Regler bremser Europas batterier

Europa kan bygge store batterier på få måneder. Det tager langt længere tid at få lov til at koble dem på elnettet og afgøre, hvem der skal betale for den netkapacitet, de beslaglægger. Reglerne er forskellige fra land til land. Ifølge en vurdering fra European Climate Neutrality Observatory fra 2026 halter netudbygning, lagring og fleksibilitet efter væksten i vedvarende energi, fordi hvert land skriver sine egne regler for, hvordan batterier må tilsluttes og bruges (ESS News).

Ét batteri, to udfald

Et batteri producerer ikke strøm. Det flytter strøm i tid: Det lader op, når der er for meget sol- eller vindenergi, og leverer strøm tilbage, når produktionen ikke rækker. Derfor bliver lagring mere værdifuld i et elsystem, hvor produktionen i stigende grad afhænger af vejret og ikke af efterspørgslen. EU-retten anerkender det. Direktiv 2019/944 behandler lagring som en særskilt aktivitet og kræver, at medlemslandene giver nye aktører fair adgang til markedet.

Men samme lovgivning overlader det til hvert land at afgøre, hvordan batterier kobles på nettet, hvilke nettariffer de betaler, og hvad der sker, når elledninger bliver overbelastede. Forordning 2024/1747 findes netop, fordi handel på elmarkedet kan sende mere strøm gennem et kabel, end kablet fysisk kan bære. Et batteri bag et soloverskud i et presset netområde kan hjælpe systemet. Det samme batteri kan forværre problemet, hvis det lader op i et område, hvor nettet allerede er belastet, blot fordi prisforskellen er attraktiv. Striden handler derfor om, hvad et batteri skal være: klimainfrastruktur eller endnu en forbruger af knap netkapacitet.

Tre lande, tre svar

Tyskland vil have store batterier til at betale mere direkte for den netkapacitet, de reserverer. Bundesnetzagentur, den føderale netregulator, er ved at omlægge tarifferne, så større producenter og lagringsanlæg fra 2029 skal betale efter den kapacitet, de booker, i stedet for at omkostningerne primært lander hos husholdningerne (DIHK). Investorer frygter, at ændringen kan gøre rentable batteriprojekter til grænsetilfælde. Det er stadig uafklaret, om projekter, der går i drift før fristen, bliver beskyttet mod de nye afgifter (ZfK).

Nederlandene mærker allerede prisen for forsinkelse. Overbelastningen af elnettet er så alvorlig, at Utrecht fra juli 2026 stoppede for nye tilslutninger til boliger og små virksomheder. De nederlandske netselskaber Liander, Enexis og Stedin har bedt aggregatorer, altså selskaber der samler mange små batterier, varmepumper og ladestandere i én styrbar portefølje, om at levere 255 MW fleksibel kapacitet i belastede områder. Det svarer omtrent til spidsforbruget i en mindre by (Entra, NextEnergy). Husholdninger og virksomheder, der lader deres batterier eller ladere styre på afstand, kan få 60 til 120 euro pr. kilowatt om året, finansieret gennem de nettariffer, som alle netbrugere betaler (Solar Magazine). Den nederlandske erfaring er ligefrem: Et batteri på den rigtige netknude er værd at betale for. Det samme batteri et andet sted løser ikke flaskehalsen.

Italien bygger en mellemvej. Landets opdaterede ramme for vedvarende energi indarbejder lagring i nye tilslutningsregler og kræver, at energiregulatoren ARERA fordeler netkapacitet mere gennemsigtigt (biblus.acca.it). Samtidig åbner en reform af drifts- og balancemarkederne for, at batterier, decentral produktion og elbiler kan levere fleksibilitet til systemet (trilance.com). Nogle batterier tjener penge på prisforskelle i elmarkedet. Andre behandles som planlagt systeminfrastruktur.

Hvem betaler for fejlen

Investorer i lagring vinder, når reglerne er klare, og markedsadgangen er bred. De taber, når tilslutningskøer, dobbelte nettariffer og regulatorisk usikkerhed fryser kapitalen fast. Netselskaberne får mere styring, men også større pres for at udbygge hurtigere. Producenter af vedvarende energi får en fordel, hvis batterier kan opsuge overskudsstrøm i stedet for, at vindmøller og solparker lukkes ned. For husholdninger afhænger regningen af tarifdesignet: Hvis lagring dæmper prisudsving og reducerer omkostningerne ved nedregulering, falder regningen indirekte. Hvis nettarifferne stiger for at dække batterier placeret de forkerte steder, betaler forbrugerne.

EU-retten siger, at nettariffer skal være rimelige over for lagring og afspejle reelle omkostninger (direktiv 2024/1711). Men EU overlader stadig tarifdesign, tilslutningsregler og håndtering af overbelastede ledninger til nationale regulatorer. Europa har bindende mål for vedvarende energi. Det har ikke et tilsvarende bindende regelsæt for lagring og elnet. Europas batteriproblem er derfor ikke længere først og fremmest teknologisk. Det handler om, hvorvidt regulatorerne kan prissætte knap netkapacitet præcist nok til, at batterier lader op dér, hvor de hjælper systemet, og ikke kun dér, hvor handlere kan tjene penge.