Smarta batterier för smartare fastigheter

Städer står för 70% av de globala CO₂-utsläppen, och ändå utgör solenergi mindre än 2% av Sveriges elförsörjning. För att minska glappet krävs fler solpaneler, men också smartare sätt att hantera energin de producerar.

Det är precis detta som Qurrents kollega Linda Lundmark har undersökt. I en nyligen publicerad studie i tidskriften Applied Energy presenterar hon tillsammans med sina medforskare från KTH:s Institution för Energiteknik och Northvolt något helt unikt: en prognos- och optimeringsmodell som testats och validerats i ett verkligt, levande system.

Forskningen genomfördes vid KTH Live-In Lab i Stockholm, en bostadsbaserad forskningsanläggning där innovativa teknologier testas under verkliga förhållanden. Ett 186 kWh batterilager integrerades därmed med en 76,4 kW solcellsanläggning på taket. Realtidsdata från elmätare användes för att träna, köra och validera modellen.

Ingen universallösning

Fyra olika driftstrategier jämfördes mot ett basscenario utan batteri (med en årlig elkostnad på ca 210 000 SEK och 72% solsjälvförbrukning). Resultaten visar tydligt att den strategi som sparar mest pengar på kort sikt, inte nödvändigtvis är den bästa totalt sett.

• Optimering enbart för kostnad sänkte kostnaderna med 32% och drev självförbrukningen till 96%. Men de aggressiva laddnings- och urladdningscyklerna slet ut batteriet så hårt att det behövde bytas ut inom solcellsanläggningens 25-åriga livslängd, vilket kraftigt minskar de långsiktiga vinsterna.
• Optimering för kostnad med hänsyn till effekttariffer sänkte kostnaderna med cirka 14%, höjde självförbrukningen till 98% och höll batteriets degradering så låg att systemet överlevde längre än solcellsanläggningen. Det här scenariot gav lägst livscykelkostnad för lagring och den mest hållbara långsiktiga prestandan.
• Maximerad egenanvändning uppnådde 100% självförsörjning från solenergi, men visade sig vara ekonomiskt ohållbart och resulterade i en nettoförlust över systemets livstid.

En inbyggd konflikt i elnätet

En av studiens viktigaste iakttagelser handlar om en spänning som svenska elanvändare måste navigera: å ena sidan rörliga timpriser på el (som belönar snabb, opportunistisk batterianvändning), å andra sidan månadsbaserade effekttariffer (som straffar höga effekttoppar mot nätet under enstaka timmar).

För större nätanslutningar, som i flerbostadshus, drar dessa två prissignaler åt varsitt håll. Ett batteri som optimerar för prisarbitrage på elmarknaden riskerar att utlösa höga effekttoppar och kraftigt ökade nätavgifter, ett konkret hinder för att fullt ut realisera potentialen i sol- och lagringssystem.

Styrningsstrategi efter säsong

Studien bekräftar också att batteristyrningsstrategier bör anpassas efter årstid. Nordiska klimat innebär mycket olika solproduktion, prislägen och nätinteraktion på sommaren jämfört med vintern, och en standardiserad strategi riskerar att missa betydande värde.

Dock finns inget enskilt “bästa” sätt att driva ett solcells- och batterisystem. Den rätta strategin beror på balansen mellan kortsiktiga kostnadsbesparingar, långsiktig systemhälsa, debiteringsstruktur och energimål. Det denna studie tydligt visar är att smart, prognosbaserad och kontextmedveten drift inte bara är teoretiskt överlägsen, utan att den också fungerar i praktiken.

Stort grattis till Linda och hela forskarteamet för en väl genomförd studie. Vi är stolta över att Qurrent bidrar till forskning som driver utvecklingen mot mer intelligenta och robusta energisystem!

Läs hela den öppet tillgängliga studien: “A validated forecasting model for optimizing dispatch schedules of PV-battery systems in grid-connected apartment buildings” — av Linda Lundmark, Farzin Golzar, Rafael Guedez & Majid Astaneh. Publicerad i Applied Energy, volym 404, februari 2026.