Energilagring balanserar kraftsystemet

Andelen förnybar och icke planerbar elproduktion i kraftsystemet, som vindkraft och solenergi, ökar hela tiden. Det blir därför allt vanligare att använda batterier och andra energilagringstekniker för att lagra energi när efterfrågan och priserna på elmarknaden är lägre, som under en blåsig natt, och sedan mata ut den när efterfrågan och priserna på elmarknaden är högre, som under en kylig och vindstilla dag. Energilagring utnyttjas emellertid också i allt större utsträckning för att upprätthålla den kortsiktiga balansen i kraftsystemet genom att bidra med stödtjänster och avhjälpande åtgärder.  

Text: Alarik Haglund

Det är i Sverige det statliga affärsverket Svenska kraftnät som ansvarar för att upprätthålla den kortsiktiga balansen i kraftsystemet genom att hela tiden se till att det tillförs lika mycket el som det förbrukas. För att avgöra om det är balans mellan produktion och förbrukning av el tittar de på frekvensen i elnätet, som när kraftsystemet är i balans är 50 hertz. Om förbrukningen är större än produktionen sjunker frekvensen och om produktionen är större än förbrukningen stiger den.

De frekvensregleringstjänster som Svenska kraftnät köper in för att balansera kraftsystemet består framför allt av så kallade stödtjänster, som är indelade i två kategorier: frekvenshållningsreserver, eller FCR (Frequency Containment Reserves), som är har till uppgift att snabbt stabilisera frekvensen i elnätet, och frekvensåterställningsreserver, eller FRR (Frequency Restoration Reserves), som ska kunna återföra frekvensen hela vägen till 50 hertz vid större avvikelser i balansen. Dessutom infördes 2019 även en snabb frekvensreserv, eller FFR (Fast Frequency Reserve), som är en så kallad avhjälpande åtgärd för att bromsa upp väldigt snabba frekvensfall.
 

Behovet ökar

De olika stödtjänsterna tillhandahålls fortfarande till största delen av produktionsanläggningar, i form av framför allt vattenkraftverk, men i och med att andelen väderberoende elproduktion i kraftsystemet ökar blir det en allt större utmaning för Svenska kraftnät att balansera produktionen och förbrukningen av el. Det innebär att behovet av stödtjänster ökar och att det finns större utrymme för andra resurser, som olika typer av energilagring och flexibel förbrukning, att delta på marknaderna för stödtjänster.

På marknaderna för frekvensåterställningsreserverna ställs det stora krav på lång uthållighet, det vill säga den tid som reserverna kan verka innan de tömts på energi, och dessa stödtjänster levereras därför än så länge nästan helt och hållet av vattenkraftverk och andra produktionsanläggningar. På marknaderna för de manuellt aktiverade frekvensåterställningsreserverna bestod emellertid per den 1 oktober 2024 en liten andel av den förkvalificerade volymen, som mäts i megawatt, även av energilager och flexibel förbrukning.

På marknaderna för frekvenshållningsreserverna har energilagring börjat utnyttjas i större utsträckning och energilager stod per den 1 oktober 2024 för cirka 1 120 megawatt av den förkvalificerade volymen medan vattenkraft stod för cirka 6 320 megawatt.   

För den avhjälpande åtgärden snabb frekvensreserv ser det helt annorlunda ut. Eftersom en resurs på marknaden för den snabba frekvensreserven ska kunna aktiveras på bara 0,7 sekunder är vattenkraften nämligen inte tillräckligt snabb. Nästan hela den förkvalificerade volymen på marknaden kom därför per den 1 oktober 2024 från energilager och flexibel förbrukning.

Svenska kraftnät förväntar sig dessutom att volymbehovet på marknaderna för reserver ska fortsätta att öka de kommande åren. 2023 var den upphandlade kapaciteten totalt 2 035 megawatt per timme. Den preliminära upphandlade kapaciteten för 2025 uppskattas däremot till 3 248 megawatt per timme och den preliminära upphandlade kapaciteten för 2026 till 3 648 megawatt per timme.

För den snabba frekvensreserven antar man att antalet timmar då det finns behov kommer att öka, men det finns i dagsläget ingen prognos för att volymen kommer att öka under dessa timmar.

Innovationsprojekt i Uppsala

Batterier är väldigt bra på att leverera exakt reglerad reservkraft. Samtidigt har de också en mycket kort svarstid, vilket betyder att de snabbt kan ställa om från att laddas eller befinna sig i viloläge till att mata ut effekt till elnätet. Det gör att de lämpar sig väl för att bidra med stödtjänster på marknaderna för frekvenshållningsreserverna och framför allt på marknaden för den snabba frekvensreserven.

En av pionjärerna när det gäller batterilagring är Vattenfalls stora batteripark i stadsdelen Gränby i Uppsala, som är ett innovationsprojekt med syfte att undersöka nätförstärkningar med hjälp av batterier och se hur batterier kan agera på stödtjänstmarknaderna.

Batteriparken i Gränby, som idag är ett av endast ett fåtal batterilager i världen som är integrerade i elnätet, täcker en yta motsvarande en halv fotbollsplan och består av totalt 480 batteripackar. Sammanlagt har de en maximal kapacitet, det vill säga den största effekt som kan matas ut till elnätet, på 5 megawatt och de kan totalt lagra ungefär 20 megawattimmar energi.

Sedan den togs i drift 2020 har batteriparken stöttat Vattenfalls lokala elnät genom att batterierna laddas med energi när efterfrågan på el är låg och sedan matar ut energi till elnätet när efterfrågan är hög.

Under sommarhalvåret utnyttjas batteriparken även för att leverera stödtjänsten FCR-D Upp, som är en frekvenshållningsreserv för uppreglering av frekvensen vid störningar, det vill säga när frekvensen i nätet ligger under 49,9 hertz.

Hittills har projektet, som ska pågå fram till 2028, enligt Vattenfall varit framgångsrikt och det ger samtidigt lärdomar som Vattenfall kan dra nytta av vid sina övriga anläggningar.
 

Bra betalt

Magnus Berg, som är portföljchef inom R&D på Vattenfall, påpekar att man idag får väldigt bra betalt för att sälja frekvensregleringstjänster på marknaderna för frekvenshållningsreserverna och på marknaden för den snabba frekvensreserven.

Hur mycket pengar man kan tjäna på att sälja dessa tjänster beror på hur mycket kapacitet man har möjlighet att erbjuda, men han menar att det kan handla om flera miljoner kronor per år för varje installerad megawatt. Återbetalningstiden för ett batterilager kan därför vara så kort som 3 till 4 år.

Han uppskattar att handeln med frekvensregleringstjänster idag ofta står för runt 80 till 90 procent av intäkterna från ett batterilager. Resten av intäkterna kommer från spotprisoptimering, vilket innebär att man köper och lagrar el när den är som billigast och använder den när den är som dyrast.

Tack vare de höga priserna på frekvensregleringstjänster väljer allt fler svenska företag att investera i batterilager och satsningarna på stora batteriparker har tagit fart i Sverige. Även företag med mindre batterilager kan emellertid delta på marknaderna för frekvensregleringstjänster, till exempel räcker det för att kunna leverera stödtjänster på marknaderna för frekvenshållningsreserverna att man kan erbjuda en kapacitet på 0,1 megawatt.

För att som företag delta på marknaderna för frekvensregleringstjänster måste man ta hjälp av en balansansvarig, som till exempel Vattenfall, som sköter försäljningen till Svenska kraftnät. Det börjar med att den balansansvariga undersöker vilken kapacitet som kan levereras, installerar hårdvara, testar allt och gör en förkvalificering med Svenska kraftnät.
 

Storskaligt batterilager i Jönköping

Ett av de nya batterilager som byggts den senaste tiden är Jönköping Energis storskaliga batterilager, eller BESS (Battery Energy Storage System), på kraftvärmeverket i Torsvik. Batterilagrets maximala kapacitet är 10 megawatt och det har en lagringskapacitet på totalt 10 megawattimmar.

Erika Antonsson från Jönköping Energi talar om att batterilagret fortfarande håller på att testas och att det för närvarande genomförs förkvalficeringtester för stödtjänstmarknaden. Batteriet förväntas vara överlämnat av leverantören PSW Power & Automation under hösten 2024 och förkvalificeringarna förväntas vara godkända efter årsskiftet. Det kommer då att kunna börja leverera på alla stödtjänstmarknader, utom marknaderna för de automatiska frekvensåterställningsreserverna, samt på marknaden för den snabba frekvensreserven.

- Genom att installera ett batteri på 10 megawatt kan Jönköping Energi bli en viktig aktör för att skapa bättre balans i elnätet. Svenska kraftnät kommer kunna styra balansen i nätet med hjälp av vårt batteri. Dessutom skapar vi en trygghet i vårt område vid eventuella långvariga elavbrott, påpekar Jönköping Energis vd Fridolf Eskilsson.

Han tillägger också att liknande projekt pågår i andra delar av Sverige, vilket han tycker är bra.

- Om vi ska klara av omställningen och bli fossiloberoende behöver vi hitta fler sätt att kunna möjliggöra elektrifieringen i vårt samhälle, säger Fridolf Eskilsson.

Ett exempel är Alingsås Energis batterilagringsprojekt, som började utvecklas förra året och beräknas vara klart till sommaren 2025. Batterilagret, med en maximal kapacitet på 17 megawatt, kommer att kopplas upp på det lokala elnätet vid en av Alingsås Energis transformatorstationer.

- Ett batterilager i den här storleken är en viktig resurs i det lokala nätet, säger Alingsås Energis vd Rickard Bern.
 

Nordens största energilager i Horsaryd

Företaget Ingrid Capacity, som grundades 2022 med visionen att forma framtidens energisystem genom att förbättra elnätets flexibilitet och optimering, meddelade också i början av november 2024 att de nu påbörjat projekteringen av Nordens största energilagringsprojekt.

Det storskaliga batterilagret kommer enligt Ingrid Capacity att ha en maximal kapacitet på 100 megawatt och en lagringskapacitet på 200 megawattimmar, vilket både gör det till det största energilagringsprojekt som byggts i Norden och det första tvåtimmarsystem som Ingrid Capacity utvecklar.

Ingrid Capacity planerar att börja bygga batterilagret under 2026 och att driftsätta det under 2027. Det kommer då att anslutas till Eons regionnät i Horsaryd i Karlshamn kommun. Målsättningen är bland annat att stabilisera elnätet och öka nyttjandegraden för att underlätta elektrifieringen och bidra till den gröna omställningen.

- Satsningen i Karlshamn befäster Ingrid Capcitys ambition att bli Europas ledande aktör inom flexibilitetslösningar. Vi bygger framtidens tech och energibolag genom att på ett smart, hållbart och kostnadseffektivt sätt addera flexibilitet och i stor skala optimera elnätet. Därmed bidrar vi till att minska flaskhalsar och ökar nyttjandegraden i elnätet, och möjliggör en snabbare och billigare omställning av industrin och vår ekonomi, säger Axel Holmberg, som är vd på Ingrid Capacity.
 

Pilotprojekt för vätgaslagring i Luleå

En annan energilagringsteknik med potential att leverera frekvensregleringstjänster till Svenska kraftnät är vätgaslagring.

Den planerade elektrifieringen av den svenska basindustrin förväntas till stor del bygga på att man använder sig av grön vätgas, som produceras genom elektrolys med fossilfri el, i industriprocesserna. I samband med detta kan vätgasen också lagras.

Som en del av satsningen HYBRIT (Hydrogen Breakthrough Ironmaking Technology), som är ett samarbete mellan stålföretaget SSAB, gruvbolaget LKAB och Vattenfall för att producera fossilfritt stål med hjälp av grön vätgas, har man till exempel byggt ett 100 kubikmeter stort vätgaslager i anslutning till HYBRIT:s pilotanläggning i Luleå. På så vis kan man när elen är billig producera mer vätgas än vad som behövs för ståltillverkningen och lagra den i vätgaslagret, som är byggt ett stålinklätt bergrum cirka 30 meter under markytan. När elen är dyr kan man sedan stänga ner vätgasproduktionen, men ändå fortsätta produktionen av stål med hjälp av den lagrade vätgasen. Skarpa tester mot elmarknaden har visat att det går att sänka den rörliga kostnaden för produktion av vätgas med mellan 25 och 40 procent.

I maj 2024 meddelade HYBRIT att pilotprojektet för lagring av fossilfri vätgas förlängs till 2026. Det görs för att de ska kunna genomföra mer forskning och verifiera sina resultat för att möjliggöra storskalig lagring.

- Resultaten från forskningskampanjerna har visat sig bli mycket positiva och har bekräftat det vi trodde. Nu vill vi se till att anläggningen också finns tillgänglig för kompletterande tester när vi går över i en fas då vi fokuserar på planering och projektering av kommersiella vätgaslager, säger Marie Anheden, som är senior projektledare på HYBRIT.

Ett vätgaslager i full skala, med en storlek på mellan 100 000 och 120 000 kubikmeter, beräknas ha en lagringskapacitet på 100 gigawattimmar el omvandlad till vätgas, vilket är tillräckligt för att hålla i gång ett fullstort stålverks produktion i upp till fyra dagar.
 

Rikstäckande nätverk av vätgastankstationer

Vätgas kan också användas som drivmedel och det kommer framöver att byggas många nya vätgastankstationer i Sverige, där vätgas lagras för att kunna användas för att tanka fordon. Bland annat bygger företaget Hydri, som i september i år färdigställde sin första vätgastankstation i Göteborgs Hamn, ett rikstäckande nätverk av vätgastankstationer, som sträcker sig från Trelleborg till Kiruna. Totalt ska 26 tankstationer för grön vätgas vara i drift till slutet av 2025 och 2028 ska nätverket bestå av 34 tankstationer.

Den vätgas som lagras i olika typer av vätgaslager kan förutom att användas i industriprocesser eller som drivmedel även utnyttjas för att producera el, som till exempel kan användas för att tillhandahålla frekvensregleringstjänster. Nackdelen är att processen jämfört med batterier har en låg verkningsgrad på bara omkring 40 till 45 procent, men tack vare skalfördelar är det möjligt att med hjälp av stora vätgaslager lagra energi under längre tid till relativt konkurrenskraftiga kostnader.

I ett projekt som genomförts av RISE, i samarbete med Mariestads kommun och VänerEnergi, har man med vätgastankstationen i Mariestad som utgångspunkt studerat hur vätgastankstationer i ett framtidsscenario kan utnyttjas för fler användningsområden än att bara förse fordon med vätgas. Projektet visar att det skulle vara möjligt för tankstationer att delta på marknaden för stödtjänsten FCR-D Upp genom att en bränslecell, som omvandlar vätgas till el, aktiveras och matar ut effekt till elnätet. Även om storleken på intäkten från försäljningen av denna stödtjänst bedöms som osäker uppskattas den kunna vara den näst största intäktskällan för en vätgastankstation efter drivmedelsförsäljningen.