Utbyggnaden av batterilager i Europas elnät tog kraftig fart under 2025. Totalt installerades 27,1 gigawattimmar ny lagringskapacitet i EU och närliggande marknader, vilket är den högsta nivån hittills. Utvecklingen drivs av en snabbt ökande andel väderberoende elproduktion, samtidigt som elnäten i allt högre grad behöver kortsiktig flexibilitet för att hantera svängningar i produktion och efterfrågan.
Batterilager har på kort tid blivit en central del av Europas elsystem. De används bland annat för frekvensreglering, effektreserv, stödtjänster och handel med el mellan timmar med låga och höga priser. Kombinationen av fallande batterikostnader, politiska styrmedel och ökade krav på systemstabilitet har skapat förutsättningar för en snabb utbyggnad.
Den totala utbyggnaden under 2025 motsvarar en ökning på omkring 400 procent jämfört med installationsnivåerna 2022. Därmed har tekniken gått från att främst vara demonstrationsprojekt till att bli en etablerad del av elnätsinfrastrukturen i flera länder.
Tyskland leder – stora volymer i Polen och Storbritannien
Tyskland behöll sin position som Europas största marknad för batterilager. Under 2025 installerades 6,57 gigawattimmar ny kapacitet, vilket innebär att den samlade installerade kapaciteten i landet nu uppgår till omkring 24 gigawattimmar.
Den tyska marknaden kännetecknas av ett regelverk som gör det möjligt för batterilager att kombinera flera intäktsströmmar, såsom frekvensreglering, kapacitetsmarknad och elhandel. Det bidrar till att projekten kan uppnå högre nyttjandegrad än i många andra länder.
Flera andra länder noterade också stora volymer:
– Polen tilldelade 20 gigawattimmar inom sin kapacitetsmarknad
– Storbritannien fördelade 18 gigawattimmar via sina kapacitetsauktioner
– Bulgarien beviljade 13,7 gigawattimmar genom statliga stödprogram
– Italien installerade 10 gigawattimmar genom olika regionala program
– Spanien tilldelade 9,4 gigawattimmar via regionala stödmekanismer
– Portugal genomförde 43 enskilda installationer i ett mer distribuerat upplägg
Utvecklingen visar att batterilager nu byggs i både etablerade och framväxande marknader, ofta kopplat till behovet av att stabilisera elsystem med ökande andel sol- och vindkraft.
Kraftigt fallande batterikostnader driver utbyggnaden
Kostnaden för litiumjonbatterier har enligt branschdata minskat med omkring 85 procent sedan 2010. För storskaliga batterilager ligger dagens installationskostnader typiskt på cirka 350 till 450 euro per kilowattimme.
Det har förändrat kalkylerna för elnätsprojekt i grunden. Batterilager kan i dag konkurrera med traditionella lösningar för effektreserv och stödtjänster, samtidigt som de kan tjäna pengar på prisvariationer på elmarknaden.
Intäkterna för batteriprojekt kommer från flera håll:
– Frekvensreglering och snabb nätstabilisering
– Kapacitetsmarknader med långsiktiga tillgänglighetsersättningar
– Elhandel mellan timmar med låga och höga priser
– Spänningsreglering och stödtjänster
– Integration av variabel elproduktion
I flera större elområden har dagliga prisskillnader på 50 till 80 euro per megawattimme blivit vanliga, vilket skapar betydande intäktsmöjligheter för batterilager. Samtidigt är lönsamheten ofta beroende av politiska stödmekanismer och kapacitetsmarknader, vilket innebär att projekten är känsliga för förändringar i regelverken.
Långsiktiga mål kräver mycket snabbare utbyggnad
Enligt European Association for Storage of Energy, EASE, behöver Europa omkring 200 gigawatt batterilager till 2030 för att klara omställningen av elsystemet. I dag uppgår den installerade kapaciteten till cirka 35 gigawatt.
Det innebär att den årliga utbyggnaden behöver öka till omkring 33 gigawatt per år, vilket är flera gånger högre än dagens nivåer. På längre sikt, till 2050, pekar scenarier mot behov på upp till 600 gigawatt för att hantera ett elsystem med mycket hög andel väderberoende produktion.
Samtidigt finns betydande osäkerheter. Batterilager är beroende av globala leverantörskedjor för litium, nickel och andra metaller. Europa är i dag starkt beroende av import, framför allt från Asien. Även elnäten behöver byggas ut för att klara den ökade flexibiliteten, vilket i sig kräver stora investeringar.
Branschbedömare pekar också på att batterilager inte löser alla problem i ett elsystem med hög andel sol- och vindkraft. För längre perioder med låg produktion kan andra lösningar, såsom gasturbiner, vattenkraft, efterfrågeflexibilitet eller andra lagringstekniker, fortfarande behövas.
Källa: Branschanalys om europeisk energilagring
