Därför är lokala flexibilitetsmarknader svårare än de ser ut Why local flexibility markets are harder than they look
En kall morgon i februari passerar lasten i en nätstation sin gräns. Nätägaren har gjort allt rätt: definierat sin begränsning, satt upp en marknad och bjudit in leverantörer i god tid. Klockan är sju, behovet är fyra megawatt, och i systemet finns bara en bråkdel erbjudet. Marknaden är på plats, men flexibiliteten räcker inte till.
Det är lätt att tro att en lokal flexibilitetsmarknad i grunden är ett prissättningsproblem. Sätt upp en marknadsplats, skicka rätt prissignal, och resurserna ska infinna sig av sig själva: batterier, värmepumpar, reservkraft. Min erfarenhet är den motsatta. Själva marknaden är den enklaste delen att bygga; det svåra ligger i allt som omger den.
Det första hindret man möter är likviditeten. En nätägare är en betydligt omognare köpare än Svenska kraftnät, och på en lokal marknad är antalet deltagare (flexibilitetsleverantörer, FSP:er) ofta litet från början. Få aktörer ger tunna marknader, tunna marknader ger svaga prissignaler, och svaga prissignaler lockar inga nya aktörer. Förvisso löses detta delvis när marknaderna mognar, men mognad är inte något man konfigurerar fram; det tar säsonger.
Den andra svårigheten är referensplanen (baseline). För att betala för flexibilitet måste man veta vad som skulle ha hänt utan den. För ett batteri som startar från noll är det enkelt. För en elbilsladdare eller en värmepumpsanläggning är konsumtionsmönstret så oregelbundet att det är svårt att få en tillräckligt träffsäker referensplan. Och i samma stund som pengar hänger på referensplanen har någon incitament att frisera den, avsiktligt eller inte. Alltså skärper man reglerna. Men varje skärpning höjer tröskeln för att delta, och då är vi tillbaka vid likviditeten.
Den tredje är onboarding. Kravet att leverera mätvärden för sina resurser är hanterbart för en stor aktör med teknisk mognad, men för en mindre kan det vara själva skälet att avstå. Här finns dock en genväg som ofta förbises: när leverantörens resurs sitter i nätägarens eget nät har nätägaren i många fall redan tillgång till mätvärdena via sina egna mätare. Då kan värdena hämtas och vidarebefordras utan att leverantören behöver göra något, och tröskeln försvinner i praktiken. Begränsningen är att det bara fungerar för kunder i det egna nätet; för övriga kvarstår bördan. Resten går att överbrygga med dokumentation, guidematerial och utbildning, men det återstår nästan alltid fördröjningar på grund av missförstånd eller felaktiga antaganden hos någon av parterna. Den viktigaste lärdomen är att inte underskatta arbetet med att få integrationen på plats.
Ovanpå allt detta rör sig regelverket under fötterna. Nätkoden för efterfrågeflexibilitet (NC DR) är ännu inte slutligt antagen, och den kommer att påverka både plattformskrav och rollfördelning. Samtidigt måste den lokala marknaden samexistera med de nationella balansmarknaderna utan att kannibalisera dem; poängen är att möjliggöra värdestapling (value stacking), inte att tvinga leverantören att välja.
Inget av det här betyder att lokala flexibilitetsmarknader inte fungerar. Det betyder att arbetet är mindre glamoröst än marknadsplatsen antyder: det handlar om data, tillit, standardisering och tålamod över flera säsonger. De pilotprojekt som ser ut som framgångar är oftast de som lagt tiden på just det oglamorösa. Nästa fas av svensk flexibilitet kommer att avgöras där, snarare än i marknadsdesignen, och det är förmodligen ett gott tecken.
On a cold February morning, the load in a substation passes its limit. The grid owner has done everything right: defined its constraint, set up a market, and invited suppliers in good time. It’s seven o’clock, the need is four megawatts, and the system holds only a fraction of that on offer. The market is in place, but the flexibility isn’t enough.
It’s tempting to think a local flexibility market is fundamentally a pricing problem. Set up a marketplace, send the right price signal, and the resources should show up on their own: batteries, heat pumps, backup power. My experience is the opposite. The market itself is the easiest part to build; the hard part lies in everything around it.
The first obstacle you meet is liquidity. A grid owner is a far less mature buyer than Svenska kraftnät, and on a local market the number of participants (flexibility service providers, FSPs) is often small to begin with. Few actors make for thin markets, thin markets give weak price signals, and weak price signals attract no new actors. This does partly resolve itself as markets mature, but maturity isn’t something you configure; it takes seasons.
The second difficulty is the baseline. To pay for flexibility, you have to know what would have happened without it. For a battery starting from zero, that’s simple. For an EV charger or a heat-pump installation, the consumption pattern is so irregular that getting a baseline accurate enough is hard. And the moment money depends on the baseline, someone has an incentive to massage it, deliberately or not. So you tighten the rules. But every tightening raises the threshold to participate, and then we’re back to liquidity.
The third is onboarding. The requirement to deliver metering data for your resources is manageable for a large, technically mature actor, but for a smaller one it can be the very reason to opt out. There is, though, a shortcut that’s often overlooked: when the supplier’s resource sits in the grid owner’s own network, the grid owner in many cases already has access to the metering values through its own meters. The values can then be retrieved and passed on without the supplier having to do anything, and the threshold effectively disappears. The limitation is that this only works for customers in the grid owner’s own network; for everyone else the burden remains. The rest can be bridged with documentation, guides, and training, but there are almost always delays from misunderstandings or wrong assumptions on one side or the other. The most important lesson is not to underestimate the work of getting the integration in place.
On top of all this, the regulatory ground is shifting underfoot. The Network Code on Demand Response (NC DR) is not yet finally adopted, and it will affect both platform requirements and the division of roles. At the same time, the local market has to coexist with the national balancing markets without cannibalizing them; the point is to enable value stacking, not to force the supplier to choose.
None of this means local flexibility markets don’t work. It means the work is less glamorous than the marketplace suggests: it’s about data, trust, standardization, and patience across several seasons. The pilot projects that look like successes are usually the ones that put the time into exactly the unglamorous parts. The next phase of Swedish flexibility will be decided there, rather than in the market design, and that’s probably a good sign.