Sådan åbner samplacerede batterier for flere indtægtskilder end energiarbitrage

Hvis du udvikler eller driver et vind- eller solprojekt i Norden, har du sandsynligvis overvejet at tilføje batterilagring. Men her er, hvad mange projektudviklere overser: Hvis man udelukkende satser på energiarbitrage, efterlader man betydelige indtægter på bordet.

Samplacerede batterier — batterier installeret på samme nettilslutning som vedvarende produktion — kan få adgang til en stak af indtægtskilder, der markant forbedrer projektøkonomien. I de nordiske markeder står systemydelser typisk for 70-90% af batteriernes basisindtægter, mens energiarbitrage spiller en understøttende rolle.

I denne artikel lærer du:

• Hvilke indtægtskilder samplacerede batterier kan få adgang til ud over arbitrage

• Tekniske og markedsmæssige krav for hver ydelse (med danske detaljer)

• Hvordan du vurderer, om revenue stacking giver mening for dit projekt

• Typiske fejl, der udhuler afkastet

Hvad revenue stacking egentlig betyder

Revenue stacking betyder, at ét batterianlæg tjener penge fra flere kilder — i stedet for at hele kapaciteten dedikeres til ét marked. I stedet for at vælge mellem frekvensregulering ELLER energiarbitrage gør man begge dele (og potentielt mere).

Der findes to tilgange:

Statisk allokering: Reservér faste andele af kapaciteten til hver ydelse. Enkelt at styre, men mindre lydhørt over for markedsforholdene.

Dynamisk optimering: Omallokering i realtid baseret på aktuelle priser og muligheder. Højere potentielt afkast, men kræver avancerede energistyringssystemer.

Forskning viser, at forskellen betyder noget. For batterier samplaceret med sol opnår optimering på tværs af markeder en forbedring af den realiserede pris (capture price) på cirka 25% mod omkring 8% ved ren arbitragedrift. Forskellen er mindre for vind — 8% mod 3% — men stadig væsentlig over en 15-årig levetid. [ESTIMAT: Baseret på et enkelt studie; faktiske resultater varierer]

Indtægtsstakken: Hvad er tilgængeligt

Frequency Containment Reserves (FCR)

FCR er arbejdshesten blandt indtægtskilder for nordiske batterier. Disse ydelser holder netfrekvensen omkring 50 Hz ved automatisk at justere effekten som reaktion på frekvensafvigelser.

FCR-N (normal drift): Symmetrisk ydelse til normale frekvensudsving. Batteriet reagerer proportionalt på frekvensafvigelser inden for ±100 mHz. Aktiveringstid: 2-3 minutter.

FCR-D (driftsforstyrrelser): Asymmetrisk ydelse, der aktiveres, når frekvensen falder under 49,9 Hz (tegn på produktionsunderskud). Fuld aktivering kræves inden for 30 sekunder. Teknisk mere krævende, men historisk godt betalt.

Det, der gør FCR attraktiv: Kapacitetsbetalinger — du bliver betalt for at være til rådighed, ikke kun når du aktiveres. Det giver en forudsigelig basisindtægt.

Hagen: FCR er en symmetrisk eller delvist symmetrisk ydelse, hvilket betyder, at du skal opretholde buffere i ladetilstanden (SOC). Danmark kræver, at 25% af kapaciteten reserveres til FCR-energistyring (PNEM) og 20% til FCR-D.

Automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR)

aFRR styres af et setpunktsignal fra TSO'en. I modsætning til FCR (hvor batteriet reagerer autonomt på den målte frekvens) fortæller TSO'en dig præcis, hvor meget effekten skal op eller ned.

Markedsstruktur: Daglig kapacitetsauktion med minimumsbud på 1 MW. Pay-as-cleared-prissætning. I DK2 har markedet været i drift siden december 2022; DK1 kom med i oktober 2024.

Derfor vokser det: Efterhånden som flere batterier går ind i FCR-markederne og priserne presses, giver aFRR spredning. De nordiske TSO'er forventer, at behovet for balanceringskapacitet fordobles i nogle områder frem mod 2030.

Udfordring: DK2's aFRR-marked har begrænset likviditet og høje adgangsbarrierer, hvilket giver prisvolatilitet. [VERIFICER: Aktuelle likviditetsforhold]

Manual Frequency Restoration Reserve (mFRR)

En stor markedsændring indtraf i marts 2025: Nordisk mFRR gik fra 60-minutters manuel aktivering til 15-minutters automatiseret aktivering. Det gjorde mFRR til en reel indtægtskilde for batterier.

Nye specifikationer:

• Fuld aktiveringstid: 12,5 minutter

• Minimumsbud: 1 MW

• Afregning i 15-minutters intervaller

Indtægtsstruktur: Både kapacitetsbetalinger (for rådighed) og aktiveringsbetalinger (for leveret energi). Det største marked målt i MW blandt de nordiske reserver.

Intraday-handel

De europæiske intraday-markeder byder på voksende muligheder. EPEX' intraday-volumen nåede 215 TWh i 2024 (+22% år over år), mens Nord Pools intraday ramte 114 TWh (+50%).

Det, der driver værdien: Prisvolatilitet. Tyskland registrerede 724 timer med negative priser i 2025. Danmark ser gennemsnitlige daglige spreads omkring €110/MWh — lavere end Tyskland, men stadig væsentligt. [VERIFICER: Aktuelle spread-data]

For samplacerede batterier: Oplad i timer med lave/negative priser, når den vedvarende produktion topper, og aflad under aftenens forbrugsspidser. Strategien supplerer reserveforpligtelser, der optager kapacitet i andre timer.

Reduktion af curtailment (kun ved samplacering)

Denne indtægtskilde findes kun for samplacerede systemer. Når den vedvarende produktion overstiger nettets eksportgrænser, må en selvstændig sol- eller vindpark begrænse produktionen (curtailment) — og spilde energi. Et samplaceret batteri opsamler i stedet denne energi og lagrer den til senere salg.

Forskning peger på, at curtailment-reduktion kan genindvinde op til 70% af den ellers tabte produktion. [ESTIMAT: Resultaterne varierer betydeligt med projektkonfigurationen]

Samplaceringsøkonomien betyder noget her: Studier viser, at samplacerede solprojekter realiserer omkring 72% af deres lokationspris mod 57% for selvstændige anlæg.

Krav for at deltage

Prækvalifikation (Danmark)

Før du kan levere systemydelser, skal du prækvalificeres hos TSO'en. I Danmark indebærer det:

1. Frekvensmåling: Installér en lokal måler, der måler netfrekvensen med 1 sekunds opløsning

2. Dokumentation: Indsend tekniske specifikationer, styringskapabiliteter og kommunikationsopsætning

3. Test: Demonstrér responskapabilitet til Energinets tilfredshed

4. Telemetri: Etablér realtidsdataforbindelse til TSO'en

5. Fornyelse: Fornyet vurdering mindst hvert 5. år

Porteføljefleksibilitet: Prækvalificerede porteføljer kan udvide kapaciteten med 25% (maks. 10 MW) uden ny prækvalifikation.

P90-reglen: For ressourcer med stokastisk produktion (som batterier parret med vind/sol) accepterer Energinet 10% sandsynlighed for, at den solgte kapacitet ikke er tilgængelig.

Tekniske kapabiliteter

Din inverter og dit styringssystem skal overholde disse responstider. Til FCR-D dynamisk kræves måling og styring med opløsning på under ét sekund.

SOC-styring

Det er her, stacking bliver operationelt kompleks. Forskellige ydelser har modstridende energikrav:

• FCR-N: Symmetrisk, så SOC udligner sig over tid — men der vil være daglig drift i niveauet

• FCR-D: Asymmetrisk (opregulering), så SOC trender nedad under aktiveringer

• Arbitrage: Kræver det fulde SOC-spænd for at maksimere spread-indtjeningen

Danmarks PNEM-krav hjælper: Du skal alligevel reservere 20-25% af kapaciteten til energistyring. Men du har stadig brug for et energistyringssystem (EMS), der koordinerer på tværs af ydelserne.

Forskning peger på, at degraderingsbevidste dispatch-strategier kan reducere batteriets ældning med 10-15% under stacked drift — værd at overveje i dit EMS-design.

Dimensionering til revenue stacking

Den rette batteristørrelse afhænger af din stacking-strategi og nettilslutningens begrænsninger.

MW vs. MWh: beslutningsmatrix

Tommelfingerregel for samplacering: Mange projekter dimensionerer batteriet til 20% af VE-kapaciteten med 2 timers varighed. Det balancerer flere indtægtskilder uden at overdimensionere CapEx.

Nettilslutningens begrænsning: Hvis din solpark har en tilslutning på 50 MW, kan du ikke eksportere 50 MW sol OG 10 MW fra batteriet samtidig. Det begrænser arbitragepotentialet i timerne med høj VE-produktion — men du kan stadig tjene på reserverne.

Økonomi: Sådan tænker du ROI

Indtægtspotentiale

Systemydelser dominerer de nordiske batteriindtægter i dag: 70-90% af basisindtægten for projekter i Sverige og Finland. Gennemsnitspriserne er dog faldet markant. Volumenvægtede gennemsnitlige clearingpriser i 2024 lå i nogle segmenter på cirka en tredjedel af niveauet i 2022-2023. [VERIFICER: Aktuelle prisniveauer]

IRR-forbedring fra stacking: Brancheestimater peger på en forbedring på 3-4 procentpoint i forhold til drift med én enkelt ydelse. Samplacering giver yderligere gevinst fra delt infrastruktur (15-40% CapEx-reduktion) og opsamling af curtailment. [ESTIMAT: Resultaterne er stærkt projektspecifikke]

Omkostningsdrivere

• Batteri-CapEx: Cirka €600.000/MW [ESTIMAT: varierer med kemi og varighed]

• Infrastrukturbesparelser (samplacering): 15-40% reduktion i forhold til standalone

• Netgebyrer: Kan nå €56.000/MW årligt i nogle markeder (eksempel fra Holland); samplacering deler denne byrde

• PNEM-krav: 20-25% af kapaciteten reserveres, hvilket reducerer den omsættelige volumen

• Degradering: Højfrekvent FCR-cykling accelererer slitagen; modellér dette omhyggeligt

Risiko for markedsmætning

Det er elefanten i rummet. Den nordiske batterikapacitet vokser hurtigt — alene den svenske kapacitet gik fra ~100 MW til 400+ MW mellem 2023 og 2024. Mere udbud betyder lavere priser.

Afbødningsstrategier:

• Spred dig over flere ydelser (sats ikke udelukkende på FCR)

• Tilføj intraday-handel til dit mix

• Hold øje med nye DSO-fleksibilitetsydelser

• Overvej geografisk spredning på tværs af budzoner

Typiske fejl og faldgruber

1. Overvurdering af indtægter baseret på historiske priser. Priserne fra 2022-2023 kommer ikke tilbage; modellér konservativt.

2. Undervurdering af prækvalifikationens kompleksitet. Afsæt 3-6 måneder og reel ingeniørindsats.

3. Ignorering af PNEM-kravene. Du kan ikke sælge 100% af kapaciteten; 20-25% er reserveret.

4. Dårlig SOC-styring. Uden et ordentligt EMS risikerer du bod og forspildte muligheder.

5. Antagelsen om, at samplacering kun hjælper. Netbegrænsninger kan begrænse eksporten i perioder med høje priser.

6. Afhængighed af ét marked. Når FCR mættes, falder indtægterne hurtigt, hvis du ikke har spredt dig.

7. Undervurdering af degradering. Modellér cyklusomkostningerne præcist; FCR kan være krævende.

8. Fravalg af aggregatorvurdering. For projekter under 5 MW kan aggregatorgebyrer være den reducerede kompleksitet værd.

Hvornår revenue stacking giver mening (og hvornår det ikke gør)

Stack aggressivt, hvis:

• Projektstørrelse > 5 MW (eller ved brug af aggregering)

• Nettilslutningen er eksportbegrænset

• I har avanceret EMS-/handelskapabilitet

• Flere likvide markeder er tilgængelige

• Langsigtet perspektiv med prioritet på spredning

• Batterivarighed ≥ 2 timer

Overvej en enklere tilgang, hvis:

• Meget lille projekt (<1 MW uden aggregering)

• Begrænset driftskapabilitet

• Ét dominerende marked med høj værdi er tilgængeligt

• Batteri med kort varighed (<1 time)

• Enkelhed vejer tungere end den marginale ekstraindtægt

Kom i gang: Implementeringsforløb

Fase 1: Vurdering

1. Vurdér nettilslutningens kapacitet og begrænsninger

2. Analysér de lokale markedsmuligheder (FCR, aFRR, arbitrage-spreads)

3. Modellér indtægtsscenarier med konservative prisantagelser

4. Fastlæg den optimale batteridimensionering

Fase 2: Udvikling

1. Vælg batteriteknologi og EMS-leverandør

2. Igangsæt prækvalifikationsprocessen hos Energinet [VERIFICER: Aktuel tidslinje]

3. Integrér med VE-projektets styring

4. Etablér handelsrelationer eller aggregatorkontrakter

Fase 3: Drift

1. Gennemfør prækvalifikationstest

2. Start med enklere ydelser (FCR-N), før kompleksiteten øges

3. Optimér stacking-strategien på baggrund af faktiske markedsdata

4. Overvåg degraderingen og justér dispatch derefter

Ofte stillede spørgsmål

Spm.: Kan batterier deltage i flere markeder samtidig? Svar: Ja, men kapacitet bundet til én ydelse er ikke tilgængelig for andre. Statisk allokering reserverer faste andele; dynamisk optimering omallokerer i realtid. Begge tilgange kræver omhyggelig SOC-styring.

Spm.: Hvad er den mindste batteristørrelse til systemydelser? Svar: De fleste nordiske markeder har minimumsbud på 1 MW. Mindre batterier kan deltage gennem aggregatorer, der samler anlæg for at nå minimumskravene.

Spm.: Hvor lang tid tager prækvalifikationen? Svar: Typisk 3-6 måneder fra ansøgning til markedsadgang, afhængigt af testplaner og dokumentationens fuldstændighed. [VERIFICER: Aktuelle Energinet-tidslinjer]

Spm.: Begrænser samplacering indtægterne i forhold til standalone-batterier? Svar: Det ændrer indtægtsprofilen. Du fanger måske mindre ren arbitrage (eksportbegrænsninger under spidserne), men vinder curtailment-værdi og besparelser fra delt infrastruktur. Nettoeffekten er typisk positiv.

Spm.: Hvad sker der, hvis jeg ikke kan opfylde reserveforpligtelserne? Svar: Der pålægges bod for manglende levering under aktiveringer. Det kan udhule indtægterne markant. Robust SOC-styring og realistiske kapacitetsforpligtelser er afgørende.

Spm.: Hvordan er mFRR-markedet anderledes efter marts 2025? Svar: Det gik fra 60-minutters manuel til 15-minutters automatiseret aktivering. Den fulde aktiveringstid er nu 12,5 minutter. Det skaber nye muligheder for batterier, men kræver hurtigere operationel respons.

Spm.: Skal jeg bruge en aggregator eller gå efter direkte markedsadgang? Svar: Direkte adgang giver højere indtægt (ingen gebyrer), men kræver prækvalifikation, handelskapabilitet og driftsinfrastruktur. Aggregatorer gør adgangen enklere, men tager gebyrer. For projekter under 5 MW giver aggregering ofte mening.

Konklusion

Samplacerede batterier kan få adgang til indtægtskilder langt ud over energiarbitrage — frekvensreserver, aFRR, mFRR, intraday-handel og opsamling af curtailment. I de nordiske markeder driver denne revenue stacking typisk 70-90% af basisafkastet.

Men at indfange værdien kræver:

• Opfyldelse af de tekniske krav (responstider, frekvensmåling, telemetri)

• Navigering af prækvalifikationsprocesserne

• Styring af SOC på tværs af modstridende ydelseskrav

• Overvågning af markedsmætning og løbende spredning

De projekter, der lykkes, er dem, der griber stacking strategisk an — matcher batteridimensioneringen til deres ydelsesmix, investerer i et kapabelt EMS og forbliver omstillingsparate, når markederne udvikler sig.

Klar til at vurdere revenue stacking for jeres VE-projekt?

Bed om en feasibility-vurdering for at forstå, hvilke indtægtskilder jeres samplacerede batteri kunne få adgang til — og hvilke afkast der er realistiske under de aktuelle markedsforhold.