Det satsas stort på batterier i Europas elsystem vilket ökar flexibiliteten, men innebär också nya utmaningar för elnäten. I Tyskland ser man behov av nya regler för att undvika problem. Vattenfall ser inte samma problematik i Sverige.
Just nu pågår det en gigantisk utbyggnad av batterier i hela Europa. Batterier kan vara en resurs och hjälpa till att stabilisera nät och frekvens genom att jämna ut den volatilitet som följer av den stora utbyggnaden av vind- och solkraft.
Men den snabba utbyggnaden för också med sig risker.
I Tyskland har anslutningar motsvarande 78 GW batterier fått klartecken, samtidigt som ytterligare över 720 GW väntar på beslut. Det motsvarar nästan fyra gånger all installerad sol- och vindkraft i Tyskland tillsammans. I dag är cirka 300 GW installerat totalt.
Kerstin Andreae, vd för BDEW (tyska branschorganisationen för energi- och vattenindustrin), varnade nyligen för utvecklingen.
”Antalet ansökningar om nätanslutning för storskaliga batterilagringssystem har ökat så dramatiskt att nya regler behövs.”, sa hon.
Leonard Birnbaum, vd för energibolaget E.ON, menar i en intervju med Montel att batterier ofta tillskrivs en systemnytta de inte per automatik har. Avgörande är var batterier byggs och hur de används, menar han.
”När batterier byggs där efterfrågan saknas tvingas nätbolagen investera i dyr infrastruktur, medan kostnaderna i slutänden hamnar hos elkunderna via nätavgifter.”
Birnbaum efterlyser därför, liksom Andreae, ändrade incitament: investerare bör bära konsekvenserna av att bygga på fel plats, inklusive risken för begränsad användning. Samtidigt betonar han att rätt placerade batterier kan öka flexibiliteten och sänka systemkostnader.
Även i Sverige har marknaden för batterilagring expanderat kraftigt, framför allt driven av den snabba efterfrågeökningen på stödtjänsten FCR-D – där det för två–tre år sedan fanns mycket pengar att tjäna.
Christian Holtz, delägare och analytiker på konsultföretaget Merlin & Metis, konstaterar att utbyggnaden av batteriparker i Sverige fortsätter, men att aktörerna i dag måste ha flera intäktskällor.
Prisbilden på FCR-D har sjunkit. I dag är det främst stödtjänsten mFRR, som kräver längre uthållighet, som är intressant. I dag byggs olika batterilagringsprojekt ofta i kombination med ett sol- eller vindkraftsprojekt för att kunna parera minuspriser. Andra intäktskällor för batterier är arbitrage på spotmarknaden – där man laddar upp batterier när det är billigt och säljer på spot när priserna vänder uppåt.
Även lokala flexmarknader, som till exempel Effekthandel Väst, är intressanta, menar Christian Holtz, som dock påpekar att den typen av marknad fortfarande är i sin linda.
– Energilager i dag handlar om att fånga flera olika värdeströmmar. Ett batteri kan i praktiken vara aktivt på väldigt många marknader samtidigt.
Men det betyder i sin tur att en marknad lätt kan aktivera ett batteri på ett sätt som är rationellt ur prisperspektiv – men olämpligt ur nätets synvinkel. Resultatet kan bli ökade driftproblem snarare än ökad stabilitet.
– Det beror just på att batteriet kan reagera på olika prissignaler från flera marknader, säger Christian Holtz.
– Meningen är att marknadssignalerna ska spegla de underliggande tekniska och fysiska behoven i systemet, och om marknaden är rätt designad ska det fungera – men det är klart att det inte är helt enkelt, fortsätter han.
Han ger ett exempel:
– Om elbilar, värmepumpar och andra resurser styrs av samma prissignaler finns en risk att de aktiveras samtidigt, till exempel när elpriset ändras mellan två kvartar (15-minutersintervaller). Då kan det skapa kraftig lokal belastning i elnätet.
En central fråga i den snabba utbyggnaden av batteriparker är därför om dagens marknadsdesign verkligen tar tillräcklig hänsyn till lokala och regionala nätbehov. Energiföretagen menar att dagens marknadsmodell fungerar bra i grunden, men att det finns förbättringsmöjligheter.
– Det går möjligen att identifiera brister ur ett mer tekniskt perspektiv, men vi har svårt att se att någon annan principiell utformning av elmarknaden skulle vara bättre. Däremot går det att justera och förbättra olika prissignaler och datadelning i den befintliga modellen.”, säger David Freed, ansvarig för elsystemets utveckling på Energiföretagen Sverige.
Enligt Energiföretagen handlar det inte om att ersätta marknadssignaler med administrativ styrning, utan om att komplettera marknaden så att resurserna kan användas mer samordnat.
– Marknadsprincipen försvinner inte, men regelverket skapar bättre förutsättningar för samordning mellan elnätets drift och elproduktion, särskilt när det gäller lokala behov, säger David Freed.
Här spelar EU:s nätkoder* och tekniska regelverk en viktig roll. Dessa ger nätägare rätt att begränsa eller styra batterier om de riskerar att skapa lokala problem.
– I de nya nätkoderna finns det ganska tydliga skrivningar om att nätägaren ska kunna säga nej eller begränsa resurser om de skapar problem lokalt, säger Christian Holtz.
Han pekar på att EU medvetet utformar sina nätkoder för att premiera framväxten av lokala flexibilitetsmarknader och harmonisera dessa.
Bakgrunden är insikten att många av framtidens systemproblem uppstår lokalt i elnäten och inte fångas av nationella eller europeiska prissignaler.
Enligt Holtz räcker varken spotmarknaden eller balansmarknaderna för att hantera lokala flaskhalsar, spänningsproblem och överbelastningar. Därför ger EU:s regelverk nätägare ökade möjligheter att upphandla flexibilitet lokalt och att begränsa resurser som skapar problem.
Det är ett medvetet designval från Europeiska kommissionen – om problemet är lokalt måste också prissignalen vara lokal.
Även Energiföretagen pekar på att regelverket är på väg att förändras. Den kommande EU-nätkoden för flexibilitet, Network Code on Demand Response, väntas skapa tydligare strukturer för hur flexibla resurser som batterier ska användas – inte minst för att bättre stödja driften av lokalnäten.
– Den nya nätkoden innebär bland annat krav på ett nationellt flexibilitetsregister där alla flexibla resurser ska vara registrerade, samt krav på samordning och informationsdelning mellan berörda aktörer om hur resurserna används. säger David Freed.
Så hur ser de svenska nätägare på saken?
Markus Fischer, pressekreterare på Vattenfall, svarar Second Opinion efter kontakt med ett antal experter på Vattenfall att man inte ser samma problem som i Tyskland med blockerad nätkapacitet, men man håller med om att det är viktigt att batterilagringen regleras:
”Det beror mycket på vilken typ av tjänst eller marknad som batteriet avser att agera på. Men för ett batteri som normalt kör på frekvensmarknaden är det oftast inte ett problem. Däremot kan ett batteri som enbart kör på arbitrage möjligen göra det. I Norden byggs batterier primärt för att leverera TSO-tjänster med optimering på wholesale-marknader. Fysiska batterier kan under enskilda dagar eller timmar endast ”arbitrage-optimera”, men vi ser inte att det är det primära business caset eller orsaken till att de byggs. Detta är en stor skillnad mot till exempel Tyskland, där merparten av batterierna byggs primärt för optimering på intradagmarknaden.”
”Vi upplever därför inte att batterilager blockerar elintensiv industri eller andra kunder i det svenska elnätet i dag. Batterier har potential att skapa stora värden i elnätet – både lokalnät, regionnät och stamnät. Men det är också väldigt viktigt att poängtera att batterier absolut inte alltid hjälper, utan kan ibland stjälpa om det inte styrs upp tydligt i avtal hur de får agera. Det är heller inte osannolikt att en tjänst som batterier säljer för att hjälpa stamnätet faktiskt skulle kunna skapa problem hos regionnät eller lokalnät. Det vill säga att en part kan gynnas och en annan stjälpas. Nya europeiska regelverk är dock på gång, vilket kommer att möjliggöra att elnätsägare kan neka tillträde till tjänster hos TSO om det skapar problem längre ner i näten.”
Räcker dagens marknadsdesign för att styra batterier, eller ser ni behov av tydligare nät- eller systemkrav?
”Vi anser att marknadsdesignen ger en tillräcklig styrning.”
****
* EU:s nätkoder är bindande EU-förordningar som fastställer gemensamma tekniska och marknadsmässiga regler för hur Europas elsystem ska fungera. Syftet är att säkra driftsäkerhet, möjliggöra gränsöverskridande handel och harmonisera marknadsregler. Nätkoderna är centrala när elsystemet blir mer komplext med mer vind, sol, batterier och flexibel förbrukning.
FAKTA
Den europeiska marknaden för energilager nådde rekordnivåer under 2025. Under 2025 installerades omkring 27–30 GWh ny batterikapacitet, där storskaliga batteriparker för första gången växte snabbare än hembatterier. Vid ingången av 2026 uppskattas den samlade installerade kapaciteten i Europa överstiga 100 GW.
Tyskland och Storbritannien leder utvecklingen, men även Italien och Sverige har snabbt blivit alltmer aktiva marknader. Expansionen drivs av kraftigt sjunkande priser på LFP-batterier – ned mot 70 USD/kWh under 2025 – samt ett växande behov av flexibilitet i elsystem med hög andel förnybar el.
Källa: European Association for Storage of Energy (EASE).
***
Foto: Eolus
8 Kommentarer
8 Kommentarer
Kalle Andersson
31 januari, 2026: 9:28 f mSatsningarna i Europa på "lagring" är avläsningsfel på systemnivå. Lokalt eller regionalt kan det finnas optimeringar som är billigare än alternativen men lagring mäts i TWh, inte i MWh.
GWh är inte det minsta storskaligt, det är småskaliga anläggningar. Ungefär en faktor 100 ifrån storskaliga anläggningar.
SvaraDietmar Gleich
29 januari, 2026: 10:18 e mHuvudproblemet är att Europa envisas med att hålla fast vid den gamla modellen med godtyckliga och extremt stora prisområden. Då är det självklart att elpris och nätbelastning kan styra åt helt olika håll. Systemet var sakligt motiverat så länge realtidsmätning var dyrt eller omöjligt, men idag är sådan mätning och styrning både enkel och billig.
SvaraDet är ren idioti att hålla fast vid nuvarande elprisområden. El är en nyttighet med extremt kort hållbarhet (bråkdelar av en sekund) som dessutom är dyr att transportera. Priset måste variera över både tid och rum för att marknaden ska vara i balans.
Andra länder har gått före, till exempel Nya Zeeland. ”Nodal electricity pricing” eller ”Locational Marginal Pricing” innebär att hela landets elsystem är indelat i tekniskt motiverade områden – i deras fall omkring 285 stycken. Då stämmer prissignalerna mycket bättre överens med reella brist- och överflödssituationer, och man slipper försöka lappa och laga ett ruttet system med allt fler administrativa regler.
Klas Roudén@Dietmar Gleich
30 januari, 2026: 6:41 e mSkulle "nodal electricity pricing" verkligen vara något för Sverige?
SvaraKnappast tror jag, i varje fall inte om man vill ha en rättvis princip för prissättningen för elkonsumenter, vilka råkar bo på "fel plats" i elkraftsystemet.
Tidigare hade vi ju en närmast idealisk placering av produktionsanläggningarna nära konsumenterna kombinerat med nödvändig överföring av vattenkraftsenergi norrifrån, där vissa brister fanns.
Och "nodal electricity pricing" innebär väl följande, citerat från Google:
"It calculates the exact cost of serving demand at each location, factoring in generation costs, network congestion, and energy losses."
Skulle inte t ex elområde 4 drabbas ännu mer än nu med denna princip?
För där råder ju en stor brist på elproduktion, det har gjorts, och görs, mycket stora investeringar i nätförstärkningar och fjärröverföringen av energi norrifrån, som också går till export, ger stora förluster, där alla kostnader väl då med "nodal electricity pricing" sprids ut på aktuella nätnoder i elområdet.
Blir det inte då ännu dyrare för elkonsumenterna i SE4 i detta exempel? Vilka ju inte rår för den tidigare helgalna energipolitiken med den förtida kärnkraftsnedläggningen.
Dietmar Gleich@Klas Roudén
31 januari, 2026: 5:18 e mVad är rättvist? Är det att allt ska vara lika för alla, överallt, eller att alla gör rätt för sig? Ska ett hus eller en lägenhet i Gällivare kosta lika mycket som i Stockholm? Ska lönen i Schweiz och Moldavien vara densamma? Ska vädret vara lika i Skåne som i Norrbotten? Ska elpriset vara detsamma överallt, trots att de faktiska kostnaderna skiljer sig avsevärt?
SvaraLokal marginalprissättning (LMP) på el säkerställer att hela elsystemet blir så billigt som möjligt. Om man inför marknadspriser gynnas området som helhet, oavsett om det gäller Sverige eller EU. Alternativen är antingen en högre genomsnittskostnad för alla eller statlig planekonomi. Problemet med planekonomi är att det inte har visat sig vara framgångsrikt i praktiken.
Jag förstår att det är lockande att låta andra betala för ens egna val, exempelvis genom att inte vilja betala vad elen faktiskt kostar. Om man vill sänka elpriset skulle man istället kunna kräva slopad punktskatt på el, som är exceptionellt hög i Sverige. Att tvinga fram samma elpris inom stora områden leder till extremt höga kostnader för nätutbyggnad över tid, eftersom läget bara förvärras. Elintensiv industri byggs då ut långt ifrån elproduktionen, och nya kraftverk hamnar långt ifrån efterfrågan. Detta kräver ännu större investeringar i transmissionsnätet.
Genom lokal marginalprissättning minskar även problemen med utlandsförbindelser. Istället för att påverka stora områden som SE4, skulle LMP huvudsakligen påverka närområdet kring ställverken. På så sätt skulle även stora delar av SE4 kunna dra nytta av modellen.
Slutligen är det en önskvärd effekt att det blir oattraktivt med elintensiv industri i områden med elbrist. När dessa försvinner sjunker elpriset där, vilket gör andra näringar – som är mer effektiva i sin elanvändning – än mer lönsamma. Det är likaså en önskvärd effekt att kraftverk i områden med elöverskott blir mindre lönsamma, så att nyetableringar sker där de faktiskt behövs.
Klas Roudén@Dietmar Gleich
3 februari, 2026: 11:00 f mJag tog upp rättvisa ur vårt aktuella energipolitiska perspektiv, där man försöker lappa och laga efter avvecklingen av 6 kärnkraftblock i ett tidigare mycket välplanerat elkraftsystem. Detta ironiserar Gleich över med filosofiska utläggningar om rättvisa i olika sammanhang.
SvaraAv sista stycket framgår mycket klart att Gleich inte alls tycker som jag om rättvisa efter tidigare energipolitiska missgrepp och t o m tycker det är bra när industrier drabbas av elbrist p g a dessa. Bara bra med nya aktörer med mindre elbehov…
Jag antar att Gleich med olika ganska tvärsäkra teser har egen praktisk erfarenhet av beräkningar med LMP, men har väl inte tillgång till aktuell nätmodell? För i så fall vore det intressant att granska påstående som "Genom lokal marginalprissättning minskar även problemen med utlandsförbindelser."
Men vi är överens om en sak: införande av elområden var ingen höjdare. I tidigare artiklar och kommentarer har jag beskrivit deras tillkomst.
Vi är också överens om att man inte löser grundproblemet, brist på elproduktion, med "ännu större investeringar i transmissionsnätet".
Dietmar Gleich@Klas Roudén
3 februari, 2026: 9:02 e mDet rörde sig om ungefär en halv biljon svenska kronor i nyanskaffningsvärde som förstördes genom tvångsavvecklingen av stabil elproduktion i södra Sverige. Man kan med rätta klaga på kapitalförstöringen, men man kan inte ändra historien. Vi är där vi är, och det enda valet som återstår är att antingen fortsätta förstörelsearbetet eller att sansa sig.
SvaraElen i södra Sverige kommer aldrig att bli så billig igen som den var för ett eller två decennier sedan. Varifrån skulle den billiga elen komma? Från billig vindkraft som kräver dyr nätutbyggnad och energilagring, från dyr kärnkraft (där den industriella basen i Europa sedan länge är raserad) eller från extremt dyra transmissionsledningar från Norrland?
Även i Norrland kommer elpriset att stiga så snart fler datacenter byggs eller om, mot förmodan, hybrisprojektet eller andra vätgassatsningar tas i drift. Stora satsningar på elintensiv industri i Sverige är bara att glömma.
Om man verkligen vill förbättra läget bör man sluta subventionera oduglig elproduktion i ödemarken och istället använda reformutrymmet till att äntligen slopa punktskatten på el. En mer skadlig och dum skatt får man leta efter.
Ulf Westberg
29 januari, 2026: 9:38 f mDet är korrekt att den snabba utbyggnaden av icke-planerba elproduktion motiverar ökar behovet av batterier, då både systemet påverkas och priserna fluktuerar kraftigare. Låt mig ta ett exempel:
Med det gamla systemet med kol-, gas-, vatten- och kärnkraft är produktionen i princip fullständigt planerbart. På grund av olika beslut har skatterna på vissa delar av den produktionen ökat kraftigt, med motivationen att produktionen då blir för dyr och annan produktion (sol- och vindkraft) byggs i stället. Detta medför högre kostnader för elkonsumenten.
Problemet med vind- och solkraft är den kraftiga variationen i produktionen vilket i princip innebär att när hög produktion föreligger är priserna mycket låga men när den sjunker ökar priserna. I grunden är ingen produktion av vind- och solkraft lönsam utan olika typer av stöd behövs, i England används till exempel Conract for Difference via ett auktionsförfarande. Detta leder till högre priser för konsumenterna.
Storskaliga batterilager har andra nackdelar som vi inte behöver ta upp här i detalj (kräver stora mängder material, Kina dominerar markanden etc.), men i princip infört ytterligare en kostnadskomponent i systemet som inte behövdes med de "gamla" systemet. Alla ytterligare kostnader kommer för eller senare till konsumenterna, antingen via högre kostnader för el eller via skattsedeln då olika former av stöd måste finansieras därifrån.
Så, för att summera, att gå från det gamla systemet innebär att olika kostnadselement måste finansieras av konsumenterna och detta leder till högre priser för el, när alla kostnadskomponenter räknas in (inklusive kostnader för distributionssystemet).
SvaraTomas@Ulf Westberg
2 februari, 2026: 12:32 e mDet där med att stationära batterier är beroende av import från Kina är en halvssanning.
SvaraValet av materiäl har bara en faktor att ta hänsyn till. Det är pris per watttimme.
Vikt och volym är ofta ointressanta faktorer. Då finns det ett brett spektrum av materiel att välja mellan.