Behovet i planen, flexibiliteten på marknaden What the plans declared, what the market delivered
Illustration skapad med AI (Grok).
E.ON är det enda svenska nätföretag där varje steg från plan till marknad går att följa öppet: behovet som redovisats i nätutvecklingsplanen, efterfrågan per marknadsområde, den förkvalificerade kapaciteten och den aktiverade energin. Den öppenheten är skälet till att jämförelsen i det här inlägget överhuvudtaget går att göra, och till att E.ONs siffror kan visa på ett bredare mönster som de flesta andra företag ännu inte publicerar tillräckligt underlag för.
De första nätutvecklingsplanerna (2025–2034) var också första gången svenska nätföretag måste sätta siffror på hur mycket flexibilitet de väntade sig behöva: 277–1 030 MW nationellt på två års sikt enligt Ei:s sammanställning, och omkring 700 MW och 1 TWh per år för enbart E.ON. Samtliga skarpa lokala flexibilitetsmarknader har tillsammans förkvalificerat i storleksordningen 100 MW. E.ONs marknader aktiverade 1 400 MWh under 2025/26, omkring en promille av den terawattimmen. Läst rakt av är det en marknad som levererar en bråkdel av en procent av det som redovisats.
Kvoten beror dock på vad underlaget är. Ett NUP-behov är storleken på en nätbegränsning: skillnaden mellan prognostiserad last och kapacitetsgränsen i en station vid en kall vintertopp, angiven i MW. Det är inget besked om hur mycket ett nätföretag tänker köpa. Det mesta är avsett att lösas med investeringstabellerna i samma plan, och FNA 2026 säger det uttryckligen: distributionsföretagen rapporterade inget ouppfyllt flexibilitetsbehov, eftersom de räknar med att befintliga resurser och planerade förstärkningar täcker det de identifierat. En marknad kan bara realisera den andel av behovet som ägaren avsåg att placera där, och planerna angav sällan den andelen, vilket är en rapporteringskonvention snarare än en brist hos något enskilt företag.
Ordet ”upphandlat” rymmer dessutom tre olika saker: kapacitet som förkvalificerats, tillgänglighet som reserverats och betalats, och energi som faktiskt aktiverats. Marknadsrapporteringen lyfter fram den sista, som också är den minsta. Att jämföra redovisade megawatt med aktiverade megawattimmar är som att jämföra storleken på en försäkring med de skador som ersatts.
Vid den mest rimliga jämförelsen blir bilden mer uppmuntrande än rubriksiffran. E.ONs andra plan isolerar lokalnätsbehovet, omkring 340 MW uppreglering till 2036, den del som en lokal marknad i princip kan tjäna. Jämfört med det motsvarar de omkring 71,5 MW marknadsbehov som E.ON angav för 2025/26 21 procent. De 67,5 MW som har förkvalificerats motsvarar 20 procent, eller omkring 94 procent av det angivna marknadsbehovet. Aktiveringarna växte tiofalt på tre säsonger, från 140 till 466 till 1 400 MWh.
Det är på vintern som lokal flexibilitet ställs på prov. 2025/26 var den första kalla vintern sedan planerna lämnades in, och E.ON rapporterade ett realiserat behov i Södra Skåne på omkring 12 000 MWh, varav marknaden täckte cirka tre procent. Det motsvarar ungefär en femtedel av den övre gräns för energibehovet i Skåne län som planen angav för de närmaste två åren, och det i ett enda marknadsområde. Vid Kinnekulle nådde veckotoppen abonnemangstaket på omkring 60 MW under vecka sju och åtta, och den lilla marknaden gjorde säsongens största avrop i vecka åtta. Men när en kall vecka kommer innan förstärkningen är byggd finns behovet på riktigt, och då blir frågan hur stor del av det en så pass ny marknad kan täcka.
Flexibilitet levereras också genom instrument som inte lämnar någon marknadsstatistik, vilket är skälet till att särredovisade marknadsaktiveringar underskattar vad nätföretagen gör. Ellevio rapporterade 220 150 MWh omdirigering för 2024, 99 procent av all svensk nätföretagsomdirigering, nästan allt genom vatten- och vindkraft enligt produktionsavtal. Ei hänför volymen till att överlast skulle undvikas under pågående arbeten i regionnätet, alltså en följd av byggarbeten och inte ett svar på den växande last som planen kvantifierar, så den säger föga om huruvida Ellevios redovisade behov täcks. Vad den däremot visar är att de största flexibilitetsvolymerna i Sverige rör sig genom bilaterala avtal som aldrig når något marknadsregister. Räknat i antal företag gäller detsamma: 13 av de 15 nätföretag som använde flexibilitetstjänster 2023–2024 gjorde det genom minst ett bilateralt avtal, och 7 genom en marknad. Tillfälliga abonnemangshöjningar från överliggande nät och villkorade avtal som håller tillbaka kapacitet, utan att någon aktivering finns dokumenterad i de granskade källorna, lämnar inga upphandlingsspår alls.
Jämförelsen kan bli skarpare i nästa omgång, och E.ONs öppenhet är förebilden. Det förutsätter planer som skiljer det behov ett företag avser möta med flexibilitet från det behov det avser bygga bort, och ett gemensamt register som räknar bilaterala avtal, abonnemangshöjningar och marknadsupphandling i samma enheter. Kraftringen Nät är det tydligaste tidiga testet: ett behov på 3 MW i Lund redovisat tillsammans med en marknad planerad till 2027, så att instrument och begränsning kan prövas mot varandra från början. Siffrorna bakom allt detta, med källor, finns i den fullständiga jämförelsen.
Illustration made with AI (Grok).
E.ON is the only Swedish grid company where every step from plan to market can be followed in public: the need declared in the development plan, the demand stated per market area, the capacity prequalified, and the energy activated. That openness is why the comparison in this post can be made at all, and why E.ON’s numbers can point to a wider pattern that most other companies do not yet publish enough data to show.
The first nätutvecklingsplaner (2025–2034) were also the first time Swedish grid companies had to put numbers on how much flexibility they expected to need: 277–1,030 MW nationally within two years, by Ei‘s synthesis, and about 700 MW and 1 TWh per year for E.ON alone. Every live local flexibility market combined has prequalified on the order of 100 MW. E.ON’s markets activated 1,400 MWh in 2025/26, about a thousandth of that terawatt-hour. Read naively, that is a market delivering a fraction of a percent of what was declared.
The ratio depends on what the numerator and the denominator are. A DNDP need is the size of a grid constraint: the gap between forecast load and the capacity limit at a substation on a cold-winter peak, reported in MW. It is not a statement of how much a grid company intends to buy. Most of it is meant to be closed by the investment tables in the same plan, and the FNA 2026 final report says so directly: distribution companies reported no unmet flexibility need, because they expect existing resources and planned reinforcement to cover what they identified. A market can only realise the share of the need its owner meant to route through it, and the plans rarely stated that share, which is a reporting convention more than a shortcoming of any one company.
“Procured” also covers three different things: capacity prequalified, availability reserved and paid for, and energy actually activated. Market reporting headlines the last, which is also the smallest. Comparing declared megawatts with activated megawatt-hours is comparing the size of an insurance policy with the claims paid out under it.
On the fairest comparison, the picture is more encouraging than the headline. E.ON’s second plan isolates the local-grid need, about 340 MW of upregulation by 2036, which is the part a local market could in principle serve. Against that, the roughly 71.5 MW of market need E.ON stated for 2025/26 is 21 percent, and the 67.5 MW prequalified is 20 percent, or about 94 percent of that stated need. Activations grew ten-fold over three seasons, from 140 to 466 to 1,400 MWh.
The winter is the real test for local flexibility. 2025/26 was the first cold winter since the plans were filed, and E.ON reported realised need in Södra Skåne of about 12,000 MWh, of which the market covered roughly three percent. That is roughly a fifth of the upper bound for energy need that the plan gave for Skåne county over the next two years, and in a single market area. At Kinnekulle, weekly peak demand reached the roughly 60 MW subscription ceiling in weeks seven and eight, and the small market made its largest call-off of the season in week eight. But when a cold week arrives before the reinforcement is built, the need is real, and the question becomes how much of it a market this young can cover.
Flexibility is also delivered through instruments that leave no market statistics, which is why counting only market activations understates what grid companies do. Ellevio reported 220,150 MWh of redispatching in 2024, 99 percent of all Swedish DSO redispatching, almost all of it hydro and wind under production agreements. Ei attributes the volume to avoiding overload during works on the regional grid, a construction-outage event and not a response to the load-growth constraint the plan quantifies, so it says little about whether Ellevio’s declared need is being met. What it does show is that the largest flexibility volumes in Sweden move through bilateral contracts that never reach a market ledger. By company count the same holds: 13 of the 15 DSOs using flexibility services in 2023–2024 did so through at least one bilateral agreement, and 7 through a market. Temporary subscription increases from the overlying grid, and conditional connection agreements that hold back capacity, with no activation documented in the sources reviewed, leave no procurement trace at all.
The comparison can be made sharper in the next round, and E.ON’s openness is the model for it. It needs plans that separate the need a company intends to meet with flexibility from the need it intends to build away, and a single ledger that counts bilateral contracts, subscription increases and market procurement in the same units. Kraftringen Nät is the cleanest early test: a 3 MW need in Lund declared together with a market planned for 2027, so that instrument and constraint can be checked against each other from the start. The numbers behind all of this, with sources, are in the full comparison.