Två tidsskalor som inte går ihop
Ett solkraftsfält kan planeras, byggas och tas i drift på ett till fem år. En vindpark ligger i samma härad. En ny kraftledning tar mellan fem och femton år från första utredning till färdig anläggning. Det är den enskilt viktigaste siffran i europeisk energipolitik just nu, och den finns i Internationella energirådets rapport Electricity 2026.
Skillnaden kallas här ledtidsasymmetri. Den betyder att även ett land som bestämmer sig för allt samtidigt, kraftverk och ledningar, får kraftverken först och ledningarna ett decennium senare. Ingen har fattat ett beslut om att bygga i fel ordning. Ordningen följer av hur lång tid sakerna tar.
Och tiden går inte åt till betong och koppar. Den går åt till tillståndsprövning, samråd, markåtkomst, överklaganden och leveranstider på transformatorer och likströmsstationer. Ett solcellsfält behöver mark som redan ägs av en part. En ledning på trettio mil korsar hundratals fastigheter, kommungränser och naturreservat.
Kön som växer fortare än näten
Resultatet syns i anslutningsköerna. Globalt står projekt motsvarande över 2 500 gigawatt och väntar på att få kopplas in. Det är produktion, lagring och stora elanvändare som datacenter, alltihop klart på pappret och stoppat vid nätet.
Inom EU fanns köer i minst sexton medlemsländer i mitten av 2026. Enligt analysföretaget Ember riskerar ungefär 120 gigawatt mogna förnybarprojekt att inte få anslutning i tid till 2030, inklusive omkring 1,5 miljoner hushållsanläggningar.
En del av kön är dessutom inte verklig. I Tyskland har nätbolagen tagit emot ansökningar om batterianslutningar på över 500 gigawatt. Landets högsta elförbrukning någonsin ligger på en åttondel av det. Förklaringen är att kapacitet delas ut efter först till kvarn, så det lönar sig att ställa sig i kön tidigt även utan färdig finansiering. Spekulativa ansökningar trängs då med projekt som faktiskt ska byggas.
När elen inte kan tas emot
När produktionen växer snabbare än överföringen får du el som ingen kan använda. Bloomberg räknar med att omkring 40 terawattimmar ren el spills bort i Europa under sommarhalvåret 2026. Det motsvarar ungefär hela Londons årsförbrukning, och är en fjärdedel mer än året innan.
Samma sak syns i priset. Under påsken och första maj 2026 noterades timpriser ned mot minus 500 euro per megawattimme i Tyskland och Frankrike. Producenten betalar då för att bli av med sin el. Sverige hade 2025 mellan 345 och 679 negativa timmar beroende på elområde, och prisskillnaden mellan norr och söder växte.
Det här slår tillbaka på utbyggnaden. När intäkterna försvinner just de timmar då solen lyser som mest blir nya solparker svårare att finansiera. Under 2025 minskade EU:s solutbyggnad för första gången sedan 2016, om än marginellt. Problemet är alltså inte att det byggs för mycket förnybart. Problemet är att systemet runt omkring inte kan ta hand om det som byggs, något som också går igen i frågan om vad lagringen egentligen kostar.
Lagret som skulle jämna ut allt
Batterier är det uppenbara svaret på överskottstimmar. EU installerade rekordmycket under 2025 och kom upp i 77 gigawattimmar lagringskapacitet totalt. Branschorganisationen SolarPower Europe bedömer att behovet till 2030 ligger kring 750 gigawattimmar. Det krävs alltså ytterligare en tiodubbling på fem år.
Utbyggnaden går snabbt men ojämnt. Elva av EU:s tjugosju medlemsländer hade aktiva stödsystem för storskaliga batterier under 2025. Sexton hade inga alls. Italien har upphandlat lagring i auktioner, Polen har tagit in batterier i sin kapacitetsmarknad, och Storbritannien betalar särskilt för lager som klarar att leverera i minst åtta timmar.
Sverige har samtidigt Europas kanske bästa lager redan byggt. Vattenmagasinen rymmer flera veckors elförbrukning, men regelverket hindrar att de används fullt ut.
Sverige bygger mot samma klocka
Svenska kraftnät ökar sina årliga anläggningsinvesteringar från nio miljarder kronor 2025 till tjugo miljarder under 2026 och 2027, totalt omkring 180 miljarder till 2035. Under tio år ska 2 900 kilometer nya ledningar och ett fyrtiotal stationer tas i drift.
Ändå räcker det inte till kön. Den ansökta effekten i Svenska kraftnäts anslutningskö är mer än dubbelt så stor som Sveriges nuvarande högsta förbrukningstimme. Regeringen har därför gett myndigheten i uppdrag att se över hela anslutningsprocessen, och i april 2026 kom svaret: turordningsprincipen behöver kompletteras, och ny produktion bör styras mot regioner med underskott snarare än överskott.
Det som faktiskt kan kortas
Eftersom ledningarna inte kan byggas snabbare än tillståndsprocesserna tillåter riktas åtgärderna nu mot att använda befintligt nät hårdare. EU-kommissionen driver på för flexibla anslutningsavtal, där ett projekt får koppla in sig mot löftet att dra ner effekten de timmar nätet är fullt. Tekniker som dynamisk ledningskapacitet, seriekompensering och kabelpoolning gör samma sak från andra hållet.
Det är i grunden ett erkännande. Näten byggs för den högsta timmen på året och står halvtomma resten av tiden. Att fylla den luckan är billigare och snabbare än att bygga nytt.
Men det löser inte grundproblemet. Så länge en ledning tar tolv år och ett kraftverk två kommer varje ny våg av produktion att köra in i ett nät som beställdes för en annan framtid. Det som avgör Europas elsystem det närmaste decenniet är inte hur mycket sol och vind som byggs. Det är hur snabbt allt annat hinner ikapp. Vad som händer när systemet inte hänger ihop har vi redan sett prov på under strömavbrottet i Spanien.
Källor
- IEA, Electricity 2026: Grids och Flexibility (2026) - IEA, World Energy Investment 2025: European Union - Europeiska kommissionen, European grids (2026), med data från Ember - SolarPower Europe, EU Battery Storage Market Review 2025 (januari 2026) - SolarPower Europe, EU Solar Market Outlook 2025–2030 - Svenska kraftnät, Nätutvecklingsplan 2026–2035 samt rapport om anslutningsprocessen (april 2026) - Energiföretagen Sverige, Elåret 2025 (december 2025) - Aurora Energy Research, The State of European Power Grids (2025)
Vad tyckte du om artikeln?
