När elpriserna är låga och intäkterna tryter finns det fortfarande flera sätt för vindparksägare att påverka lönsamheten. PPA-avtal, batterilösningar och vätgas kan alla ge välbehövliga tillskott till ekonomin för vindkraftsentreprenörer. Men under vilka förutsättningar och till vilka investeringskostnader? Och hur mycket kan man tjäna?
1. PPA – långsiktigt stabilt, men viktigt att sätta rätt pris
Ett alternativ är Power Purchase Agreements, PPA-avtal. Det är långsiktiga elköpsavtal där en elproducent (exempelvis en vindkraftsägare) säljer el direkt till en köpare (ofta ett företag eller en offentlig aktör) till ett överenskommet pris under en viss tidsperiod, vanligtvis 10–20 år. Modellen har vuxit rejält i popularitet under senare år – Financial Times räknar med att volymen förnybar energi såld genom PPA växte med 35 procent globalt under år 2024.
För vindkraftsägare i Sverige är PPA-avtal ett bra alternativ av flera skäl. Exempelvis garanterar de en viss pris- och intäktsstabilitet till skillnad från Nord Pool, där priserna kan variera kraftigt över tid. Ett PPA-avtal ger producenten ett förutsägbart elpris under hela avtalsperioden, vilket minskar risken och förbättrar möjligheten att finansiera nya projekt. Detta är särskilt värdefullt i en marknad utan fasta subventioner.
Dessutom fungerar PPA:er som trygga ekonomiska garantier inför banker och investerare, vilka ofta kräver att det finns en stabil intäktsmodell innan de går in i stora vindkraftsprojekt.
Avtalen kopplar också samman elintensiva kunder med förnybar energi-sektorn, som därmed kan erbjuda grön el med ursprungsgarantier. Detta skapar en stabil, direkt koppling mellan vindkraftverk och slutkund.
Utöver konsumentföretag som Ikea och H&M är numera techjättar som Google, Microsoft och Amazon med sina stora datacenter viktiga köpare på den svenska marknaden.
Samtidigt finns det nackdelar med PPA, som ännu inte är lika etablerat i Sverige som i exempelvis USA eller Storbritannien.
– Åtminstone historiskt har PPA-marknaden varit köparnas marknad på så vis att producenter ofta har behövt ingå längre avtal för att få finansiering och liknande. Då har priserna kanske inte varit så ekonomiskt fördelaktiga för producenten, menar Staffan Bergh, analyschef på Bodecker Partners.
Generellt utgår PPA-diskussioner från de rådande terminspriserna, berättar Staffan Bergh.
– Detta kan i vissa fall ge en fördel för producenten, exempelvis vid nybyggnation, då en offtaker (köpare) av PPA:n kan se ett värde i att vara med och bidra till att en ny park byggs, vilket också kan öka betalningsviljan, säger han.
Prissättningen varierar dock beroende på vilken sorts avtal man ska ingå. Ett alternativ är så kallade ”pay-as-produced”-kontrakt, där köparen åtar sig att köpa all – eller en överenskommen andel av – den producerade volymen till ett fast pris. I sådana fall behöver man analysera fram en rabatt för köparen, som riskerar att stå med mer volym än denna behöver. Alternativet är vanligen ett ”baseload”-kontrakt, där man köper en fast volym.
– Vindkraftsproducenter vill gärna sälja pay-as-produced, medan offtakers gärna vill ha baseload, då ingen vill äga vindens profilrisk, förklarar Staffan Bergh.
Prissättning och avtalsvillkor är extremt avgörande när det gäller PPA. Ett till synes gynnsamt, långsiktigt kraftförsäljningsavtal med en köpstark kund kan bli en tung börda om inte det ursprungliga avtalet är långsiktigt ekonomiskt hållbart för producenten. Exempelvis genomgick den stora Kinaägda vindparken Markbygden Ett utanför Piteå en rekonstruktion till följd av långvariga förluster från elförsäljningen till den norska aluminiumtillverkaren Hydro, vilket kostade parkägaren miljardtals kronor.
Ett sätt att undvika vissa fallgropar kring PPA är att nyttja flexibilitetsplattformar som Flower, som Svensk Vindkraft har skrivit om tidigare. Flower kopplar samman produktionsenhet och batterilager, och förutser hur stora volymer som ska säljas vid rätt tidpunkt. För att hjälpa banker, vindkraftsägare och andra att få rätt värde på intäktsströmmarna tecknar Flower avtal där de själva tar ansvaret för skapa värde från flexibiliteten.
2. Batterier – små steg mot en tidsoberoende kraftproduktion
Det finns stora möjligheter finns kring batteritekniken, och vi har troligen bara sett början av utvecklingen på området.
– Kostnaderna på batterier har kommit ner rejält samtidigt som volatiliteten på elpriserna har ökat, påtalar Staffan Bergh.
Detta, menar han, gör att caset för arbitragehandel – att lagra elen när den är billig och sälja den när priserna är högre – är mycket bättre i dagsläget än för kanske fem år sedan. Framförallt gäller det i södra Sverige, där skillnaden mellan högpristimmar och lågpristimmar är ännu större än i norr.
– Kan man dessutom samlokalisera med vindkraft och solkraft så går det – åtminstone i teorin – att nyttja gemensam elanslutning och möjligen få till en lägre investeringskostnad.
Ett tecken i tiden var när energibolaget Neoen i fjol invigde Storen Power Reserve, Sveriges hittills största batterilager med en kapacitet på 52 MWh. Det ligger dessutom i anslutning till vindparken Storbrännkullen, med tio turbiner och en installerad effekt om 57,4 MW, i Jämtlands och Västernorrlands län. Neon har för övrigt redan börjat bygga ett ännu större batteri, Isbillen Power Reserve om 93,9 MWh, som beräknas tas i bruk under 2025.
Andra exempel utgörs av Skandinaviska Enskilda Bankens satsning om en miljard kronor på energilagring. Tillsammans med Ingrid Capacity ska banken låta bygga 13 stora batterilager runt landet som ska användas för att stabilisera el från sol- och vindkraft. Vattenfall å sin sida installerar sitt tredje batterilagringssystem i Sverige i Bruzaholm i Eksjö, med en total energilagringskapacitet om 38 MWh. Och som Svensk Vindkraft har skrivit om tidigare har Rabbalshede Kraft kompletterat vindparken i Femstenaberg om totalt 46,2 MW med ett batterilager om 20 MWh.
Tidigare farhågor om att spänningsvariationer från batterier i elnät är riskabel har samtidigt vederlagts i forskning från bland andra Energiforsk (rapporten ”Energilager och flexibilitet”). Därmed finns det goda möjligheter till snabbare och bredare anslutning av batterier, vilket kan öka flexibiliteten och minska behovet av nätutbyggnad.
Ännu bättre läge skulle uppnås om nätbolagen skulle få möjlighet att själva äga och driva batterier i elnäten, anser bland andra Jenny Paulinder, planeringsingenjör på Göteborg Energi och ordförande i Energiforsks program Risk- och tillförlitlighetsanalys. I dag räknas batterier nämligen som produktion, vilket nätbolag inte får äga.
– De batterier som ansluts i dag används ofta för att bidra till Svenska kraftnäts frekvensmarknad. Om vi skulle få ha egna batterier kan vi bestämma var i nätet de ska vara, och hur och när de ska användas. Då kan vi kapa effekttoppar och slippa bygga ut nätet i onödan, säger Jenny Paulinder i ett pressmeddelande.
Batterier kan som bekant också bidra med stödtjänster till kraftsystemet. Två olika tjänster brukar framhävas: frekvenshållningsreserver, FCR (Frequency Containment Reserves), som snabbt ska stabilisera frekvensen i elnätet, samt frekvensåterställningsreserver, FRR (Frequency Restoration Reserves), som ska kunna återföra frekvensen till 50 hertz vid större avvikelser i balansen. Utöver detta infördes 2019 en snabb frekvensreserv, FFR (Fast Frequency Reserve), som har till uppgift att bromsa upp väldigt snabba frekvensfall.
Tidigare bidrog ofta vattenkraftverk eller andra typer av produktionsenheter med stödtjänster av detta slag, liksom elförbrukare som kunde gå in och ta hand om överproduktionen. På senare tid har batterier seglat upp som ett attraktivt alternativ, särskilt då batterier till skillnad från exempelvis vattenkraft har en mycket kort svarstid.
– Men när det gäller stödtjänster, framförallt på FCR, har det kommit in mycket volym, bland annat i form av vindkraft, under de senaste åren. Detta har gjort att priserna har sjunkit kraftigt här, konstaterar Staffan Bergh.
Han menar att Sverige i detta avseende följer samma utveckling som marknader där utvecklingen av stödtjänster har kommit lite längre, såsom Storbritannien och Finland.
– Caset för att kvalificera vind för stödtjänster är därmed inte riktigt så bra som det var för några år sedan, säger han.
Bättre priser har emellertid setts i början av 2025 för batterier som levererar stödtjänster såsom manuell frekvensåterställningsreserv (mFRR), lägger Staffan Bergh till.
Samtidigt växer batterimarknaden kraftigt för varje år, och kapaciteten förbättras stadigt parallellt med att priserna faller. Den globala batterimarknaden har enligt det internationella energirådet IEA nått över 1 TWh efterfrågan 2024, framför allt drivet av ökad försäljning av elbilar. Genomsnittspriset för batterier sjönk samtidigt under året under det viktiga tröskelpriset 100 USD per kWh. Tillverkningskapaciteten globalt låg enligt IEA på 3 TWh år 2024, men kan tredubblas redan till 2029 om alla planerade anläggningar förverkligas.
Det kan samtidigt vara svårt att veta vilken sorts batterilösning man ska välja. Olika batteritekniker och prismodeller existerar på marknaden.
Teknikbolaget Inkom, specialiserat på likströmslösningar, levererar batterier till bland annat vindkraftssektorn. Företaget kan skräddarsy lösningar för olika prisnivåer, exempelvis genom att sätta samman batteripackar med begagnade batterier med tillhörande serviceavtal. De menar att många vindkraftsparker väljer litiumjärnfosfatbatterier (LFP).
– LFP kännetecknas av att det är stabilare batterier som kanske går 4 000 cykler innan de är nere på 80 procent av kapaciteten. Efter det går nedgraderingen av LFP-batterierna ned långsamt, säger Christoffer Carlsson, applikationsingenjör på Inkom.
Det tidigare vanligaste alternativet, nickel-mangan-koboltbatterier (NMC), tenderar enligt Christoffer Carlsson att tappa väldigt snabbt i kapacitet efter att de kommit ned på 80 procent av ursprungskapaciteten.
– Och då ökar också brandrisken, när det som kallas dendriter bildas inne i batterierna, säger han.
Ytterligare batteritekniker är samtidigt på framväxt, med andra nischområden och styrkor än tidigare modeller.
3. Vätgas – löftet som kom av sig, eller?
Ännu en teknik att använda för att lagra – och optimera försäljningen av – förnybar el är vätgas. Men där politiker, investerare och fabriksbyggare för bara ett tiotal år sedan lät plåta sig med leenden och spadar i marken till löftesrika nya vätgasinvesteringar ställer sig många i dagsläget klart mer avvaktande till tekniken.
– Vätgas är väl inte riktigt lika hett som det var för ett par år sedan. Vi ser en del projekt läggas ned eller skjutas på till framtiden. Det finns också fortfarande ett väldigt stort gap mellan betalningsvilja och produktionskostnad, säger Staffan Bergh.
Fortfarande har vätgas betydande potential att bli en möjliggörare, men då primärt i processer där gasen kan användas i sin grundform, såsom i vissa industriella processer. Energiforsk refererar till aktuell forskning på området i sin rapport ”Vätgasens möjligheter för vindkraften”. Bland annat lyfter de fram hur ”vindparker kan kompletteras med elektrolysörer i områden med mycket volatila elpriser, med avtagande elpriser eller där feed-in-tarifferna närmar sitt slutdatum”.
Något som har inneburit stora fördelar, åtminstone lokalt och i slutna kretsar, är så kallade industriell symbios-upplägg. Exempelvis kan vätgas produceras via elektrolysörer vid havsbaserade vindkraftverk, fraktas med fartyg till havsnära industriparker och användas direkt i de industriella processerna. Ett alternativ är att kombinera företagsparker med kommunala eller regionala gasnät, för offentlig-privata symbiotiska nätverk.
Lyckade exempel på sådana vätgasnätverk finns i allt från Danmark (såsom GreenLab i Skive) och Tyskland (bland annat GET H2 Nukleus) till energipolitiskt hårdsatsande Japan (inklusive det industriell-urbana symbiotiska nätverket i Kawasaki).
Från svensk horisont kan man nämna Hybrit-satsningen, där SSAB, LKAB och Vattenfall samarbetar för att producera fossilfritt stål med hjälp av grön vätgas. I anslutning till projektets pilotanläggning har ett 100 kubikmeter stort vätgaslager anlagts, för att fortsätta stålproduktionen med lagrad vätgas istället för löpande gasframställning när elen är dyr.
Den än så länge undermåliga verkningsgraden vid omvandling tillbaka från vätgas till el gör dock att vätgaslagring för allmän energilagring lär dröja, spår Staffan Bergh.
– Vätgas lär spela en viss roll i kraftsystemet på sikt, men det tar sannolikt längre tid och omfattar färre sektorer än vad man har trott tidigare.
Han menar samtidigt att man inte ska underskatta den politiska viljan, även om den ursprungliga entusiasmen stukats något under senare tid.
– Det finns mycket kapital och politisk prestige i vätgas som en del av kraftsystemet. Men jag tror inte att vätgas är lösningen på alla problem, vilket man kunde få intryck av för några år sedan, avslutar han.
Internationella energirådet IEA tecknar i sin Global Hydrogen Review 2024 en bild av en växande, men fortfarande alltför ohållbar global marknad vätgasmarknad. Således växte marknaden med 2,5 procent till 97 miljoner ton under 2023, främst inom raffinering och kemi. Samtidigt kom endast en procent av den producerade vätgasen från lågutsläppskällor.
Trots en ökning av elektrolysprojekt saknas tillräckliga efterfrågesignaler, skriver IEA, som påpekar att det krävs starkare styrmedel och investeringar för att nå de globala klimatmålen. Skulle detta komma på plats kan emellertid produktionen av vätgas från lågutsläppskällor nå 49 miljoner ton per år framme vid 2030, endast baserat på redan tillkännagivna projekt.
