Skeptikerna började räkna The Skeptics Started Counting
Illustration skapad med AI (Grok).
Fem svenska nätutvecklingsplaner för perioden 2027–2036 kom in inom loppet av ett par veckor, alla i samma september-fönster: E.ON, Kraftringen, Vattenfall, Ellevio, plus Skånska Energi Nät, ett mindre bolag vars siffror dök upp som en rad i Kraftringens tabell. Läser man dem tillsammans är det tydligt vilka elnätsföretag som rör sig mot flexibilitetsmarknader och vilka som inte gör det.
E.ON och Kraftringen gick åt det håll man kunde förvänta sig. E.ONs plattform SWITCH tredubblade sin aktiverade volym varje säsong under tre säsonger (140, sedan 466, sedan 1 400 megawattimmar), och den andra nätutvecklingsplanen delar för första gången upp flexibilitetsprognosen i upp- och nedreglering, tillsammans med ett nytt verktyg (flexibla avtal) som särskilt passar stora batterier. Kraftringens utveckling är än tydligare: den första planen, inlämnad 2024, dokumenterade ett bolag som just tecknat sitt allra första villkorade avtal och inte hade någon lokal marknad alls. Den andra, inlämnad i år, namnger en första flexibilitetsmarknad till 2027 i Lund och en utrullning av ADMS i samtliga åtta nätområden. Två år, och ett bolag går från “vi har precis börjat använda grundverktyget” till “vi planerar en marknad och köper in mjukvaran för att driva den.”
Vattenfall och Ellevio är de två stora elnätsföretag som hittills förklarat att de inte är intresserade av marknadsbaserad flexibilitet över huvud taget. Vattenfalls första plan sa det i de mest kategoriska ordalag som finns: förutsättningarna för en fungerande marknad (fler än fem oberoende aktörer, utbud på minst fem gånger behovet, ingen enskild aktör som står för över hälften av behovet) finns inte någonstans i deras nät. Ellevios första plan var mjukare men pekade åt samma håll: marknadsbaserade lösningar saknas i samtliga sjutton delområden, bolaget fortfarande “tidigt på mognadstrappan.” Inget av bolagen har aviserat någon marknad sedan dess.
Vattenfalls kostnadsjämförelse rörde sig inte alls — samma tal, 0,27 MSEK per MW och år för nätinvestering mot 4–8 MSEK för ett flexibilitetsavtal, återkommer i den andra planen med identiska tal. Det som förändrades var istället meningen runt siffrorna. Där den första planen kategoriskt förklarade att inga förutsättningar finns, säger den andra att Vattenfall “utesluter inte” marknadsbaserad flexibilitet i takt med att ekosystemet mognar. Inget är utlovat. Men ett bolag som ägnade sin första plan åt att stänga dörren brukar inte ägna sin andra åt att beskriva dörren som bara tillfälligt stängd, om inte något i kalkylen börjat kännas mindre avgjort än för två år sedan.
Ellevio genomgick den omvända versionen av samma två år. Hållningen är identisk, återgiven nästan ordagrant: fortfarande tidigt, fortfarande ingen marknad någonstans, villkorade avtal fortfarande rätt verktyg där ett behov finns. Men räknandet förändrades. Ellevios första plan redovisade flexibilitetsbehovet per delområde men lyfte inte fram någon samlad siffra. Den andra planen sätter en rubriksiffra: 180 till 320 megawatt, för perioden 2032–2036, redovisat länsvis. Den utökar också för första gången analysen till begränsningar i det egna lokalnätet, inte bara vid gränsen mot det överliggande nätet. Ett bolag som inte verkar ha ändrat sin inställning till marknader har ändå börjat producera precis den typ av siffra en marknad skulle behöva för att existera.
Detta är mönstret som går igen i alla fem planerna, inte bara de två skeptiska: FNA och nätutvecklingsplanen har linjerat mot samma metod och samma prognosår, och den konvergensen påverkar varje elnätsföretags underlag oavsett vad bolaget faktiskt tycker om marknader. Kraftringens tro och dess siffror gick framåt tillsammans. Vattenfalls hållning förflyttade sig något medan kostnadsjämförelsen stod exakt still. Ellevios siffror blev skarpare medan hållningen inte rubbades. Ett regelkrav på att räkna och konkretisera behovet kräver inte att någon blir övertygad — men två år in ser det ut som att sifferexercisen gör en del av övertygandet på egen hand, oavsett vad ett bolag säger att det tror.
Illustration made with AI (Grok).
Five Swedish nätutvecklingsplaner for the 2027–2036 cycle landed within a couple of weeks of each other, all in the same September window: E.ON, Kraftringen, Vattenfall, Ellevio, plus Skånska Energi Nät, a smaller DSO whose figures turned up as a row in Kraftringen’s table. Read together, it’s clear which DSOs are moving toward flexibility markets and which aren’t.
E.ON and Kraftringen went the way you’d expect. E.ON’s SWITCH platform tripled its activated volume each season across three seasons (140, then 466, then 1,400 megawatt-hours), and its second DNDP splits the flexibility forecast into upward and downward regulation for the first time, alongside a new instrument (flexibla avtal) particularly suited to large batteries. Kraftringen’s progression is starker still: its first DNDP, filed in 2024, recorded a company that had just signed its first-ever conditional connection agreement and had no local market at all. Its second, filed this year, names a first flexibility market for 2027 in Lund and an ADMS rollout across all eight of its network areas. Two years, and a company goes from “we just started using the basic tool” to “we’re planning a market and buying the situational-awareness software to run it.”
Vattenfall and Ellevio are the two large DSOs that have, so far, declared no interest in market-based flexibility at all. Vattenfall’s first DNDP said so in the flattest terms available: the preconditions for a functioning market (more than five independent actors, supply of at least five times the need, no single actor providing over half the need) don’t exist anywhere in its network. Ellevio’s first DNDP was softer but pointed the same way: market-based solutions absent in all seventeen of its sub-areas, the company still “early on the maturity ladder.” Neither company has announced a market since.
Vattenfall’s cost comparison didn’t move at all — the same one, 0.27 MSEK per megawatt-year for grid investment against 4–8 MSEK for a flexibility contract, appears in the second DNDP with the identical figures. What changed instead was the sentence around them. Where the first DNDP declared flatly that no conditions exist, the second says Vattenfall “does not rule out” market-based flexibility as the ecosystem matures. Nothing has been committed to. But a company that spent its first DNDP closing the door doesn’t usually spend its second describing the door as merely closed for now, unless something about the calculation has started to feel less settled than it did two years ago.
Ellevio ran the opposite version of the same two years. The stance is identical, restated almost word for word: still early, still no market anywhere, villkorade avtal still the right tool everywhere a need exists. But the counting changed. Ellevio’s first DNDP reported flexibility need per sub-area but put forward no aggregate figure. Its second DNDP sets a headline number: 180 to 320 megawatts, needed between 2032 and 2036, reported county by county. It also, for the first time, extends the analysis to constraints inside its own local grid, not just at the boundary with the grid above it. A company that hasn’t changed its stance on markets at all has nonetheless started producing exactly the kind of number a market would need to exist.
That’s the pattern worth naming across all five plans, not just the two skeptical ones: the FNA and the DNDP have aligned on a shared methodology and a shared prognosis year, and that convergence is doing something to every DSO’s paperwork regardless of what that DSO actually believes about markets. Kraftringen’s belief and its numbers advanced together. Vattenfall’s stance shifted a little while its cost comparison stayed exactly where it was. Ellevio’s numbers grew sharper while its stance didn’t budge. A regulatory requirement to count doesn’t require anyone to be persuaded — but two years in, it looks like counting is doing some of the persuading on its own, regardless of whatever a DSO says it believes.