Når en virksomhed overvejer et industrielt batterianlæg, handler beslutningen sjældent kun om selve batteriet. Den handler om det system, batteriet skal spil...

Når en virksomhed overvejer et industrielt batterianlæg, handler beslutningen sjældent kun om selve batteriet. Den handler om det system, batteriet skal spille sammen med: det danske elmarked, elnettet og den regulering, der former begge dele. For en CFO, en COO eller en energiansvarlig er det svært at vurdere et anlæg uden at forstå den verden, det skal fungere i.

Denne artikel er et overblik. Den forklarer det danske elsystem i store træk, hvordan markederne hænger sammen, hvorfor vedvarende energi, flaskehalse og fleksibilitet er tre sider af samme sag, og hvad den regulatoriske udvikling betyder frem mod 2030. Den samler også de spørgsmål, industrielle beslutningstagere oftest stiller, og oversætter systemniveauet til de konkrete konsekvenser, det har for en virksomhed. Undervejs henviser vi til en række uddybende artikler om de enkelte emner, så det er muligt at gå i dybden, hvor det er relevant. Målet er ikke at gøre læseren til energihandler, men at give det systemoverblik, der skal til for at træffe en oplyst beslutning om et anlæg.

Det danske elsystem i fem lag

Det danske elsystem har ændret sig markant på få år. Fra et system båret af nogle få store, styrbare kraftværker er det blevet et system med meget vind og sol, tættere kobling til nabolandene og et voksende elforbrug. Den forandring er baggrunden for stort set alt det, en BESS-beslutningstager støder på: svingende priser, flaskehalse, nye markeder og en regulering, der løbende tilpasses. For at kunne placere et batteri i det billede hjælper det at se systemet som fem lag, der er afhængige af hinanden.

Det første lag er produktionen. Strøm produceres i dag i høj grad af vind og sol, suppleret af kraftvarme, biomasse og import gennem udlandsforbindelserne. En stigende andel af produktionen er variabel, altså afhængig af vejret, og det ændrer grundlæggende, hvordan systemet skal styres. Hvor man tidligere kunne skrue op og ned for nogle få store kraftværker, skal balancen nu findes i et system med mange og mere svingende kilder.

Det andet lag er nettet. Transmissionsnettet fører store mængder strøm over lange afstande ved høj spænding og drives af den systemansvarlige virksomhed, Energinet. Distributionsnettet fører strømmen det sidste stykke ud til virksomheder og husstande og drives af lokale netselskaber. Nettet er den fysiske infrastruktur, og som vi vender tilbage til, er det i stigende grad her, begrænsningerne opstår.

Det tredje lag er balancen. Produktion og forbrug skal være i balance fra sekund til sekund, hvilket aflæses direkte på nettets frekvens omkring 50 hertz. For at holde den balance køber Energinet en række reserver, de såkaldte systemydelser, der kan reagere på afvigelser i forskellige hastigheder.

Det fjerde lag er markedet. Strøm handles på en fælles nordisk og europæisk børs, hvor prisen fastsættes time for time, og tættere på driftstimen justeres positioner på intraday-markedet. Prisen afspejler balancen mellem udbud og efterspørgsel og svinger derfor med vejret, forbruget og kapaciteten på forbindelserne til nabolandene.

Det femte lag er forbruget, herunder industrien. Her bruges strømmen, og her kan et batteri placeres som en lokal komponent, der kan flytte forbrug i tid, lagre energi og indgå i markederne gennem de rette aktører.

De fem lag er ikke adskilte. En ændring i produktionen slår igennem på markedet, i nettet og i balancen, og et anlæg hos en forbruger kan påvirke flere lag på én gang. Et batteri, der aflader i en spidsbelastet time, påvirker både forbrugslaget, markedet og lokalt nettet. Det er den sammenhæng, resten af artiklen udfolder.

Hvorfor vedvarende energi, flaskehalse og fleksibilitet hænger sammen

En af de vigtigste pointer i det moderne elsystem er, at mere vedvarende energi ikke i sig selv løser alt. Det skaber også nye udfordringer, som hænger tæt sammen.

Sol og vind producerer, når vejret tillader det, ikke når forbruget er størst. I perioder producerer de mere, end der bliver brugt. I 2024 dækkede vedvarende energikilder en stor del af det danske elforbrug, og i en betydelig andel af årets timer oversteg produktionen fra sol og vind det samlede forbrug, jf. Energinets gennemgang af året 2024. Når der er overskud, falder prisen, og i perioder helt til nul eller derunder.

Overskuddet skal enten bruges, lagres eller transporteres væk. Kan nettet ikke transportere det derhen, hvor der er brug for det, opstår en flaskehals, og en del af den vedvarende produktion kan blive nedreguleret, fordi den hverken kan aftages lokalt eller føres væk. Det er en ærgerlig situation: der er rigelig grøn strøm, men den kan ikke bruges. Prisforskelle mellem prisområder er et markedsmæssigt symptom på netop det, at nettet ikke frit kan flytte strøm derhen, hvor den er billigst, som beskrevet i Energinets Electricity Market Report 2025.

Det er her, fleksibilitet kommer ind. Evnen til at flytte forbrug og lagre energi gør det muligt at bruge mere af den vedvarende produktion og at aflaste nettet lokalt. Vedvarende energi, flaskehalse og fleksibilitet er med andre ord tre sider af samme udvikling: jo mere variabel produktion, jo større behov for fleksibilitet og for et net, der kan følge med. Jo mere sol og vind der kommer til, jo større bliver prisudsvingene mellem overskuds- og underskudstimer, og jo mere værd bliver et redskab, der kan flytte energi mellem dem.

Det er samtidig vigtigt at være præcis om, hvad et batteri kan i den sammenhæng. Det kan aflaste en flaskehals lokalt og flytte energi i tid, men det tilføjer ikke transportkapacitet til nettet og løser ikke de strukturelle flaskehalse mellem landsdele. De store, systemiske udfordringer løses gennem en kombination af netudbygning, marked og fleksibilitet på tværs af mange aktører. Et batteri er en brik, der kan bidrage lokalt, og det er den rolle, det skal vurderes ud fra. Vi uddyber både flaskehalse og markedskonsekvenserne af overskud i egne artikler.

Systemydelser: hvordan nettet køber hastighed og balance

For at holde frekvensen stabil køber Energinet reserver, der kan reagere hurtigt. De hurtigste kaldes Frequency Containment Reserve. I Vestdanmark hedder produktet FCR, mens Østdanmark har FCR-N til de små, løbende udsving og FCR-D til større forstyrrelser. Ifølge Energinets produktoversigt reagerer FCR inden for 30 sekunder, mens de tilhørende aktiveringsreserver aFRR og mFRR har reaktionstider på henholdsvis fem og 12,5 minutter. De hurtige reserver bremser en frekvensafvigelse, og aktiveringsreserverne bringer bagefter balancen helt på plads. Forskellen på de to FCR-produkter i Østdanmark er værd at kende: FCR-N arbejder inden for det normale frekvensbånd tæt på 50 hertz og justerer de små, løbende udsving, mens FCR-D først kobles ind ved større, pludselige forstyrrelser, for eksempel hvis et stort anlæg eller en udlandsforbindelse falder ud. I takt med at mere af produktionen kommer fra sol og vind, er der mindre naturlig træghed i systemet, og det gør netop de hurtige reserver mere efterspurgte.

Batterier er teknisk velegnede til de hurtige reserver, fordi de kan gå fra hvile til fuld effekt næsten øjeblikkeligt og levere en præcis, gentagelig respons. Men hastighed er ikke det hele. Et batteri har et begrænset energilager og behandles derfor som en særlig kategori, hvor der stilles krav til styring af ladetilstanden, så det kan levere den lovede ydelse uden at løbe tør. Et anlæg skal desuden prækvalificeres, altså gennem tekniske test dokumentere, at det kan levere, før det må deltage. De fleste enkeltstående industrielle batterier er for små til at deltage alene og indgår derfor i en aggregeret portefølje, hvilket er en del af det regelgrundlag, Energinet har for prækvalifikation af anlæg og aggregerede porteføljer.

Der skelnes mellem to former for betaling: kapacitet, altså at stå til rådighed, og energi, altså den faktisk leverede ydelse, når reserven aktiveres. Vi gennemgår FCR og de øvrige hurtige reserver samt aktiveringsmarkederne aFRR og mFRR i to selvstændige artikler. For dette overblik er pointen, at systemydelser er den måde, elsystemet køber hastighed og balance på, og at et batteri kan bidrage, hvis det opfylder kravene.

Markederne: hvor værdien opstår

Ved siden af systemydelserne ligger de egentlige energimarkeder. Det største er day-ahead-markedet, ofte kaldet spotmarkedet, hvor strøm handles dagen før driftsdøgnet, og hvor prisen fastsættes i en fælleseuropæisk kobling, som Nord Pool beskriver. Tættere på driftstimen kan positioner justeres på intraday-markedet, når prognoser ændrer sig. Et batteri kan i princippet skabe værdi på tværs af disse markeder ved at optage energi, når prisen er lav, og levere den, når den er høj.

Ud over energimarkederne findes betaling for kapacitet, som er tættere knyttet til reglerne for effekttilstrækkelighed. Skellet mellem kapacitet og energi går igen på tværs af markederne: kapacitet er betaling for at stå til rådighed i en periode, mens energi er betaling for den faktisk leverede mængde, når anlægget aktiveres. Et anlæg kan derfor i nogle markeder få betaling for at være klar, selv i timer hvor det ikke aktiveres, og derudover for den energi, det leverer, når kaldet kommer.

Et batteri kan over tid kombinere flere af disse indtægtsstrømme, alt efter hvor værdien er størst i den enkelte periode. Det er en af grundene til, at et batteri sjældent optimeres mod ét marked alene. Vi beskriver ikke den konkrete måde, en portefølje optimeres på, da det er driftsmæssig og kommerciel viden, og vi angiver bevidst ingen prisniveauer i denne serie, fordi de svinger med time, prisområde og årstid, og fordi historiske niveauer ikke er et løfte om fremtidige.

En vigtig adskillelse er værd at understrege allerede her. At der er indtægtsmuligheder på markederne, betyder ikke, at en kunde i vores standardmodel er eksponeret mod dem. Kunden modtager en fast betaling, mens markedsindtægten og markedsrisikoen ligger hos ZynexGroup i aftaleperioden. Hvordan et batteri kan optimeres på tværs af flere markeder, behandler vi i en selvstændig artikel om indtægtsstrømme. Det centrale for en beslutningstager er at forstå, at værdien opstår ved fleksibel brug af det samme anlæg, ikke fra ét marked alene.

To elzoner: DK1 og DK2

Danmark er delt i to prisområder. DK1 er Vestdanmark, vest for Storebælt, og hører til det kontinentaleuropæiske synkronområde. DK2 er Østdanmark, øst for Storebælt, og hører til det nordiske synkronområde. Opdelingen er formelt fastlagt i Energinets forskrift for balanceansvar, og de to områder er kun forbundet med en jævnstrømsforbindelse over Storebælt.

Opdelingen betyder, at priser, systemydelsesprodukter og lokale forhold kan variere mellem de to zoner. Østdanmark er ifølge Energinets markedsrapport generelt mere udsat for høje priser i perioder med lav produktion fra sol og vind, fordi Vestdanmark har flere og større udlandsforbindelser at trække på. Vestdanmark er forbundet til blandt andet Tyskland, Norge, Sverige, Nederlandene og Storbritannien, mens Østdanmark er forbundet til Tyskland og Sverige. De forskellige forbindelser giver zonerne forskellig eksponering mod det omgivende marked.

Også systemydelserne er organiseret forskelligt i de to zoner, som beskrevet ovenfor. For en virksomhed med anlæg begge steder er det værd at vide, at forudsætningerne ikke uden videre kan overføres fra den ene ende af landet til den anden, og at et anlæg derfor bør vurderes lokation for lokation. Ingen af zonerne er generelt bedre end den anden, men de er ikke ens, og en business case, der holder i den ene zone, kan se anderledes ud i den anden. Vi behandler de praktiske forskelle i en egen artikel.

Net og tilslutning: en knap ressource

Nettet er blevet en af de mest afgørende faktorer for, om et projekt kan realiseres. Efterspørgslen efter at blive tilsluttet elnettet er vokset kraftigt, og Energinet oplyste i begyndelsen af 2026, at der lå omkring 60 gigawatt nyt forbrug i kø, mens Danmarks maksimale forbrug er cirka 7 gigawatt. En stor del af presset kommer fra datacentre, batterier og power-to-x-anlæg. Det fik Energinet til midlertidigt at sætte nye tilslutningsaftaler på pause.

Pausen blev fulgt op af en ny model. Energinet meldte i maj 2026 ud, at større tilslutninger fremover behandles samlet i puljer og efter skærpede krav til modenhed, fremdrift og netvenlighed, og at der for de allerstørste tilslutninger i flere tilfælde kan være en tidshorisont på fem til ti år. Samtidig håndterer den systemansvarlige de løbende flaskehalse i driften gennem redispatch og modhandel.

For en virksomhed viser presset sig ikke som mørke i stikkontakten, men som begrænset adgang: længere ventetider og lokal kapacitet, der ikke uden videre kan udvides. Det gør en eksisterende, udnyttet nettilslutning mere værdifuld, fordi den ikke står bagest i en flerårig kø, og det gør timing til et reelt strategisk spørgsmål. Et batteri, der placeres ved en eksisterende tilslutning og indrettes, så det belaster nettet mindst muligt, er netop den slags netvenlige løsning, som den nye model belønner. Vi behandler både flaskehalse og nettilslutning og ventetider i egne artikler.

Regulatorisk momentum

Rammerne omkring elmarkedet er under forandring på flere fronter, og udviklingen går i retning af mere fleksibilitet og mere lagring.

På EU-niveau blev elmarkedet reformeret i 2024 med forordning (EU) 2024/1747 og et tilhørende direktiv. Reformen anerkender fleksibelt forbrug og lagring, forpligter medlemsstaterne til at vurdere deres behov for fleksibilitet, fremmer langsigtede aftaler som power purchase agreements og tovejs differencekontrakter, og rammesætter kapacitetsmekanismer, som lagring kan deltage i. Europa-Kommissionen beskriver kapacitetsmekanismer som en betaling for at have kapacitet til rådighed, som medlemsstaterne kan indføre under nærmere betingelser. I Danmark er en sådan mekanisme endnu ikke indført, men der arbejdes på at afklare, om den er relevant. Vi går i dybden med reformen i en egen artikel.

På dansk niveau viser fremskrivningerne, at systemet er under pres. Klima-, energi- og forsyningsministeren har efter anbefaling fra Energinet fastsat planlægningsmålet for elforsyningssikkerheden for 2035 til 38 afbrudsminutter, en mindre stigning fra det tidligere mål på 36 minutter for 2034. Danmark har fortsat en meget høj elforsyningssikkerhed, men elektrificering og aldrende netkomponenter lægger pres på niveauet. Og i sommeren 2026 indgik et bredt politisk flertal en akutplan for elnettet, der skal give mulighed for at prioritere adgangen til nettet efter politisk fastsatte kriterier frem for efter først til mølle. De tre spor, reform, fremskrivninger og prioritering, peger samme vej: fleksibilitet og lagring bliver mere efterspurgt, og adgang til nettet bliver noget, man skal gøre sig fortjent til frem for noget, man automatisk får. Vi uddyber fremskrivningerne i en egen artikel.

Værdikæden og aktørerne

Et batteri kommer ikke på markedet af sig selv. Der ligger en kæde af roller mellem anlægget og markedet. Den balanceansvarlige aktør bærer det økonomiske ansvar over for Energinet for ubalancer mellem det planlagte og det faktiske. Leverandøren af balanceringstjenester leverer selve systemydelserne og kan være en anden aktør end den balanceansvarlige. Aggregatoren samler flere anlæg i en portefølje, så de tilsammen kan opfylde markedets krav til størrelse, for eksempel en minimumsbudstørrelse, som et enkelt mindre anlæg ikke kan nå alene. Siden den 1. januar 2025 har aggregatorvirksomheder efter bekendtgørelsen om aggregering ret til at deltage på elmarkederne på ikke-diskriminerende vilkår.

Pointen for en anlægsejer er, at det at eje et batteri ikke i sig selv gør en til markedsdeltager. En anlægsejer sælger typisk sin strøm gennem en elleverandør, der samarbejder med en balanceansvarlig aktør, og for at byde ind på systemydelser skal anlægget enten samarbejde med en balanceansvarlig eller en leverandør af balanceringstjenester eller selv godkendes som en af delene. Markedsadgangen ligger altså i de markedsvendte roller, og de kan varetages af en samarbejdspartner, så kunden ikke selv skal indgå aftale med en balanceansvarlig eller prækvalificere anlægget. Balanceansvaret indebærer desuden en økonomisk risiko for ubalancer og markedsudsving, og når den rolle ligger hos partneren frem for hos kunden, er det også partneren, der bærer den risiko. Vi gennemgår hele værdikæden i en egen artikel.

ZynexGroups rolle i markedet

Her er det på sin plads at være præcis om, hvad vi gør. ZynexGroup hjælper industrielle kunder med at få BESS-anlæg i drift og med at deltage i det danske elmarked via optimering og samarbejde med en aggregeringspartner. Kunden får en fast kontraktuel rådighedsbetaling, mens ZynexGroup varetager den kommercielle optimering i aftaleperioden. ZynexGroup er ikke balanceansvarlig aktør og lover ikke kunden en specifik markedsindtjening, men sørger for, at anlægget kan indgå i relevante markeder, når det er teknisk og kontraktmæssigt muligt.

Konkret ligger vores fokus i dag på aktiveringsmarkederne aFRR og mFRR gennem vores samarbejdspartner. FCR deltager vi ikke aktivt i i dag, fordi det under de nuværende forhold ikke er det kommercielt mest attraktive for vores model. Vi håndterer desuden screening og støtte i nettilslutningsprocessen, og vores platform kan hjælpe mindre sites, der ellers ville ligge under de typiske partnerkrav, med at indgå i partnernetværket. Det hele sker inden for én ramme: kunden indgår aftale med os, og vi og vores partner håndterer de markedsvendte roller. Kunden slipper dermed for både det administrative arbejde og for eksponeringen mod markedets udsving.

Fra systemniveau til erhvervskonsekvens

Hele denne gennemgang kan koges ned til nogle få konsekvenser for en virksomhed. For det første er strøm ikke længere en ubegrænset, prisstabil ressource, man kan tage for givet. Prisen svinger mere, og adgangen til nettet er blevet knap. Det gør det mere værdifuldt at kunne flytte og lagre energi, og det gør timing og eksisterende netadgang til reelle aktiver.

For det andet er der forskel på systemets kompleksitet og kundens position. Systemet er komplekst, med mange markeder, roller og regler. Men for en kunde i vores standardmodel er positionen enkel: en fast rådighedsbetaling og en klar arbejdsdeling. Man behøver ikke at forstå hver detalje i markederne for at træffe en god beslutning, men det hjælper at forstå, hvad et batteri kan bidrage med, og hvad det ikke kan.

For det tredje er et batteri en brik, ikke en universalløsning. Det kan aflaste lokalt, flytte energi i tid og indgå i markederne gennem de rette aktører, men det ændrer ikke landsstatistikken for forsyningssikkerheden, tilføjer ikke netkapacitet og løser ikke systemets samlede udfordringer alene. En ansvarlig beslutning hviler derfor på en konkret vurdering af det enkelte site, ikke på en generel forventning om, at markedet eller systemet giver en gevinst.

For det fjerde er retningen i systemet tydelig, selvom detaljerne er usikre. Mere vedvarende energi, større prisudsving, knappere netkapacitet og en regulering, der prioriterer fleksibilitet, peger alle samme vej: evnen til at flytte og lagre energi bliver mere værd over tid, ikke mindre. Det betyder ikke, at et anlæg er en god idé for alle, men det betyder, at spørgsmålet om fleksibilitet og lagring er værd at forholde sig til aktivt frem for at udskyde det, til systemet presser en beslutning frem. En nøgtern vurdering nu er bedre end en forhastet beslutning senere.

Ofte stillede spørgsmål

Tjener jeg som kunde på spotmarkedet? I vores standardmodel nej. Kunden modtager en fast kontraktuel rådighedsbetaling og er ikke direkte eksponeret mod spotprisen eller mod indtægten fra systemydelser. Den markedsindtægt, optimeringen måtte give, tilfalder ZynexGroup i aftaleperioden, mod at kunden får en forudsigelig betaling.

Hvem handler på markedet på anlæggets vegne? Det gør vores samarbejdspartner i de markedsvendte roller, ikke kunden og ikke ZynexGroup som balanceansvarlig. Kunden handler ikke selv og er ikke markedsdeltager i juridisk forstand. Det er en bevidst arbejdsdeling, hvor markedsadgangen faciliteres gennem værdikæden.

Hvorfor en fast betaling frem for en andel af markedsindtægten? Fordi det giver kunden forudsigelighed og flytter markedsrisikoen væk fra kunden. Markederne svinger, og optimering kræver løbende arbejde og eksponering. I standardmodellen bærer ZynexGroup den risiko og det arbejde, mens kunden får en aftalt betaling. Selve betalingsmodellen, herunder beregningsgrundlaget, hører til vores finansielle pillar, hvor den er beskrevet i detaljer.

Deltager ZynexGroup i alle markeder? Nej. Vores nuværende fokus er aFRR og mFRR via partner, mens FCR ikke er et marked, vi deltager aktivt i i dag. Hvilke markeder et konkret anlæg kan indgå i, afhænger af anlægget, sitet og de gældende regler, og det er en del af den vurdering, vi laver sammen med kunden.

De uddybende artikler, og hvornår man skal dykke ned

Denne artikel er et overblik. De artikler nedenfor går i dybden med hvert sit hjørne. De kan læses hver for sig, alt efter hvad der er relevant.

FCR, FCR-D og FCR-N: Hvad er systemydelser, og hvorfor betaler nogen for jeres batteris hastighed?: Hvad systemydelser er, og hvad batterier bliver betalt for. Relevant som grundlag for markedet.
aFRR og mFRR: Aktiveringsmarkeder forklaret for industrien: aFRR og mFRR forklaret for industrien. Relevant, når aktiveringsmarkeder skal forstås.
Spot, intraday og kapacitetsmarkeder: Hvor tjener et BESS egentlig penge?: Hvor et BESS tjener penge på tværs af markeder. Relevant for forventningsafstemning.
Grid congestion og redispatch: Hvad sker der naar nettet er fuldt?: Flaskehalse og redispatch i praksis. Relevant for VE-tunge sites og netpres.
Elmarkedsreformen 2024: Kapacitetsmarkeder og hvad de aendrer for batterier: Elmarkedsreformen og kapacitetsmarkeder. Relevant for strategisk timing.
Energinets fremskrivninger: Hvad tallene betyder for industriens elforsyning: Energinets fremskrivninger og konsekvenser. Relevant frem mod 2030.
DK1 vs DK2: Praktiske forskelle for industrielle BESS-anlaeg: Praktiske forskelle mellem DK1 og DK2. Relevant ved valg af lokation.
BRP, aggregator og balanceansvar: Hvem goer hvad i vaerdikaeden?: Værdikæden fra anlæg til marked. Relevant, når roller skal afklares.
Nettilslutning, ventetider og strategisk timing: Hvorfor handle nu er et markedsspoergsmaal: Nettilslutning, ventetider og timing. Relevant før investering.
Naar sol og vind producerer uden lagring: Markeds- og netkonsekvenser for industrielle forbrugere: Overskudsstrøm og markedskonsekvenser. Relevant ved VE og fleksibilitet.

Samlet perspektiv

Det danske elsystem kan forstås som fem lag: produktion, net, balance, marked og forbrug. De hænger sammen, og den store forandring, mere vedvarende energi, slår igennem på dem alle. Det skaber overskud og flaskehalse, og det gør fleksibilitet og lagring mere værdifulde. Samtidig er nettet blevet en knap ressource, og reguleringen bevæger sig mod at prioritere adgang og understøtte fleksibilitet.

For en industriel beslutningstager er den vigtigste pointe, at markedet er komplekst, men at kundens position i vores standardmodel er enkel: en fast rådighedsbetaling og en klar arbejdsdeling, hvor ZynexGroup og en samarbejdspartner håndterer markedet. At forstå systemet gør det lettere at vurdere, hvad et anlæg realistisk kan bidrage med, og at skelne mellem, hvad der er reelt, og hvad der er for godt til at være sandt. De uddybende artikler i denne pillar går i dybden med hvert af de emner, dette overblik har berørt, fra systemydelser og markeder til net, regulering og værdikæde.

Få vurderet potentialet for jeres facilitet

Vil I have et konkret billede af, hvad et industrielt BESS-anlæg kan betyde for jeres virksomhed i det danske energimarked, bruger vi jeres egne data som udgangspunkt: nettilslutning, forbrugsprofil og historik, gerne suppleret med jeres viden om kritiske laster og driftsforhold. På det grundlag laver vi en indledende vurdering af, om der er et match, og hvad næste skridt i så fald kunne være. I er velkomne til at kontakte os.

Det danske energimarked forklaret: Hvad industrielle BESS-beslutningstagere skal forstaa i 2025-2030