De stora battterianläggningar som nu tas i drift och planeras har allt längre uthållighet. Man räknar med att kunna agera på flera marknader samtidigt – så kallad ”value stacking.”, säger Christian Holtz på Merlin & Metis.

– Man kanske använder sitt batteri på en kapacitetsmarknad under topplasttimmarna på vintern, och på balanskraftsmarknaderna på sommaren.

Det svenska konsultbolaget Sweco hjälper just nu företaget Giga storage att designa ett gigantiskt batterilagringssystem, ett så kallat BESS, i Belgien.

Bild: Den planerade batteriparken “Green Turtle” i Belgien. Foto: SWECO.

”Som en mindre kärnkraftsreaktor”
Systemet kommer att ha en kapacitet om 700 MW och en lagringskapacitet på 2 800 MWh. Det första spadtaget planeras tas i sommar och batteriparken beräknas stå klar 2028.

– Det motsvarar i princip en mindre kärnkraftsreaktor och har en uthållighet på 4 timmar (4 h * 700 MW = 2800 MWh energi). Det är en väsentlig skillnad mot de typiska batterisystem som byggts de senaste åren som oftast haft en timmes uthållighet, säger Christian Holtz, delägare och analytiker på Merlin & Metis.

Stort prisfall
En viktig orsak bakom den här utvecklingen är att priserna för de här stora batterisystemen faller snabbt, konstaterar Fredrik Bodecker, vd på energiriskrådgivaren Bodecker Partners.

– Priserna för batterisystem har störtdykt. Vi är redan prismässigt idag där vi trodde vi skulle vara 2030. Det har förändrat affärspotentialen dramatiskt. I Storbritannien och Australien finns det till exempel flera projekt med batterilagringssystem med en uthållighet på 6–8 timmar.

Fredrik Bodecker berättar om ett stort batteriprojekt i Kina med en kapacitet på 16 GWh där priset pressades ned till rekordlåga nivåer.

– Medelpriset för det här systemet landade på 66 dollar per kWh, vilket blir ca 720 svenska kronor per kWh. Det är cirka en tredjedel av den svenska prisbilden. Den prisbilden är extrem just nu, men de priserna kommer så småningom till Europa.

Fredrik Bodecker menar att med en så pass stor kapacitet och fallande priser så kan riskerna med ett förnybart väderberoende elsystem minskas avsevärt.

– Jag är väldigt positiv till kärnkraft, men fortsätter det så här så kanske vi inte behöver det alternativet. Många säger att vindkraft och batterier aldrig kommer att kunna konkurrera, men vi är nästan där. Det här kinesiska projektet kan leverera 1 GW i 16 timmar. Det är som en Ringhals 1 i 16 timmar.

Christian Holtz menar att den här utvecklingen snart når Sverige.

– I många delar av världen är det sådana här stora system, med en uthållighet på mellan 2 och 4 timmar som byggs just nu. Jag tror att vi också kommer dit rätt snart.

Nya marknader
Tidigare har drivkraften för etableringen av batterilagringssystem varit de snabbare stödtjänsterna (framför allt FFR, FCR-D upp och FCR-D-ned). De har varit mycket lukrativa, men nu har priserna på de marknaderna rasat.

– Tidigare användes batterier primärt för att leverera stödtjänster med låga krav på uthållighet där de bara aktiverades i några sekunder, om de aktiverades över huvud taget, säger Christian Holtz.

De stora batterlagringssystemen som nu kommer in på marknaden har större potential. De kan arbeta direkt mot spotpris- och intradagsmarknaden genom att fylla på när priset är lågt och släppa ut när det är högt.

– Vi ser att prisvolatiliteten ökar i hela Europa med både extremt låga och höga priser som oftast varar längre än en timme. Då behöver man ett batteri med längre uthållighet för att kunna utnyttja de marknaderna. Det är en drivkraft för utvecklingen.

Även efterfrågan på stödtjänsterna aFFR och mFFR som kräver en längre uthållighet ökar.

Det finns också möjlighet att verka på olika kapacitetsmarknader där aktörerna får betalt för att ligga i ”stand by.”

Just nu arbetar till exempel Svenska kraftnät på att införa en gemensam kapacitetsmarknad för mFFR i Norden.

– Storbritannien är ett exempel. Där står den existerande kapacitetsmarknaden för en stor del av intäkterna för de större brittiska batterilagringssystemen, säger Christian Holtz.

Man räknar också med att kunna agera på flera marknader samtidigt – så kallad ”value stacking.”

– Man kanske använder sitt batteri på en kapacitetsmarknad under topplasttimmarna på vintern, och på balanskraftsmarknaderna på sommaren. Det betyder att aktörerna kan stapla olika värdekedjor som bidrar till intäkter på varandra.

Hur ser det ut för aktörer som har små batterilagringssystem?

– De som var ute i god tid har kunnat tjäna in sin batteriinvestering på ett år eller två genom att delta på FCR-D-marknaderna upp och ned. Men kommer man in på marknaden idag med ett en timmes batteri som bygger på den gamla affärsmodellen så kan det bli tufft, konstaterar Christian Holtz.

Det pågår flera större batteriprojekt i Sverige. Här är några exempel:

Det största, hittills, svenska planerade batterilagringssystemet, Isbillen Power Reserve, byggs just nu av det franska företaget Neoen. Systemet har en kapacitet på 93,9 MW /93,9 MWh, vilket motsvarar alltså en uthållighet på en timme.

Ellevio Energy Solutions planerar att bygga två batteriparker i Mora och Söderala med en kapacitet på 40 MW/40 MWh vardera. De beräknas vara klara för drift hösten 2025.

Och Vattenfall, Bodens Energi och Polar Structure ska bygga en batteripark i anslutning till stålföretaget Stegras fabrik utanför Boden. Parken kommer ha en kapacitet på 50 MW 100 MWh. Driftstarten är planerad till hösten 2025.