Systemydelser og batterier: Den komplette guide

Teknologi og krav til systemydelser

For at et batteri (BESS) kan deltage i markedet for systemydelser, skal både teknologien og dokumentationen leve op til en række krav. Det handler ikke kun om at have et stort batteri, men om hvor hurtigt, præcist og sikkert det kan reagere.

Responstid, kapacitet og varighed i systemydelser

Systemydelser stiller forskellige krav til, hvor hurtigt et anlæg kan levere effekt, hvor meget kapacitet det kan levere, og hvor længe ydelsen kan fastholdes. Et batteri til FFR skal kunne reagere på under ét sekund, mens aFRR kræver kontinuerlig levering i kvarterblokke. Derfor er både batteriets kemi, dimensionering og C-rate afgørende for, hvilke markeder det kan deltage i.

Certificering og prækvalifikation til systemydelser hos Energinet

Inden et batteri må levere systemydelser i Danmark, skal det gennemgå en prækvalifikation hos Energinet. Her testes, om anlægget kan levere de krævede ydelser under realistiske forhold. Det omfatter bl.a. målinger af responstid, nøjagtighed, kommunikation og sikkerhed. Samtidig skal anlægget dokumentere, at det overholder gældende grid-koder og tekniske forskrifter (fx TF 3.3.1). Først derefter kan det optages som leverandør på markedet.

EMS, BMS og AI-styring i systemydelser

Kernen i et moderne BESS er styringssoftwaren. BMS (Battery Management System) overvåger celler og moduler, mens EMS (Energy Management System) styrer samspillet med elnettet. Med AI-baseret optimering kan EMS’et analysere elpriser og signaler i realtid, så batteriet oplader, aflader og reserverer kapacitet på de mest profitable tidspunkter – samtidig med at krav til sikkerhed og levetid overholdes. Uden en avanceret styring ville et BESS ikke kunne levere de præcise og hurtige ydelser, som Energinet kræver.

Marked og økonomi

Hvordan systemydelser købes og afregnes

Systemydelser handles på markeder, som Energinet driver i samarbejde med de nordiske TSO’er. Når en aktør stiller kapacitet til rådighed, bliver den afregnet for at stille effekt i standby (kapacitetsbetaling), og i nogle tilfælde også for selve energiforbruget eller -leverancen under aktivering. Batterier kan dermed tjene penge både på at være klar til at levere og på faktisk at blive aktiveret, når der opstår behov i nettet.

Prisudvikling fra 2022–2025

De seneste år har vist store udsving i værdien af systemydelser. I 2022 og 2023 var priserne historisk høje, blandt andet drevet af energikrisen og et stort behov for reserver. I 2024 og ind i 2025 har billedet ændret sig markant: flere aktører er kommet på markedet, mens antallet af timer med lave eller negative elpriser er steget. Det betyder, at indtjeningen fra ren arbitrage er faldet, og konkurrencen om systemydelser er blevet hårdere. Mange projekter, der tidligere regnede med meget korte tilbagebetalingstider, ser derfor nu ind i længere perioder, før investeringen er tjent hjem. Mange af de korte tilbagebetalingstider, der blev nævnt i 2022–2023, holder ikke længere i dag. Vi har samlet mere information om udviklingen i vores artikel om store batterier og tilbagebetalingstid.

Fremtiden med Nordic Balancing Model (NBM)

Fra 2025 rulles Nordic Balancing Model ud i hele Norden. Det betyder nye markedsregler, hvor blandt andet aktiveringsperioder bliver kortere (15 minutter i stedet for en time), og hvor udbud og indkøb harmoniseres på tværs af landene. For batterier er det en fordel, fordi de kan reagere hurtigt og præcist på kortere tidsblokke, mens traditionelle kraftværker ofte er langsommere. NBM vil dermed give bedre muligheder for at udnytte batteriers tekniske styrker, men det vil også skærpe konkurrencen mellem aktørerne i regionen.

Internationale erfaringer

Et af de mest kendte eksempler på et stort batterianlæg til systemydelser er Hornsdale Power Reserve i Australien (100 MW / 129 MWh), udviklet af Neoen og Tesla. Siden idriftsættelsen i 2017 har anlægget leveret frekvensstøtte og stabiliseret nettet med aktivering på under et halvt sekund. Ifølge analyser fra blandt andre Aurecon og PV Magazine har Hornsdale sparet det australske elsystem for omkring 40 mio. USD i netstabiliseringsomkostninger det første år (Renewconomy, PV Magazine, Wikipedia).

Også i Texas har man set effekten af batterier. Under vinterstormen Uri i 2021 kunne BESS-anlæg reagere øjeblikkeligt og levere kritiske reserver, mens traditionelle kraftværker var ude af drift. Det bidrog til at dæmpe konsekvenserne af den omfattende energikrise (Nextbigfuture).

I Australien er der siden kommet flere såkaldte “Big Batteries”, fx Victorian Big Battery (300 MW / 450 MWh), som viser, hvordan store anlæg kan kombinere systemydelser med indtjening gennem arbitrage. Erfaringerne dokumenterer, at batterier kan være både en teknisk stabiliserende faktor og en økonomisk attraktiv investering, når markederne fungerer (World of Renewables).

Danske projekter og egne erfaringer med systemydelser

Også i Danmark er systemydelsesmarkedet under udvikling, og vi har allerede leveret flere større anlæg, der viser potentialet i batterier (BESS).

På Sjælland har vi opstillet tre sites med i alt 25 Huawei-baserede BESS-enheder og en samlet kapacitet på 2,5 MW. Det første site er sat i drift og leverer allerede kapacitet til frekvensstabilisering og netbalancering, mens de øvrige sites står klar til idriftsættelse, når netforstærkning er på plads.

På Møn har vi installeret et 600 kW BESS-anlæg, bestående af seks Huawei LUNA2000-97 kWh/100 kW moduler fordelt på tre transformerenheder. Anlægget er sat i drift, tilmeldt som leverandør af systemydelser og leverer stabiliserende ydelser som FCR og aFRR. Co2Pro har varetaget montage, idriftsættelse og teknisk supervision.

Resultatet af begge projekter er fleksible og fremtidssikrede løsninger, der ikke kun styrker stabiliteten i det danske elnet, men også skaber nye indtjeningsstrømme for kunderne gennem deltagelse i markedet for systemydelser.

Sådan kommer du i gang med systemydelser

Hvad kræves for at deltage i markedet?

For at et batteri (BESS) kan levere systemydelser i Danmark, skal anlægget først gennemgå en prækvalifikation hos Energinet. Her testes det, om batteriet kan reagere hurtigt nok, levere den nødvendige effekt og kommunikere korrekt med Energinets systemer. Derudover skal anlægget overholde gældende grid-koder (fx TF 3.3.1) og kunne dokumentere sikkerhed, stabilitet og datahåndtering. 

Fremtidsperspektiv for systemydelser

Flere sol- og vindanlæg giver større behov for hurtige reserver

Når andelen af sol og vind i elproduktionen vokser, falder systemets inerti, og behovet for fleksible reserver stiger. Batterier (BESS) er særligt velegnede, fordi de kan levere systemydelser på millisekunder og dermed kompensere for de udsving, som vedvarende energi medfører.

AI og digitalisering i styringen af systemydelser

Fremtidens batterianlæg vil i højere grad blive styret af AI-baserede energiledelsessystemer. De kan analysere prisdata, forudsige forbrugsmønstre og optimere, hvornår batteriet skal oplade, aflade eller stille kapacitet til rådighed for systemydelser. Det betyder mere præcise beslutninger, højere indtjening og længere levetid for batteriet.

Hvad vi kan forvente frem mod 2030

Inden 2030 vil systemydelser spille en endnu mere central rolle i det danske elnet, sådan som det ser ud lige nu. Nordic Balancing Model vil være fuldt implementeret, flere markeder vil være harmoniseret på tværs af Norden, og antallet af BESS-anlæg i MW-skala vil vokse markant. Vi kan forvente, at batterier bliver en helt naturlig del af fremtidens energiinfrastruktur – både som kommerciel indtjeningsmulighed og som nødvendig stabiliserende faktor i et 100 % grønt elsystem.