1. Introduktion Nya BBR (BFS 2024:7) innebär att batterilager över 20 kWh i byggnader som huvudregel ska placeras i egen brandcell. Samtidigt säljs i dag ofta 30–40 kWh‑system till villakunder, inte sällan placerade inomhus för att skydda traditionella litiumjon‑ och LFP‑batterier från kyla och värme. [1,2] Semi solid state‑batterier utgör ett viktigt undantag: deras termiska stabilitet och låga gasproduktion gör att de kan hanteras annorlunda vid brandteknisk dimensionering. [3]    Det skapar en ny spelplan där tekniska prestanda och verifierad säkerhet kan användas för att motivera större energilager än 20 kWh, även i krävande lägen – förutsatt att det finns en genomtänkt analytisk dimensionering som visar att utrymningssäkerheten bibehålls. [2,3]  2. Möjligheten med analytisk dimensionering Affärsfrågan först: med 20–60 kWh‑system kan villaägaren på allvar kapa effekttoppar, öka egenanvändningen och framtidssäkra sin elanvändning; installatören får högre intäkt per projekt och bättre utnyttjad kundrelation. Om branschen nu backar till 15–20 kWh på grund av BBR‑tolkningar innebär det mer än halverad affär – både för kunden och för installatören.    Qapasity Arctic Series Semi Solid State gör att ni kan undvika den inbromsningen:    Stora, säkra system inomhus Med qapasity kan du installera upp till 60kWh med en godkänd analytisk dimensionering.  Full prestanda utomhus året runt: Väljer du ute-installation kommer kombinationen av semi solid‑kemi, god lågtemperaturprestanda och inbyggd uppvärmning möjliggör uteplacering med bibehållen funktion ned mot ca –25 °C. [1]  BBR‑redo med analytisk dimensionering: Qapasitys dokumenterade testdata på cell‑, modul‑ och systemnivå ger ett konkret tekniskt underlag för analytisk dimensionering, så att >20 kWh kan motiveras även inomhus i utvalda scenarier. [3]    Med andra ord: Qapasity semi solid state hjälper installatörer att behålla dagens systemstorlekar – och ibland öka dem – samtidigt som man uppfyller de nya BBR‑kraven.    Här är de vanligaste småhusscenarierna, med mycket förenklade huvudlinjer:  Figur 1. Qapasity semi solid state-batterier möjliggör installation av 20kWh+ inomhus med hjälp av analytisk dimensionering. 3. Analytisk dimensionering Syftet med analytisk dimensionering är att visa att byggnadens brandskydd och utrymningssäkerhet blir minst lika bra som om man följde BBR:s schablonlösning. [2,3]    För energilager bör en analytisk dimensionering kortfattat innehålla:    Beskrivning av batterisystemet Kemi, uppbyggnad, installerad energi, effekt och inbyggda skydd (BMS, säkringar, kontaktorer, mjukvarufunktioner). [3]  Brandtekniska egenskaper Sammanfattning av testresultat (shooting, överladdning, kortslutning, UL9540A m.m.), inklusive värmeavgivning, gasproduktion och spridningsbenägenhet. [3 Byggnad och installationsplats Brandcellsindelning, material, volymer, placering relativt utrymningsvägar och känsliga utrymmen. [2]  Scenarie‑ och utrymningsanalys Bedömning eller beräkning av hur ett fel i batteriet på verkar rök, temperatur och sikt jämfört med utrymningstid – samt vilka begränsande åtgärder eller tekniska lösningar som behövs. [2,3] Slutsats mot funktionskraven Tydlig redovisning att funktionskraven i BBR (bl.a. begränsad påverkan på utrymning) uppfylls trots >20 kWh i den aktuella brandcellen. [2]  Figur 2. Beskrivning av steg: beskrivning av batterisystem, brandtekniska egenskaper, beskrivning installationsplats, schenarie och utrymningsanalys & slutsats mot funktionskraven 4. Senergias arbetssätt med analytisk dimensionering För att göra allt detta praktiskt användbart har Senergia etablerat en tydlig process:    Installatör samlar in underlag på plats Installatören samlar: adress och kort byggnadsbeskrivning, planerad installationsplats (garage, källare, fasad m.m.), antal och typ av Qapasity‑moduler, foton som tydligt visar rummet/fasaden, dörrar, fönster, trappor, befintlig teknik etc. Detta blir grunden för den projektspecifika analysen.  Digitalt formulär för analytisk dimensionering Installatören fyller sedan i ett digitalt formulär där all information struktureras: tekniska data om systemet, valt installationsscenario, uppladdade bilder och ritningar, önskad total kapacitet (ex. 30–60 kWh). Formuläret minimerar risken för missad information och gör arbetet effektivt för alla inblandade.   Beställning av Qapasity‑hårdvara och dimensionering I Senergias webbshop kan installatören: beställa Qapasity‑systemet (semi solid state) och samtidigt beställa den analytiska dimensioneringen som digital tjänst.  5. Sammanfattning Nya BBR riskerar att bromsa in marknaden för större batterilager om branschen okritiskt tolkar 20 kWh som ett “hårt tak” i alla inomhusscenarier. [2] För villaägaren innebär det sämre nyttjande av solproduktionen och lägre möjlighet att hantera framtida effekttariffer; för installatören innebär det tappad intäkt per projekt och färre helhetslösningar.    Med Qapasity Semi Solid State‑batterier, den omfattande batteristudien och en strukturerad process för analytisk dimensionering kan Senergia hjälpa installatörer att fortsätta sälja 20–60 kWh‑system där det är motiverat samtidigt som systemen håller högsta möjliga säkerhet.    Det är så branschen kan möta de nya reglerna – inte genom att halvera systemstorlekarna, utan genom att kombinera bättre teknik, bättre data och bättre dimensionering.  6. Referenser [1] Senergia. Batteriers temperaturprestanda. Senergias teknikblogg, Inlägg 44. Stockholm: Senergia; 2025. Available from: https://senergia.se/teknikblogg/inlagg-44_-batteriers_temperaturprestanda/    [2] Senergia. Nya regler för batteriers placering. Senergias teknikblogg. Stockholm: Senergia; 2026. Available from: https://senergia.se/teknikblogg/nya_regler_for_batteriers_placering/    [3] Qapasity. Technical Report: Feasibility Study on Overcapacity Installation of Semi-solid Energy Storage Systems. Technical report; 2025. (Internt underlag framtaget i samarbete med Senergia.) 

Introduktion Energisystemen genomgår just nu en snabb omställning där energipolitik allt mer har blivit geopolitik. I skuggan av växande säkerhetsdiskussioner kring infrastruktur och kritiska komponenter – inte minst växelriktare och styrsystem för elnätet – blir frågan om leverantörskedjor, ursprung och cybersäkerhet allt viktigare. I den kontexten spelar Ferroamp en central roll som svensk tillverkare av avancerade växelriktar- och energihanteringssystem. I sin spaning lyfter Johan Lindahl hur EU nu tydligare kopplar samman energisäkerhet och teknikval, bland annat genom diskussioner om att exkludera växelriktare från högriskländer från EU-finansierade projekt [1–3]. Detta speglar en bredare trend där Europa vill minska beroendet av enskilda leverantörsländer och säkra att kritisk energiinfrastruktur bygger på teknik som uppfyller höga krav på transparens, säkerhet och leveransförmåga. Ferroamp positionerar sig här som en robust, svensk aktör med egen utveckling och tillverkning, vilket ger både installatörer och slutkunder: Teknisk innovation med fokus på DC‑nanogrid och modularitet. Närhet till support, utbildning och vidareutveckling. Minskad exponering mot geopolitiska risker i leverantörskedjan. Samtidigt är Ferroamp mer än en traditionell växelriktartillverkare. Bolaget fungerar som systemintegratör för: Solenergi (PV) via EnergyHub-plattformen. Energilagring via DC‑kopplade batterier och den nya ESO 15. Bidirektionell elbilsladdning (V2X), där fordonsbatteriet kan bli en aktiv del av energisystemet i fastigheten. Smarta tjänster och styrningar via Ferro AI, som optimerar laddning, lagring och laststyrning efter pris, effekttariffer och användarbeteende. Med lanseringen av nya ESO 15 får Ferroamps ekosystem en viktig pusselbit för att låsa upp den fulla potentialen i batterier – både för villaägare och mer avancerade småskaliga system. Nya Ferroamp ESO 15 – produktöversikt och möjligheter Specifikationer Nya ESO 15 är Ferroamps senaste energilagringsoptimerare för DC‑kopplade batterier i EnergyHub‑system. Den är dimensionerad för batterieffekter upp till 15 kW och är utvecklad för att fungera sömlöst i Ferroamps DC‑nanogrid. ESO 15 kopplas på DC-sidan mellan batteri och EnergyHub, vilket ger hög verkningsgrad och god flexibilitet i dimensioneringen. Ur ett projekteringsperspektiv innebär det bland annat: Effektklass: upp till 15 kW batterieffekt. Avsedd för anslutning till Ferroamp EnergyHub 14 kW (se projekteringsavsnitt nedan). DC‑koppling mot batteri, vilket minimerar omvandlingsförluster jämfört med AC‑kopplade system. Integrerad mätning och kommunikation mot EnergyHub och Ferroamps mjukvaruplattform. Produktbeskrivning och kundnytta Med ESO 15 vidareutvecklar Ferroamp sitt erbjudande till framför allt villaägare och mindre fastigheter. I pressinformationen framhålls hur den nya lösningen gör det möjligt att erbjuda billigare och smartare batterierbjudanden till villaägare, där den tekniska plattformen kombineras med attraktiva affärsupplägg och flexibilitet i batterival [4]. Några centrala kundvärden: Högre utnyttjandegrad av solel genom effektiv lastförskjutning – egenproducerad el kan lagras när produktionen är hög och användas när förbrukningen eller elpriset är högre. Förstärkt effekt- och säkringsoptimering, där batteriet används för att kapa effekttoppar och därmed minska kostnaderna för effekttariffer. Framtidssäker arkitektur där samma DC‑nanogrid kan byggas ut med fler komponenter (t.ex. V2X, extra PV, smarta laster) utan att behöva byta hela systemet. Integration i Ferroamps app och Ferro AI, vilket ger användaren enkel överblick och automatiserad styrning utan att behöva vara energiexpert. Genom att kombinera ESO 15 med en portfölj av kompatibla batterier (se nedan) kan installatörer skräddarsy lösningar efter kundens behov, budget och utrymme – från mer kostnadseffektiva paket till robusta system för högre energilagringskapacitet. Projektera med nya Ferroamp ESO 15 Integration i Ferroamps DC‑nanogrid Ur ett systemperspektiv är ESO 15 en DC-länkad batterioptimerare som ansluts till Ferroamps DC‑nanogrid via EnergyHub 14 kW. I en typisk villaapplikation kan arkitekturen sammanfattas så här: Solcellsanläggningen ansluts via en eller flera Solar String Optimizers (SSO) till DC‑nanogrid. ESO 15 ansluts på DC‑sidan mot det externa högspänningsbatteriet. EnergyHub 14 kW fungerar som central nod som omvandlar DC till AC för fastigheten och nätet samt hanterar mätning, styrning och kommunikation. Den DC‑baserade arkitekturen innebär att både solceller, batteri och i framtiden V2X‑laddare kan dela samma DC‑buss. Det ger hög systemverkningsgrad, färre omvandlingssteg och god skalbarhet. Begränsningar och aktuella förutsättningar I dagsläget (våren 2026) gäller följande viktiga begränsningar och designregler vid projektering med ESO 15: Endast en ESO 15 per system kan användas samtidigt. ESO 15 och ESO 6 kan inte kombineras i samma system. Endast EnergyHub 14 kW stöds i nuläget. Integration med EnergyHub XL förväntas bli klar inom cirka sex månader. Detta innebär att dimensioneringen i första hand riktar sig mot: Villor och mindre fastigheter där 14 kW EnergyHub är en lämplig växelriktare. System där man vill designa en tydlig och ren batteriintegration utan mix av äldre ESO‑generationer. Mjukvara, app och portal När ett system körs med ESO 15 uppgraderas mjukvaran i EnergyHub till den senaste kodbasen. Denna bygger på en ny plattform med tät integration mot Ferroamps mobilapp, vilket innebär: Övervakning och styrning av systemet sker primärt via Ferroamps app. Ferroamp Portal via webben är inte tillgänglig för slutkunden i dessa system i dagsläget. Vid driftsättning av ESO 15 kW behöver EnergyHub köra mjukvaruversion 7.0.X eller senare, för hjälp med uppdatering av befintligt system. Ta kontakt med Ferroamp Support. Installatören använder appen för driftsättning och konfigurering av ESO 15. ESO och EnergyHub kommunicerar via ethernet och behöver därför anslutas till samma nätverk. En nätverkswitch kan därför underlätta installationen Konsekvensen är att: Slutkunder i högre grad än tidigare hänvisas till appen för daglig användning. Installatörer behöver säkerställa att kunden har appen installerad och förståelse för grundläggande funktioner vid överlämning. Dokumentation och utbildning bör uppdateras så att både projektering, installation och support utgår från det app‑centrerade arbetssättet. Installation av Ferroamp ESO 15 – principer Installation av ESO 15 ska alltid ske enligt aktuell installationsmanual och gällande regelverk. Översiktligt kan installationsschemat beskrivas i fyra huvuddelar: Koppling till DC-distributionslåda (treledare – plus, minus och jord) Uppkoppling till Internet CANBus-kommunikation mellan ESO och Batteri DC-anslutning mellan batteri (tvåledare – plus och minus) ESO säkras av med medföljande 32A gPV-säkringar i DC Distribution Box. I DC-distribution-lådan sitter det en 63A säkring (på likströmssidan). Det medför att om man maximerar strömmen 32A DC från batteriet och en SSO kan maximalt leverera 12,5A så behöver man som projektör vara medveten att man inte överbelastar vare sig de individuella säkringarna á 15A i DC distributionslådan och att totala strömmen inte överskrids för den säkringsbrytare som sitter i distributionslådan på 63A. Det medför i praktiken att totala DC-effekten från solpaneler inte skall överstiga ca 22kWp – vilket i praktiken inte är några problem för vanliga villor. Smart styrning med Ferro AI Ferroamps systemarkitektur kompletteras av Ferro AI – en plattform för smart styrning av batterier, solceller och andra laster i energisystemet [5,6]. Med ESO 15 och ett kompatibelt batteri blir Ferro AI ett kraftfullt verktyg för att maximera nyttan av investeringen. Några centrala funktioner och principer: Automatiserad batteristyrning – systemet kan optimera när batteriet laddas och laddas ur baserat på produktion, förbrukning, elpris och effekttariffer. Lastbalansering och effekttoppskapning – genom att analysera mätdata… Fortsätt läsa Inlägg 52 | Säkra energisystem med Ferroamp i en osäker omvärld

Introduktion Svenska elnäten står inför en dubbel utmaning: snabbt växande effektbehov och en allt större andel distribuerad, variabel produktion. Samtidigt växer prosumentrollen – kunder som både förbrukar och producerar el, ofta med solceller, batterier och elbilsladdning. För att detta ska fungera utan att stoppa nyanslutningar eller överinvestera i nätet behövs ett gemensamt “språk” mellan nätägare och flexibla kundanläggningar. Här kommer OpenADR 3.0 in i bilden – ett modernt, öppet kommunikationsprotokoll för efterfrågeflexibilitet och styrning av distribuerade resurser. Det är i praktiken nätägarnas och flexibilitetsaktörernas kommunikationsgränssnitt mot dig som prosument. OpenADR 3.0 beskrivs som en “emerging standard poised to redefine grid-to-customer communication” genom att ersätta tidigare, mer komplexa lösningar och möjliggöra effektiv, kostnadseffektiv styrning av last och produktion.[1] Figur 1. Lokal DSM (demand side management) skyddar distributionsnätets transformator med Open ADR 3,0. I det här inlägget går vi igenom vad OpenADR 3.0 är, vilka scenarier det kan användas i – från villkorade elavtal till solceller, batterier, elbilsladdning och V2G – samt hur öppna, digitala standarder kan påskynda elektrifieringen. Vad är OpenADR 3,0? OpenADR (Open Automated Demand Response) är ett standardiserat protokoll för att skicka signaler om pris, kapacitet eller flexibilitetsbehov mellan elnätsföretag/aggregatorer och kundernas energisystem. Med version 3.0 har standarden tagit ett tydligt steg mot modern web-teknik: SOAP-liknande mekanismer har ersatts av REST API:er och JSON, vilket gör integrationer enklare, mer läsbara och mindre komplexa.[1] OpenADR 3.0 tar sikte på tre huvudproblem i dagens energisystem: Behov av interoperabilitet mellan många olika aktörer (nätägarna, balansansvariga, aggregatorer, laddoperatörer, OEM:er etc.).[1,2] Behov av minskad komplexitet i implementering och drift av efterfrågeflexibilitet.[2] Behov av flexibilitet och skalbarhet för att kunna integrera fler typer av flexibla laster och resurser (DER, VPP:er, elfordon, batterier m.m.).[2] Tekniskt kan man förenklat säga att OpenADR 3.0 skapar en standardiserad kanal där en “VTN” (Virtual Top Node – typiskt nätbolag eller aggregator) kan skicka strukturerade händelser, pris- eller kapacitetssignaler till många “VEN” (Virtual End Nodes – kundernas energisystem, t.ex. laddare, batteri eller energihanteringssystem). Syftet är att du som prosument ska kunna delta i flexibilitet och få ekonomisk nytta av det – utan att varje integration blir ett specialprojekt. Vad kan OpenADR användas till? OpenADR 3.0 används för efterfrågeflexibilitet, styrning och optimering av både förbrukning och produktion – i allt från villkorade elavtal till fleet-laddning av elbilar.[3] Några centrala tillämpningar: Effektstyrning av större anläggningar där nätet är ansträngt Styrning av laddning (och urladdning) av elbilar Optimering av batterilager och solcellsanläggningar Prisbaserad flexibilitet, där resurser styrs mot dynamiska priser i realtid[4] Ur en prosuments perspektiv märks OpenADR i första hand indirekt – du ser inte protokollet, men du märker: att din anslutning blivit möjlig trots lokal nätbrist, att din laddning/batteridrift ibland styrs automatiskt, att du får lägre kostnader eller ersättning när du bidrar med flexibilitet. Nedan går vi igenom konkreta scenarier.   Villkorade elavtal Villkorade elnätsanslutningar används för att tidigarelägga anslutning på platser med kapacitetsbrist. Energiföretagen Sverige beskriver hur villkorade anslutningar kan möjliggöra tidigare nätanslutning i områden med kapacitetsbrist i elnätet.[5] För att dessa villkorade avtal ska fungera krävs tillförlitlig, standardiserad kommunikation mellan elnätsföretag och kund. Därför har Energiföretagen tagit fram en frivillig branschrekommendation att använda OpenADR som kommunikationsprotokoll mellan elnätsföretag och kund.[5] Praktiskt exempel för en prosument: Du driver en större laddanläggning eller industri i ett område med nätbrist. Nätägaren erbjuder en villkorad anslutning, där du får koppla upp dig snabbare mot att din maximala effekt vid vissa kritiska timmar kan begränsas. Genom OpenADR skickar nätägaren automatiskt kapacitets- eller effektbegränsningssignaler till ditt energihanteringssystem. Ditt system styr ned laster – t.ex. minskar laddhastigheten på vissa stolpar eller pausar mindre kritiska förbrukare. Som slutanvändare upplevs detta kanske som att vissa laddare ibland “går lite långsammare” vid peak-timmar, eller att du i förväg får information om tidsfönster med begränsad kapacitet. I gengäld får du en tidigare och ofta kostnadseffektivt utformad anslutning.   Solcellsanläggning För solcellsanläggningar kan OpenADR spela flera roller: Curtailment vid nätbegränsningarVid hög solproduktion och lokala flaskhalsar kan nätoperatören via OpenADR skicka en signal om att tillfälligt begränsa exporteffekten. Ditt energihanteringssystem översätter signalen till ett kommando mot växelriktaren (via till exempel Modbus eller leverantörsspecifikt API). Du märker effekten genom att du kanske inte alltid får exportera full effekt mot nätet, men du kan kompensera genom att styra mer egenförbrukning eller ladda batteri. Prisbaserad produktionsoptimeringI framtida mer dynamiska prisscenarier – där OpenADR 3.0 kan hantera prisbaserad flexibilitet[4] – kan ditt system exempelvis: styra när batteriet laddas (billiga timmar med överskottsproduktion), eller när du hellre säljer än använder själv. Även om många växelriktare idag redan kan prata med olika moln-API:er är det OpenADR som knyter ihop nätägarens behov, pris- och kapacitetssignaler med din lokala styrning, istället för att varje elnätsbolag ska integrera direkt mot varje fabrikat.   Batteri Batterier är perfekta resurser för efterfrågeflexibilitet: de kan både ta emot och leverera effekt med kort varsel. Med OpenADR 3.0 kan en aggregator eller nätägare: Skicka händelser som talar om kommande flexibilitetsfönster (t.ex. mellan 17–19). Ange önskad effektprofil (ladda, stå still, eller leverera effekt). Kombinera detta med dynamiska pris- eller kapacitetsnivåer. Ur slutkundens perspektiv skulle du kunna uppleva: att batteriet ibland laddas mer på natten än du “brukar” se, att det töms tidigare på kvällen för att minska ditt nätuttag under dyra timmar, att du ändå behåller vissa komfort- eller reservnivåer (t.ex. aldrig under 20 % SoC). Codibly beskriver hur OpenADR 3.0 är en nyckelkomponent för framtidens flexibla nät, där standardiserad kommunikation förenklar styrningen av DER och batterier i större skala.[1,2]   Elbilsladdning Elbilsladdning är ett av de mest tydliga och lättbegripliga användningsfallen för OpenADR 3.0. Med OpenADR 3.0:s kan laddoperatörer kan schemalägga laddning till tider då elen är billig eller då det finns mycket vind- eller solkraft i systemet.[3] Figur 2. Open ADR 3,0 som överordnad styrsignal till CPO eller kontrollsystem för elbilsladdning. Ett konkret scenario för en privatkund eller bostadsrättsförening: Du ansluter dina laddboxar till en tjänst som stöder OpenADR 3.0. Nätbolag eller aggregator skickar signaler (via VTN → VEN) om när det är fördelaktigt att ladda – baserat på nätbelastning och priser. Laddningen optimeras automatiskt: Högre effekt nattetid när priserna är låga och nätet… Fortsätt läsa Inlägg 51 OpenADR 3.0 – nätägarnas kommunikationsgränssnitt till prosumenter

Introduktion Hur stort batteri du kan installera i en villa eller ett småhus är inte längre bara en teknisk fråga om väggyta, effekt och plånbok. Med Boverkets nya brandskyddsregler (BFS 2024:7) blir placering, brandcell och utrymningssäkerhet helt avgörande för hur stora energilager som får installeras – och på vilka villkor [2–4]. Det här inlägget riktar sig till dig som är installatör och ska kunna: Förklara för kunden varför placeringen av batteriet spelar så stor roll. Bedöma när >20 kWh kräver egen brandcell – och när det finns utrymme för större batterier utan att bryta mot regelverket [4–5]. Förstå hur analytisk dimensionering kan användas när standardlösningarna inte räcker [2,3]. Målet är att ge en praktisk tolkning och konkreta exempel – inte ersätta projekterande brandkonsult eller byggherrens ansvar [3,7]. Det är viktigt att belysa att många inte läst eller förstått det nya regelverket. Vi kommer i detta inlägg i teknikbloggen bevisa att det visst är möjligt att installera energilager större än 20kWh inomhus, om det görs på rätt sätt. Om batteribränder – statistik och bakgrund Det tidigare teknikbloggsinlägget “Inlägg 28 – Brand (4/4) – Energilager” lyfter en central poäng: antalet bränder i energilager är fortfarande lågt, men risknivån ökar i takt med marknadstillväxten [1]. Samtidigt ökar komplexiteten i hemmens elsystem med solceller, batterier, laddboxar och styrsystem. Det innebär: Högre energitäthet i bostadsmiljöer. Fler komponenter som kan fallera. Nya felmoder som elinstallatörer och räddningstjänst måste hantera [1,6]. Inlägget betonar också att de flesta stationära batterilager i dagsläget är LFP (LiFePO₄), en kemi med relativt god brandsäkerhetsprofil jämfört med många NMC-baserade system [1]. Trots detta ser Boverket och branschen ett behov av att: Förhindra att en enskild brand i batteriet snabbt påverkar hela bostaden. Underlätta utrymning genom att begränsa rök- och brandgasspridning. Göra det tydligare för byggherrar, installatörer och räddningstjänst hur större batterier ska hanteras [3–5]. Vad är en brandcell? Syftet med en brandcell är att begränsa brand och brandgaser till en definierad del av byggnaden under en viss tid, så att: Utrymning kan ske säkert. Räddningstjänsten får tid att agera. Skador begränsas till en del av byggnaden [2,3]. Boverket skriver att kraven på indelning i brandceller finns för att begränsa utveckling och spridning av brand och brandgaser inom en byggnad [2]. Några praktiska nyckelpunkter från Boverkets vägledning om brandcellsindelning: Byggnaden delas in i brandceller utifrån funktion, verksamhet och risknivå [2]. Utrymmen med särskilda brandrisker ska normalt utgöra egna brandceller för att begränsa konsekvenserna av en brand för övriga delar av byggnaden [2]. Brandcellsgränser (väggar, bjälklag, dörrar, genomföringar) ska ha specificerad brandteknisk klass och bevara sin funktion under angiven tid [3]. I Boverkets generella regler om brandspridning inom byggnad poängteras att kraven syftar till att begränsa konsekvenserna av en brand och att skydda personer som befinner sig i byggnaden [3]. För dig som installatör innebär det i praktiken: Du måste veta om utrymmet där batteriet placeras är egen brandcell eller del av samma brandcell som bostaden [2,3]. Du behöver förstå att kraven primärt styrs av utrymningssäkerhet och brandspridning, inte bara av att batteriet i sig “är farligt” [2–4]. Nya regelverket och övergångsregler för placering av energilager BFS 2024:7 – 5 kap. 26 § (energilager > 20 kWh)   I Boverkets föreskrifter om säkerhet i händelse av brand i byggnader (BFS 2024:7) finns ett nytt preciserat krav på bland annat batterilager [4,5]. Regeltexten anger: “Energilager med batterier med en kapacitet större än 20 kWh, storkök med särskild brandrisk, utrymme för förvaring av sot och aska, slutna garage och andra utrymmen med förhöjd sannolikhet för uppkomst av brand och där en brand kan få ett snabbt förlopp ska vara utformade som egen brandcell. Trots första stycket får sådana utrymmen vara belägna i brandcell med annan användning om en brand endast kan förväntas få begränsade konsekvenser för utrymningssäkerheten.” [4] I korthet: Huvudregel: Batterilager > 20 kWh i byggnad ska stå i egen brandcell [4,5]. Undantag: De får stå i samma brandcell som annan användning om en brand bara ger begränsad påverkan på utrymningssäkerheten [4]. Svensk Solenergi sammanfattar att de nya byggreglerna, som träder i kraft 1 juli 2025, preciserar tre krav för batterilager över 20 kWh: brandcellsindelning, brandsluss och möjlighet till brandgasventilation [5].    Övergångsregler   De nya reglerna kan appliceras redan nu, men man kan som installatör välja att använda de gamla reglerna fram till halvårsskiftet 2026. Dvs de Nya regler för batterier > 20 kWh gäller formellt från 1 juli 2025 [5,6]. Under övergångsperioden kan man i vissa fall tillämpa tidigare byggregler, men Boverket påpekar att det finns sakliga skäl till att reglerna skärpts [6]. Som installatör är det viktigt att: Säkerställa vilken regelversion som gäller för aktuell byggnad/projekt (bygglovsdatum, startbesked, ändringsåtgärd etc.) [3,4]. Tydligt kommunicera till byggherre/kund att även om övergångsregler kan tillämpas, är de nya reglerna utformade för att öka säkerheten [5,6].   Vad säger försäkringsbolagen?   För villor och småhus så har de flesta försäkringsbolag inga specifika krav på energilagers placering. Notera att detta inte gäller lantbruk, då gäller LBK och specifika krav för lantbruksinstallationer. För villor så kräver vissa försäkringsbolag att man anmäler att man skaffat ett batteri. Andra kräver ingenting och i regel påverkas inte heller försäkringspremien. Att försäkringsbolag är emot batterier över 20kWh i egen brandcell är ett rykte som florerat i solcellsbranschen, men är således inte sant.   Analytisk dimensionering – vad innebär det för energilager?   Boverket betonar att de preciserade kraven (som 5:26 §) är ett sätt att uppfylla funktionskraven – inte det enda. Det är uttryckligen “möjligt att utforma byggnaden på andra sätt än vad som anges i ett preciserat krav” [2,3]. Detta öppnar upp för analytisk dimensionering: I stället för att strikt följa den förenklade/”schabloniserade” lösningen (t.ex. egen brandcell) kan projekteringen bygga på beräkningar, simuleringar och verifierad brandteknisk analys [2,3]. Målet är att visa att funktionskraven på brandskydd och utrymningssäkerhet ändå uppfylls, trots avvikelser från de preciserade kraven [3,4]. För energilager kan analytisk dimensionering t.ex. innebära att en brandkonsult: Analyserar sannolik brandutveckling i batteriet (cellkemi, kapsling, inbyggt brandskydd). Bedömer brand- och rökutveckling i det aktuella utrymmet (volym, ventilation, öppningar). Jämför tider för kritiska… Fortsätt läsa Inlägg 50 Nya regler för batteriers placering

Introduktion Funktionsjordning har på kort tid gått från att vara en nischfråga för särskilt intresserade installatörer till att bli en central del i hur solcellsanläggningar ska projekteras, installeras och kontrolleras. Med nya gemensamma riktlinjer och förtydligad praxis från bransch och myndigheter behöver vi nu uppdatera vårt sätt att tänka kring jordning av metalldelar i solcellsanläggningar [2–4]. I ett tidigare inlägg på Senergias teknikblogg, ”Att jorda eller inte jorda – det är frågan”, diskuterade vi osäkerheterna kring när och hur jordning skulle genomföras i solcellsinstallationer [1]. Sedan dess har både Elsäkerhetsverket och branschorganisationer tagit viktiga steg för att skapa en mer enhetlig praxis – vilket innebär att vissa av slutsatserna i äldre tolkningar nu behöver justeras [2–4]. I det här inlägget går vi igenom vad funktionsjordning är, varför reglerna och branschriktlinjerna uppdaterats, hur funktionsjordning praktiskt genomförs i en solcellsinstallation och hur du som installatör kan kontrollera kontinuiteten på ett strukturerat sätt. Detta blogginlägg kommer gå igenom varför funktionsjordning nu behövs (och varför det borde behövts från början) samt hur man som installatör utför funktionsjordningen och hur den kontrolleras. Att inte funktionsjorda sitt system och sedan kräva att växelriktarens isolationsövervakning fungerar är som att kräva en jordfelsbrytare i installationen men inte kräva att den kopplas in. Det är den grundläggande skillnaden i den nya tolkningen från branschen. Så om du som som läser detta blogginlägg letar efter ett kort svar behöver du inte läsa längre. Svaret är ja, du behöver funktionsutjämna montagesystemet och panelerna. För dig som vill förstå varför och hur du skall göra önskar vi en fortsatt trevlig läsning. Bakgrund Funktionsjordning gör att växelriktaren kan upptäcka läckströmmar, till exempel från skadade kablar eller solpaneler. Funktionen kan liknas vid en jordfelsbrytare.  Alla växelriktare som säljs i Sverige ska göra ett dagligt isolationstest, där eventuell läckström via skadade kablar eller paneler mäts och växelriktaren larmar vid isolationsfel. Om montagesystemet och panelernas ramar däremot inte är anslutna till jord (funktionsjordade) saknas referenspunkt för mätningen. Då kan växelriktaren ha funktionen, men anläggningen saknar ändå praktisk möjlighet att upptäcka felet. Vid uppstart av en växelriktare genomförs isolationsmätningar av växelriktaren på både positiva och negativa polen i systemet. Detta för att upptäcka om någon av dom har kontakt med jord. För att isolationsövervakningen ska fungera korrekt vid mer än bara seriella isolationsfel – som växelriktaren kan upptäcka – krävs det dessutom att montagesystemet är funktionsjordat. En parallell felström kan annars gå helt under radarn och inte upptäckas. Vilket regelverk gäller? Funktionsjordningen av montagesystemet och solpanelsmoduler ska funktionsutjämnas mot till exempel chassit på växelriktaren eller mot jordbock. Eninstallationsreglerna specificerar att man skall vara så nära växelriktaren som möjligt. Notera att alla växelriktare klarar att man jordar i chassit. Så var noggrann för att få rätt funktion. För mer information hänvisas till elinstallationsreglerna kapitel 712. När du som installatör gör en isolationsmätning är det avgörande att du mäter på rätt sätt för att resultatet ska vara trovärdigt. Om du bara mäter mot jord vid växelriktaren får du ett mätvärde som kan ge en falsk trygghet, eftersom värdet i praktiken är fel. Vet man inte exakt vad man mäter är det lätt att lita blint på instrumentet, trots att det visar något som inte stämmer. Handbok 457 är därför inte tillräcklig för att hitta de rätta svaren i detta sammanhang, utan det är elinstallationsreglerna kapitel 712 som gäller. Tillverkarna nöjer sig ofta med att ange att funktionen finns, men ansvaret ligger sedan på installatören att förstå hur allt ska fungera i praktiken, och där brister det tyvärr ofta. Men Senergias Teknikblogg vill också tillägga att många tillverkare borde vara betydligt tydligare med att deras funktion för isolationsövervakning inte fungerar utan en jordreferens på montagessystemet och panelerna. På Senergia jobbar vi aktivt med våra leverantörer för att detta skall explicit skrivas ut i manualer. Om funktionsjorden inte är rätt utförd går det heller inte att mäta kontinuitet på det sätt som krävs enligt standarden 62446-1. En seriell ljusbåge försvinner när man bryter spänningen, men en parallell ljusbåge är betydligt svårare att hantera. Därför bör man alltid ta för vana att funktionsutjämna enligt de nya branschreglerna. Vad är funktionsjordning? Funktionsjordning (eller funktionsutjämning) är en anslutning till jord eller ett potentialutjämningssystem vars syfte inte primärt är personsäkerhet (skydd mot elchock), utan att få en elektrisk funktion att fungera korrekt och pålitligt [2,3]. I solcellsanläggningar handlar funktionsjordning ofta om att: säkerställa att växelriktarens isolationsövervakning fungerar tillförlitligt, genom att metalldelar ligger på en definierad potential mot jord [2,3], ge en stabil referens mot jord för att lättare kunna upptäcka isolationsfel på DC-sidan, minska risk för störningar, felindikeringar och sporadiska larm från isolationsövervakningen. Det är viktigt att skilja på: Skyddsutjämning / skyddsjordning Syftar till personsäkerhet – att spänningsförande delar inte ska kunna beröra höljen eller andra åtkomliga metalldelar vid fel. Funktionsutjämning / funktionsjordning Syftar till funktion – i solcellsanläggningar exempelvis att säkerställa att isolationsfel upptäcks, inte att skapa ett skyddsjordat hölje [2,3]. Branschföreningen Svensk Solenergi förtydligar de olika typerna av utjämning och jordning som kan utföras i en elinstallation. Illustrationen nedan förtydligar. Figur 1. Olika typer av utjämning och jordning. Bild från Svensk Solenergi [3] För solcellsanläggningar betonas i branschens riktlinjer att skyddsutjämning inte ska genomföras på DC-sidans metalldelar eftersom installationen är dubbel- eller förstärkt isolerad [3]. I stället används funktionsjordning till fastighetens jordningssystem när det behövs för att säkerställa funktionen [2,3]. Bakgrund – från Senergias tidigare blogginlägg till ett uppdaterat regelverk När vi tidigare skrev om frågan ”att jorda eller inte jorda” var det i en tid då: Elinstallationsreglernas skrivningar om potentialutjämning och isolationsövervakning uppfattades som otydliga när de togs ur sitt sammanhang [3]. Tillverkarnas anvisningar varierade – vissa beskrev tydligt när metalldelar skulle jordas, andra lämnade stort tolkningsutrymme [3]. Installatörer och besiktningsmän kunde göra olika bedömningar av i princip identiska installationer [1–3]. Sedan dess har branschen, tillsammans med Elsäkerhetsverket, tagit fram gemensamma riktlinjer för funktionsjordning/funktionsutjämning i solcellsinstallationer [2–4]. Arbetet har genomförts som ett öppet branschsamarbete mellan bland annat Installatörsföretagen, Svensk Solenergi, SEK Svensk Elstandard och Elsäkerhetsverket, med målet att skapa en mer enhetlig praxis [4]. Men, det som nämndes tidigare i Senergias… Fortsätt läsa Inlägg 49 Nya regler för funktionsjordning

Introduktion Stationära energilager står inför ett stort skifte i hur de måste utformas, dokumenteras och återvinnas. Den nya EU‑batteriförordningen, Regulation (EU) 2023/1542, innebär ett heltäckande regelverk för hållbarhet, säkerhet, märkning, producentansvar och avfallshantering för batterier på EU‑marknaden [1,2]. För Senergias installatörer innebär detta skärpta krav på: val av produkter och systemlösningar dokumentation, spårbarhet och säkerhetsinformation hur man pratar med kunder om ansvar och kostnader kopplat till återvinning Samtidigt aviserar El‑Kretsen/Batterikretsen ökade avgifter, vilket gör att kostnadsbilden för stationära energilager förändras från och med 2026. Detta har Senergia beskrivit närmare i sin nyhet om nya avgifter kopplade till El‑Kretsen [9]. Syftet med detta inlägg är att: sätta batteriförordningen i sitt lagstiftningssammanhang förklara hur regelverket kopplar till svensk hantering av producentansvar och industribatterier konkret visa vad det betyder för dig som installatör och för Senergias kunder Fokus i detta Teknikbloggsinlägg ligger enbart på stationära batterier för energilagring – inte fordonsbatterier eller småbatterier. Bakgrund – återvinning av litiumjonbatterier, Elkretsen och gällande regelverk Producentansvar innebär att den som sätter en produkt på marknaden är ansvarig för att den samlas in och tas om hand på ett miljöriktigt sätt när den blir avfall. För att uppfylla detta ansvar ansluter sig producenter ofta till en producentansvarsorganisation (PRO) som samordnar insamling, återvinning, rapportering och kostnadsfördelning. Insamling och återvinning blir därmed praktiskt organiserade av PRO:n, men det juridiska ansvaret ligger kvar hos producenterna (som finansierar systemet). Från direktiv till förordning Tidigare reglerades batterier framför allt genom EU:s batteridirektiv 2006/66/EG, implementerat i svensk rätt via bl.a. producentansvarsförordningar och avfallsförordningen. Den modellen byggde på att varje medlemsstat implementerade reglerna nationellt, vilket ledde till variationer mellan länder. Den nya batteriförordningen är i stället en EU‑förordning och därmed direkt gällande lag i alla medlemsstater, med harmoniserade krav genom hela livscykeln för batterier [1,2]. Varför litiumjonbatterier i stationära energilager är i fokus Litiumjon dominerar idag stationära energilager. Materialen är både värdefulla och delvis kritiska (litium, nickel, kobolt m.fl.) och felaktig hantering kan leda till brand‑ och miljörisker. Batteriförordningen syftar därför till att öka återvinning och materialåtervinning men också säkerställa spårbarhet och ansvar genom hela kedjan, från produktion till avfall [2,3]. Elkretsen, industribatterier och producentansvar I Sverige hanteras producentansvaret för industribatterier – dit stationära energilager normalt hör – huvudsakligen genom samordnade system genom en PRO – producentansvarsorganisation (mer info nedan). Exempel på en sådan organisation kan vara Elkretsen. På deras sida om industri‑ och elbilsbatterier beskrivs hur kostnaden typiskt uppstår när industribatteriet väl ska tas om hand och återvinnas, snarare än som en synlig avgift när produkten först säljs [6]. Elkretsen har startat ett helägt dotterbolag ”Batterikretsen” som kommer sköta och administrera återvinning av stationära energilager (eller industribatterier som de benämns som enligt Elkretsen själva). Man kan som producent eller importör vara ansluten till andra PRO:er än Elkretsen. Det som krävs är att PRO:n är godkänd av Naturvårdsverket. Vad är en PRO och vem godkänner den? I den nya batteriförordningen och kommande svenska regler används ofta begreppet PRO – Producer Responsibility Organisation (producentansvarsorganisation). En PRO är en organisation som, på uppdrag av anslutna producenter, fullgör producentansvaret kollektivt: tar hand om insamling, transport och återvinning rapporterar in mängder och uppfyllelse av mål fördelar kostnaderna mellan anslutna producenter I Sverige är Naturvårdsverket den myndighet som ansvarar för att godkänna producentansvarsorganisationer (PRO:er) för bland annat batterier. Per den 14 december 2025 finns det ännu ingen PRO som är formellt godkänd enligt det nya systemet för batteriförordningen, även om El‑Kretsen i praktiken redan driver ett väl etablerat system för insamling och återvinning av industribatterier [6,7]. Den avgiftshöjning som aviserats – och som Senergia informerat om – gäller dock från 2026‑01‑01, i förberedelse för de skärpta kraven som följer av batteriförordningen och den kommande PRO‑strukturen [9]. Fördjupning av batteriförordningen – fokus stationära energilager Syfte och räckvidd Batteriförordningen omfattar hela livscykeln för batterier som sätts på EU:s marknad: från råvaruutvinning och produktion, via användning, till återanvändning (second life) och återvinning [2,5]. Den anger krav på bland annat: hållbarhet, säkerhet och prestanda märkning, spårbarhet och informationsgivning insamling, återvinning och minsta andel återvunnet material utökat producentansvar och rapporteringsskyldighet [1,2]. Specifika krav för stationära energilager Stationära batterienergilagersystem pekas ut särskilt i förordningen. Här finns bland annat: säkerhetskrav för stationära energilagringssystem som omfattar konstruktion, skyddsnivåer och testning [3]. krav på att BMS för stationära system från den 18 augusti 2024 ska innehålla uppdaterade data över batteriets tillstånd (SoH) och förväntad livslängd [1]. Detta påverkar både produktutveckling, dimensionering och hur man framöver följer upp prestanda över tid. Producentansvar och due diligence Förordningen skärper också producentansvaret: alla som först sätter ett batteri på EU:s inre marknad omfattas av minimikrav för insamling, behandling och rapportering av avfallsbatterier [1,2]. Större företag (med omsättning över 40 miljoner euro) som sätter batterier på marknaden måste dessutom införa due diligence‑system för att förebygga och begränsa negativ påverkan på mänskliga rättigheter och miljö i leverantörsledet. Kraven gäller från augusti 2025 för dessa företag [4]. Vad betyder batteriförordningen för installatörer av stationära batterier? Konsekvenser i projektering, produktval och dokumentation Produktval För Senergias installatörer innebär batteriförordningen bland annat att: de system som väljs måste uppfylla de nya säkerhetskraven för stationära energilager och vara korrekt CE‑märkta [3]. BMS‑funktioner för övervakning av SoH och förväntad livslängd behöver tas i beaktande redan vid projektering, både för teknisk dimensionering och för framtida serviceavtal [1]. Dokumentation och kundinformation I anläggningsdokumentationen bör framöver tydligt framgå: att batteriet omfattas av EU:s batteriförordning hur och via vem producentansvaret fullgörs (t.ex. Senergias är ansluten till en godkänd PRO) vilken väg kunden ska använda när batteriet är uttjänt, t.ex. via El‑Kretsens system för industribatterier [6,7]. Ansvarsfördelning och import från grossister utanför Sverige I normalfallet är det grossisten – som sätter produkten på svenska marknaden – som bär producentansvaret gentemot sin PRO [6]. För Senergias standardflöden innebär detta att producentansvaret för de stationära system ni installerar redan hanteras av Senergia eller Senergias leverantörer och deras anslutning till en godkänd PRO. Viktigt tillägg för importflöden: Om en installatör själv importerar batterier eller kompletta energilager från en grossist eller leverantör utanför Sverige (även om den är baserad inom EU) kan installatören i praktiken bli den som först sätter batteriet på den svenska marknaden. Då behöver installatören: registrera sig som producent hos en godkänd PRO betala motsvarande återvinningsavgifter enligt gällande villkor uppfylla rapporteringskrav kopplat till de batterier som satts på marknaden Detta är en viktig skillnad mot att köpa Senergia‑sortiment från en svensk grossist som redan hanterar producentansvaret [6,7,9]. Hur Senergias priser påverkas av ökade avgifter från 2026-01-01 El‑Kretsen/Batterikretsen har, som del av anpassningen till batteriförordningen och ökade hanteringskostnader, aviserat höjda avgifter för elektriskt och elektroniskt avfall inklusive batterier. Senergia har beskrivit detta… Fortsätt läsa Inlägg 48 Batteriförordningen och återvinning av stationära energilager