Polens kapacitetsmarknad: AI gör batterier lönsamma

Polens kapacitetsmarknad gjorde något ovanligt 2025-12-15: batterilagring (BESS) tappade för första gången i volym. Utfallet landade på cirka 685 MW i tilldelade kapacitetsåtaganden för BESS, samtidigt som den totala listan av vinnare omfattade 6 887,639 MW i åtaganden från och med leveransåret 2030. Orsaken var inte att tekniken plötsligt blev sämre, utan att spelreglerna ändrades.

Det här är mer än en polsk policyhistoria. För oss som jobbar med AI inom energi och hållbarhet är det ett tydligt exempel på hur marknader kan svänga snabbt – och varför de aktörer som klarar sig är de som kan mäta, förutsäga och optimera bättre än konkurrenterna.

Det mest intressanta? Trots att BESS fick en rejäl nackdel i auktionen tog batterier ändå hem betydande volymer. Det säger något om var elmarknaden är på väg.

Vad hände i Polen – och varför föll BESS?

Direkta förklaringen är en kraftig sänkning av BESS-teknikens de-rating (”korrigeringsfaktor för tillgänglighet”). I praktiken sätter den en gräns för hur stor del av en anläggnings kapacitet som får budas in i kapacitetsmarknaden, baserat på antagen tillförlitlighet vid inkallning.

Åren innan såg siffrorna helt annorlunda ut:

• 2023: de-rating omkring 95%
• 2024: de-rating omkring 60%
• 2025 (auktionen för 2030): de-rating omkring 13%

När en BESS bara får räkna ~13% av sin effekt som kvalificerad kapacitet i auktionen blir intäktsmöjligheten per installerad MW sämre. Därför blev det färre tilldelningar till batterier – och fler till andra tekniker.

Kapacitetsmarknad som “grundplatta” för BESS

Polen har de senaste åren varit ett av Europas mest intressanta BESS-länder just för att kapacitetsmarknaden fungerat som en finansieringsmotor. Auktionerna 2022–2024 gav ungefär:

• 165 MW i BESS-åtaganden (2022)
• 1,7 GW (2023)
• 2,5 GW (2024)

När 2025 års auktion landar på ~685 MW är det en tydlig brytpunkt. Men den är policy-driven.

Varför gynnades gas – och varför är det inte hela bilden?

Auktionsparametrarna verkar ha utformats för att attrahera gasinvesteringar. Gas vann cirka 2 400 MW av kontrakten. Det är logiskt om systemoperatören vill säkra planerbar effekt snabbt, särskilt i en energimix med stora förändringar.

Men här tycker jag många missar en sak: kapacitet är inte samma sak som systemnytta i varje timme. Gas kan leverera lång uthållighet, ja. Samtidigt levererar BESS andra systemtjänster med hög frekvens och hög precision:

• frekvenshållning och snabba reserver
• spänningsstöd och reaktiv effekt (beroende på anslutning/krav)
• flaskhalslindring lokalt
• intradags- och obalansoptimering
• ”peak shaving” för att minska nätstress

Det som händer när de-rating trycks ned är att en del av BESS-affären flyttar från “policyintäkt” till “marknadsintäkt”. Batterierna måste tjäna mer på handel och stödtjänster – och där blir AI och mjukvara avgörande.

“13% av intäkterna” – varför det ändrar spelplanen

I diskussionen kring utfallet nämns att kapacitetsmarknaden för vinnande BESS kan bli cirka 13% av intäkterna. Om det stämmer är signalen glasklar: optimering och drift blir viktigare än själva kontraktet.

Och då räcker det inte med ett kalkylark och ett standardavtal för handel. Man behöver en optimeringsstack.

Där AI kommer in: från policyberoende till prestationsdriven intjäning

AI gör BESS affärsmässigt robust när marknadsdesignen svänger. När regler, ersättningar och konkurrens förändras behöver operatören kunna ställa om hur batteriet körs – snabbt och datadrivet.

Här är de tre AI-spåren jag ser som mest relevanta för kapacitetsmarknader och “de-rating risk”:

1) Prognoser som faktiskt håller i verkligheten

För att tjäna pengar bortom kapacitet behöver du pricka rätt i:

• prisprognoser (day-ahead, intradag, obalans)
• volatilitet och toppar
• sannolikhet för aktivering i reserver
• lokala nätbegränsningar (där data finns)

En enkel “medelprisprognos” räcker inte. Det som fungerar är modeller som kombinerar:

• historiska pris- och flödesmönster
• väderdrivna variabler (vind/sol)
• kalendereffekter (helger, industristopp, höglast)
• regressions- och sekvensmodeller som fångar snabba regimskiften

När de-rating trycks ned blir varje felaktig cykel dyrare, eftersom kapacitetsintäkten inte längre täcker driftmisstag.

2) Optimering av “stackade intäkter” utan att bränna batteriet

BESS-intjäning handlar sällan om en enda marknad. Den handlar om att stapla intäkter, timme för timme:

• energi-arbitrage
• stödtjänster
• obalanshantering
• nät- eller kundavtal (bakom mätaren)

AI-baserad optimering (ofta en mix av prediktiva modeller + matematisk optimering) behövs för att balansera:

• degradering (cykler, C-rate, temperatur)
• tillgänglighet (särskilt relevant när TSO mäter leverans)
• risk (pris- och volymosäkerhet)

En mening som brukar landa väl i styrelserum: ”Batteriet är en tillgång som slits – optimering är hur du säljer rätt timme, inte flest timmar.”

3) Efterlevnad och bevisbar prestanda

De-rating är i grunden en tillitsfråga: kan tekniken leverera när den behövs?

AI hjälper inte bara med drift – den hjälper med mätbarhet:

• avvikelsedetektering (tidig varning på cellnivå/strängnivå)
• prediktivt underhåll (planera service innan fel slår mot tillgänglighet)
• prestandarapportering (visa leveransprecision, responstid, SoC-hantering)

Om en marknad sänker de-rating därför att man tvivlar på tillgänglighet, är motdraget att kunna säga: ”Här är vår historik, här är vår prognos för tillgänglighet, här är våra kontrollstrategier.” Det är ett dataproblem.

Vad betyder Polens auktion för Norden och svenska aktörer?

Den praktiska lärdomen är att marknadsdesign kan ändras snabbare än projekttider. Auktionen gäller åtaganden från 2030, men investeringsbeslut tas långt tidigare. Det gör tre saker relevanta även för svenska utvecklare, energibolag, industrier och investerare.

1) Bygg affärscaset för två världar

Jag har sett många projekt där man implicit antar stabila stödsystem. Det håller inte.

Räkna på:

• Basfall: kapacitets-/stödsystem minskar
• Stressfall: ersättningar faller + finansieringskostnad stiger
• Uppsidefall: mer volatilitet → mer värde för flexibilitet

Den som redan från början dimensionerar drift, data och handelsförmåga för bas- och stressfall står stadigare.

2) Mjukvara är inte “nice to have” längre

När kapacitetsintäkten krymper blir optimering en större del av lönsamheten. Det betyder att upphandling av:

• EMS (Energy Management System)
• handelsalgoritmer
• prognosmotorer
• dataplattform och telemetry

bör behandlas som en kärninvestering, inte en eftertanke.

3) Håll koll på leveranskedjor och tidsrisk

I Polen pekar flera branschaktörer på en ”race against time” för att leverera inom fem år. Lägg till brist på komponenter (t.ex. turbiner på gassidan, men även transformatorer och nätkomponenter generellt) och du får ett klassiskt genomföranderisk-pussel.

AI kan inte trolla fram transformatorer, men den kan hjälpa med:

• realistisk tidsplanering baserad på historiska genomförandedata
• riskklassning av leverantörer och kritiska beroenden
• simulering av scenarier (”om nätanslutning försenas 9 månader, hur ska vi ändra driftsstrategi och intäktsmix?”)

Vanliga följdfrågor (och raka svar)

Är 13% de-rating ett bevis på att BESS är opålitligt?

Nej. Det är främst en marknadsparameter, inte ett fysikbetyg. BESS kan vara extremt pålitligt, men regelverket kan ändå sätta en låg faktor av policy- eller systemskäl.

Betyder fler gaskontrakt att förnybart bromsas?

Inte nödvändigtvis. Mer planerbar effekt kan vara en brygga när andelen vind och sol ökar. Problemet uppstår om marknaden låser in fossil flexibilitet och gör det svårt för lagring och efterfrågeflex att konkurrera på lika villkor.

Varför vann BESS ändå 685 MW när de-rating sänktes så mycket?

För att BESS-caset i allt högre grad bär sig på flera intäktsströmmar: stödtjänster, handel och systemnytta. Kapacitetsmarknaden är viktig, men inte alltid avgörande.

Så använder du nyheten som en praktisk checklista

Om du ansvarar för strategi, utveckling eller drift av flexibilitetsresurser är det här de fem stegen jag skulle ta efter Polens auktion:

1. Inventera policyberoendet: Hur stor del av intäkten är kapacitets-/stödbaserad?
2. Säkra datagrunden: mätpunkter, upplösning, kvalitet, latency.
3. Kravställ optimering: tydliga mål för intäktsstack, risk och degradering.
4. Bygg bevisbar tillgänglighet: rapporter, larm, prediktivt underhåll.
5. Planera för regeländringar: scenariomodeller som uppdateras kvartalsvis.

En enkel tumregel: Om din BESS-affär dör av en parameterändring, är det inte bara politiken som är problemet – det är robustheten i modellen.

Nästa kapitel för AI inom energi och hållbarhet

Polens kapacitetsmarknad visar hur snabbt “vinnande teknik” kan bli “pressad teknik” när de-rating ändras. Men den visar också något mer optimistiskt: batterier tar plats även när de får sämre villkor, eftersom elnätet behöver snabb flexibilitet.

För den som vill skapa affärer (och inte bara projekt) är slutsatsen tydlig: AI-driven prognos, optimering och prestandastyrning är det som gör energilagring uthålligt lönsam.

Vad blir nästa test? När fler europeiska marknader skärper kraven på leverans och tillgänglighet kommer de aktörer som kan bevisa sin prestanda med data – och styra sina resurser med intelligenta modeller – att ha ett försprång.