Tre år eller åtta Three years or eight
Illustration skapad med AI (Grok).
Ett energitjänsteföretag som vill ha mätvärden för tusen hushåll runt om i landet möts i dag av ett eget gränssnitt, ett eget format och en egen prislista hos varje elnätsföretag som hushållen är anslutna till, och i Sverige finns det ett 170-tal sådana. En aggregator som ska visa att en värmepump faktiskt sänkte sin last under en aktivering behöver samma data från lika många källor, och tillräckligt snabbt för att leveransen ska kunna avräknas. Den 30 september redovisade Ei och Svenska kraftnät (Svk) sitt regeringsuppdrag: ett centralt datahanteringsverktyg (DHV) för hela elmarknaden, med ett tillhörande flexibilitetsinformationssystem (FIS) (Ei R2026:08).
Det ursprungliga hubbuppdraget gick till Svk 2015, avstannade 2020 i väntan på nödvändig lagstiftning och avslutades formellt förra året. Även nu följer författningsförslag till elmarknadslagen med, och precis som förra gången måste de bli en proposition och antas av riksdagen. Ändå går den snabbaste vägen till det nya verktyget via kravställningen för den övergivna hubben, och huruvida det materialet kan anpassas avgör om verktyget står klart om ungefär tre år eller först om åtta.
Störst blir förändringen för elnätsföretagen. Att hålla reda på vilken elhandlare som levererar till vilken kund och under vilken balansansvarig, att hantera leverantörsbyten och flyttar gentemot elhandlarna, att sköta den marknadsnära nätavräkningen, att distribuera mätvärden och att administrera åtkomsten för berättigade parter: allt detta förs över till det centrala verktyget. Kvar blir det fysiska. Nätföretaget behåller mätarna, kvalitetssäkringen av mätvärdena och sin egen tekniska avräkning för förluster och planering. Argumentet för ett lokalt nätmonopol vilar på ledningarna, eftersom två kablar längs samma gata vore slöseri; inget i det resonemanget motiverar att varje bolag för ett eget register över kunder och elhandlare. Centraliseringen bör minska dubbelarbetet, men om ett enskilt nätföretag går plus netto beror dels på en avgiftsfördelning som ännu inte är bestämd, dels på vad omställningen av de egna systemen kostar, och den kostnaden väger tyngst för de minsta bolagen. Norge, Danmark, Finland och Estland har redan centrala hubbar, med tydliga effektivitetsvinster efter besvärliga migreringar, medan rapporten lyfter fram Österrikes decentraliserade modell som ett varnande exempel.
I dag sätter varje nätföretag sitt eget pris för tredje parts åtkomst till mätvärden, och Ei har funnit stora skillnader mellan bolagen; med verktyget betalar energitjänsteföretagen i stället en reglerad avgift per mätpunkt, lika för alla. Elhandlarna slipper utbyta data med varje nätföretag, och kunderna får en enda plats där de lämnar och återkallar sina samtycken. När alla mätvärden passerar samma validering blir också varje nätföretags datakvalitet synlig, och rättelser som i dag görs i direktkontakt med en elhandlare hamnar i ett gemensamt system. Det är sunt för marknaden men sannolikt obekvämt för de minst automatiserade bolagen, som å andra sidan har mest att vinna på att slippa administrationen. Dessutom skulle nätföretagen rapportera tillfälliga nätbegränsningar i FIS, där de hamnar i samma nationella system som de resurser som kan avhjälpa dem.
I FIS registreras resurserna en gång och kan sedan användas på alla marknader. Systemet beräknar baselines, jämför dem med uppmätt utfall och tar fram verifierade volymer som ligger till grund för betalningen för leveransen, kompensationen till elhandlarna och obalansjusteringen för de balansansvariga. De balansansvariga skulle då få flexibiliteten redovisad separat i stället för att behöva reda ut den bilateralt i efterhand. För oberoende aggregering ger systemet den datainfrastruktur som har saknats, och enligt rapporten skapar modellen förutsättningar för en flexibilitetsleverantör att agera utan balansansvar för mätpunkten. Allt löser den däremot inte: kompensationsmodellen som verktyget ska administrera är återigen en öppen fråga sedan regeringen lagt Svk:s förslag åt sidan, och en fristående roll som leverantör av balanstjänster hanteras i ett separat spår. Prekvalificering mot varje upphandlande part, budgivning och finansiell avräkning ligger samtliga kvar utanför FIS. SWITCH och NODES skulle alltså behålla rollen som marknadsplatser men förlora resursregistret och verifieringen till en nationell tjänst. I så fall förskjuts konkurrensen mellan dem mot matchning, prekvalificering och avräkning, och det blir billigare för ett nätföretag att byta plattform.
Rapporten anger inga årtal utan räknar i månader från det att genomförandet inleds efter ett beslut, och även tidpunkten för ikraftträdandet överlåts åt regeringen. Återanvänds materialet från det gamla hubbprojektet kan en första version tas i drift efter 36 till 42 månader; byggs verktyget från grunden tar det 90 till 96 månader. Fattas beslutet 2027 innebär det omkring 2030–31 respektive 2034–35, och flexibilitetsfunktionerna kommer först i en senare version. Utkastet till nätkoden för efterfrågeflexibilitet ger befintliga plattformar två år på sig att uppdateras eller ersättas, räknat från det att de nationella villkoren för FIS har godkänts. Antas koden kring årsskiftet 2027 och tar de nationella stegen den tid utkastet medger, löper den fristen ut omkring 2031–32. Den långsamma vägen missar fristen helt, och eftersom FIS kommer efter den första versionen ger inte ens den snabba någon marginal. Rapporten beskriver ett tillfälligt FIS som reserv, men ser det själv som näst bäst. Förvisso bedömer den att en omfattande återanvändning är både möjlig och lämplig, men den kan inte utesluta att material som utformades för en elhandlarcentrisk modell visar sig svårare att anpassa än beräknat.
När registret lyfts ur 170 monopol hamnar det i ett enda istället, vilket väcker frågan om vem som betalar och vem som bestämmer. Investeringen uppskattas till 300–800 MSEK, och grundavgiften ska dessutom täcka omkring 160 MSEK som redan lagts ner på den gamla hubben; driftkostnaden, inklusive avskrivningar, bedöms bli 100–150 MSEK per år. Användarna betalar via avgifter inom en högsta tillåtna intäkt som Ei fastställer, en modell som rapporten beskriver som kostnadstäckningsreglering snarare än den intäktsramsreglering som elnätsföretagen själva omfattas av. Hur grundavgiften ska fördelas mellan användarna lämnas öppet. För FIS bär elnätsföretagen en del av kostnaden för de funktioner som lokala marknader behöver, medan Svk, som utnyttjar samma funktioner för sina balansmarknader, enligt vedertagen praxis för myndigheter inte debiteras; i praktiken skulle transmissionsnätsoperatörens andel därmed hamna hos övriga användare. För ett nätföretag som väger en lokal marknad mot ett villkorat avtal är det bara marknadsvägen som belastas med en FIS-avgift. Det ger en liten kostnadsnackdel för upphandlad flexibilitet, och hur stor den blir beror på om avgiften räknas som en kostnad som bolaget kan föra vidare inom sin egen intäktsram.
Svk skulle driva verktyget genom ett helägt dotterbolag, sedan ett delat ägande med branschen bedömts ge långsammare beslut och, med hänvisning till erfarenheterna från Norge, försvåra cybersäkerhetsarbetet. Som skydd finns dotterbolagets särredovisning och Ei:s kontroll över både intäkterna och funktionerna. Det finns ingen uppenbar formell kanal i förslaget genom vilken de användare som blir skyldiga att ansluta sig kan påverka prioriteringar eller servicenivåer, och en sådan vore billig att införa. Samma koncentration präglar säkerhetsfrågan: ett centralt system kan lyfta de svagaste av 170 till en gemensam nivå, men skapar också ett enda mål som är betydligt mer värt för en angripare.
Jag tycker att förslaget står på stadig grund, och det mesta av det som nätföretagen blir av med borde aldrig ha skötts på så många håll. Det som överlåts åt regeringen är svårare: valet av genomförandeväg avgör om Sverige har ett fungerande FIS när nätkoden kräver det, eller får leva med plattformar och bilaterala avtal som övergångslösning en bra bit in på 2030-talet. För elnätsföretagen går mätdatakvaliteten och den information om nätbegränsningar som FIS kommer att efterfråga att börja arbeta med redan i dag, oavsett vilket alternativ som väljs.
Illustration made with AI (Grok).
An energy service company that wants metering data for a thousand households spread across Sweden deals today with a separate interface, format and price list for every grid company those households are connected to, and the country has about 170 of them. An aggregator trying to prove that a heat pump cut its load during an activation needs the same data, from as many sources, fast enough for the delivery to be settled. On 30 September, Ei and Svenska kraftnät (Svk) handed the government their answer: a central data management tool (centralt datahanteringsverktyg, DHV) for the whole electricity market, with a flexibility information system (FIS) alongside it (Ei R2026:08).
The original hub mandate went to Svk in 2015, stalled in 2020 while the legislation it needed was delayed, and was formally cancelled last year. This proposal again comes with drafted provisions for the Electricity Market Act, which, like last time, still need a government bill and a vote in the Riksdag. Yet the fastest route to the new tool runs through the requirements written for the abandoned hub, and whether that material can be adapted decides if it is ready in about three years or only in eight.
The grid companies carry the largest change. Administering who supplies whom under which balance-responsible party, supplier switches and moves, market-facing settlement (nätavräkning), metering-data distribution and access for eligible third parties: all of it moves to the central tool. What stays is physical. The DSO keeps the meters, the quality assurance of their values and its own technical settlement for losses and planning. The case for a local grid monopoly rests on the wires, since two sets of cables down the same street make no sense; nothing in it requires every company to keep its own register of customers and suppliers. Centralising that work should reduce duplicated effort, although whether a given DSO comes out ahead depends on a fee split nobody has set yet and on the cost of migrating its own systems, a cost that weighs heaviest on the smallest companies. Norway, Denmark, Finland and Estonia already run central hubs, with clear efficiency gains after difficult migrations; the report holds up Austria’s decentralised model as the cautionary case.
Today each grid company sets its own price for third-party access to metering data, and Ei has found large differences between them; with the tool, energy service companies would instead pay one regulated fee per metering point, the same for everyone. Suppliers stop exchanging data with each grid company, and customers get a single place to give and withdraw consent. Once every value passes through the same validator, each DSO’s data quality also becomes visible, and corrections now made directly with a supplier end up in a shared system. That is healthy for the market but likely uncomfortable for the least automated companies, which on the other hand have the most to gain from shedding the administration. DSOs would also report temporary grid constraints in the FIS, where they sit in the same national system as the resources that could relieve them.
In the FIS, resources are registered once and can then be used on every market. The system calculates baselines, compares them with measured outcomes and produces verified volumes that underpin payment for the delivery, compensation to suppliers and imbalance adjustment for the balance-responsible parties. Those parties would get flexibility reported separately instead of sorting it out bilaterally afterwards. For independent aggregation the system supplies the data infrastructure that has been missing, and according to the report the model creates the conditions for a flexibility provider to act without balance responsibility for the metering point. It does not settle everything: the compensation method the tool would administer has been an open question again since the government set aside Svk’s model, and a free-standing balancing service provider role is handled on a separate track. Prequalification against each procuring party, bid submission and financial settlement all stay outside the FIS. SWITCH and NODES would keep their role as marketplaces but lose the resource register and verification to a national service; competition between them would then shift to matching, prequalification and settlement, and a DSO could change platform more cheaply.
The report gives no years but counts in months from the start of implementation after a decision, and leaves the date of entry into force to the government as well. Reusing the old hub material puts a first release into operation after 36 to 42 months; building from scratch takes 90 to 96. If the decision comes in 2027, that means around 2030–31 or 2034–35 respectively, and the flexibility functions only arrive in a later release. The draft network code on demand response gives existing platforms two years to be updated or replaced, counted from approval of the national FIS terms. If the code is adopted around the turn of 2027 and the national steps take the time the draft allows, that deadline falls around 2031–32. The slow path misses it outright, and because the FIS comes after the first release, even the fast one leaves no margin. The report describes a temporary FIS as a fallback, but itself sees it as second-best. It does judge substantial reuse both possible and appropriate, but it cannot rule out that material designed for a supplier-centric model proves harder to adapt than planned.
Taking the register out of 170 monopolies places it in a single one instead, which raises the question of who pays and who decides. Investment is estimated at 300 to 800 MSEK, and the base fee would also recover about 160 MSEK already spent on the old hub; running costs, including depreciation, are put at 100 to 150 MSEK a year. Users pay through fees within a maximum allowed revenue set by Ei, a model the report describes as cost-coverage regulation rather than the revenue-cap regulation grid companies are themselves subject to. How the base fee is split between the users is left open. For the FIS, grid companies bear part of the cost of the functions local markets need, while Svk, which uses the same functions for its balancing markets, is not charged, following established practice for authorities; in effect, the transmission operator’s share would fall on other users. For a DSO choosing between a local market and a conditional connection agreement, only the market route carries an FIS fee. That is a small cost disadvantage for procured flexibility, and how large it becomes depends on whether the fee counts as a cost the DSO can pass through under its own revenue cap.
Svk would run the tool through a wholly owned subsidiary, having judged shared ownership with the industry slower to decide and, on Norwegian experience, harder to keep secure. The safeguards are the subsidiary’s separate accounts and Ei’s control over both its revenue and its functions. There is no obvious formal channel in the proposal through which the users obliged to join could shape priorities or service levels, and one would be inexpensive to add. The same concentration shapes the security question: a central system can lift the weakest of 170 to a common standard, but it also creates a single target worth far more to an attacker.
I think the proposal is well founded, and most of what the grid companies lose should never have been handled in so many places. What it leaves to the government is harder: the choice of build path decides whether Sweden has a working FIS when the network code requires one, or runs platforms and bilateral contracts as a transitional regime well into the 2030s. For DSOs, metering-data quality and the constraint information the FIS will ask for are worth working on under either path.