EN
Quick Links
Elnettet er i dag ved at gå over til kombinerede løsninger med sol og lagring, hvor solpaneler arbejder sammen med enten litiumion-batterier eller flowbatterisystemer. Hovedidéen er ret enkel: at lagre overskydende strøm, der genereres om dagen, så den kan bruges, når efterspørgslen stiger om aftenen, eller når elnettet oplever problemer. Da vedvarende energi allerede udgør over 20 procent af elproduktionen i flere regioner, betragter energiselskaber ikke længere disse batterisystemer som valgfrie ekstraudstyr. I stedet begynder de at behandle dem som fundamentale dele af elnetinfrastrukturen, noget der kræver planlægning fra starten af fremfor at tilføje det bagefter som en tilføjelse.
Ved at tilføje lager lige ved siden af solafgræsninger gør dem meget mere fleksible strømkilder. Tag for eksempel solanlægget på 250 megawatt i Arizona. I løbet af de travle aftenstunder, hvor alle tænder deres lamper og elektriske apparater, trådte anlæggets indbyggede batterisystem i aktion med 100 megawatt over fire timer fra dets 400 megawatt-timer kapacitet. Dette forhindrede de gamle gasfyrede spidslastanlæg i at skulle tænde op bare for et par ekstra timer. Denne type installationer reducerer behovet for lange elledninger og kan faktisk genstarte elnettet efter større driftsafbrud. Ifølge nylige studier udført af NREL oplever elvirksomheder omkring 40 procent besparelse på de vanskelige frekvensjusteringer, der er nødvendige for at holde alt i balance, når de kombinerer lager med deres solinstallationer.
Set fra en overordnet vinkel er der tydeligt sket en stigning i mængden af energilagring, der tilføjes til store solenergiinstallationer over hele Amerika. Ifølge Market.us fra i fjor vil omkring tre fjerdedele af alle planlagte solprojekter for perioden 2023 til 2024 omfatte en form for batterisystem. Hvad betyder dette i praksis? Jo, vores land har allerede omkring 20,7 gigawatt batterikapacitet, som er i drift lige nu. Det er faktisk ret imponerende, for det kunne holde lyset tændt i cirka 15 millioner husholdninger, hvis der var en strømafbrud, der varede fire timer i træk. Flere stater, som har sat mål for produktion af ren energi, begynder nu også at kræve, at nye solafarmene skal have indbygget lagringsløsninger. Denne regulatoriske udvikling skaber muligheder for virksomheder, der kigger på eftermontering. Eksperters vurdering tyder på, at dette krav alene kan skabe cirka tolv milliarder dollar årligt i løbet af midten af næste årti alene til opgradering af eksisterende systemer med passende batteribackup.
Store solprojekter anvender i dag fortrinsvis lithiumion-batterier, fordi de tilbyder en omtrentlig effektivitet på 90 % og priserne er faldet markant i nyere tid, ned til cirka 89 USD pr. kWh ifølge 2023-tal. Disse batterier fungerer rigtig godt, når vi har brug for meget strøm hurtigt over nogle få timer, typisk mellem 4 og 8 timers lagring. Men der er også nogle nye aktører på markedet nu, såsom jern-luft og zink-bromid flowbatterier, som synes bedre egnet til de situationer, hvor vi faktisk har brug for at lagre energi over længere perioder, måske fra 12 timer og helt op til over 100 timer. Forskere har også gjort fremskridt med katodematerialer og har hævet lithiumions energitæthed over 300 Wh per kg, hvilket betyder, at virksomheder kan installere mindre batterisystemer uden at gå på kompromis med kapaciteten for deres solfarme.
Batterier med fast elektrolyt gør alvorlig fremskridt i kampen mod termisk løbepåvirkning takket være deres keramiske elektrolytopbygning, som kan opnå energitætheder over 500 Wh/kg. Denne type præstation gør dem til ideelle kandidater til store solenergilagringssystemer, hvor plads er afgørende. Under alle omstændigheder har natriumioneteknologien hentet sig en del ind i den seneste tid, idet den tilbyder lignende egenskaber som første generations litiumbatterier, men med omkring 40 procent lavere produktionsomkostninger. De materialer, der anvendes i disse natriumceller, er også langt lettere at skaffe sammenlignet med sjældne jordmetaller, og forbindelser som f.eks. prussisk blå analoger bliver mere og mere populære i produktionskredse. Begge innovationer passer perfekt ind i det, som mange lande planlægger for deres elnet i løbet af de næste 10 år eller deromkring. De fleste regeringer sigter efter at integrere omkring 95 % vedvarende energi i elnettet inden 2035, og disse nye batterioptioner bidrager til at løse to store udfordringer på én gang: sikkerhedsrisiciene fra traditionelle kemiske løsninger og det voksende problem med mangel på råvarer, som er nødvendige for masseproduktion.
Solfedtbatterisystemer adopteres hurtigt i dag, men støder på alvorlige problemer ved tilslutning til elnettet. Ifølge data fra NREL fra 2023 skyldes cirka 40 procent af de forsinkede vedvarende energiprosjekter problemer med at få tilslutning via interconnection-queues. Vores nuværende elnet blev bygget til envejsstrøm, så det har svært ved at håndtere strøm, der kommer tilbage fra alle de små sol- og lagerenheder, der er spredt ud i boligkvarterer. Det betyder, at energiselskaberne skal bruge store summer på at opgradere transformatorstationer for blot at holde tingene kørende jævnt. Et andet problem opstår, når invertre ikke fungerer godt sammen. Ældre udstyr har simpelthen ikke den nødvendige kapacitet til korrekt spændingsregulering under de konstante opladnings- og afladningscyklusser, som batterierne gennemgår.
At få termisk styring til at fungere korrekt, er helt afgørende for store batterilagringssystemer. Når temperaturerne ikke er ordentligt under kontrol, kan det reducere batteriers levetid med op til 30 %, før de skal udskiftes, ifølge forskning fra DNV tilbage i 2022. De fleste industriregler kræver i dag reservekølingssystemer samt avanceret brandundertrykkelsesteknologi, som skal være i stand til at stoppe enhver farlig overophedningssituation inden for blot otte sekunder. Set ud fra økonomisynspunkt udgør termisk styring cirka 18 % af omkostningerne til at installere et BESS-system i alt. For en facilitet på 100 MW betyder det typisk en ekstra omkostning på cirka 1,2 millioner dollars. Det er en betydelig sum, men nødvendig givet disse systemers følsomhed over for varmeproblemer.
Selvom litium-ion batterier udgør 92 % af alle nye solenergi lagringsprojekter (Wood Mackenzie 2024), står udviklere over for et kritisk afvejningsproblem:
En Lazard-studie fra 2024 viste, at hvis batteribanker forstørres med 20 %, øges projektets afkast gennem en 30 % længere levetid, selvom de indledende omkostninger er højere.
Ændringer i regeringspolitikker gør en reel forskel for, hvor hurtigt og om solbatterier udrulles landet over. Omkring femten stater i USA har begyndt at kræve energilagringssystemer for alle nye solafgrøder, der er større end 50 megawatt. Samtidig er der denne ting kaldet FERC Order 841, som hele tiden ændrer, hvordan strømvirksomheder betales i engrosmarkedet. Ifølge SEIA, hvis vi kan forenkle alle disse tilladelser og krav til papirarbejdet, kan vi se omkring 15 gigawatt med solenergi plus lagringsprojekter, der endelig kommer i gang inden 2026. Dette vil især ske, fordi alle er enige om de grundlæggende sikkerhedsregler og om, hvordan de forskellige dele af elnettet skal forbindes.
Tag Moss Landing-projektet i Californien som eksempel på det, der sker, når solpaneler og batterier arbejder sammen for at tackle netværksproblemer under de vilde spidstider. Stedet har cirka 1,6 gigawatt-timers lagring forbundet med solpaneler, hvilket betyder, at det kunne levere strøm til over 300.000 husholdninger i cirka fire timer lige i den tid, hvor behovet er størst om aftenen. Det, der gør dette virkelig interessant, er, at systemet faktisk reducerede bøder til netoperatører med næsten 28 millioner dollar årligt takket være sin evne til at regulere frekvens. Ganske imponerende, især når det huskede at køre med en effektivitet på hele 98 %, selv da brande fjernede dele af transmissionsnettet sidste sommer.
Det største solbatteri-setup i Florida, med en kæmpestor kapacitet på 900 MWh, reducerede forbruget af fossile brændstofspidsbelastningsanlæg med cirka 40 % under orkanperioden takket være nogle ret smarte distributionsalgoritmer. Det, der gør dette system så effektivt, er dets integration med en nærliggende solfarm på 75 MW. Ved at lagre overskydende solenergi, der genereres til middagstid, kan batterierne frigive strøm, når efterspørgslen stiger mellem kl. 19 og 21 hver aften. Denne kloge tilgang sparer alene cirka 3,2 millioner dollar årligt i forbindelse med netkonstipation. Den egentlige magi sker, når de stormende dage rammer, og elnettet har brug for ekstra støtte, men traditionelle energikilder måske er kompromitterede eller ganske enkelt for dyre at drive på fuld kapacitet.
En nyligt installeret Tesla Megapack på 300 MW/450 MWh viser tydeligt, hvordan solbatterier kan træde til, når elnettet har brug for ekstra støtte. Tilbage i 2023, efter at en stor kulkraftværk pludseligt gik ned, trådte disse batterier i aktion inden for blot 140 millisekunder – det er cirka 60 gange hurtigere, end hvad gamle termiske kraftværker formår. Takket være denne hurtige reaktion, kunne cirka 650.000 husstande fortsætte med at få strøm, selvom der ellers kunne have været en massiv strømafbrydelse. Det, der gør denne præstation endnu mere imponerende, er, at systemet opretholdt en fremragende effektivitet på 92 %, selvom det løbende blev brugt delvis igennem dagen. Denne reelle ydelse i praksis viser stærkt, at kombinationen af forskellige energikilder fungerer godt sammen og gør det lettere at integrere vedvarende energi i vores eksisterende elinfrastruktur uden at kompromittere pålideligheden.
Solfangerbatterisystemer er i dag ved at blive klogere takket være kunstig intelligens, som hjælper med at styre, hvordan de oplader og aflader strøm, samt samarbejder med elnettet. Smart software analyserer ting som vejret, hvor meget elprisen ændrer sig igennem dagen og mønstre i den aktuelle energiforbrug. Ifølge Startus Insights fra 2025 kan denne type intelligente systemer øge afkastet på investeringer for driftspersonale med mellem 12 % og 18 % sammenlignet med ældre faste systemer. I store faciliteter med mange batterier flytter maskinlæring faktisk energi automatisk mellem forskellige batteribanker og vekselrettere. Dette hjælper med at beskytte batterierne mod at slidt for hurtigt og holder spændingsforskellen under omkring 2 %, hvilket er meget vigtigt, når man forsøger at understøtte elnet, der ikke er særlig stabile eller robuste.
Hybrider af sol-vind-batteri udgør nu 34 % af nye vedvarende installationsprojekter og muliggør 24/7 levering af ren energi gennem:
Nyere undersøgelser viser, at hybride anlæg opnår 92 % kapacitetsudnyttelse mod 78 % for almindelige solfarme, hvor samlokalede lagerløsninger udjævner 83 % af udbudssvængningerne relateret til intermitterende produktion.