Thomas Olsson, Executive Solution Consultant, Hexagon Asset Lifecycle Intelligence Division
Europas kraftsektor har både växtvärk och ålderskrämpor samtidigt. På tillväxtsidan ökar elförbrukningen med 1,5–2 procent från och med 2026, som en följd av EU:s ambitiösa klimatstrategi och den massiva elektrifieringen av bland annat transporter.
Men tillväxten för med sig ökad komplexitet och volatilitet. Fler uppkopplade enheter och laddning av elbilar skapar stora, kortvariga belastningar som sätter press på elnäten. För att inte tala om nya krav från datacenter och den snabba utvecklingen av AI.
Samtidigt brottas branschen med en åldrande infrastruktur. En EU-rapport uppskattar att 40 procent av Europas distributionsnät är över 40 år gammalt. Dessa nät, som byggdes för envägs-flöden, måste nu utvecklas till ett tvåvägs, variabelt och decentraliserat elsystem. Det kommer att vara mer arbetsintensivt än tidigare vilket kan kräva ytterligare 250 000 medarbetare i Europa, samtidigt som stora delar av den befintliga arbetsstyrkan går i pension.
I det här sammanhanget framstår 2026 som startpunkten för branschens nästa kapitel där tre trender kan komma att prägla året.
1. Den motvilliga digitaliseringen av distributionsnäten
För att göra detta massiva och historiskt unika investeringsprogram både ekonomiskt och praktiskt genomförbart krävs en digitalisering av överförings- och distributionsnäten. Den stora mängden nya anslutningar, nätmodernisering och distribuerad produktion innebär ett skifte från reaktiv, manuell nätledning till proaktiv och datadriven drift.
Runtom i Europa har tillsynsmyndigheter börjat driva på utvecklingen. Att digitalisering behövs är i princip alla överens om. Men i praktiken återstår mycket arbete, särskilt i länder där distributionen är uppdelad mellan tiotals eller hundratals små aktörer. En Hexagon-undersökning visar att 67 procent av energiföretagen fortfarande är beroende av pappersbaserade processer, 76 procent uppger att informationen de får är för sen eller redan inaktuell, och 78 procent rapporterar stora operativa konsekvenser av bristande dataintegration.
I Sverige drivs utvecklingen av snabbt växande anslutningsbehov kopplade till datacenter, batterifabriker, havsbaserad vindkraft och industriomställning. Samtidigt uppstår många av kapacitetsutmaningarna i region- och lokalnäten snarare än i stamnätet, medan manuella arbetssätt och begränsad dataintegration mellan drift, planering och underhåll försvårar effektivt beslutsstöd. Detta gör att Energimarknadsinspektionens krav på mer effektiv nätplanering i praktiken förutsätter en snabbare övergång till datadrivna och digitaliserade arbetssätt.
2. Ökat fokus på gränsöverskridande handel och kärnkraft
De senaste åren har visat vikten av att stabilisera Europas elinfrastruktur. En del av lösningen är ökade investeringar i gränsöverskridande överföringsförbindelser. Enligt EU-kraven ska 70 procent av den fysiska överföringskapaciteten vara tillgänglig för handel mellan elområden, men i praktiken har flera av de mest belastade förbindelserna legat under denna nivå. Samtidigt väntas jakten på stabilitet under 2026 stärka kärnkraftens ställning.
För Sverige är systemstabiliteten tätt kopplad till den nordiska och europeiska elmarknaden, med starka HVDC-förbindelser och omfattande handelsflöden som gör utvecklingen i grannländerna direkt betydelsefull för det svenska kraftsystemet. Variationer i väderberoende produktion och behovet av balanskraft hanteras i hög grad genom gränsöverskridande handel, samtidigt som den pågående svenska diskussionen om ny kärnkraft, livstidsförlängning och SMR gör landet till en aktiv aktör i den vidare systemutvecklingen.
2026 förväntas också innebära bredare användning av tekniker som kan påskynda kritiska skeden i design och byggnation, som rörsystem och bärande strukturer, samt säkerställa efterlevnad av aktuella standarder. Digitala verktyg bidrar även till att standardisera bästa praxis i byggnation och underhåll, optimera ingenjörsprocesser och förenkla beräkningar, arbete som franska EDF uppskattar har sparat tiotals miljoner dollar årligen.
3. Programvara och riskbaserade arbetssätt gör näten snabbare att återställa
Den tredje centrala delen av nätresiliens handlar bland annat om cyberrisker, särskilt i en tid då statsaktörer aktivt riktar in sig på driftkritiska system inom energisektorn. Sverige har redan ett relativt avancerat och automatiserat elsystem, men cyberhot mot kritisk infrastruktur ökar även i Sverige, vilket gör frågor som OT-säkerhet och automatiserad felhantering (exempelvis FLISR, Fault Location, Isolation and Service Restoration) och cyberåterställningsplattformar som skyddar och återställer baskonfigurationer för industriella styrsystem (ICS) och SCADA-komponenter viktiga.
I hela Europa ser vi därför under 2026 en förskjutning av fokus och investeringar från förebyggande cybersäkerhet till investeringar som underlättar snabb återställning av system som slagits ut. Vi förväntar oss också en större användning av riskbaserade modeller som kan finjustera balansen mellan risk, prestation och kostnader, exempelvis genom Asset Performance Management-lösningar.
Sådana arbetssätt passar väl ihop med de utmaningar branschen nu lever med: att leverera enligt sina åtaganden och parallellt bygga framtidens kraftnät.
