BESS – vid laddaren, fastigheten eller elnätet

Elektrifiering av vägtransporter kräver inte bara laddstationer utan att de ska finnas vid ändamålsenliga platser till ett rimligt pris. Elnätsförutsättningarna spelar betydande roll för kalkylen att erbjuda laddning.

Batterienergilager (BESS, Battery Energy Storage Systems) lyfts ofta fram som en lösning för att hantera kapacitetsbrist i elnätet, undvika att överdimensionera elanslutning för kortvariga effekttoppar och möjliggöra flexibilitetstjänster [1].

Placeringen, antingen bakom elmätaren eller ansluten till distributionsnätet, hänger ihop med vilken typ av elnätsbegränsning man vill adressera och med vilken affärslogik som investeringen ska räknas hem. Vidare hänger utbredning av BESS och dess lönsamhet ihop med elmarknadens design [1].

Dagens nyhetsbrev fokuserar på olika tillämpningar för BESS och laddning och kommande nyhetsbrev kommer att fördjupa sig i betydelsen av regulatoriska förutsättningar och elmarknadsdesign.

Bakom elmätaren – i fastigheten eller i själva laddstationen (BTM)

BESS kan antingen anslutas bakom elmätaren i fastigheten eller som en elnätsansluten lösning. Bakom-mätaren-lösningar (behind-the-meter, BTM) innebär att batteriet installeras lokalt, antingen i fastigheten där laddningen sker eller i själva laddstationen. Förra året installerades drygt 20 GW BTM-BESS globalt [2].

BTM-BESS kan vara ett sätt att undvika att överdimensionera elanslutningen för kortvariga effekttoppar genom att hela toppeffekten inte tas från elnätet, vilket kan minska kostnaderna för effektabonnemang och elnätsavgift [1]. BTM-BESS kan vara en tillfällig lösning för att avhjälpa långa ledtider och innebära en expansion innan nätförutsättningarna är på plats [3].

Vidare kan BTM-BESS sänka elkostnaderna då de kan laddas med egenproducerad solel eller från elnätet under timmar då elpriset är lågt. BTM-BESS kan även förbättra lönsamheten för solelsinvesteringar [4] samt möjliggöra utbyggnad av solel där elnätet har en bristande förmåga till inmatning [5].

Ett område som har fått ökat fokus är att BTM-BESS kan innebära ökad försörjningstrygghet för den enskilda fastigheten genom att upprätthålla kritiska funktioner vid störningar, effektbegränsningar eller kortare nätavbrott [1,6] men kräver att systemet är utformat för reservkraft eller ödrift, med rätt omkoppling, skydd och styrning.

Lönsamheten för BTM-BESS beror på stora skillnader i elpris mellan hög- och lågpristimmar, förekomst av effekttariffer samt stödprogram och skatteincitament [1]. Kommande nyhetsbrev kommer fördjupa sig i dessa förutsättningar.

Lokalt BESS vid laddstationen

BTM-BESS vid, i regel, publika laddstationer skiljer sig från fastighetsintegrerade system genom att de i första hand dimensioneras för att hantera kortvariga, men mycket höga effekttoppar, snarare än att optimera en fastighets samlade energianvändning.

Laddstationer med lokalt BESS innebär att laddstationen kan möjliggöra högre laddkapacitet än nätanslutningen egentligen medger, minska toppeffekter från till exempel snabbladdning och innebär en möjlighet att skjuta upp eller minska behovet av nätförstärkningar.

BTM-BESS i laddstationen förekommer vid nyetableringar där tillräcklig nätkapacitet saknas eller där en laddstation vill expandera med fler laddare snabbare än nätanslutningen tillåter.

Ionity har tagit ett BTM-BESS i drift vid laddparken i Wertheim i Baden-Württemberg. Syftet är att kunna installera fler laddpunkter utan att invänta en förstärkning av nätanslutningen [3]. Energilagret har en kapacitet på 1028 kWh och ger en maximal effekt på 500 kW. Väntetiden för elnätsförstärkning uppskattades vara 3 år och Ionity planerar att expandera ytterligare 50 laddstationer med energilager, i stället för att invänta elnätsförstärkningar.

BTM-BESS är även ett sätt att hantera laddning där efterfrågan på toppeffekt är under korta perioder, exempelvis för vissa typer av depåladdning med relativt korta laddfönster eller snabbladdning, eller där laddstationer används oregelbundet jämfört med att dimensionera nätanslutningen för maximal effekt [1].

Systemet är relativt enkelt att optimera då laddningen är den enda lasten, men det innebär en risk för begränsad nyttjandegrad som kan innebära svag lönsamhet [1]. Genom att utveckla affären med andra intäktsströmmar, såsom nättjänster och energiarbitrage [3], kan lönsamheten förbättras. Tidigare i höstas skrev omEV om solcellsdrivna laddstationer, där ett lokalt BESS i laddstationen kunde, under vissa tekniska och regulatoriska förutsättningar, öka lönsamheten [4].

BESS integrerat med en fastighet

För fastighetsintegrerade BESS optimeras laddningen tillsammans med hela fastighetens energisystem, såsom fastighetsel, värmepumpar, solelsproduktion, reservkraft och som en del av en flexibilitetsmarknad.

Det innebär mer komplex styrning, men tillämpningar finns både hos hushåll och industrifastigheter såsom logistikcenter [6]. Kombinationen av användningsområden innebär ökad nyttjandegrad av energilagret, optimering av hela fastighetens effektuttag och möjligheten till fler intäktsströmmar. Det innebär dock en risk att det inte är laddning som prioriteras om tillgången på nätkapaciteten är begränsad, då det är flera intressen som konkurrerar om samma batterikapacitet.

För depåer och terminaler, där fordonsflottan stegvis elektrifieras, kan energilager möjliggöra en kostnadseffektiv lösning [7]. I regel ökar lönsamheten när BESS kan kombineras med flera användningsområden snarare än att dedikeras till en enda funktion [1,6]. Kombinationen av batterier, solel och kommersiella fastigheter är ett växande affärssegment [6].

Elnätsanslutna BESS-lösningar

Elnätanslutna BESS (front-of-the-meter, FTM, eller storskaliga BESS) har blivit en viktig och reaktiv lösning i distributionsnät [8]. BESS som placeras i distributions- eller transmissionsnätet och används av nätägaren för att balansera effektuttag, integrera förnybar el och skjuta upp eller undvika nätförstärkningar [1]. Förra året installerades strax under 90 GW BTM-BESS globalt [2].

För tjänster som inte är kopplade till driften av elnätet finns särskilda ägar- och verksamhetsbegränsningar enligt EU:s och Sveriges elmarknadsregler, vilket innebär att det är marknadsaktörer som i regel erbjuder dessa tjänster och inte elnätsägaren [9]. FTM-batterier som ägs av marknadsaktörer kan kombinera energiarbitrage, stödtjänster och andra marknadsintäkter, såsom lokala flexibilitetsmarknader, samt växla mellan olika marknader beroende på vilka som ger högst avkastning för stunden. IEA gör bedömningen att det framför allt kommer att vara FTM-lager som kommer att utgöra en betydande del av denna stödtjänstmarknad, inte BTM-BESS [1].

EU-kommissionen föreslår i det europeiska elnätspaketet att non-wire alternatives ska i första hand övervägas av elnätsbolagen, där FTM-lager är en central del [10]. Samtidigt är FTM-lager bara en åtgärd bland flera för att avhjälpa kapacitetsbrist i distributionsnätet, såsom flexibla anslutningsavtal, dynamiska elnätstariffer och lokala flexibilitetsmarknader [8].

Innebär BTM-BESS att man undviker kostsamma elnätsförstärkningar eller leder det till underinvesteringar?

Ett lokalt BESS kan vara ett kostnadseffektivt sätt att undvika nätförstärkningar som endast behövs under ett fåtal topplasttimmar. Ur en laddoperatörs perspektiv kan BTM-BESS framstå som ett rationellt val då det är jämförelsevis enkelt att räkna på. Investeringen kan direkt minska anslutningskostnader, kapacitetsavgifter och kostsamma nätförstärkningar [1]. Ur ett samhällsekonomiskt perspektiv är bilden mindre självklar, då det kan innebära en överkapacitet av batterier som används relativt sällan och risk för att efterfrågan döljs, vilket innebär att nödvändiga nätförstärkningar inte materialiseras [1].

Både IEA och EU-kommissionen lyfter att lokala BESS bakom elmätaren i regel inte bör användas som en permanent ersättning för nätutbyggnad [1, 11]. Ett BESS som löser ett problem på en nivå behöver inte nödvändigtvis lösa de andra. Energilager reducerar inte automatiskt nätbelastningen utan beror på hur batteriet styrs [12]. BESS som optimeras för elhandel eller arbitrage kan i vissa situationer öka belastningen på redan ansträngda elnätavsnitt [12].

Kommande nyhetsbrev: Regulatoriska förutsättningar och elmarknad

Tekniken är inte den största begränsningen för BESS utan det som avgör utbyggnadstakten och placeringen är i hög grad marknadsdesign, regelverk och möjligheten att skapa flera intäktsströmmar från samma batterilager. Kommande nyhetsbrev kommer att fokusera på regulatoriska förutsättningar och några ledande marknader för BESS.

Egen kommentar

Det finns upplägg där BESS kan påskynda och möjliggöra laddning, men man måste ta hänsyn till ett antal parametrar:

– Laddprofilen bör analyseras före valet av batterilager. Kortvariga effekttoppar och långvarigt hög energiefterfrågan är olika problem.

– Lönsamheten måste beräknas efter att transportuppdraget säkrats. Intäkter från andra marknader bör baseras på den kapacitet som faktiskt återstår när laddning och eventuell reservkraft har prioriterats.

– En ekonomiskt rationell lösning för laddoperatören kan ha en annan effekt på nätet. Prissignaler, nätbegränsningar och laddbehov behöver samordnas.

För tunga fordon ställs frågan på sin spets med tidvis efterfrågan på stora energimängder och ibland snäva laddfönster. Lastbilars laddbehov kommer sannolikt att kräva en kombination av smart laddning, lokala batterilager och riktade nätförstärkningar. Vilken lösning som dominerar kommer i hög grad att avgöras av transportupplägg och lokala nätförutsättningar. Nästa nyhetsbrev kommer att fokusera på hur BESS och dubbelriktad laddning kan samspela.

Referenser

[1] IEA, Batteries and Secure Energy Transitions, 25 april 2024 länk

[2] IEA, Global Energy Review 2026, Technology: Battery storage länk

[3] Electrive, Ionity plans battery storage systems at 50 charging parks, 27 oktober 2026 länk

[4] omEV, Global jämförelse av solcellsdrivna laddstationer, 1 oktober 2026 länk

[5] Shabbir et al, 2024. Enhancing PV hosting capacity and mitigating congestion in distribution networks with deep learning based PV forecasting and battery management, Applied Energy 372 (2024)

[6] UCL, Briefing Paper on Behind-the-Meter and Co-Located Battery Energy Storage Systems (BESS), 23 september 2025 länk

[7] Kucevic et al, 2021. Reducing grid peak load through the coordinated control of battery energy storage systems located at electric vehicle charging parks. Applied Energy 295 (2021)

[8] Mehmood et al, 2026. A review of congestion management methods for power distribution networks: Current practices and future challenges. Applied Energy 407 (2026)

[9] SvK, Energilagring med batterier och vätgas länk

[10] EU-kommissionen, European Grids Package,10 december 2025 länk

[11] EU-kommissionen, Commissions Notice on a guidance on anticipatory investments for developing forward-looking electricity networks (C/2025/3179) 6 juni 2025

[12] Van Someren et al, 2025. How battery energy storage impacts grid congestion – An evaluation of the trade-offs between different battery control strategies. Journal of Energy Storage 134 (2025)