Kunstig intelligens
Kan flowbatterier sænke AI-datacentres strømomkostninger?
Føj Securities.io til dine foretrukne kilder på Google
Efter flere år med mangel på computerhardware som GPU’er og hukommelse, og netop som manglen er ved at aftage, bremser en ny flaskehals udrulningen af datacentre: energi. Det skyldes, at de nye bølger af datacenterbyggeri kræver meget stor regnekraft og derfor også forbruger meget strøm.
Det betyder, at de fleste elnet ikke kan håndtere denne pludselige efterspørgselsstigning på flere gigawatt. I teorien kan vedvarende energi være et alternativ, især fordi sol- og vindkraft er blevet meget billigere i de seneste år.
Produktionen af vedvarende energi er dog ofte svingende, og solenergi produceres naturligvis ikke om natten. AI-datacentre skal derimod køre uafbrudt med en oppetid så høj (»fem eller seks niere« – 99,9999 %), at enhver strømmangel er uacceptabel.
Et alternativ kan være energilagring, både for at dække behovet om natten og for at kompensere for den lavere produktion på mindre solrige dage. Hvis det fungerer, kan uafhængige mikronet derefter forsyne datacentrene med strøm og helt undgå denne flaskehals.
En ny undersøgelse foretaget af to forskere ved Sejong University analyserede, hvilke energilagringsteknologier der egner sig bedst til AI-datacentre, som forsynes af et mikronet med vedvarende energi uden tilslutning til elnettet.
Forskerne fandt, at vanadium-redox-flowbatterier kan være bedst egnede til formålet, selv om det også ser ud til, at litium-ion-batterier bliver mere konkurrencedygtige, når datacentrenes belastning stiger. Undersøgelsen sammenligner også disse løsninger med brintbaseret nødstrøm og svinghjul.
De offentliggjorde deres resultater i Journal of Engineering Research1 under titlen »Sammenlignende teknisk-økonomisk vurdering af energilagringsteknologier i et mikronet med vedvarende energi uden nettilslutning til AI-datacentre«.
AI’s enorme strømbehov
I modsætning til tidligere generationer af datacentre minder AI-datacentre, hvad angår strømforbrug, mere om tung industri. Hyperskalerede AI-datacentre kan for eksempel kræve en effektkapacitet på over 100 MW, svarende til det årlige elforbrug i cirka 100.000 husstande. Mange af de nyeste datacentre sigter mod en skala på gigawatt, svarende til forbruget i en million husstande eller nok til at bruge lige så meget strøm, som et helt stort atomkraftværk producerer.
For at bevare deres ESG-profil forsøger hyperskalere og teknologivirksomheder derfor at få strømmen fra kilder med lave CO₂-udledninger.
»Ifølge Det Internationale Energiagentur (IEA) forventes vedvarende energi at dække omkring 50 % af den ekstra efterspørgsel på elektricitet fra datacentre frem mod 2035. Store teknologivirksomheder som Google og Microsoft har annonceret mål om »CO₂-fri energi døgnet rundt« inden 2030 med sigte på løbende at matche elforbruget med produktionen af CO₂-fri elektricitet.«
Simulering af energilagringsmuligheder
Udformning af et realistisk AI-datacenter uden nettilslutning
Undersøgelsen vurderer et hypotetisk mikronet med vedvarende energi til AI-datacentre under de regionale forhold i Taebaek, Sydkorea. Den bjergrige beliggenhed med en gennemsnitlig sommertemperatur på cirka 26,0 °C og en gennemsnitlig minimumstemperatur om vinteren på omkring −9,6 °C giver gode forhold for at reducere datacentrenes kølebehov.
En anden fordel ved området er, at vindproduktionen topper om vinteren, hvor solproduktionen er lavere. Dermed kan systemet udligne energiproduktionen hen over året.
Undersøgelsen ser på et integreret energiforsyningssystem bestående af solceller (PV), vindmøller, brintlagring og tre muligheder for energilagringssystemer (ESS): litium-ion-batterier, vanadium-redox-flowbatterier (VRFB) og svinghjul.
Et delsystem til brintlagring bestående af en elektrolysator, en H₂-tank og en brændselscelle indgår for at muliggøre langtidslagring og udnytte overskydende vedvarende elektricitet.
Mikronetoptimeringssoftwaren HOMER Pro blev brugt til at optimere dimensioneringen af komponenterne og sammenligne den økonomiske ydeevne for forskellige systemkonfigurationer baseret på ESS.
Udformning af en nøjagtig simulering
Datacentre har generelt en relativt stabil grundbelastning året rundt, fordi servere, kølesystemer og den understøttende elektriske infrastruktur kører konstant for at sikre uafbrudt drift. For at tage højde for den begrænsede variation under faktiske driftsforhold blev der indregnet timevise og daglige belastningsudsving på henholdsvis ±5 % og ±3 %.
På det finansielle område blev projektets levetid fastsat til 25 år, den forventede inflation til 2,0 % og den nominelle diskonteringsrente til 2,5 %, hvilket gav en beregnet real diskonteringsrente på 0,49 %.
Kapital-, udskiftelses- og driftsomkostninger for hver ESS blev samtidig varierende til henholdsvis 80 %, 100 % og 120 % af deres baselineværdier, og systemet blev reoptimeret for hver betingelse.
Som en proxy for forbedret køleeffektivitet blev et forenklet scenarie for forbedring af køleeffektivitet evalueret ved at reducere den samlede elforbrug i anlægget med 5 % for det 1 MW-datacenter.
For hver potentiel design har det valgte energilagringssystem forskellige fordele:
- Li-ion er kendetegnet ved høj effektivitet og hurtig respons for kort- til mediumvarighedsbalancering.
- VRFB er bedst til uafhængigt skalerbar kraft og energikapaciteter samt egnethed til langvarig lagring og gentagen dybdeudladning.
- Flywheel viser en hurtig højstrømsrespons og kortvarig lagringskapacitet.
Den maksimale årlige kapacitetsunderskud var begrænset til 2 %. Driftsreservekravene blev sat til 10 % af den aktuelle belastning, 80 % af solcellernes output og 50 % af vindkraftens output.
Dette er en sammenligning på planlægningsniveau, ikke en demonstration af driftssikkerhed i missionskritiske sammenhænge. Den årlige ikke-dækkede elefterspørgsel var 1,18 % for litium-ion, 0,684 % for VRFB og 0,588 % for svinghjul. Disse procenttal måler ikke-dækket energi, ikke nedetid, og kan ikke omregnes direkte til tilgængelighedsgrader. Modellen anvender desuden en forenklet belastningsprofil i stedet for eksplicit at simulere den dynamiske GPU-udnyttelse og kølebehovet.
Find den ideelle kombination af vedvarende mikrogrid
Ved analyse af lithium-ion-konfigurationen var opsætningen med disse batterier + fuldt brintsystem den mest økonomiske.
\”For Li-ion-tilfældet bestod det optimale system af 4443 kW solceller, fem vindmølleenheder, en 500 kW elektrolyzer, en 500 kg brintlagringstank, en 2000 kW FC, en 1284 kW konverter og 14 600 kWh batterikapacitet.\”
Når det gælder flywheel, udgør deres begrænsede kapacitet et problem. Det tvinger designet til at flytte den langvarige balancering til den vedvarende produktion og brintsubsystemet. Så sammenlignet med lithium-tilvalget kræver det en 7000 kW elektrolyzer og en 7000 kg H₂-tank, hvilket er en massiv stigning i den samlede systemstørrelse med 12× for brintkomponenten.
Dette er en stærk kontrast til vanadiumredoxflowbatterier. Den ideelle VRFB-konfiguration kombinerede en væsentligt større energilagringskapacitet (35 271 vs. 14 600 kWh) med en mindre brændselscellekapacitet (500 vs. 2000 kW).
Denne ændring skyldes evnen hos redoxflowbatterier til at holde strøm i længere tid end lithium-ion-batterier, hvilket derfor overtager en del af brintens rolle og reducerer behovet for massive elektrolyzer og brændselsceller.
Som følge heraf har VRFB-systemer den laveste Levelized Cost of Energy (LCOE), 0,1427 $/kWh, sammenlignet med Li-ion (0,2106 $/kWh) og flywheel (0,3721 $/kWh).
Denne lave samlede omkostning skyldtes VRFB-konfigurationen, der viste overlegne målinger i alle driftsaspekter. Den havde de laveste oprindelige kapitalomkostninger, udskiftelsesomkostninger, driftsomkostninger og årlige driftsomkostninger.
Hvad koster det?
For det optimale VRFB-baserede system er den samlede Netto Nutidsværdi (NPC).
var $29.135.914, hvoraf den største komponent var vindmøller til $13.460.283, efterfulgt af vanadiumredoxflowbatterier ($7.396.824) og solpaneler ($5.613.025).
I dette design udgjorde vindmøller 80,4 % af den samlede elproduktion og fungerede som den primære energikilde, mens solceller bidrog med 18,8 % og spillede en komplementær rolle.
Elektriciteten fra brintbrændselscellen udgjorde mindre end 1 % og fungerede primært som backup.
\”På trods af den høje afhængighed af vindmøller blev systemets modstandsdygtighed understøttet af den sæsonmæssige komplementaritet mellem solceller og vindmøller samt den kombinerede brug af ESS og brintsubsystemet, hvilket hjalp med at kompensere for kortsigtede udsving og forlængede perioder med mangel på vedvarende produktion.\”
Investoreres Takeaways
I lang tid har stordriftsfordelene ved produktion af lithium-ion-batterier betyddet, at denne teknologi var den foretrukne løsning til hurtig udrulning af energilagringssystemer.
Imidlertid er lithium-ion fundamentalt en teknologi, der er designet til høj energitetthet i begrænset størrelse og vægt. Volumen og vægt er ikke relevante for fast energilagring, uanset om det er til netstabilisering eller isolerede mikrogrid.
I stedet vil langvarig opladning, lavere kapitalomkostninger og længere levetid alle påvirke den samlede LCOE og økonomi, hvilket giver alternative batterikemi en chance for at konkurrere.
Derudover er disse alternative batteridesigns endnu ikke masseproduceret i stor skala. Det betyder, at yderligere reduktioner i LCOE sandsynligvis vil ske, når de begynder at blive produceret i større volumen.
For anvendelser ud over boliger og elbiler kan nye batterikemier som vanadium-redox-flow-batterier derfor blive den næste teknologi, der vinder større udbredelse. Tendensen går i retning af at tilpasse energilagringen til den enkelte anvendelse i stedet for at antage, at én batterikemi vil dominere.
Det kan være en rentabel investering, hvis man vælger den rette virksomhed med den rette teknologi – især fordi udbygningen af AI-datacentre skaber et presserende behov for bedre muligheder for at sikre energiforsyningen.
Investorer bør dog være opmærksomme på, at der findes mange alternative batterikemier til litium-ion, ikke kun vanadium-redox-flow, som omtalt i vores rapport om emnet. Beregningen i undersøgelsen gav desuden det bedste resultat, når den vedvarende energiforsyning hovedsageligt kom fra vindkraft. En energifordeling med solenergi som den primære kilde kan give andre resultater og begunstige andre typer energilagringssystemer.
Investering i flowbatterier
Invinity Energy Systems
IES Prisdiagram
Invinity Energy Systems blev dannet i 2020 ved en fusion mellem redT Energy og Avalon Battery og er en førende global producent af vanadium-flowbatterier til forsyningssektoren (VFB’er).
Takket være det mere robuste design og en levetid på over 30 år leverer virksomhedens VFB’er 3,8 gange så meget energi gennem hele deres levetid som litium-ion-batterier.
Batteriernes levetid svarer også til sol- og vindenergianlæggenes, hvilket gør dem til et naturligt match til produktion af vedvarende energi.
Kilde: Invinity
Batteriets holdbarhed skyldes den måde, det fungerer på, med en fuldt reversibel væskereaktion. Det giver et system uden nogen af litium-ion-batteriernes fejlmekanismer: ingen metalaflejring, dendritter eller faseændringer. Sikkerheden er desuden væsentligt større, da der ikke er nogen risiko for termisk løbsk reaktion, ingen udledning af klorgas og ingen risiko for termiske hændelser forårsaget af kortslutninger.
Samlet set har virksomheden etableret 9 GW batterikapacitet globalt fordelt på mere end 90 projekter, herunder Canadas største flowbatterianlæg, det 8,4 MWh store sol- og energilagringsprojekt ved Chappice Lake i Alberta, det 20,7 MWh store vanadiumflowbatterisystem VS3 ved Copwood VFB-energiknudepunktet i East Sussex i Storbritannien samt det kommende salg af 43 MWh Endurium-vanadiumflowbatterier til Dairyland Power Cooperative.
Virksomhedens hidtil største projekt er FlexBase Laufenburg-projektet i Schweiz, som får en batterikapacitet på 1,5 GWh og efter planen skal udvides til 2,1 GWh i senere faser.
Investorer bør dog være opmærksomme på, at der stadig er tale om en meget ung startupvirksomhed, som har brug for yderligere finansiering, efterhånden som den vokser.
Det førte blandt andet til et brat fald i aktiekursen på 38 %, da virksomheden annoncerede en kapitalrejsning på £25 millioner, der skulle styrke driftskapitalen og fremskynde produktudviklingen (£10 millioner fra en institutionel aktieplacering, £12,2 millioner fra National Wealth Fund og £2,8 millioner fra et tilbud til private investorer). Kursfaldet skyldtes, at de nye aktier blev udbudt til 10 pence, en rabat på 43 % i forhold til kursen på det tidspunkt.
For at øge rentabiliteten og mindske behovet for fremtidige kapitalrejsninger sigter virksomheden mod at reducere omkostningerne med 66 % inden 2030, og størstedelen af besparelserne forventes allerede at være realiseret ved udgangen af 2027.
Kilde: Invinity
Investorer bør derfor vurdere virksomhedens værdiansættelse grundigt og overveje, om kursfaldet i oktober 2026 er en mulighed for at købe med rabat eller et alvorligt advarselstegn.
(Du kan også læse vores artikel »De 10 bedste batteriaktier at investere i« for alternative investeringsmuligheder på dette område)
Seneste aktienyt og udvikling for Invinity Energy Systems (IES)
Refereret undersøgelse
1. Jimin Hong og Yosoon Choi. Sammenlignende teknisk-økonomisk vurdering af energilagringsteknologier i et netuafhængigt vedvarende mikronet til AI-datacentre. Journal of Engineering Research. 19. oktober 2026. 10.1016/j.jer.2026.10.038
