Långvarig energilagring: nyckeln till trygg el i Europa

När rysk gas ströps 2022 föll en obekväm sanning på plats: Europas energisystem var byggt för en stabil värld som inte längre finns. Leveranserna av rysk gas till Europa minskade med över 80% och el- och gaspriserna steg upp till 15 gånger jämfört med början av 2021. Det var inte bara en energikris – det var en försörjningskedjekris för allt från stålverk och bagerier till datacenter och kollektivtrafik.

Samtidigt är Europas riktning tydlig. EU siktar på att mer än 40% av energin ska komma från förnybart till 2030. Det är görbart. Men det är också där många företag (och politiker) går vilse: man pratar om mer vind och sol, men man planerar inte systemet runt verkligheten att vind och sol varierar. Resultatet blir ett elnät som tvingas ”rädda sig” med dyr reservkraft, import, eller i värsta fall bortkopplingar.

Min ståndpunkt är enkel: långvarig energilagring (LDES) är inte ett ”nice to have” – det är en förutsättning för energitrygghet. Och om vi kopplar ihop LDES med AI för prognoser, optimering och driftsstyrning får vi dessutom en praktisk väg till lägre systemkostnader och färre störningar. Det här passar rakt in i vår serie om AI inom logistik och supply chain: el är en kritisk insatsvara, och utan robust energiförsörjning blir alla optimerade flöden i kedjan teoretiska.

Varför räcker inte korta batterier när andelen förnybart ökar?

Korttidslagring (typiskt 1–4 timmar, ibland 4–8 timmar) löser bara en del av flexibilitetsbehovet. Den är bra för frekvensreglering, toppar och snabba obalanser. Men när vi bygger ett system med hög andel vind och sol uppstår problem som varar längre än ett par timmar.

Det handlar om tre återkommande situationer:

1. Dygnsgapet: sol producerar mitt på dagen, men efterfrågan kan toppa på morgon och kväll. Här behövs ofta 8–24 timmar för att flytta energi på ett sätt som märks i systemet.
2. Vindsvackor: perioder med låg vind kan vara många timmar eller ett par dygn. Korttidsbatterier blir snabbt ”tomma” om de ska täcka stora volymer.
3. Överproduktion och nedreglering: när det blåser mycket eller solen skiner starkt kan el behöva ”spillas” (curtailment). Utan lagring tappar vi nyttan av den kapacitet vi redan har byggt.

Europa har dessutom pekat ut att flexibilitetsbehovet på elnätet väntas öka kraftigt – i vissa bedömningar tredubblas lagringsbehovet till 2050. Om vi då i praktiken bara bygger korta batterier riskerar vi att:

• överinvestera i resurser som inte kan täcka de längre obalanserna,
• behålla gas för att ”fylla luckorna”,
• cementera importberoende när grannländer prioriterar sitt.

För ett industriföretag eller en logistikaktör betyder det en sak: prisspikar och leveransrisk blir en del av vardagen – och det är dyrare än de flesta kalkyler tar höjd för.

LDES: flexibilitet, stabilitet och kapacitet – på riktigt

LDES är lagring som levererar el under lång tid, ofta 8+ timmar, och i praktiken gärna 8–24 timmar för att täcka intradagsbehovet. Det kompletterar korttidsbatterier, inte ersätter dem.

Tekniker som faktiskt bär systemet

Två teknikfamiljer sticker ut i den europeiska diskussionen:

• Pumpkraft (PHES): beprövat, storskaligt, ofta lång livslängd. Begränsningen är främst geografi och tillstånd.
• Avancerad tryckluftslagring (A-CAES): kan byggas på fler platser än pumpkraft, kan ge långa urladdningstider och bidra till systemtjänster.

Poängen är inte att en teknik ”vinner”. Poängen är att systemet behöver flera verktyg.

Det många missar: nätstabilitet och ”svarta starter”

När vi stänger ner termiska kraftverk tappar vi inte bara energiproduktion. Vi tappar också egenskaper som elnätet historiskt fått ”gratis”: synkron tröghet (inertia) och förmåga till black start (att starta upp nätet efter ett större avbrott). LDES-lösningar kan leverera sådana systemtjänster och därmed göra det möjligt att pensionera fossil kapacitet utan att tumma på driftsäkerheten.

Och ja – de senaste större störningarna i delar av Iberiska halvön har påmint Europa om att stabilitet inte är en självklarhet när nätet förändras snabbare än marknadsdesignen.

Kostnadssidan: det här är också en supply chain-fråga

Europeiska bedömningar pekar på att kostnader kopplade till nätutbyggnad och nedreglering kan bli över 100 miljarder euro till 2040 om vi inte planerar smartare. Det är lätt att se det som ”elnätsbolagens problem”. Jag tycker det är fel.

För varje miljard i systemkostnad som vältras över på tariffer och elpriser får du:

• högre produktionskostnad per enhet,
• sämre konkurrenskraft i export,
• större osäkerhet i prissättning och kontrakt,
• mer risk i hela leveranskedjan.

Det är exakt den typ av volatilitet som AI i supply chain försöker reducera – men då måste även energisidan bli mer förutsägbar.

Där AI gör skillnad: från ”lagring” till styrbar kapacitet

AI gör LDES mer värdefullt genom att förbättra prognoser, planering och realtidsoptimering. Det låter abstrakt, så här är de mest konkreta användningsfallen jag ser fungera i praktiken.

AI för prognoser: mindre fel, mindre reservkraft

Med maskininlärning kan man kombinera:

• väderprognoser (vind/sol),
• lastprognoser (konsumtion),
• nätbegränsningar,
• pris- och obalansdata,
• tillgänglighet i produktionsparken,

…för att minska prognosfel. Varje procentenhet bättre prognos minskar behovet av dyr marginalflexibilitet.

AI för dispatch och portföljoptimering

LDES ska inte bara ”ladda när det är billigt och ladda ur när det är dyrt”. Den ska också:

• prioritera systemtjänster när de är mest värda,
• undvika att ladda i flaskhalsområden,
• planera för flera dagar med osäkert väder,
• samspela med korttidsbatterier.

Här fungerar optimeringsmodeller och reinforcement learning särskilt bra – men bara om de matas med rätt marknads- och nätdata.

AI i logistik och supply chain: energin blir en planeringsparameter

I vår serie om AI i logistik pratar vi ofta om efterfrågeprognoser och ruttoptimering. Nästa steg är att integrera energiflexibilitet i samma planeringsmotor:

• schemaläggning av energitunga processer när LDES och förnybart finns tillgängligt,
• optimering av laddning för eldrivna truckar och lastbilar mot lokala nätavgifter,
• minskad exponering mot pristoppar genom smarta inköpsstrategier.

Det här är supply chain resilience i praktiken: du bygger inte bara effektivitet, du bygger motståndskraft.

Policy som fungerar: tre byggstenar Europa måste få rätt

Europa behöver marknads- och policyregler som värderar varaktighet (duration) och systemnytta – inte bara kortsiktiga prisspreadar. Annars blir investeringssignalerna fel.

1) Duration-medveten systemmodellering

Det första steget är banalt men avgörande: modellera framtidens elnät med tydliga kategorier för 4–8 timmar, 8–24 timmar och ännu längre. Annars tenderar planeringen att favorisera det som är enklast att räkna hem i dagens marknad.

Storbritannien är ett intressant exempel där systemmodellering påverkat hur minimikrav på varaktighet utformas i stödprogram för LDES.

2) Tydliga upphandlingar med realistiska tidplaner

LDES-projekt tar tid: tillstånd, nätanslutning, finansiering och byggnation. Därför behövs:

• duration-specifika mål (t.ex. 8+ timmar),
• fleråriga upphandlingskalendrar,
• tekniköppna processer.

Australiska delstaten New South Wales har visat att fleromgångsupphandlingar kan skapa konkurrens och snabbt säkra en stor del av målen – inklusive stora pumpkraftprojekt och tryckluftslagring.

3) Intäktsstabilitet: marknaden betalar inte hela nyttan

LDES levererar systemnytta som ofta inte betalas fullt ut på energi- och intradagsmarknader. Därför behövs mekanismer som:

• cap-and-floor (intäktsgolv och intäktstak med återföring till kunder),
• kontrakt som liknar CfD för kapacitet och systemtjänster,
• ersättning som speglar undvikna systemkostnader (inklusive nät).

Storbritannien har infört ett cap-and-floor-upplägg med långa kontrakt (upp till 25 år) för att få loss investeringar. Det är den typen av strukturer som skapar bankbarhet.

Praktiska råd till svenska företag: så använder du LDES-tänket nu

Du behöver inte äga ett LDES-projekt för att få nytta av det. Men du behöver börja ställa rätt frågor – särskilt om du ansvarar för energi, inköp, drift eller supply chain.

1. Kartlägg din ”energirisk” som en del av leveransrisken

   • När kostar ett avbrott mest?
   • Vilka timmar driver pristoppar din marginal?

2. Bygg en datagrund för AI-styrning

   • timdata för förbrukning per anläggning,
   • produktionsplaner och skift,
   • nätavgifter och effektuttag,
   • flexibilitetsmöjligheter (lastflytt, batterier, reservkraft).

3. Upphandla flexibilitet, inte bara kilowattimmar

   • be om avtal som premierar laststyrning,
   • utvärdera aggregatorer och flexibilitetstjänster,
   • räkna på scenarier med 8–24 timmars flexibilitet.

4. Tänk i portfölj: korttidsbatteri + avtal + LDES i systemet

   • kort batteri för snabba toppar,
   • AI-styrning för att undvika effekttoppar,
   • långvarig lagring i regionen som stabiliserar pris och tillgång.

Ett robust energisystem är inte bara klimatpolitik. Det är konkurrenskraftspolitik.

Vad händer 2026 om Europa inte prioriterar LDES?

Om LDES inte byggs ut i takt med förnybart kommer Europa att kompensera på tre sätt: mer gas som ”säkerhetsbälte”, mer importberoende och mer nätstress. Alla tre ökar risken för prischocker.

Väljer Europa istället att skala upp långvarig energilagring – och samtidigt använda AI för att planera, styra och värdera flexibilitet – får vi ett system som klarar högre andel vind och sol utan att industrin blir försökskanin.

Nästa steg för dig som läser är att göra det konkret: Vilken del av din supply chain är mest känslig för energivolatilitet, och vilken datapunkt saknar du för att låta AI optimera bort risken?