono inclusi anche gli ibridi. E se lo

paragoni con i 100 GWh da prima, di cui abbiamo bisogno entro il 2030, allora si vede: è un numero rilevante. E naturalmente dobbiamo assicurarci di sfruttare anche lì la flessibilità il più possibile. E ora guardando al futuro: se si elettrificassero tutte le auto – credo siano 70 milioni in Germania –, diciamo all'incirca 60 kWh di batteria in media, arriviamo a circa 4,2 TWh, come ho calcolato. Sono numeri enormi. Potremmo teoricamente coprire completamente il fabbisogno di accumulo a breve termine

ben coprire questo. E ovviamente bisogna considerare: non assumiamo che questo potenziale completo possa essere sfruttato, ma solo una parte di esso. E la domanda è: quanto grande è questo potenziale parziale? Non posso darti un numero adesso, ma si vedrà nei prossimi anni. In questo momento vediamo in realtà che siamo ancora in progetti pilota. Cioè, singole applicazioni dove guardiamo l'intero tema, e questa commercializzazione probabilmente – sì, io sono

In questo ambito non sono un esperto e non potrei dire che tra due anni e sei mesi sarà tutto pronto. Ma credo che ci vorranno ancora un paio d'anni prima che entriamo veramente in massa in questa fase di commercializzazione, come accade con gli accumuli di grande scala. Comunque sì. Quindi penso che i problemi sono ovviamente spesso noti. Ovviamente abbiamo decisioni tecnologiche da prendere: ricarica AC versus DC per così dire, dove AC dal punto di vista tecnico sarebbe forse più semplice. Solo che finora abbiamo relativamente pochi veicoli che possono farlo con

l'onboard charger. Con il DC abbiamo alti costi di investimento per l'infrastruttura, quindi il caso d'uso diventa forse economicamente meno interessante. E alla fine ovviamente la normativa, come sempre in Germania un grande tema. Direi doppia tassazione e così via, che in realtà dovrebbe già essere stata abolita, ma credo che rimane ancora un po' sospesa. E anche il multi-uso nel senso del principio di esclusività si potrebbe menzionare, cioè quando l'energia verde e grigia si mescolano in un accumulo – l'energia verde finanziata dall'EEG e

non si sa più quale corrente è quale. Questo è il grande problema che in realtà è già stato risolto nella legge, ma ora tocca all'Agenzia federale della rete, per così dire, creare le condizioni quadro, come potrebbe apparire un concetto di misurazione, in modo da poter distinguere questi diversi flussi di energia. Alla fine, come detto, vediamo vari casi d'uso che sono già facili da implementare: behind-the-meter, cioè quando si tratta di picco shaving o simili, oppure aumento dell'autoconsumo. Lì abbiamo ovviamente già enormi potenzialità. E vediamo

che lì le cose si stanno realizzando e dove nella ricerca abbiamo elaborato esempi. Esatto, per le altre cose, come detto, penso che arriveranno di sicuro. Ma forse dobbiamo avere ancora un po' di pazienza fino a quando la normativa e le condizioni quadro non si saranno migliorate. E poi alcune controreplica: quanto, dato che hai già delineato un enorme potenziale, sia che si tratti di 60 kWh o più

o meno – credo che in auto in Germania ormai ce ne siano circa 48 milioni, ma comunque poi con i camion e così via ce ne sono ancora di più. Quanto di questo potenziale sarà tolto dagli accumuli a batteria? Puoi dare una risposta a intuito, o semplicemente un educated guess? Quanto rappresenterà il caricabatterie bidirezionale in futuro? E quanto rappresenteranno gli accumuli a batteria delle capacità di accumulo,

che ci saranno in Germania? Sì, è sicuramente il Santo Graal, per così dire. Se lo sapessimo, avremmo ovviamente già un numero e probabilmente lo avremmo già pubblicato. Quindi penso sia davvero difficile fare una valutazione, perché, come detto, i mercati stanno cambiando dinamicamente. Cioè, dovremmo sapere come appariranno i mercati in seguito. In 10, 20 anni possiamo fare previsioni. Ma come detto, entrano in gioco così tanti fattori. Penso,

non lo vedrei come se mettessimo il caricabatterie bidirezionale contro gli accumuli di grande scala o così, ma vedrei entrambi semplicemente come un'opportunità fantastica per creare questa flessibilità. E credo che entrambi gli ambiti debbano lavorare duramente affinché raggiungiamo ad esempio i 100 GWh nel 2030. Quindi penso che ogni progetto di ricarica bidirezionale, ogni accumulo di grande scala sia prezioso in questo senso. E quando a un certo punto arriviamo al punto in cui diciamo: bene, ora abbiamo così tanta flessibilità – dobbiamo vedere cosa

possiamo effettivamente farci. Penso che ci vorranno ancora un paio d'anni prima che arriviamo a questo punto. A quel punto i primi grandi accumuli avranno probabilmente già completato un ciclo. Cioè, allora si prendono nuove decisioni di investimento. Ma penso che per la fase attuale non ci sia alcuna contraddizione. Parlando di decisioni di investimento per gli operatori di flotta: se si avessero ad esempio veicoli con un inverter bidirezionale lato AC nel veicolo, si potrebbe utilizzare l'attuale infrastruttura di ricarica AC. Bisogna fare qualcosa retroattivamente?

Hai concrete raccomandazioni su come posizionarsi al meglio per essere pronti? Beh, purtroppo non posso dirlo in dettaglio, onestamente, perché non è il mio focus principale nella ricerca. Posso solo dire che attualmente ci sono relativamente pochi modelli che offrono questo. E penso che ci sia ancora una grande discussione da condurre su se gli OEM non dovrebbero concentrarsi maggiormente in questo ambito, per così dire,

affinché sia possibile. E sì, questo è quello che posso dirne. Tutto bene. E abbiamo parlato molto della Germania. Forse hai ancora una prospettiva o riflessioni su come tutti i temi che abbiamo affrontato – se vedi differenze a livello internazionale, in determinate regioni importanti ad esempio, o anche in altre regioni dove pensi: ah, questo sarà completamente diverso – oppure se il mondo per così dire sta seguendo il modello tedesco

cambierà notevolmente. Sì, in linea di principio credo che molte cose possano essere trasferite e alla fine ci sono anche altri mercati interessanti dove tutto funziona bene. Come tedeschi possiamo imparare ancora molto da altre regioni. Voglio dire, soprattutto dai Paesi nordici e dalla Gran Bretagna vediamo che cose come i mercati Fast-Frequency-Response, che attualmente sono in discussione da noi, esistono già lì.

Per introdurre un esempio pratico, ci si può orientare all'estero e forse raccogliere anche best practice, per così dire riguardo al market design e così via. Sì, ma naturalmente ci sono anche differenze. Diciamo, per esempio i grandi impianti di accumulo negli USA. Effettivamente vengono gestiti diversamente rispetto all'Europa. Da noi abbiamo piuttosto sistemi di accumulo che sono impianti di stoccaggio orario molto più grandi, che vengono utilizzati principalmente per il buffering delle rinnovabili.

Soprattutto l'Australia, esatto, soprattutto la California o l'Australia – sistemi di batterie enormi che ovviamente operano proprio in questo settore e hanno anche un effetto di stabilizzazione della rete. Quindi esatto, ci sono ancora differenze. E io stesso ho avuto un'esperienza molto interessante – una differenza che forse posso mostrare qui. Ho fatto uno stage presso Sonnen negli USA. Era il 2018. Così, prima amministrazione di Donald Trump, anche già controversie negli USA. E esatto, ma a parte gli aspetti sociali

ho naturalmente acquisito anche informazioni tecniche su come Sonnen – un'azienda tedesca nel settore degli accumulatori domestici – opera su quel mercato e come funziona negli USA, o quali sono gli aspetti lì. E all'epoca erano cose fondamentalmente diverse e sicuramente anche oggi ancora approcci diversi. Lì il focus era naturalmente soprattutto sul fatto che le reti non sono così stabili. Sì, lo sentiamo sempre dire. All'epoca avemmo – esatto, all'epoca avemmo l'uragano che ha devastato tutto Porto Rico, credo

e dove c'erano interruzioni di corrente per settimane. Era proprio al tempo in cui ero lì. E allora abbiamo elaborato lì molti ordini in quella direzione, in modo che le persone lì volessero essenzialmente le batterie come alimentazione di emergenza, cioè volessero costruire praticamente la loro propria isola di rete. In Germania ci sono anche sistemi che possono farlo, ma è la minoranza che lavora in questo settore. E improvvisamente un caso d'uso completamente diverso negli USA. E credo che

naturalmente bisogna tenere d'occhio i mercati un po', soprattutto quando si opera a livello internazionale come azienda, per identificare per così dire i mercati giusti per il vostro prodotto. E credo che ci siano ancora differenze in tutto il mondo. Ma anche molte similitudini, credo, dove l'innovazione tedesca può anche diffondersi nel mondo. Okay, per concludere ancora – magari hai dei pensieri che vorresti condividere con gli ascoltatori. E come possono gli ascoltatori rimanere in contatto con te

nel miglior modo possibile? Oppure leggere ulteriori informazioni. Sì, fondamentalmente molto volentieri tramite LinkedIn. Lì ci siamo, sono anche molto reattivo e accetto volentieri qualsiasi idea quando si tratta di argomenti di ricerca. Siamo molto ben posizionati, credo, per quanto riguarda la ricerca ad Aachen. Possiamo, come detto, condurre ricerca veramente a tutti i livelli, dal materiale attraverso il livello di cella e modulo fino al livello di sistema. Possiamo condurre ricerca nell'ambiente di mercato. Questo significa che se ci sono idee lì, anche dall'ambito dello smart charging naturalmente, dove probabilmente molti adesso

stanno ascoltando dall'area – abbiamo effettivamente realizzato progetti con successo con Mobility House, Hubject, Smart L. Nomi ben noti dal settore. Questo significa che potete raggiungerci volentieri o raggiungere me. E magari ne risulta il uno o l'altro contatto. Fantastico. Allora molte grazie e buon viaggio di ritorno verso ovest. Sì, molte grazie. È stato molto divertente. Sì, è stata un'intervista emozionante con Jonas. Abbiamo potuto ottenere insight su i vari argomenti – l'ho trovato molto affascinante – in particolare il suo

background e come si è arrivati da una tesi di master alla fondazione. È inusuale e la maggior parte delle tesi finiscono in qualche cassetto. Così bello che poi ha portato a una start-up di successo, che è leader nel tema della durata della vita delle batterie e dell'analisi. La RWTH è naturalmente un'università molto importante in Germania e avere anche un po' di insight su come avvengono gli spin-off, e poi anche gli insight su Sonnen e quali sono le differenze tra USA e Germania e le varie catene di valore che abbiamo nel settore energetico. Quanto ci sarà

allora in servizi di regolazione, se il mercato è abbastanza grande e quanti impianti di accumulo di batterie avremo bisogno, in quali punti e quale tipo di chimica è rilevante, e in particolare aspetti geopolitici tra Germania o Europa e Cina e Norvegia. Come anche infine gli accumulatori di batterie nei veicoli, il tema del caricamento bidirezionale e quali sono i potenziali – e per le flotte in particolare la decisione: Quanta capacità di accumulo di batterie ho bisogno? Quindi penso, una prospettiva veramente riuscita e una determinazione dello stato attuale in vari modi su questo argomento con un esperto assoluto che è

appassionato di questi argomenti. Quindi spero vi sia piaciuto. Per favore lasciate cinque stelle e consigliate. E al prossimo episodio.

Note dell'episodio

In dieser Folge tauchen wir gemeinsam mit Jonas in die faszinierende Welt der Batterietechnologie ein. Dabei erzählt er, wie aus seiner Master-Thesis ein erfolgreiches Startup wurde, das heute führend im Bereich Lebensdauer-Analysen von Batterien ist. Wir werfen zudem einen Blick auf die entscheidende Rolle der RWTH Aachen als Innovationsschmiede in Deutschland und erhalten spannende Einblicke in den Gründungsprozess sowie in seine Erfahrungen bei Sonnen. Jonas Van Ouwerkerk berichtet außerdem von den Unterschieden zwischen den Energiemärkten in den USA und Deutschland, der Bedeutung von Batteriespeichern für Regelleistung und die Herausforderungen rund um die Wahl der passenden Batterietypen. Ein besonderes Highlight sind die geopolitischen Aspekte, insbesondere zwischen Europa und China, und wie sich diese auf die Batterieproduktion und -technologie auswirken. Abschließend geht es um das bidirektionale Laden, die Potenziale für Flottenbetreibende und die Frage, wie viel Batteriespeicher wir in Zukunft tatsächlich brauchen. Hört unbedingt rein, wenn ihr mehr über die aktuellen Entwicklungen und Trends in der Energiespeicher-Branche erfahren wollt – Jonas’ Expertise und Begeisterung sind ansteckend! Lasst gern eine Fünf-Sterne-Bewertung da und empfiehlt uns weiter. Bis zur nächsten Folge!