Storbritannien har länge varit en föregångare inom storskalig batterilagring i Europa. Men 2024 präglades utvecklingen av osäkerhet och frustration, vilket bromsade både utbyggnad och investeringsvilja. Enligt SolarPower Europe installerades 1,2 GWh under året – en minskning jämfört med 2023 och långt ifrån tidigare förväntningar (s. 32).
Det som främst försenade projekten var elnätsanslutningar. I Storbritannien krävs i många fall att batteriprojekt själva bekostar utbyggnaden av stamnätet, vilket inte bara innebär höga kostnader, utan även åratal av väntetid. I vissa regioner väntar projekt fortfarande på nätanslutning som beviljades så tidigt som 2016 (s. 33).
Samtidigt har intäkterna från frekvensstabiliserande tjänster – som tidigare varit en viktig del av affärsmodellen – minskat kraftigt. Flera aktörer rapporterar att marknaden för dessa tjänster blivit allt mer volatil, och att intäkterna nu är både lägre och svårare att prognostisera (s. 33). Detta har lett till att färre projekt kan uppvisa lönsamhet, vilket i sin tur hämmar kapitaltillgången.
Den brittiska regeringen har visserligen lanserat initiativ för att förbättra läget, däribland en översyn av nätanslutningsprocessen. Men enligt SolarPower Europe behövs mer. För att Storbritannien ska återta en ledande roll krävs reformer som möjliggör intäktsstackning, snabbare tillstånd och en tydlig plats för batterier i det nationella flexibilitetssystemet (s. 34).
Utan dessa förändringar riskerar landet att tappa sin konkurrensfördel – inte minst mot Italien, Spanien och andra sydeuropeiska länder som nu snabbt skalar upp sin lagringskapacitet.
Källa: SolarPower Europe (2025), European Market Outlook for Battery Storage 2025–2029, s. 32–34.