Artificiell intelligens
Kan flödesbatterier sänka elkostnaderna för AI-datacenter?
Lägg till Securities.io bland dina föredragna källor på Google
Efter flera år av brist på datorhårdvara som GPU:er och minne, och just när bristen börjar lätta, bromsar en ny flaskhals utbyggnaden av datacenter: energi. Det beror på att de nya byggvågorna av datacenter kräver mycket beräkningskraft och därför också förbrukar stora mängder el.
Det innebär att de flesta elnäten inte kan hantera den plötsliga ökningen av efterfrågan på flera gigawatt. I teorin skulle förnybar energi kunna vara ett alternativ, särskilt eftersom sol- och vindkraft har blivit mycket billigare de senaste åren.
Förnybar elproduktion är dock ofta intermittent, och solkraft fungerar förstås inte på natten. AI-datacenter måste däremot vara i drift oavbrutet, med en drifttid så hög (”fem eller sex nior” – 99,9999 %) att varje elbrist är oacceptabel.
Ett alternativ är energilagring, både för att överbrygga nattens timmar och för att kompensera för lägre produktion under mindre soliga dagar. Om det fungerar kan fristående mikronät sedan förse datacentren med el och helt undanröja den här flaskhalsen.
En ny studie av två forskare vid Sejong University analyserade vilka energilagringstekniker som passar bäst för AI-datacenter som drivs med ett fristående mikronät baserat på förnybar energi.
Forskarna fann att vanadinbaserade redoxflödesbatterier skulle kunna passa bäst för den här tillämpningen, även om litiumjonbatterier också verkar bli mer konkurrenskraftiga när datacentrens belastning ökar. Studien jämför också dessa alternativ med vätgasbaserad reservkraft och svänghjul.
De publicerade sina resultat i Journal of Engineering Research1 under titeln ”Jämförande teknoekonomisk bedömning av energilagringstekniker i ett fristående mikronät med förnybar energi för AI-datacenter”.
AI:s enorma elbehov
Till skillnad från tidigare generationers datacenter liknar AI-datacenter snarare tung industri när det gäller elförbrukning. Storskaliga AI-datacenter kan till exempel kräva en effekt på över 100 MW, vilket motsvarar den årliga elförbrukningen hos cirka 100 000 hushåll. Många av de senaste datacentren siktar dessutom på en skala på gigawattnivå, vilket motsvarar förbrukningen hos en miljon hushåll eller tillräckligt med el för att förbruka lika mycket som ett helt stort kärnkraftverk producerar.
För att bevara sin ESG-profil försöker hyperskaliga molnleverantörer och teknikföretag därför få sin el från koldioxidsnåla källor.
”Enligt Internationella energiorganet (IEA) förväntas förnybar energi stå för omkring 50 % av den ökade efterfrågan på el från datacenter fram till 2035. Stora teknikföretag som Google och Microsoft har tillkännagett mål om ”koldioxidfri el dygnet runt” till 2030, med ambitionen att matcha elförbrukningen med koldioxidfri elproduktion i realtid.”
Simulering av energilagringsalternativ
Utformning av ett realistiskt fristående AI-datacenter
Studien utvärderar ett hypotetiskt fristående mikronät med förnybar energi för AI-datacenter under de regionala förhållandena i Taebaek, Sydkorea. Den bergiga platsen bidrar till en genomsnittlig sommartemperatur på cirka 26,0 °C, medan den genomsnittliga lägsta vintertemperaturen är omkring −9,6 °C. Det ger gynnsamma förutsättningar för att minska datacentrens kylbehov.
En annan fördel med platsen är att vindkraftsproduktionen når sin topp under vintern, när solkraftsproduktionen är lägre. Därmed kan systemet balansera energiproduktionen mellan årstiderna.
Studien omfattar ett integrerat elförsörjningssystem med solceller (PV), vindturbiner, vätgaslagring och tre alternativ för energilagringssystem (ESS): litiumjonbatterier, vanadinbaserade redoxflödesbatterier (VRFB) och svänghjul.
Delsystemet för vätgaslagring, som består av en elektrolysör, en H₂-tank och en bränslecell, ingår för att möjliggöra långvarig lagring och ta till vara på överskottsel från förnybara källor.
Programvaran HOMER Pro för optimering av mikronät användes för att optimera komponenternas dimensionering och jämföra den ekonomiska prestandan hos olika systemkonfigurationer baserade på energilagringssystem (ESS).
Utformning av en exakt simulering
Datacenter har generellt en relativt stabil grundbelastning året runt, eftersom servrar, kylsystem och tillhörande elinfrastruktur är i drift kontinuerligt för att upprätthålla oavbruten service. För att ta hänsyn till den begränsade variationen under faktiska driftförhållanden användes timvisa och dagliga belastningsvariationer på ±5 % respektive ±3 %.
Projektets livslängd sattes till 25 år, den förväntade inflationstakten till 2,0 % och den nominella diskonteringsräntan till 2,5 %. Den reala diskonteringsräntan beräknades därmed till 0,49 %.
Investerings-, utbytes- och drift- och underhållskostnaderna för varje energilagringssystem (ESS) varierades samtidigt till 80 %, 100 % och 120 % av sina grundvärden, och systemet optimerades på nytt för varje scenario.
Som en uppskattning av förbättrad kylprestanda utvärderades ett förenklat scenario med effektivare kylning, där anläggningens totala elbehov minskades med 5 % för datacentret på 1 MW.
Varje energilagringssystem som valdes för de olika möjliga utformningarna har sina egna fördelar:
- Litiumjonbatterier utmärker sig genom hög verkningsgrad och snabb respons vid balansering över korta till medellånga tidsperioder.
- VRFB passar bäst när effekt- och energikapaciteten behöver kunna skalas oberoende av varandra, och lämpar sig för långtidslagring och upprepad djupurladdning.
- Svänghjul ger snabb respons vid hög effekt och kan lagra energi under korta tidsperioder.
Den årliga kapacitetsbristen begränsades till högst 2 %. Kraven på driftreserv sattes till 10 % av den aktuella lasten, 80 % av solcellernas produktion och 50 % av vindkraftens produktion.
Det här är en jämförelse på planeringsnivå, inte en demonstration av driftsäkerhet i verksamhetskritiska tillämpningar. Den årliga andelen elbehov som inte kunde tillgodoses var 1,18 % för litiumjonbatterier, 0,684 % för VRFB och 0,588 % för svänghjul. Procentsatserna mäter otillgodosedd energiefterfrågan, inte avbrottstid, och kan inte direkt omvandlas till tillgänglighetstal. Modellen använder dessutom en förenklad lastprofil i stället för att uttryckligen simulera variationer i GPU-utnyttjande och kylbehov.
Att hitta den perfekta kombinationen för ett förnybart mikronät
I analysen av litiumjonkonfigurationen var den mest ekonomiska lösningen att kombinera batterierna med ett fullständigt vätgassystem.
”För litiumjonalternativet bestod det optimala systemet av 4 443 kW solceller, fem vindkraftverk, en elektrolysör på 500 kW, en vätgastank på 500 kg, en bränslecell (FC) på 2 000 kW, en omriktare på 1 284 kW och en batterikapacitet på 14 600 kWh.”
Svänghjulens begränsade kapacitet innebär en utmaning. Det gör att den långvariga balanseringen i stället måste skötas av den förnybara elproduktionen och vätgassystemet. Jämfört med litiumjonalternativet krävs därför en elektrolysör på 7 000 kW och en H₂-tank på 7 000 kg, vilket innebär att vätgaskomponentens totala systemomfattning ökar hela 12 gånger.
Detta skiljer sig markant från vanadinbaserade redoxflödesbatterier. Den optimala VRFB-konfigurationen kombinerade en betydligt större energilagringskapacitet (35 271 jämfört med 14 600 kWh) med en mindre bränslecellskapacitet (FC) (500 jämfört med 2 000 kW).
Förändringen beror på att redoxflödesbatterier kan lagra energi under längre tid än litiumjonbatterier. Därmed kan de ta över en del av vätgasens uppgift och minska behovet av stora elektrolysörer och bränsleceller.
VRFB-system har därför den lägsta utjämnade energikostnaden (LCOE): 0,1427 $/kWh, jämfört med 0,2106 $/kWh för litiumjonbatterier och 0,3721 $/kWh för svänghjul.
Den låga totalkostnaden berodde på att VRFB-konfigurationen uppvisade bättre nyckeltal inom samtliga driftsområden. Den hade lägst initial investeringskostnad, utbyteskostnad, kostnad för drift och underhåll samt årlig driftskostnad.
Vad kostar det?
För det optimala VRFB-baserade systemet uppgick den totala nuvärdesberäknade nettokostnaden (NPC)
för systemet till 29 135 914 dollar. Den största kostnadsposten var vindkraftverken, med 13 460 283 dollar, följda av vanadinbaserade redoxflödesbatterier (7 396 824 dollar) och solpaneler (5 613 025 dollar).
I den här utformningen stod vindkraftverken för 80,4 % av den totala elproduktionen och var den främsta energikällan, medan solcellerna bidrog med 18,8 % och hade en kompletterande roll.
Vätgasbränslecellens elproduktion var mindre än 1 % och användes främst som reserv.
”Trots det stora beroendet av vindkraftverk (WT) stärktes systemets motståndskraft av den säsongsmässiga samverkan mellan solceller (PV) och vindkraftverk (WT) samt av den kombinerade användningen av energilagringssystemet (ESS) och vätgassystemet. Tillsammans bidrog de till att kompensera för kortvariga variationer och längre perioder med underskott i den förnybara elproduktionen.”
Viktiga slutsatser för investerare
Stordriftsfördelarna inom tillverkningen av litiumjonbatterier har länge gjort den tekniken till det självklara valet för snabb utbyggnad av energilagringssystem.
Litiumjontekniken är dock i grunden utformad för hög energitäthet i ett begränsat format och med låg vikt. Volym och vikt spelar ingen roll för stationär energilagring, vare sig det gäller stabilisering av elnätet eller fristående mikronät.
I stället är det lång lagringstid, lägre kapitalkostnader och längre livslängd som påverkar den totala LCOE-kostnaden och ekonomin, vilket ger alternativa batterikemier en reell chans.
Dessutom har dessa alternativa batterier ännu inte massproducerats i stor skala. När tillverkningsvolymerna ökar är det därför sannolikt att LCOE-kostnaden sjunker ytterligare.
För andra tillämpningar än bostäder och elbilar kan nya batterikemier, som vanadinredoxflödesbatterier, bli nästa teknik att växa, i takt med att lagring allt oftare anpassas efter tillämpningen i stället för att man utgår från att en enda batterikemi kommer att dominera.
Det kan bli en lönsam investering om man väljer rätt företag med rätt teknik, inte minst eftersom utbyggnaden av AI-datacenter gör att behovet av bättre lösningar för att säkra energiförsörjningen är akut.
Investerare bör dock vara medvetna om att det finns många alternativ till litiumjonbatterier, inte bara vanadinredoxflödesbatterier, vilket vi diskuterar i vår rapport om ämnet. Beräkningen i studien fungerade dessutom bäst när den förnybara energiförsörjningen till största delen kom från vindkraft. En energimix med solkraft som främsta källa kan ge andra resultat och gynna andra typer av energilagringssystem.
Investera i flödesbatterier
Invinity Energy Systems
IES Prisdiagram
Invinity Energy Systems bildades 2020 genom en sammanslagning av redT Energy och Avalon Battery och är en ledande global tillverkare av vanadinflödesbatterier (VFB) för elnätsbruk.
Tack vare sin robustare konstruktion och en livslängd på över 30 år ger företagets VFB-batterier en sammanlagd energigenomströmning under livslängden som är 3,8 gånger så stor som hos litiumjonbatterier.
Batteriernas livslängd motsvarar också den hos sol- och vindkraftsanläggningar, vilket gör dem till ett naturligt komplement till produktion av förnybar energi.
Källa: Invinity
Den långa livslängden beror på hur batteriet fungerar, med en helt reversibel reaktion i vätskeform. Det ger ett system utan de felkällor som finns i litiumjonbatterier: ingen metallutfällning, inga dendriter och inga fasförändringar. Säkerheten är dessutom betydligt högre, eftersom det inte finns någon risk för termisk rusning, inga utsläpp av klorgas och ingen risk för termiska händelser orsakade av kortslutningar.
Företaget har hittills installerat batterikapacitet på totalt 9 GW globalt i fler än 90 projekt. Däribland finns Kanadas största flödesbatterianläggning, projektet på 8,4 MWh Chappice Lake Solar & Storage Project i Alberta, vanadinflödesbatterisystemet VS3 på 20,7 MWh vid Copwood VFB Energy Hub i East Sussex i Storbritannien samt den kommande försäljningen av vanadinflödesbatterier av typen Endurium på 43 MWh till Dairyland Power Cooperative.
Företagets hittills största planerade projekt är FlexBase Laufenburg-projektet i Schweiz, med en batterikapacitet på 1,5 GWh och planer på att utöka den till 2,1 GWh i senare faser.
Investerare bör dock vara medvetna om att företaget fortfarande är en mycket ung startup som behöver ytterligare finansiering i takt med att det växer.
Detta ledde bland annat till att aktiekursen föll kraftigt, med 38 %, när företaget tillkännagav en kapitalanskaffning på 25 miljoner pund för att stärka rörelsekapitalet och påskynda produktutvecklingen (10 miljoner pund genom en riktad emission till institutionella investerare, 12,2 miljoner pund från National Wealth Fund och 2,8 miljoner pund genom ett erbjudande till privatinvesterare). Kursraset berodde på att de nya aktierna prissattes till 10 p, vilket var 43 % lägre än den dåvarande börskursen.
För att öka lönsamheten och minska det framtida behovet av kapitalanskaffningar siktar företaget på att sänka kostnaderna med 66 % till 2030. Merparten av kostnadsminskningen väntas ha uppnåtts i slutet av 2027.
Källa: Invinity
Investerare bör därför göra en noggrann bedömning av företagets värdering och avgöra om kursraset i oktober 2026 är ett köpläge med rabatt eller en allvarlig varningssignal.
(Du kan också läsa vår artikel ”De 10 bästa batteriaktierna att investera i” för alternativa investeringsmöjligheter inom området)
Senaste aktienyheterna och utvecklingen för Invinity Energy Systems (IES)
Refererad studie
1. Jimin Hong och Yosoon Choi. Jämförande teknoekonomisk bedömning av energilagringstekniker i ett fristående förnybart mikronät för AI-datacenter. Journal of Engineering Research. 19 oktober 2026. 10.1016/j.jer.2026.10.038
