Ditt batteriYour Battery
För batteriägare och aggregatorer: vad batteriet tjänar i dag, varför FCR-intäkterna faller och var nästa intäkt finns. For battery owners and aggregators: what the battery earns today, why FCR revenue is falling, and where the next revenue is.
Det här är den första fördjupningsguiden för flexleverantörer. Den tar vid där FSP-resan lämnar batteriet: i steg 1, där FCR är den självklara första marknaden, och i steg 5, där intäkterna ska staplas. Den gäller både batteriparker och portföljer av hembatterier.
1 · Vad tjänar batteriet i dag?
Ett svenskt batteri som byggts de senaste åren tjänar nästan alla sina pengar på att stå redo. Flower fick i mars 2026 86 % av bruttointäkterna från kapacitetsersättning och 14 % från energimarknaderna, och batterierna cyklade i snitt 0,8 gånger per dygn. Modellen brukar kallas bud-och-håll: maximera ersättningen för beredskap, minimera det batteriet faktiskt flyttar.
Att just FCR blev ingångsmarknaden har tre förklaringar. Minsta budet är 0,1 MW, mot 1 MW för aFRR och mFRR, och typkvalificering gör att ett enda prov täcker alla identiska enheter under 100 kW, vilket är det som gör hembatterier möjliga att samla i en portfölj. Ersättningen betalas för beredskap, så batteriet slits lite. Och en växelriktare reagerar på millisekunder, snabbare än någon generator.
Batteriet måste däremot klara uthållighetskraven för resurser med begränsad energi: 60 minuter i varje riktning för FCR-N och 20 minuter för FCR-D. Ett batteri på 1 MW och 1 MWh klarar alltså precis FCR-N, vilket är skälet till att det blivit standardstorleken för ett FCR-batteri.
2 · Varför faller FCR-intäkterna?
Behovet av FCR ligger i stort sett stilla fram till 2030, medan utbudet växer snabbt. Mot ett behov av FCR-D upp på 547 MW fanns i slutet av 2025 omkring 4 510 MW förkvalificerat, varav 2 700 MW batterier: ungefär åtta gånger behovet. Priserna har följt efter. FCR-N föll i Sverige från i snitt 66 EUR/MW 2023 till 22 under januari–augusti 2026, och FCR-D ned från 70 till 3, även om en del av steget mellan 2023 och 2024 beror på att Svenska kraftnät då gick över till marginalpris. Clean Horizons modellerade intäkt för ett svenskt 1-timmesbatteri föll under samma tid från 781 till 107 k€/MW och år, med reservationen att indexet bytte metod i januari 2026.
Slitaget har samtidigt ökat. Sedan september 2023 aktiveras FCR-D omkring 3 000 gånger per år i stället för omkring 60, så antagandet bakom bud-och-håll, ersättning för beredskap med nästan inget slitage, håller sämre än när kalkylerna gjordes.
FCR-N betalar fortfarande klart mer än FCR-D, men volymen är liten, 226 MW i Sverige 2026, och dimensioneringen ses över gemensamt i Norden. Det är den sista fickan med högt pris, och den är redan trång.
3 · Hur mycket av batteriet används?
0,8 cykler per dygn är den siffra som säger mest. Ett litiumbatteri klarar i regel 1,5–2 fulla cykler per dygn inom garantin, så ett batteri som mest står redo använder ungefär hälften av sin förmåga att flytta energi. Den andra halvan är precis vad marknaderna som betalar för energi efterfrågar: mFRR:s energiaktiveringsmarknad, aFRR och arbitrage mellan timmar.
Det förändrar också hur ett batteri bör dimensioneras. Ett rent FCR-batteri behöver 20–60 minuters energi, medan marknaderna som betalar för energi belönar 2–4 timmar. Skillnaden syns redan i intäkterna: 2023 tjänade ett svenskt 4-timmarsbatteri ungefär lika mycket som ett 1-timmesbatteri i Clean Horizons index, 2025 omkring 1,8 gånger så mycket. Den syns också i vad som byggs; Flowers projekt i Tyskland är på 2–4 timmar, långt mer än någon FCR-strategi kräver.
Det som saknas i kalkylen är slitagekostnaden per cykel. Den finns inte offentligt för dagens svenska batterikemier, och det är den som avgör när en extra cykel på mFRR lönar sig jämfört med att stå kvar på FCR. Den behöver ni få fram ur er egen leverantörs data och garantivillkor innan ni räknar på nästa marknad.
4 · Var finns nästa intäkt?
mFRR är den största växande marknaden. Behovet av mFRR upp väntas växa till omkring 1 400 MW till 2030, och energiaktiveringsmarknaden betalar för det batteriet faktiskt levererar: i februari 2026 låg månadssnitten för uppreglering 39–65 EUR/MWh över spotpriset, beroende på elområde. Aktiveringarna kommer dessutom ofta under dyra timmar då batteriet ändå vill ladda ur, så mFRR och arbitrage går att planera tillsammans. Minsta budet är 1 MW, så ett mindre batteri behöver en aggregator; CheckWatt har levererat mFRR från hembatterier sedan maj 2025, med Bixia som balansansvarig. Den nordiska anslutningen till den europeiska mFRR-plattformen MARI har skjutits upp till uppskattningsvis september eller oktober 2027, och då ändras konkurrensen igen när europeiska bud möter de nordiska.
Även mFRR har pressats, och det behöver kalkylen ta höjd för. Kapacitetspriset för mFRR upp i SE3 låg på 40,9 EUR/MW i snitt 2025 och 11,3 under 2026, och påslaget mot spot i energiaktiveringen har krympt. Skiftet mot energimarknaderna är alltså ett skifte till marknader vars priser också faller. Det gör lång varaktighet och outnyttjade cykler mer värda, men gör inte skiftet till en säker vinst.
aFRR kommer därefter, med högre tröskel. Full aktivering inom fem minuter och 1 MW i minsta bud har hållit marknaden koncentrerad till sex leverantörer. Anslutningen till den europeiska plattformen PICASSO, som Svenska kraftnät planerar till fjärde kvartalet 2027, ger en volymökning, och sedan januari 2025 kan en oberoende aggregator leverera aFRR via ett ombud.
Tre lager till kan läggas ovanpå. Arbitrage har blivit lättare sedan dagen före-marknaden fick kvartsprodukter den 30 september 2025. Svenska kraftnät har aviserat fleråriga avtal om kapacitetstjänster för Hisingen och Stenungsund från omkring 2027, den första långsiktiga intäkten för större batterier utanför spot och FCR och en som går att låna pengar mot. Lokala flexmarknader betalar slutligen för att avlasta nätet där batteriet står, men de är fortfarande tunna: ett komplement snarare än en ersättning.
Animationen nedan visar samma batteri före och efter, med de cykler som FCR lämnar oanvända.
5 · Vad säger nätet?
Ett batteri som säljer till hela Norden står ändå bakom en lokal nätstation, och elnätsföretaget får sätta gränser. Enligt SO GL artikel 182 kan elnätsföretaget begränsa eller utesluta reserver i sitt nät av tekniska skäl. Avtalet som Svenska kraftnät och Energiföretagen har på remiss hösten 2026 gör det konkret: en nätanalys vid förkvalificeringen, och tillfälliga begränsningar som meddelas senast klockan 14 två dagar före och gäller högst två dagar. Den som begränsas får ingen ersättning, så risken hör hemma i kalkylen.
Hur stor den risken är beror på nätet. DSO-resan visar konflikten på en villagata, med trösklarna från en simulering av två svenska lågspänningsnät, och Din TSO-koppling går igenom hur samordningen mellan nätföretagen och Svenska kraftnät byggs. För en batteriägare är det praktiska rådet att fråga elnätsföretaget hur nätet ser ut där batteriet står innan ni förkvalificerar, inte efter.
→ Batterier och det lokala nätet
6 · Vem bär slitaget?
För ett batteri som ägs av en kund men styrs av en aggregator finns en intressekonflikt som ännu saknar standardlösning. Aggregatorn tjänar på aktiveringarna medan ägaren bär slitaget, och när FCR-D gick från omkring 60 till omkring 3 000 aktiveringar per år slets batterierna snabbare än någon hade räknat med. Avtalet med aggregatorn bör därför säga hur många cykler per år som ingår, vem som betalar för fler och vad som händer med garantin.
Den andra kostnaden är vägen in på balansmarknaderna. Utan egen balansansvarig går buden via en mellanhand, för hembatterier till en avgift som brukar ligga på 5–10 %. En fristående roll som leverantör av balanstjänster, som skulle låta en aggregator buda över gränserna mellan flera balansansvariga, väntas tidigast 2028. En stor batteripark som själv är balansansvarig slipper mellanhanden, och det är en del av skillnaden mellan Flowers och CheckWatts affärsmodeller.
Nätavgiften hör också till kalkylen. I Flowers siffror för mars 2026 tog den drygt en femtedel av intäkterna: 2 025 EUR per MW och månad, mot intäkter på 9 568.
7 · Går kalkylen ihop?
En batterikalkyl som bara räknar med dagens FCR-priser räknar på en marknad som redan har vänt. Räkna i stället på en stapel: FCR så länge det betalar, plus det batteriet kan tjäna på mFRR, aFRR, arbitrage och lokal flexibilitet med de cykler som blir över, minus slitage, nätavgift och mellanhandens andel. Lönsamhetskalkylen räknar på återbetalningstid och nuvärde med era egna intäkter och kostnader, och krockkollen varnar för kombinationer av marknader som inte går ihop.
→ Lönsamhetskalkyl för flexresurser
→ Krockkoll för flera marknader
Några datum avgör hur stapeln ser ut de närmaste åren: den nordiska översynen av FCR-N, MARI hösten 2027, PICASSO fjärde kvartalet 2027, den fristående leverantörsrollen 2028 och om Svenska kraftnät köper kapacitetstjänster på fler platser än runt Göteborg. Batterier som byggs med längre varaktighet och med tillgång till flera marknader står bättre rustade när de datumen kommer.
This is the first deep-dive guide for flexibility providers. It picks up where The FSP Journey leaves the battery: in step 1, where FCR is the obvious first market, and in step 5, where revenue gets stacked. It covers grid-scale battery parks and portfolios of home batteries alike.
1 · What does the battery earn today?
A Swedish battery built in the last few years earns almost all of its money by standing ready. In March 2026, Flower took 86% of its gross revenue from capacity payments and 14% from energy markets, with its batteries cycling 0.8 times a day on average. The model is usually called bid-and-hold: maximise the payment for availability, minimise the energy the battery actually moves.
FCR became the entry market for three reasons. The minimum bid is 0.1 MW, against 1 MW for aFRR and mFRR, and type qualification lets a single test cover every identical unit under 100 kW, which is what makes home batteries practical to pool into a portfolio. The payment is for readiness, so the battery wears little. And an inverter responds in milliseconds, faster than any generator.
The battery does have to meet the endurance rules for limited-energy resources: 60 minutes in each direction for FCR-N and 20 minutes for FCR-D. A 1 MW, 1 MWh battery therefore just meets FCR-N, which is why it became the standard size for an FCR battery.
2 · Why is FCR revenue falling?
Demand for FCR stays roughly flat to 2030 while supply grows fast. Against a 547 MW need for FCR-D up, about 4,510 MW was prequalified at the end of 2025, 2,700 MW of it batteries: roughly eight times the need. Prices have followed. FCR-N in Sweden fell from an average of 66 EUR/MW in 2023 to 22 in January–August 2026, and FCR-D down from 70 to 3, although part of the step from 2023 to 2024 comes from Svenska kraftnät switching to marginal pricing. Clean Horizon’s modelled revenue for a Swedish 1-hour battery fell over the same period from 781 to 107 k€/MW a year, with the caveat that the index changed method in January 2026.
Wear has gone up at the same time. Since September 2023, FCR-D activates about 3,000 times a year instead of about 60, so the premise behind bid-and-hold, payment for readiness with almost no wear, holds less well than when the business cases were written.
FCR-N still pays clearly more than FCR-D, but its volume is small, 226 MW in Sweden in 2026, and its dimensioning is under joint Nordic review. It is the last high-price pocket, and it is already crowded.
→ Swedish Balancing Market Dashboard
3 · How much of the battery is being used?
0.8 cycles a day is the number that says the most. A lithium battery can usually sustain 1.5–2 full cycles a day within warranty, so a battery that mostly stands ready uses about half of its ability to move energy. The other half is exactly what the energy-paying markets want: the mFRR energy activation market, aFRR and arbitrage between hours.
That also changes how a battery should be sized. A pure FCR battery needs 20–60 minutes of energy, while the energy-paying markets reward 2–4 hours. The difference already shows in revenue: in 2023 a Swedish 4-hour battery earned about the same as a 1-hour battery in Clean Horizon’s index, and in 2025 about 1.8 times as much. It shows in what gets built, too; Flower’s German projects are 2–4 hours, far more than any FCR strategy needs.
What the business case lacks is the wear cost per cycle. It isn’t public for today’s Swedish battery chemistries, and it is what decides when an extra cycle on mFRR beats staying on FCR. Get it from your own supplier’s data and warranty terms before running the numbers on the next market.
4 · Where does the next revenue come from?
mFRR is the largest growing market. The need for mFRR up is expected to reach about 1,400 MW by 2030, and the energy activation market pays for what the battery actually delivers: in February 2026 the monthly averages for upward activation sat 39–65 EUR/MWh above the spot price, depending on bidding zone. Activations also tend to fall in expensive hours when the battery wants to discharge anyway, so mFRR and arbitrage can be planned together. The minimum bid is 1 MW, so a smaller battery needs an aggregator; CheckWatt has delivered mFRR from home batteries since May 2025, with Bixia as balance-responsible party. The Nordic connection to the European mFRR platform MARI has been postponed to an estimated September or October 2027, and competition changes again when European bids meet Nordic ones.
mFRR has come under pressure as well, and the business case needs to allow for it. The capacity price for mFRR up in SE3 averaged 40.9 EUR/MW in 2025 and 11.3 in 2026, and the premium over spot in energy activation has narrowed. The move towards energy markets is a move into markets whose own prices are falling. That makes long duration and spare cycles more valuable, but it doesn’t make the move a sure gain.
aFRR comes next, with a higher bar. Full activation within five minutes and a 1 MW minimum bid have kept the market concentrated among six providers. The connection to the European platform PICASSO, which Svenska kraftnät plans for the fourth quarter of 2027, brings a step up in volume, and since January 2025 an independent aggregator can deliver aFRR through a licensed intermediary.
Three more layers can sit on top. Arbitrage got easier when the day-ahead market moved to 15-minute products on 30 September 2025. Svenska kraftnät has announced multi-year capacity-service contracts for Hisingen and Stenungsund from around 2027, the first long-term revenue for larger batteries outside spot and FCR, and one a project can borrow against. Local flexibility markets, finally, pay for relieving the grid where the battery sits, but they remain thin: a complement rather than a replacement.
The animation below shows the same battery before and after, with the cycles FCR leaves unused.
5 · What does the grid say?
A battery selling to the whole Nordic system still sits behind a local substation, and the grid company can set limits. Under SO GL Article 182, the grid company may limit or exclude reserves in its grid on technical grounds. The agreement Svenska kraftnät and Energiföretagen have out for consultation in autumn 2026 makes that concrete: a grid analysis at prequalification, and temporary limits announced by 14:00 two days ahead and lasting at most two days. A limited provider receives no compensation, so the risk belongs in the business case.
How big that risk is depends on the grid. The DSO Journey plays the conflict out on a residential street, with the thresholds from a simulation of two Swedish low-voltage grids, and Your TSO Interface covers how coordination between the grid companies and Svenska kraftnät is being built. For a battery owner, the practical advice is to ask the grid company what the grid looks like where the battery sits before you prequalify, not after.
→ Battery Grid Coordination Check
6 · Who bears the wear?
A battery owned by a customer but steered by an aggregator carries a conflict of interest with no standard solution yet. The aggregator earns from the activations while the owner bears the wear, and when FCR-D went from about 60 to about 3,000 activations a year, batteries wore out faster than anyone had planned for. The contract with the aggregator should therefore state how many cycles a year are included, who pays for more, and what happens to the warranty.
The second cost is the route into the balancing markets. Without its own balance-responsible party, a provider bids through an intermediary, for home batteries typically at a fee of 5–10%. A standalone balancing-service provider role, which would let an aggregator bid across several balance-responsible parties, is expected in 2028 at the earliest. A large battery park that is its own balance-responsible party avoids the intermediary, which is part of the difference between Flower’s and CheckWatt’s business models.
The grid tariff belongs in the business case too. In Flower’s March 2026 figures it took just over a fifth of revenue: 2,025 EUR per MW per month against revenue of 9,568.
7 · Does the business case add up?
A battery business case that only counts today’s FCR prices is counting on a market that has already turned. Count on a stack instead: FCR for as long as it pays, plus what the battery can earn on mFRR, aFRR, arbitrage and local flexibility with the cycles left over, minus wear, grid tariff and the intermediary’s share. The Business Case Builder works out payback and net present value from your own revenues and costs, and the Stacking Conflict Checker warns about market combinations that don’t fit together.
→ Flex Resource Business Case Builder
A few dates decide what the stack looks like over the next years: the Nordic FCR-N review, MARI in autumn 2027, PICASSO in the fourth quarter of 2027, the standalone provider role in 2028, and whether Svenska kraftnät buys capacity services anywhere beyond the Gothenburg area. Batteries built with longer duration and access to several markets are better placed when those dates arrive.