AI och smarta elnät: undvik flaskhalsar i nätanslutning

153 GW batteriprojekt försvann ur nätanslutningskön i Storbritannien på en gång. Det är inte ett teknikproblem i första hand. Det är ett planeringsproblem — och en varningssignal till alla europeiska marknader som försöker skala upp energilagring i samma takt som vind och sol.

Bilden som växer fram är tydlig: när elnätets kapacitet, anslutningsprocesser och marknadslogik inte hänger med får vi köer som sväller långt bortom verkligt genomförbara projekt. Storbritanniens systemoperatör NESO har nu gjort ett hårt urval. Branschorganisationen Solar Energy UK kallar reformen “smärtsam men nödvändig”. Jag håller med — men jag tycker också att det avslöjar något större: vi har byggt ett anslutningssystem som saknar de datadrivna verktyg som krävs för att styra en modern, förnybar energimix.

För dig som jobbar med energi, nät, hållbarhet eller investeringar är det här en praktisk fallstudie i hur smarta elnät och AI inom energi och hållbarhet kan minska flaskhalsar, förbättra systemplanering och göra energilagring mer förutsägbar att bygga.

Vad hände i Storbritannien – och varför är siffran 153 GW så laddad?

Det som hände är att Storbritannien reformerade sin process för nätanslutning och rensade i kön. Före reformen låg ansökningar i en väntelista på cirka 722 GW — ungefär fyra gånger den kapacitet som faktiskt behövs för att nå landets förnybarhetsmål. När en kö blir så stor slutar den fungera som planeringsverktyg och blir mer som ett lotteri.

NESO har nu publicerat ett första utfall av den nya modellen:

• 283 GW av projekt får anslutningserbjudanden fram till 2035
• 132 GW ska anslutas före 2030
• 151 GW får datum 2030–2035
• 216 GW hamnar i ett “viloläge” (Gate 1), där man väntar på att kapacitet ska frigöras

Gate 1 och Gate 2 – ett urval som skapar vinnare och förlorare

Reformen delar in projekt i två huvudsakliga “grindar”:

• Gate 2: prioriterade projekt som får anslutningsdatum (upp till 2035). De delas i två faser, där Phase 1 innebär anslutning före 2030.
• Gate 1: projekt som inte prioriteras nu, men kan komma tillbaka om Gate 2-projekt faller bort.

Det låter administrativt, men effekten är konkret: utvecklare får plötsligt veta om deras affärsplan är byggbar inom 5–10 år, eller om den i praktiken är parkerad.

Varför drabbades batterilagring extra hårt?

Batterienergilager (BESS) har blivit en favorit i många portföljer eftersom intäktsströmmarna kan komma från flera håll: stödtjänster, arbitrage, kapacitetsmarknader och lokala nätbehov. Men just den attraktionskraften kan skapa en “anslutningsinflation”: många ansökningar, olika mognadsgrad, och en kö som inte speglar verklig genomförbarhet.

I NESO:s resultat fick BESS:

• 83 GW Gate 2-erbjudanden
• varav 33 GW före 2030
• och en bedömd översupply på 62 GW till 2035

Det mest avgörande: endast BESS-projekt med “skyddad” status (där utvecklingen redan gått långt före ommöbleringen) får anslutningserbjudanden. Följden blev att 153 GW BESS-projekt antingen inte prioriterades (Gate 1) eller togs bort.

Det här säger något obekvämt om marknaden: när “alla” kan ställa sig i kö billigt blir kön ett substitut för strategi. Och när urvalet väl kommer blir det brutalt.

Lång varaktighet (LDES) – en annan logik, men samma kapacitetsgräns

Projekt för långvarig energilagring (LDES) var fullt utbokade till 2035. Där spelade ansökningstidpunkt roll (tidiga ansökningar prioriterades) och 5,6 GW prioriterades inte.

Skillnaden mot BESS är att LDES ofta har tydligare systemnytta för säsongs- och veckobalansering, men nätet är fortfarande en hård begränsning. Kapacitet är kapacitet.

Nätanslutning är inte bara kablar – det är data, beteenden och incitament

När en kö når hundratals gigawatt är det frestande att säga “bygg mer nät”. Och ja, Europa behöver mer nät. Men köproblemet är också ett urval- och styrproblem.

Här är tre mekanismer som ofta driver upp köerna:

1. För låg kostnad att ansöka: Om det är billigt att reservera nätkapacitet uppstår “optioner” som aldrig byggs.
2. Svag mognadsstyrning: Projekt behandlas lika trots att vissa saknar mark, finansiering, tillstånd eller teknisk design.
3. Planering utan dynamik: Kapacitet bedöms ofta statiskt, medan verkligheten är probabilistisk: vilka projekt blir faktiskt av, när och var?

Det är här AI passar in — inte som ett buzzword, utan som ett verktyg för att få ordning på sannolikheter, flaskhalsar och incitament.

Så kan AI minska flaskhalsar i nätanslutning och systemplanering

AI löser inte bristen på transformatorer eller nya ledningar. Men AI kan göra två saker som är minst lika viktiga: göra kön mer sann och göra nätplanering mer framåtblickande.

1) Prediktiv “realiseringsgrad”: vilka projekt blir byggda på riktigt?

En enkel men kraftfull AI-tillämpning är att modellera sannolikheten att ett projekt når drift. Träningsdata finns redan hos systemoperatörer och nätbolag:

• tid från ansökan till tillstånd
• historik per utvecklare
• markrättigheter och platsrisk
• finansieringsstatus och partnerstruktur
• teknikval och leveransrisk

Resultatet kan bli en realiseringsscore som används för att:

• prioritera Gate 2-platser till projekt med hög sannolikhet
• dimensionera kön med “överintag” på ett kontrollerat sätt (som flygbolag gör)
• minska risken att nätkapacitet blockeras av projekt som aldrig byggs

Den stora vinsten: mindre behov av panikrensningar som den brittiska.

2) Digitala tvillingar för elnät: testa anslutningar innan de lovas

Med en digital tvilling av nätet kan operatören simulera effekter av nya anslutningar under tusentals scenarier:

• topplast kalla vinterdagar
• hög vindproduktion och låg efterfrågan
• samtidighet i laddning av elfordon
• fel i nätet och N-1-kriterier

AI kan användas för att accelerera dessa simuleringar och hitta:

• var flexibilitet (BESS, demand response) faktiskt avlastar
• var förstärkningar ger mest systemnytta per investerad krona
• hur anslutningsdatum kan tidigareläggas med smart drift

För svenska aktörer är detta extra relevant eftersom vi ser liknande mönster: snabb elektrifiering, industriell expansion och ökande lokal kapacitetsbrist.

3) AI för köoptimering: från “först till kvarn” till systemnytta

I Europa pågår en rörelse bort från “först till kvarn”-logik. Poängen är enkel: elnätet ska inte belönar den som hann skicka in en ansökan, utan den som bidrar mest till ett robust, fossilfritt system.

AI kan hjälpa till att operationalisera det genom att väga flera mål samtidigt:

• systemnytta (balansering, trängselreduktion)
• geografisk matchning mot nätbehov
• mognadsgrad och leveransförmåga
• resiliens (cybersäkerhet, redundans)
• samhällsekonomi och klimatnytta

Det kräver transparens. Men alternativet är vad vi nyss såg: en kö som växer tills någon drar i nödbromsen.

Praktiska lärdomar för utvecklare, nätägare och investerare (även i Sverige)

Storbritannien är inte “unika”. De ligger bara före i kurvan. Här är vad jag skulle göra om jag satt med en svensk portfölj eller en nätstrategi inför 2026:

För projektutvecklare (BESS, sol, vind, vätgas)

• Bygg bevis tidigt: markavtal, preliminära tillståndsspår, nätstudier, leverantörsdialog. Det är den typen av “skyddad status” som tenderar att överleva reformer.
• Designa för nätet, inte bara marknaden: visa hur anläggningen kan bidra med trängselhantering, spänningsstöd och svartstart där relevant.
• Ha en AI-strategi för drift/optimering: inte för att imponera, utan för att visa bankbarhet och bättre riskkontroll.

För nätbolag och systemoperatörer

• Inför datakrav som gör AI möjligt: standardiserade projektdata, API:er, gemensamma format.
• Sätt KPI:er på kökvalitet: andel projekt som realiseras, genomsnittlig tid i kö, blockerad kapacitet.
• Upphandla flexibilitet lokalt: det är ofta snabbare än att bygga ny nätkapacitet och kan frigöra anslutningar.

För investerare och inköpare av flexibilitet

• Pris in anslutningsrisk som en huvudrisk: det är inte en fotnot. 153 GW visar vad som händer när regelverk ändras.
• Granska “mognadsdata” lika hårt som teknikdata: tillstånd, nätstudier och leveranskedja.
• Sök intäktsdiversifiering: intäkter som minskar beroendet av ett enskilt marknadssegment gör projekt mer robusta.

Det här är kärnan i “AI inom energi och hållbarhet” 2026

Energisystemet ställer en ny typ av krav: snabbare beslut, bättre prognoser och tydligare prioriteringar. När anslutningsköer blir större än själva systembehovet är det ett tecken på att vi saknar ett fungerande styrsystem.

Storbritanniens reform visar att politiska och operativa beslut kan rensa i leden, men också att kostnaden blir hög när rensningen kommer sent. Min tydliga ståndpunkt är att AI-baserad systemplanering och smarta elnät behöver flyttas från pilotprojekt till standardverktyg. Det är så vi slipper fler chockrensningar, fler förlorade år och mer investeringsosäkerhet.

Om du vill få ut mer av energilagring — och samtidigt slippa fastna i anslutningslimbo — är nästa steg att se över hur ni jobbar med data: vilka signaler ni samlar in, hur ni prioriterar, och hur ni kan simulera framtiden på riktigt.

Frågan inför 2026 är inte om vi kommer bygga mer energilagring. Frågan är om vi bygger köer, eller ett system som faktiskt klarar att ta emot den.