Batteriets andra halvaThe other half of the battery
Hur ett batteri som lever på FCR tjänar sina pengar, varför de intäkterna faller, och vad det betyder att ungefär halva batteriet står oanvänt.How a battery living on FCR earns its money, why that revenue is falling, and what it means that about half the battery sits unused.
Dygnsschemat och den nya intäktsfördelningen är illustrativa. Priser från Svenska kraftnät, index från Clean Horizon. Bakgrund: Ditt batteri, Swedish BESS Business Case, Nordic Battery Revenue Trends.
The daily schedule and the new revenue split are illustrative. Prices from Svenska kraftnät, index from Clean Horizon. Background: Your battery, Swedish BESS Business Case, Nordic Battery Revenue Trends.
Läs som textRead as text
1 · Stå redo
Ett batteri på 1 MW och 1 MWh som säljer FCR. Större delen av dygnet står det bara redo, med laddningen kring mitten så att det kan svara åt båda hållen.
Så tjänar ett svenskt batteri nästan alla sina pengar i dag. Flower fick i mars 2026 86 % av intäkterna från kapacitetsersättning, och batterierna cyklade 0,8 gånger per dygn.
2 · Priset faller
Men behovet av FCR ligger still medan utbudet växer. I slutet av 2025 fanns omkring 4 510 MW förkvalificerat för FCR-D upp, mot ett behov på 547 MW.
Priserna har följt efter. FCR-N föll från i snitt 66 EUR/MW 2023 till 22 under 2026, och FCR-D ned från 70 till 3.
3 · Halva batteriet
Samtidigt används bara ungefär halva batteriet. Ett litiumbatteri klarar 1,5–2 cykler per dygn inom garantin, och ett FCR-batteri gör 0,8.
Marknaderna som betalar för energi belönar längre batterier. 2023 tjänade ett svenskt 4-timmarsbatteri lika mycket som ett 1-timmesbatteri; 2025 omkring 1,8 gånger så mycket.
4 · Stapeln
Nästa steg är att använda resten av cyklerna. Batteriet laddar när elen är billig, säljer uppreglering på mFRR, avlastar nätet lokalt när det behövs och står på FCR däremellan.
Fördelningen här är ett exempel, och den är ingen säker vinst. Även mFRR har pressats: kapacitetspriset för uppreglering i SE3 föll från 40,9 EUR/MW 2025 till 11,3 under 2026.
5 · Kostnaderna
Fler cykler betyder mer slitage, och slitagekostnaden per cykel är inte offentlig. Den behöver komma från er egen leverantör innan ni räknar på nästa marknad.
Tre kostnader till hör till kalkylen: nätavgiften, mellanhanden in på balansmarknaderna, och risken att elnätsföretaget begränsar batteriet utan ersättning.
6 · Datumen
Några datum avgör hur stapeln ser ut de närmaste åren, från anslutningen till de europeiska plattformarna 2027 till en fristående roll för balansleverantörer tidigast 2028.
Batterier som byggs med längre varaktighet och tillgång till flera marknader står bäst rustade när de datumen kommer.
1 · Standing ready
A 1 MW, 1 MWh battery selling FCR. For most of the day it just stands ready, with its charge around the middle so it can respond in both directions.
That is how a Swedish battery earns almost all of its money today. In March 2026, Flower took 86% of its revenue from capacity payments, and its batteries cycled 0.8 times a day.
2 · Prices fall
But FCR demand stays flat while supply grows. At the end of 2025, about 4,510 MW was prequalified for FCR-D up, against a need of 547 MW.
Prices have followed. FCR-N fell from an average of 66 EUR/MW in 2023 to 22 in 2026, and FCR-D down from 70 to 3.
3 · Half the battery
Meanwhile only about half the battery is in use. A lithium battery can sustain 1.5–2 cycles a day within warranty, and an FCR battery does 0.8.
The markets that pay for energy reward longer batteries. In 2023 a Swedish 4-hour battery earned the same as a 1-hour one; in 2025, about 1.8 times as much.
4 · The stack
The next step is to use the rest of the cycles. The battery charges when power is cheap, sells upward regulation on mFRR, relieves the local grid when needed, and stands on FCR in between.
The split here is an example, and it isn’t a sure gain. mFRR has come under pressure too: the capacity price for upward regulation in SE3 fell from 40.9 EUR/MW in 2025 to 11.3 in 2026.
5 · The costs
More cycles mean more wear, and the wear cost per cycle isn’t public. It has to come from your own supplier before you run the numbers on the next market.
Three more costs belong in the business case: the grid tariff, the intermediary into the balancing markets, and the risk that the grid company limits the battery without compensation.
6 · The dates
A few dates decide what the stack looks like over the next years, from the connection to the European platforms in 2027 to a standalone role for balancing providers in 2028 at the earliest.
Batteries built with longer duration and access to several markets are best placed when those dates arrive.