Nätet är fullare på papper än i koppar The grid is fuller on paper than in copper
En logistikoperatör frågar sin nätägare om det finns tio megawatt lediga vid en viss station. Svaret är nej, nätet är fullt, förstärkning kommer om några år. Samma vecka visar stationens egen mätning att transformatorn sällan går över sextio procent av sin märkeffekt, och att den aldrig har varit i närheten av gränsen ens den kallaste dagen förra vintern. Båda uppgifterna är sanna samtidigt, och det är just det som är problemet.
Förklaringen börjar med hur kapacitet räknas. Ett nätföretag som planerar utifrån den effekt kunderna abonnerar på, snarare än den de faktiskt tar ut, ser en kund som abonnerar på 100 kW men aldrig drar mer än 60 som innehavare av 40 kW som ingen annan får använda. Enskilt är det småpengar. Summerat över en station, med hundratals kunder, kan det bli en nätdel som är fullbokad på papper och halvtom i verkligheten. Luftbokning är den term Ei använder, men myndighetens egen definition är snävare: stora marginaler i nätplaneringen, orsakade av osäkerhet om vad befintliga kunder kommer att behöva framöver. Ei:s hållning sedan 2020 är att tillgänglig kapacitet ska räknas utifrån faktisk belastning, inklusive sammanlagringseffekter, och inte utifrån abonnerad effekt. Nätföretagen uppgav för Ei att det är så de räknar; Ei har ändå fått indikationer på att vissa fortfarande frångår anslutningsskyldigheten när riskanalysen visar risk för överlast.
Det intressanta är dock vad Ei kom fram till. Regeringen bad myndigheten utreda hur outnyttjad kapacitet kan användas bättre, och efter dialog med Svenska kraftnät och regionnätsföretagen fann rapporten från december 2024 ingen väsentlig potential i att ändra regleringen av avtal eller ersättning. Ei bedömde att nätföretagen redan har mandat att disponera outnyttjad kapacitet, och såg i stället vinster i starkare incitament, genom intäktsregleringen och tariffer med lokaliseringssignaler, vilket kräver ändringar i ellagen i linje med de tidigare förslagen i SOU 2023:64. Det finns också en avtalsfälla: där ett nyttjandeavtal knyter kapacitet till en abonnerad effekt utan att säga hur senare höjningar ska hanteras kan företaget sakna möjlighet att frigöra kapaciteten åt andra. Med andra ord är frågan mindre om regelverket tillåter bättre nätutnyttjande än om nätföretagen har skäl att använda det så.
Räknemetoden är dock bara första lagret. Energiforsks studie Kapacitet för tillväxt från i år går ett steg längre och påstår något som är obekvämt för både nätägare och kunder: den kapacitet som går att tilldela är inte en fast teknisk gräns. Den är resultatet av en rad avvägningar om mätosäkerhet, säkerhetsmarginaler, hur strikt N-1-principen tolkas, och hur nätnivåerna räknar mot varandra. Internationell erfarenhet pekar på att 20–40 procent mer kapacitet kan frigöras i belastade nätavsnitt, och att de första 10–15 procenten är förhållandevis enkla. Liander i Nederländerna satte temperaturgivare på transformatorer och kablar och fick loss 20–30 procent i identifierade flaskhalsar, med ett nytt tak på 120 procent av märkeffekt där tekniken tillät det. TenneT tittade på faktisk årsutnyttjning i stället för avtalad effekt och hittade ungefär nio gigawatt som kunde tilldelas kunder som accepterade begränsning mot rabatt på nätavgiften.
Det finns en ordning i det här som lätt går förlorad när åtgärderna räknas upp som en lista. Tekniska åtgärder, bättre mätning och dynamisk belastningsberäkning skapar en marginal. Operativa åtgärder, aktiv nätdrift, omkoppling och tydliga belastningsregler förvandlar marginalen till kapacitet som faktiskt kan tilldelas. Kontraktuella åtgärder, villkorade avtal och flexibla anslutningsavtal placerar ut den kapacitet som annars skulle stå oanvänd. Hoppar man över ett steg har nästa ingenting att arbeta med: ett villkorat avtal på en station där ingen vet den faktiska lasten är ett löfte utan täckning, och en temperaturgivare vars data ingen använder i driften är en kostnad utan nytta.
Energiforsks egen slutsats är att ökad utnyttjandegrad i första hand är ett genomförandeproblem, inte ett teknikproblem. Jag tror det stämmer, och att det förklarar varför frågan är så svår att brotta ner. Ett nätföretag som räknar konservativt gör ingenting fel i juridisk mening; man förvaltar en säkerhetsmarginal som någon gång bestämdes och som ingen sedan har haft skäl att ompröva. Att gå från 60 till 90 procent utnyttjning innebär att någon tar på sig risken för de sista procenten, och den risken har historiskt varit lättare att undvika än att prissätta. Det är därför den nederländska och brittiska erfarenheten pekar på samma sak: det var först när regleringen gav nätägaren ett skäl att välja utnyttjning före förstärkning, och tydliggjorde vem som tar risken, som potentialen kunde förverkligas. Sveriges motsvarighet är den TOTEX-reform som börjar gälla 2028. Energiforsk pekar ut de brittiska mekanismerna som referens för den; Sverige har inte infört dem.
För den som väntar i anslutningskön är slutsatsen av praktisk art. “Nätet är fullt” är ett svar som förtjänar en följdfråga: fullt räknat på vad? Räknat på abonnerad effekt, eller på faktisk belastning med sammanlagring? Med vilken marginal, och mot vilken tolkning av N-1? Svaret avgör om tio megawatt är en omöjlighet, ett villkorat avtal, eller bara ett räknefel.
A logistics operator asks its grid company whether ten megawatts are available at a particular substation. The answer is no: the grid is full, reinforcement is a few years out. The same week, the station’s own metering shows the transformer rarely exceeding sixty percent of its rating, and never approaching its limit even on the coldest day of last winter. Both statements are true at the same time, and that is precisely the problem.
The explanation starts with how capacity is counted. A grid company that plans on the power its customers contract for, rather than the power they draw, treats a customer contracting 100 kW who never pulls more than 60 as holding 40 kW that nobody else may use. On its own that is small change. Summed over a substation, across hundreds of customers, it can become a network section that is fully booked on paper and half empty in reality. Luftbokning, air booking, is the term Ei uses, though its own definition is narrower: large margins in grid planning, caused by uncertainty about what existing customers will need in future. Ei’s position since 2020 is that available capacity should be calculated from actual load, including diversity effects, and not from contracted power. The grid companies told Ei that this is how they calculate; Ei nevertheless received indications that some still deviate from the connection obligation when their risk analyses show a risk of overload.
What Ei concluded is the interesting part, though. The government asked the regulator to investigate how unused capacity could be put to better use, and after dialogue with Svk and the regional grid companies the December 2024 report found no substantial potential in changing the regulation of agreements or compensation. Ei assessed that grid companies already have the mandate to allocate unused capacity, and placed further gains in stronger incentives, through revenue-cap regulation and tariffs with locational signals, which would require changes to the electricity act along the lines of the earlier SOU 2023:64 proposals. There is a contractual snag too: where a user agreement ties capacity to a subscribed power without saying how later increases are handled, the company may be unable to release that capacity for others. Put differently, the question is less whether the rules allow better use of the grid than whether grid companies have reason to use them that way.
The arithmetic is only the first layer, though. Energiforsk’s study Kapacitet för tillväxt, published earlier this year, goes a step further and makes a claim that is uncomfortable for grid companies and customers alike: allocatable capacity is not a fixed technical limit. It is the output of a series of trade-offs about measurement uncertainty, safety margins, how strictly the N-1 principle is interpreted, and how the grid levels count against one another. International experience points to 20–40 percent more capacity being releasable in congested sections, with the first 10–15 percent relatively easy. Liander in the Netherlands put temperature sensors on transformers and cables and freed 20–30 percent in identified bottlenecks, with a new ceiling of 120 percent of nominal rating where the equipment allowed it. TenneT looked at actual annual utilisation rather than contracted power and found roughly nine gigawatts that could be allocated to customers willing to accept curtailment in return for a network-fee discount.
There is a sequence here that gets lost when the measures are read as a list. Technical measures (better metering and dynamic rating) create a margin. Operative measures (active system operation, reconfiguration and clear loading rules) turn that margin into capacity that can actually be allocated. Contractual measures (conditional connection agreements and flexible connection agreements) place the capacity that would otherwise sit idle. Skip a step and the next one has nothing to work with: a conditional agreement at a substation where nobody knows the actual load is a promise without cover, and a temperature sensor whose data nobody uses in operations is a cost without a benefit.
Energiforsk’s own conclusion is that higher utilisation is first and foremost a delivery problem, not a technology problem. I think that is right, and I think it explains why the question is so hard to pin down. A grid company that counts conservatively is doing nothing wrong in any legal sense; it is managing a safety margin that was set at some point and that nobody has since had a reason to revisit. Going from 60 to 90 percent utilisation means somebody takes on the risk of the last few percent, and that risk has historically been easier to avoid than to price. Which is why the Dutch and British experience points the same way: the potential could only be realised once regulation gave the grid company a reason to prefer utilisation over reinforcement, and made clear who takes the risk. Sweden’s counterpart is the TOTEX reform starting in 2028. Energiforsk holds up the British mechanisms as the reference point for it; Sweden has not adopted them.
For anyone waiting in the connection queue, the conclusion is a practical one. “The grid is full” is an answer that deserves a follow-up question: full counted on what? On contracted power, or on actual load with diversity? With what margin, and against which reading of N-1? The answer decides whether ten megawatts is an impossibility, a conditional agreement, or simply a rounding convention.