AI och nätbatterier: Lärdomar från Illinois nya lag

Elnätet är inte längre en ganska förutsägbar maskin. Det är en marknad, ett säkerhetssystem och en logistikkedja – samtidigt. När efterfrågan toppar, när vädret blir extremt och när mer sol och vind pressar in variabilitet i systemet syns en sak tydligt: utan flexibilitet blir el dyr.

Det är därför Illinois i slutet av 2025 tog ett stort politiskt kliv och antog Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA). Kärnan är enkel att uttrycka men svår att genomföra: 3 gigawatt energilagring i elnätet till 2030, plus incitament för geotermi och ett program för virtuella kraftverk. För oss som jobbar med AI inom energi och hållbarhet är det här extra intressant, eftersom lagstiftning av den här typen i praktiken skapar en “marknad” för AI-styrning av flexibilitet.

Det här inlägget handlar inte om Illinois i sig. Det handlar om vad vi i Sverige och Norden kan lära oss: hur policy kan sänka risk, få fart på investeringar – och varför AI är den saknade länken när batterier, geotermi och virtuella kraftverk ska bli vardag.

Varför Illinois satsar på energilagring – och varför det pressar priser

Poängen med nätbatterier är att kapa toppar och flytta el i tid. Det låter banalt, men ekonomiskt är det precis där stora pengar finns: i timmarna när kapacitet är dyr, marginalerna små och hela systemet ligger på gränsen.

Illinois lagstiftning bygger på idén att mer lagring kan:

• minska behovet av dyr “topplast”
• stabilisera ett nät med mer sol och vind
• trycka ned priser i så kallade kapacitetsmarknader (marknader som säkrar att tillräcklig effekt finns tillgänglig i framtiden)

Enligt delstatens energimyndighet (Illinois Power Agency) uppskattas utveckling och drift av lagringen kosta 9,7 miljarder USD över 20 år. Finansieringen sker via en ny avgift på elräkningen. Men – och det här är den politiska knuten – incitamentsmodellen skickar tillbaka en del intäkter från lagringsaktörerna till kunderna. Netto bedöms kunderna betala cirka 1 miljard USD.

Samtidigt bedöms lagringen ge 13,4 miljarder USD i besparingar över 20 år, främst genom att pressa kapacitetspriser.

Det här är en viktig lärdom: lagring är inte bara klimatpolitik – det är pris- och riskpolitik.

Myten som stoppar många projekt: “marknaden fixar det själv”

Motståndet i Illinois kom i hög grad från stora elanvändare som hellre ser att marknaden bygger lagring utan offentliga upphandlingar. De pekade bland annat på Texas, där batterimarknaden vuxit snabbt.

Men Illinois-argumentet är också rationellt: utan intäktssäkerhet blir investeringar för riskabla, särskilt när marknadsregler, nätanslutningar och ersättningsmodeller ändras snabbare än en investeringscykel.

I Sverige känner vi igen diskussionen. Alla vill ha flexibilitet. Få vill betala för den innan den syns i fakturan.

Virtuella kraftverk: Där politiken möter AI på riktigt

Ett virtuellt kraftverk (VPP) är en styrnings- och marknadsmodell som får många små resurser att bete sig som en stor. Batterier i villor, fastigheter och industrilokaler kan tillsammans leverera effekt, stödtjänster och lastbalansering.

CRGA skapar ett program där hushåll och företag med batterier kan få betalt för att stötta elnätet när det behövs. Det är här AI blir praktiskt, inte teoretiskt.

Vad AI gör i ett VPP – konkret

För att ett VPP ska fungera i skarp drift krävs mer än en app. Det krävs beslut i realtid, under osäkerhet, med flera mål samtidigt (kostnad, komfort, batterihälsa, nätbegränsningar, marknadsregler).

AI används typiskt till:

1. Prognoser
   • last (15 min–7 dagar)
   • solproduktion per anläggning
   • elpris, kapacitetspris och obalanser
2. Optimering
   • när batterier ska laddas/ur-laddas
   • hur mycket effekt som kan lovas utan att bryta mot kundens preferenser
3. Riskstyrning
   • sannolikhet för att missa leverans
   • hantering av batterislitage och garantivillkor
4. Nätmedveten dispatch
   • undvika att förstärka lokala flaskhalsar
   • agera per transformatorområde, inte bara “hela portföljen”

En mening jag ofta återkommer till i projekt: utan bra prognoser blir flexibilitet en chansning, och chansningar prissätts dyrt.

“Inga pengar förrän projektet levererar” – varför det spelar roll

En av de mest laddade frågorna i Illinois var rädslan att bolag skulle få incitament innan lagringen var byggd. Förespråkarna tryckte hårt på att modellen kräver att projekt är online och bidrar till nätet innan ersättning utgår.

Det är en designprincip som även svenska program mår bra av:

• minska risken för “subvention utan nytta”
• gör effekten mätbar
• underlätta uppföljning med data och revision

Och ja: det passar AI som hand i handske, eftersom AI-system lever på mätning, historik och feedback-loopar.

Geotermi och kärnkraft: Flexibilitet handlar om mer än batterier

Illinois gör geotermi berättigat för förnybarhetsincitament. Det kan låta som en sidonotis, men är strategiskt: geotermi kan leverera stabil värme/kyla och minska elbehov vid toppar – särskilt i byggnader.

För en nordisk kontext är detta högintressant. Vi har stora värmebehov vintertid, och elektrifiering (värmepumpar, laddning, industri) gör topparna mer utmanande.

AI-kopplingen här är tydlig:

• prediktiv styrning av fastigheter (värmetröghet som “termiskt batteri”)
• optimering mellan elpris, komfort och effektuttag
• samordning mellan byggnadens energisystem och lokala nätbegränsningar

CRGA lyfter också moratoriet för stora kärnkraftverk (Illinois öppnar upp mer än tidigare). Det är kontroversiellt, men signalerar en politisk vilja att hålla fler alternativ öppna när efterfrågan ökar.

Min ståndpunkt: oavsett vad man tycker om kärnkraft som investering, löser den inte flexibilitetsproblemet ensam. Ett modernt system behöver både planerbar produktion och smart efterfrågan/lagring.

Affordability på riktigt: så undviker man att “grön politik” blir en kostnadsfälla

Den svåraste delen med energiomställning är legitimitet. Om hushåll ser stigande elräkningar och samtidigt hör att “det här är för klimatet” blir motreaktionen förutsägbar.

Illinois hamnade mitt i den dynamiken eftersom vissa områden upplevde kraftiga prisuppgångar kopplade till kapacitetskostnader. Förespråkarna för CRGA hävdade att lagring är ett av de snabbaste sätten att bromsa kostnadsökningen.

För svenska beslutsfattare och energibolag finns tre praktiska lärdomar:

1) Bygg incitament som är mätbara och återför värde

Om kunder betalar via tariff eller avgift behöver de också kunna se logiken. Bra modeller:

• prestandabaserad ersättning (betala för levererad nytta)
• återföring när intäkter överstiger trösklar
• transparent rapportering: effektbidrag, prisdämpning, tillgänglighet

2) Använd AI för att bevisa nyttan – inte bara för att styra

AI bör inte bara optimera drift. Den bör också driva uppföljning:

• jämförelse mot baslinje (vad hade hänt utan batterier?)
• modellering av prisdämpning i toppar
• geografisk analys: vilka nätområden får mest nytta?

3) Tänk portfölj: batterier + styrning + kundupplevelse

Det räcker inte att installera batterier.

• Kunden vill ha trygghet: komfort och driftsäkerhet
• Nätet vill ha förutsägbarhet: leverans när det gäller
• Marknaden vill ha precision: rätt volym i rätt tidsfönster

Det är i den triangeln ett välbyggt VPP – med AI – tjänar sina pengar.

“People also ask”: vanliga frågor jag får om nätbatterier och AI

Ger 3 GW energilagring alltid lägre elpris?

Nej, inte alltid och inte överallt. Lagring ger störst prisnytta när den minskar effektbrist i kritiska timmar och när marknadsdesignen låter den konkurrera på rätt arenor (kapacitet, stödtjänster, arbitrage). Men potentialen att bromsa prisökningar är ofta större än många tror.

Varför behövs AI – kan man inte bara köra fasta scheman?

Fasta scheman fungerar i enkla fall. Men verkligheten har:

• väderfel i prognoser
• dynamiska priser
• lokala nätbegränsningar
• tusentals enheter med olika beteenden

AI behövs för att fatta beslut under osäkerhet och skala från 10 till 10 000 resurser.

Är virtuella kraftverk relevanta i Sverige?

Ja. Svenska stödtjänstmarknader, kapacitetsutmaningar regionalt och ökad elektrifiering gör VPP väldigt relevanta. Frågan är inte om – utan vilka aktörer som blir bäst på data, kundanskaffning och drift.

Vad företag kan göra nu (om målet är lägre risk och snabbare ROI)

Om du sitter på ett energibolag, en fastighetsportfölj eller en industrikoncern är det här de mest lönsamma “nästa stegen” jag ser just nu:

1. Kartlägg flexibilitet: batterier, värmetröghet, processer, laddning.
2. Säkra datagrunden: mätning per 1–15 minuter, kvalitetskontroll och tillgång via API.
3. Välj marknadsspel: stödtjänster, toppkapning, internprissättning, VPP-partner.
4. Pilota med tydliga KPI:er: kronor per kW toppreduktion, intäkt per kWh cyklad, leveransprecision.
5. Bygg governance: vem äger optimeringen, riskerna och kundlöftet?

En bra tumregel: om du inte kan förklara för ekonomiavdelningen exakt var intäkten kommer ifrån, så är det inte ett affärscase ännu.

Policy som accelerator för AI i energisystemet

Illinois lag är ett skolexempel på hur politik kan skapa investerbarhet för flexibilitet: tydliga volymer (3 GW), tydlig tidslinje (2030) och mekanismer som försöker balansera kostnad och nytta för kunder.

För serien AI inom energi och hållbarhet är budskapet rakt: när flexibilitet byggs ut i stor skala blir AI inte en “nice-to-have”, utan driftens nervsystem. Prognoser, optimering och verifiering blir avgörande för att både hålla kostnader nere och få acceptans.

Om 2026 blir året då fler europeiska länder skärper kraven på nätstabilitet och snabb flexibilitet, kommer de aktörer som redan har datan, modellerna och kundrelationen att ligga före.

Vilken del av flexibilitetspusslet tror du kommer gå snabbast i Sverige – nätbatterier, fastighetsstyrning eller virtuella kraftverk?