AI och batterilager: Lärdomar från Illinois nya elnätslag

Elpriser som drar iväg är sällan ett mysterium. Det brukar vara tre saker samtidigt: hög efterfrågan, för lite flexibel produktion och ett elnät som inte hinner med. Illinois valde i höst en ganska rak strategi: bygg flexibilitet. Den nya lagen Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) sätter batterilager i centrum och kräver upphandling av 3 gigawatt energilagring till 2030.

Det här är intressant även för oss i Sverige. Inte för att Illinois är “som Sverige”, utan för att de adresserar samma kärnfråga som många regioner brottas med 2025: hur gör man förnybar el pålitlig, dygnet runt, utan att kostnaderna skenar? Och där kommer den röda tråden i vår serie AI inom energi och hållbarhet: policy skapar riktningen – AI skapar precisionen.

Varför Illinois sätter batterier i centrum

Illinois lagstiftning gör en sak tydlig: förnybart räcker inte om systemet saknar förmåga att flytta energi i tid. Batterilager är det snabbaste sättet att skapa den tidsförskjutningen.

Lagen innehåller tre komponenter som hänger ihop:

• Storskalig upphandling av nätanslutna batterilager (3 GW till 2030)
• Ett program för virtuella kraftverk (VPP) där hushåll och företag kan bidra med batterikapacitet när elnätet behöver det
• Nya incitament för geotermi och förändringar som även öppnar för större kärnkraftsetableringar

Kapacitetsmarknaden: den tråkiga delen som styr elräkningen

En stor del av diskussionen i Illinois handlar om kostnad – och om kapacitetsmarknader. I korthet: elnätet måste inte bara ha energi (kWh), utan även tillgänglig effekt (kW) när det verkligen gäller. Kapacitetsmarknader används för att säkra att det finns tillräckligt med resurser för framtida topplast.

Illinois bedömer att batterilagren visserligen kostar pengar att bygga och driva, men att de samtidigt pressar kapacitetspriserna genom att tillföra flexibel effekt. I artikelunderlaget nämns följande (från Illinois Power Agency):

• 9,7 miljarder USD i utvecklings- och driftskostnad över 20 år
• Finansieras via en ny avgift på elräkningen
• Efter återföring av en del intäkter från lagringsbolag uppskattas kundernas nettokostnad till cirka 1 miljard USD
• Samtidigt uppskattas besparingen via lägre kapacitetspriser till 13,4 miljarder USD över 20 år

Det är ett politiskt vågspel, men logiken är lätt att följa: betala lite för flexibilitet, slipp betala mycket för knapphet.

AI: det som gör batteriinvesteringen lönsam på riktigt

Batterilager skapar värde först när de körs smart. Den enkla versionen är att ladda när elen är billig och leverera när den är dyr. Den verkliga versionen är mer komplex: flera marknader, nätbegränsningar, lokala flaskhalsar, prognososäkerhet och nya typer av last.

Här är min tydliga ståndpunkt: utan bra styrning riskerar batterilager att bli dyra “järnklumpar” som inte levererar den systemnytta som politikerna räknar hem. Och den styrningen är i praktiken ett AI-problem.

Tre AI-förmågor som avgör utfallet

1. Last- och prisprognoser i hög upplösning

   • För att tjäna pengar och skapa nytta måste lagret förutse topplast, prisspikar och när kapacitet verkligen behövs.
   • Moderna modeller kombinerar historik med realtidsdata (väder, kalendereffekter, industriprocesser).

2. Optimering under begränsningar

   • Batterier kan inte alltid leverera där systemet vill. Nätet kan vara fullt, och lokala begränsningar styr.
   • AI-baserad optimering (t.ex. förstärkningsinlärning eller mixed-integer optimering med ML-prognoser) kan maximera nytta utan att bryta mot driftvillkor.

3. Riskstyrning och robust drift

   • Prognoser har fel. Marknader förändras. Nätet får störningar.
   • Robust planering med sannolikhetsprognoser (”probabilistic forecasting”) minskar risken att batteriet körs fel när det är som dyrast.

Batterilager är hårdvara. Det som avgör om de sänker elpriser är mjukvara.

Virtuella kraftverk (VPP): när hushållen blir en del av elnätet

CRGA kopplar batteriutbyggnaden till ett virtuellt kraftverksprogram. Det är en viktig detalj. Ett VPP samlar många små resurser – hembatterier, fastighetsbatterier, elbilsladdning, ibland värmepumpar – och styr dem som en gemensam “resurs” mot elnätet.

Varför VPP är extra relevant 2025

Efterfrågan växer av nya skäl. I Illinois lyfts AI-drivna datacenter som en faktor som pressar systemet. Datacenter är inte bara stora laster; de är ofta kontinuerliga, och de kan skapa lokala effektproblem i nätet.

Ett bra VPP kan:

• kapa effekttoppar i en region genom att kortvarigt leverera från batterier
• jämna ut sol- och vindvariationer på kvartersnivå
• minska behovet av dyr reservkraft

AI i VPP: från “styrning” till orkestrering

VPP är i grunden ett koordineringsproblem: tusentals enheter, olika ägare, olika incitament, olika begränsningar. AI används typiskt för:

• segmentering av flexibilitet: vilka kunder kan bidra när, och till vilket “pris” (komfort, drift, slitage)
• detektion av avvikelser: batterier som beter sig konstigt, kommunikationsproblem, mätfel
• real-tidsdispatch: snabb styrning när nätet behöver stöd, ofta inom sekunder

Det fina är att VPP kan växa utan att man bygger en enda stor anläggning. Det svåra är att det kräver tillförlitlig mätning, dataplattformar och transparens.

Kostnadsdebatten: därför är “marknaden löser det” en halv sanning

Motståndet i Illinois kom främst från stora elkunder som menade att lagring bör byggas utan statlig upphandling – med Texas som exempel där batterimarknaden vuxit snabbt.

Det argumentet har en poäng: i vissa marknadsdesigner kan lönsamheten räcka. Men Illinois-beslutet visar en annan verklighet:

• När kapacitetspriser skenar och nätet är pressat vill man ha leveranssäkerhet, inte bara investerarlust.
• Upphandling ger hastighet och förutsägbarhet.
• Om målet är lägre prisvolatilitet för konsumenter krävs ofta en modell där nyttan “socialiseras” och inte bara hamnar hos den som äger batteriet.

Jag har sett samma konflikt i andra sammanhang: marknaden bygger där intäktsströmmarna är tydliga; systemet behöver ofta flexibilitet där incitamenten är otydliga. Då blir policy en brygga.

Vad svenska energi- och hållbarhetsteam kan ta med sig

Illinois är inte en svensk mall, men det är en nyttig spegel. Här är fem praktiska lärdomar att översätta till svenska förutsättningar (kommuner, energibolag, fastighetsägare, industri):

1) Räkna på flexibilitet som en portfölj, inte som en pryl

Ett batteri ska inte bara “tjäna på arbitrage”. Räkna på:

• effektkapning (peak shaving)
• nätstöd lokalt (minskade abonnemangskostnader/effekttariffer)
• reservkraft och robusthet
• deltagande i flexibilitetsmarknader (där de finns)

2) Bygg datapipelinen före du bygger skalan

AI för smarta elnät kräver datakvalitet:

• tidsstämplad mätdata i rimlig upplösning
• väderdata och prognoser
• statusdata från batterier/invertrar
• tydliga datarättigheter och säkerhet

3) Sätt KPI:er som mäter systemnytta, inte bara installerad MW

Exempel på KPI:er som faktiskt säger något:

• minskning av topplast (kW) i kritiska timmar
• minskad prisvolatilitet (t.ex. standardavvikelse per månad)
• reducerade nätförluster i belastade delar av nätet
• tillgänglighet: % av kapacitet som kan aktiveras inom X minuter

4) Planera för “AI-last” (datacenter) som en ny typ av industriprofil

Datacenter är ofta elintensiva, men de kan också vara flexibla om de designas rätt (laststyrning, värmeåtervinning, UPS/batterier). Kommuner och nätägare bör kräva:

• lastprofiler och expansionsplaner
• beredskap för flexibilitet (tekniska gränssnitt)
• tydliga krav på rapportering i drift

5) Gör VPP till ett affärserbjudande, inte ett forskningsprojekt

Om kunder ska delta behöver det vara enkelt:

• tydlig ersättning
• transparenta regler
• minimal friktion i installation och support

Vanliga frågor (och raka svar)

Leder mer batterilager alltid till lägre elpris?

Nej. Det leder till lägre elpris bara om lagren används för att minska knapphet (effekttoppar och kapacitetsbrist) och om marknadsdesignen gör att prispressen når kunderna.

Var kommer AI in om vi redan har SCADA och traditionell drift?

SCADA är bra för övervakning och kontroll. AI behövs när du ska förutse (prognoser), optimera (beslut under begränsningar) och skala (många resurser i VPP).

Är geotermi och kärnkraft sidospår i en batterilag?

Inte riktigt. De är en del av samma logik: öka tillgången på planerbar eller stabil energi. Men batterier är den snabbaste komponenten att rulla ut för flexibilitet.

Nästa steg: från lagtext till verklig effekt

Illinois satte ett tydligt mål: 3 GW energilagring till 2030 och ett VPP-program som gör kunderna till en del av lösningen. Den stora frågan är inte om batterier kan bidra – det kan de. Den stora frågan är om man kan driva dem så att kunderna faktiskt märker skillnad på elräkningen.

I vår serie AI inom energi och hållbarhet återkommer vi till samma slutsats: energisystemet blir smartare när teknik, marknad och styrning hänger ihop. Policy kan skapa volym. AI kan skapa timing, precision och förtroende.

Om du sitter på ett energibolag, i en kommun eller i en industriverksamhet: vilka flexibilitetsresurser finns redan hos er – och vad skulle hända med kostnad och klimatpåverkan om de styrdes som ett virtuellt kraftverk i stället för som enskilda prylar?