EN
Quick Links
Energigridene i dag går mer og mer over til kombinerte sol- og lagringsløsninger, hvor solpaneler fungerer sammen med enten litiumion-batterier eller flowbatterisystemer. Hovedtanken her er ganske enkel: å lagre ekstra strøm som genereres om dagen, slik at den kan brukes når etterspørselen øker om kveldene eller når strømnettet opplever problemer. Ettersom fornybare energikilder allerede utgjør over 20 prosent av elektrisiteten i flere regioner, ser ikke kraftselskaper lenger på disse batterisystemene som ekstrautstyr som er fint å ha. I stedet begynner de å behandle dem som grunnleggende deler av nettinfrastrukturen, noe som må planlegges fra begynnelsen av, i stedet for å legges til senere som en ettertanke.
Å legge til lagring rett ved siden av solvindmøller gjør dem mye mer fleksible strømkilder. Ta for eksempel 250 megawatts solkraftverket i Arizona. Under de travle kveldstimmene når alle slår på lys og elektrisk utstyr, slo kraftverkets innebygde batterisystem inn med 100 megawatt over fire timer fra sin 400 megawattime kapasitet. Dette hindret de gamle gassfyrte spisselastkraftverkene i å måtte starte opp bare for noen få ekstra timer. Denne typen oppsett reduserer behovet for lange kraftledninger og kan faktisk starte opp strømnettet etter store strømbrudd. Ifølge nylige studier fra NREL ser kraftselskaper en besparelse på rundt 40 prosent på de vanskelige frekvensjusteringene som trengs for å holde alt i balanse når de kombinerer lagring med sine solkraftanlegg.
Ser man på det store bilde, har det tydeligvis vært en økning i hvor mye energilagring som legges til store solinstallasjoner over hele Amerika. Ifølge Market.us fra i fjor vil omkring tre fjerdedeler av alle planlagte solprosjekter for perioden 2023 til 2024 inkludere en eller annen type batterisystem. Hva betyr dette egentlig? Vel, vårt land har allerede cirka 20,7 gigawatt med batterier i drift akkurat nå. Det er faktisk ganske imponerende, fordi de kunne holde lyset på i omtrent 15 millioner husholdninger dersom det skulle oppstå en strømavbrudd som varte i fire timer. Flere stater som har satt mål for produksjon av ren energi, begynner nå også å kreve at nye solfanger går sammen med innebygde lagringsløsninger. Denne reguleringen skaper muligheter for bedrifter som ser nærmere på ettermontering. Eksperter anslår at denne kravet alene kan generere rundt tolv milliarder dollar årlig bare for oppgradering av eksisterende systemer med egnet batteribackup innen midten av neste tiår.
Storskygde solprosjekter er i dag stort sett avhengige av lithiumion-batterier, siden de tilbyr en omtrentlig virkningsgrad på 90 % og prisene har falt betraktelig nylig, ned til cirka 89 dollar per kWh i følge tall fra 2023. Disse batteriene fungerer svært godt når vi trenger mye strøm raskt over noen få timer, vanligvis mellom 4 og 8 timers lagring. Men det er også kommet noen nye aktører på markedet nå, som jern-luft og sink-bromid flow-batterier, som synes bedre egnet for situasjoner der vi faktisk trenger lagret energi over mye lengre perioder, kanskje fra 12 timer og helt opp til over 100 timer. Forskere har også gjort fremskritt når det gjelder katodmaterialer, og har økt energitettheten til lithiumion-batterier over 300 Wh per kg, noe som betyr at selskaper kan installere mindre batterisystemer uten å ofre kapasitet for sine solanlegg.
Batterier med fast elektrolytt gjør alvorlig fremgang mot problemer med termisk løp inn takket være deres keramiske elektrolytt-design som kan oppnå energitetheter over 500 Wh/kg. Denne typen ytelse gjør dem til ideelle kandidater for store solenergilagringssystemer hvor plassen teller. Mens natriumioneteknologien har tatt igjen en god del fremdeles på sistone, og tilbyr lignende egenskaper som første generasjon litiumbatterier, men med en produksjonskostnad som er cirka 40 prosent lavere. Materialene som brukes i disse natriumcellene er også mye lettere å skaffe sammenlignet med sjeldne jordmetaller, med forbindelser som prussisk blå-analoger som blir stadig mer populære i industrielle kretser. Begge innovasjonene passer godt inn i det mange land planlegger for sine strømnettsystemer i løpet av de neste ti årene eller så. De fleste regjeringer sikter etter å ha rundt 95 prosent fornybar energiintegrasjon innen 2035, og disse nye batterioptionene bidrar til å løse to store utfordringer samtidig: sikkerhetsrisikoene fra tradisjonelle kjemikalier og det voksende problemet med knappe råvarer som trengs for masseproduksjon.
Solbatterisystemer blir raskt tatt i bruk disse dager, men støter på store problemer ved tilkobling til nettet. Omtrent 40 prosent av fornybare prosjekter som er satt på vent på grunn av forsinkelser, peker på problemer med å få tilkobling gjennom tilkoblingskøene, ifølge NREL-data fra 2023. Vårt nåværende nett ble bygget for enveis strømflyt, så det har problemer med å håndtere strøm som kommer tilbake fra alle de små sol- og lagringsoppsettene som er spredt rundt i nabolagene. Dette betyr at kraftselskaper må bruke store summer på å oppgradere transformatorstasjoner bare for å holde ting i gang. Et annet problem er invertre som ikke fungerer godt sammen. Eldre utstyr har rett og slett ikke evnen til å regulere spenningene ordentlig under de konstante lade- og utladesyklene batteriene går gjennom.
Å få termisk styring til å fungere ordentlig er helt avgjørende for store batterilagringssystemer. Når temperaturene ikke kontrolleres ordentlig, kan det redusere hvor lenge disse batteriene varer før de må erstattes med opp til 30 %, ifølge forskning fra DNV tilbake i 2022. De fleste industriregler krever i dag reservekjølingssystemer pluss avansert brannslukkingsteknologi som må stoppe farlige overopphetingssituasjoner innen åtte sekunder. Ser man på kostnadssiden, utgjør termisk styring omtrent 18 % av kostnaden for å installere et BESS-system totalt. For en anlegg på 100 MW betyr dette typisk en tilleggskostnad på cirka 1,2 millioner dollar. Det er en ganske stor sum, men nødvendig med tanke på hvor følsomme disse systemene er for varmeproblemer.
Mens litiumion-batterier dominerer 92 % av nye solenergilagring prosjekter (Wood Mackenzie 2024), står utviklere ovenfor en kritisk avveining:
En Lazard-studie fra 2024 viste at å overstørrelse batteribanker med 20 % øker prosjektets avkastning gjennom en 30 % lengre levetid for systemet, til tross for høyere startkostnader.
Endringer i regjeringspolitikk fører til en reell forskjell i hastigheten og hvorvidt solbatterier blir implementert over hele landet. Omtrent femten stater i USA har begynt å kreve energilagringssystemer for alle nye solfarker større enn 50 megawatt. Samtidig er det noe som kalles FERC Order 841 som fortsetter å endre hvordan kraftselskaper blir betalt i engrosmarkedene. Ifølge SEIA, hvis vi kan forenkle alle tillatelses- og papirarbeidskrav, kan vi se omtrent 15 gigawatt med solenergi og lagringsprosjekter som endelig kommer i gang innen 2026. Dette vil hovedsakelig skje fordi alle er enige om grunnleggende sikkerhetsregler og hvordan de ulike delene av strømnettet kobles sammen.
Ta Moss Landing-oppsettet i California som et eksempel på hva som skjer når solpaneler og batterier jobber sammen for å takle nettproblemer under de vanvittige spisslastperiodene. Stedet har omkring 1,6 gigawatt-timer med lagring koblet til solpaneler, noe som betyr at det kunne levere strøm til over 300 000 husholdninger i ca. fire timer akkurat når folk trenger det mest om kvelden. Det som gjør dette virkelig interessant, er at systemet faktisk reduserte boter for nettoperatører med nesten 28 millioner dollar per år takket være sin evne til å regulere frekvens. Ganske imponerende når man tar i betraktning at det fortsatte å fungere med nesten 98 % effektivitet selv da skogbranner la ut deler av transmisjonsnettet i fjor sommer.
Det største solbatterianlegget i Florida, med en imponerende kapasitet på 900 MWh, reduserte bruken av fossile spisslastanlegg med omtrent 40 % under orkansesongen takket være noen ganske smarte dispatch-algoritmer. Det som gjør at dette systemet fungerer så godt, er integreringen med en nærliggende solfarm på 75 MW. Ved å lagre overskudds solkraft produsert rundt middag, kan batteriene levere strøm når etterspørselen øker mellom kl. 19 og 21 hver kveld. Denne fine tilnærmingen sparer omtrent 3,2 millioner dollar årlig i kongestionskostnader alene. Den virkelige magien skjer når de stormfulle dagene kommer og nettet trenger ekstra støtte, men tradisjonelle strømkilder kanskje er kompromitterte eller ganske enkelt for dyre å kjøre på maksimum.
En nylig installasjon på 300 MW/450 MWh Tesla Megapack viser hvordan solbatterier kan ta over når nettet trenger ekstra støtte. Tilbake i 2023, etter at en stor kullkraft stod uventet stille, trådte disse batteriene i aksjon innen kun 140 millisekunder - det er omtrent 60 ganger raskere enn hva de gamle termiske kraftverkene klarer. Takket være denne hurtige responsen, fikk rundt 650 tusen husholdninger strøm gjennom en situasjon som kunne blitt et stort strømbrudd. Det som gjør dette enda mer imponerende, er at systemet opprettholdt en imponerende effektivitet på 92 % selv om det hele dagen ble brukt delvis. Denne reelle ytelsen gir et sterkt bevis på at kombinasjon av ulike energikilder fungerer godt sammen, og gjør det lettere å integrere fornybar energi i vår eksisterende kraftinfrastruktur uten å kompromittere påliteligheten.
Solbatterisystem blir i disse dager smartere takket være kunstig intelligens som hjelper til med å administrere ladning og utlading av strøm, samt samspill med strømnettet. Smart programvare analyserer forhold som værforhold, hvor mye strømprisene varierer i løpet av dagen og nåværende mønster for energiforbruk. Ifølge Startus Insights fra 2025 kan denne typen smarte systemer øke avkastningen på investeringer for driften med mellom 12 % og 18 % sammenlignet med eldre faste systemer. I store anlegg med mange batterier, flytter maskinlæring energi automatisk mellom ulike batteribanker og vekslere. Dette beskytter batteriene mot rask slitasje og holder spenningsforskjellene under ca. 2 %, noe som er svært viktig når man skal støtte opp om strømnett som ikke er særlig stabile eller robuste.
Hybrider med sol-vind-batteri utgjør nå 34 % av nye fornybare installasjoner, og muliggjør levering av ren kraft døgnet rundt gjennom:
Nylige studier viser at hybridanlegg oppnår 92 % kapasitetsutnyttelse sammenlignet med 78 % for enkeltstående solfangeranlegg, og integrering av lagring på samme sted utligner 83 % av produksjonsunderskuddene som skyldes intermittens.