Sveriges nya batteripark innebär ett rejält kliv uppåt i storlek

2022-09-28 06:00  
Batteriparken om 70 MW/70 MWh placeras i anslutning till regionnätet, nära Karlshamnsverket (i bakgrunden). Bilden är ett montage. Foto: Ingrid Capacity

Startupbolaget Ingrid Capacitys nya batteri om 70 MWh och 70 MW blir störst i landet. ”Många länder ligger längre fram än Sverige”, säger Nicklas Bäcker, strategichef. 

Behovet av nätstabilisering ökar i takt med att andelen intermittent sol- och vindkraft i elsystemet växer. En lösning på problemet är att installera stora batteriparker som vid behov kan skjuta till effekt till systemet. 

Ingrid Capacity är en ny aktör på marknaden, grundat i januari i år. I somras berättade bolaget om sina planer på  en batteripark i Karlshamn om cirka 3 MW/drygt 2 MWh.

Nu tar företaget ytterligare ett steg i och med planerna på ännu en anläggning i Karlshamn, denna gång om 70 MW och 70 MWh. Därmed blir den Sveriges största batteripark. Bolaget ägs bland annat av fastighetsbolaget Engelbrekt Utveckling och investmentbolaget Neptunia.

De batteriparker som hittills har byggts i landet är inte i närheten av de 70 MW som nu planeras. Den första parken invigdes av Fortum utanför Borlänge så sent som 2019 och var på 5 MW. I våras presenterade Ellevio sin plan på en park i Värmland som när den står klar nästa år blir störst med 10 MW/11,9 MWh. 

Utomlands växer batteriparkerna mycket snabbt i skala. I Skottland planeras till exempel två parker om 400 MW/800MWh vardera och Saudiarabien en på 1 300 MW. Största i drift i dagsläget är sannolikt en San Diego om 250 MW/250 MWh.  

Nära Karlshamnsverket men mindre

Batteriparken om 3 MW beräknas vara i drift i mitten av 2023 och ligger i anslutning till lokalnätet, vägg i vägg med en nätstation. Den större 70 MW-anläggningen kopplas däremot till det överliggande regionnätet som ägs av Eon.

Placeringen blir nära det oljeeldade Karlshamnsverket. De båda anläggningarna har vissa likheter i att de går in och stöttar elnätet vid bristsituationer, men förstås med skillnaden att batteriparken inte alstrar någon egen el. Karlshamnsverket är också betydligt kraftfullare och kan bidra med totalt 662 MW.

Den mindre batteriparken i Karlshamn om cirka 3 MW/drygt 2 MWh placeras i anslutning till lokalnätet, vid en nätstation. Bilden är ett montage. Foto: Ingrid Capacity

Den mindre anläggningen byggs med begagnade litiumjonbatterier genom ett samarbete med företaget Battery Loop. Men den större kommer att byggas av nytillverkade celler, av det enkla skälet att det inte finns tillräckligt med begagnade i dagsläget, säger Nicklas Bäcker, strategichef på Ingrid Capacity, till Ny Teknik. 

Vilken celltyp som bolaget ska välja är ännu inte klart. Sannolikt blir det litiumjärnfosfatceller (LFP), som utmärks av att de är relativt billiga och robusta, men Ingrid Capacity överväger även den energitätare NMC-kemin (nickel, mangan och kobolt). 

Vem som ska leverera batteriet har dock bolaget valt att inte gå ut med. 

– Vi pratar med alla de stora europeiska leverantörerna, säger han. 

Är valet av batterikemi en fråga om tillgång och pris eller prestanda? 

– Alla de faktorerna, plus några till. Vi vill ha en trovärdig partner. Tekniken är ju inte ny i sig, men vi vill ha en partner som kan leverera. Prestanda är förstås viktigt, men de flesta kör ändå med samma typ av celler, säger han.

Motsvarar tusen elbilsbatterier

Anläggningen klarar av att leverera 70 MW i en timme, vilket alltså innebär att energilagringskapaciteten blir 70 MWh. Effekten motsvarar ungefär vad en stad i Växjös storlek kräver under topplast, enligt Nicklas Bäcker. Översätter man energilagringskapaciteten till elbilsbatterier à 70 kWh motsvarar det 1 000 stycken.   

Ingrid Capacity räknar med en investeringskostnad om 350–400 miljoner kronor för den stora anläggningen. 70–80 procent av den kostnaden går till själva batteriet med tillhörande styrsystem och kraftkomponenter. Resten går till annat, som utveckling, tillstånd och anslutning. 

Affären bygger på tre olika intäktsströmmar. I dagsläget finns ett stort behov av att balansera elnätet, vilket är en stödtjänst som Svenska kraftnät betalar för (se faktaruta). På sikt handlar det mer om att agera stöd åt lokalnätet och om arbitrage, det vill säga att köpa elen när den är billig och sälja när priset gått upp.

Nicklas Bäcker, strategichef på Ingrid Capacity. Foto: Ingrid Capacity

Hur har den senaste tidens extrema elpriser påverkat investeringsbeslutet? 

– Jag har tidigare jobbat med energilagring internationellt som konsult på Ramboll. Många länder ligger längre fram än Sverige, i Europa främst Storbritannien men även Australien och flera asiatiska länder. Affären har funnits även tidigare, men nu har läget blivit än mer akut. Vi ser en möjlighet att göra arbitrageaffärer. 

Varför ligger Sverige efter? 

– På grund av vattenkraften. Vi har som mest 33 TWh lagrat i vattenmagasinen på ett helår, och därigenom ett stabilt och bra system.   

Hur lång avbetalningstid räknar ni med innan anläggningen är återbetald? 

– Det beror på många olika parametrar samt hur elmarknaden utvecklar sig under flera år framöver. Den är bra. Men inte galet bra, säger han.

Nedring av kärnkraftsförespråkare

Efter att bolaget gått ut med sina planer berättar Nicklas Bäcker att han har blivit nedringd av personer som vill berätta att batteriparker inte är en ersättning för kärnkraft. 

– Sverige behöver extremt mycket mer elproduktion också, det vet jag. Men för vår del spelar det inte så stor roll var elen kommer ifrån. Ju mer intermittens, desto större energilager behövs visserligen. Men även om det byggs en massa ny kärnkraft så kommer våra system att göra nytta, säger han. 

Bolaget kan inte lämna klart besked kring när anläggningen ska vara i drift. Ambitionen är byggstart under första halvan av 2024 och drifttagning under andra halvan.

 

Uppdaterad version: Nicklas Bäcker angav först att ambitionen är att vara i drift under första halvan av 2024, men har i efterhand korrigerat detta till andra halvan.

Stödtjänster 

Stödtjänster är ett samlingsnamn på tjänster som behövs för att upprätthålla ett stabilt kraftsystem. Det kan till exempel handla om frekvensreglering, spänningsreglering och rotationsenergi.

 

Frekvensreglering syftar till att säkerställa att frekvensen i elnätet alltid ligger mellan 49,9 och 50,1 Hz. 

FCR (Frequency Containment Reserves) är en tjänst som på svenska kallas för frekvenshållningsreserv. Den syftar till att dämpa frekvensändringar. Det finns två typer av FCR.

FCR-N är för normaldrift. Aktiv vid frekvens mellan 49,9 och 50,1 Hz.

FCR-D Ned/Upp är för störning. Aktiveras vid frekvens under 49,9 Hz eller över 50,1 Hz.

Källa: Svenska Kraftnät

Johan Kristensson

Mer om: Energilagring

Kommentarer

Välkommen att säga din mening på Ny Teknik.

Principen för våra regler är enkel: visa respekt för de personer vi skriver om och andra läsare som kommenterar artiklarna. Alla kommentarer modereras efter publiceringen av Ny Teknik eller av oss anlitad personal.

  Kommentarer

Debatt