Verktyget som inte är en marknad The tool that isn't a market
En laddoperatör som vill ansluta en depå i ett ansträngt nätområde fick länge samma besked: nätet är fullt, förstärkningen är klar om några år, ställ dig i kön. Numera finns ett annat svar. Anslutningen delas i två delar: en garanterad effekt som alltid är tillgänglig, och en villkorad del som nätägaren får begränsa under de timmar då nätet är hårt belastat. Kunden ansluter utan att vänta på förstärkningen, och nätägaren vågar säga ja till last som annars hade fått vänta. Avtalsformen kallas villkorat avtal, och den har blivit den svenska flexibilitetens mest operativa verktyg, trots att den inte är en marknad.
Detta är värt att uppmärksamma, eftersom regelverket pekar åt motsatt håll. EU:s elmarknadsförordning kräver att nätägare i första hand hanterar trängsel med marknadsbaserade metoder, och Ei har klassat villkorade avtal som icke-marknadsbaserad omdirigering: tillåten endast när något av förordningens undantag är uppfyllt, med bevisbördan hos nätägaren. På pappret är avtalet alltså en reservlösning. I praktiken ser bilden annorlunda ut. Vattenfall Eldistribution och Ellevio, som inte driver någon lokal flexibilitetsmarknad i sina nät, använder villkorade avtal som sitt huvudsakliga verktyg i ansträngda områden. E.ON, som driver marknadsplattformen SWITCH och behandlar avtalen som ren säkerhetsventil, har ingen dokumenterad aktivering i någon av de källor jag gått igenom, vilket stämmer med att marknaden ska lösa trängseln först. Nödutgången är på sina håll huvudentrén.
Branschen är samtidigt påfallande ljum inför verktyget. När ett fyrtiotal branschföreträdare i en workshop fick betygsätta olika verktyg för styrbara resurser som elbilar och batterier hamnade frivilliga flexibilitetsmarknader högst av alla alternativ, medan villkorade avtal utan ersättning hamnade lägst (FlexAbility 2025). Ändå är det avtalet som bär lasten. Jag tror förklaringen ligger i hur en nätägare som ansvarar för leveranssäkerheten värderar tillförlitlighet. I Swecos intervjustudie åt Ei uppger en intervjuad att omkring 80 procent av avtalad marknadsflexibilitet vanligen levereras, medan aktivering av villkorade avtal beskrivs som betydligt mer tillförlitlig (Sweco 2025). För ekonomisk optimering duger 80 procent gott; för att garantera driften en kall februarimorgon är det otillräckligt. Marknaden sköter det den kan, och avtalet står för det resterande.
Det finns andra möjligheter som ibland förbises. En kund med villkorat avtal får också delta på flexibilitetsmarknaden, och incitamentet är skarpt utformat: den som lägger bud och vinner får marknadsersättning som vilken leverantör som helst, medan den som avstår aktiveras sist, utan betalning, den dag marknadens volym inte räcker. Säkerhetsventilen fungerar därmed som rekryteringsmotor åt marknaden den är tänkt att komplettera; varje nytt villkorat avtal utökar kretsen av aktörer som har ekonomiska skäl att börja lägga bud. Det överbryggar skillnaden mellan ett regelbaserat och ett marknadsbaserat verktyg, och visar varför motsättningen mellan dem är mindre än debatten antyder.
Frågan är var verktyget tar vägen härnäst. Fristen för att införliva EU:s nya krav på ett nationellt ramverk för flexibla anslutningsavtal passerade i januari 2025, och Sverige har reglerna på plats i sak men inte i form: grunden är alltjämt ett ställningstagande från Ei snarare än en sammanhållen författning, även om ellagen sedan årsskiftet ger Ei bemyndigandet. Två öppna frågor väger tyngst. Elmarknadsutredningen vill låta Ei pröva om även befintliga kunder ska kunna teckna villkorade avtal, vilket skulle utöka den tillgängliga volymen påtagligt, och EU-rätten tillåter numera att avtalen blir permanenta där förstärkning inte är samhällsekonomiskt motiverad. Finland har redan en sådan ordning i kraft, med det rimliga förbehållet att kundens samtycke bara räknas om ett fast alternativ faktiskt erbjuds. Där finns en modell att låna. Verktyget som inte är en marknad lär hur som helst inte avvecklas när marknaderna mognar; snarare får det då äntligen bli det som det alltid var tänkt att vara, en försäkring som sällan behöver utnyttjas.
A charging operator wanting to connect a depot in a congested grid area used to get the same answer everywhere: the grid is full, reinforcement arrives in a few years, join the queue. There is now a different answer. The connection is split in two: a guaranteed power level that is always available, and a conditional portion the grid operator may curtail during the hours when the grid is under strain. The customer connects without waiting for the reinforcement, and the operator can say yes to load that would otherwise have waited. The instrument is the villkorat avtal (conditional connection agreement), and it has become the most operational tool in Swedish flexibility, despite not being a market.
That is worth pausing on, because the rulebook points the other way. The EU Electricity Market Regulation requires grid operators to manage congestion with market-based methods first, and Ei has classified villkorade avtal as non-market-based redispatching: permitted only when one of the regulation’s exceptions applies, with the burden of proof on the operator. On paper, then, the agreement is an emergency exit. Practice looks different. Vattenfall Eldistribution and Ellevio, which run no local flexibility market in their networks, use villkorade avtal as their primary tool in constrained areas. E.ON, which operates the SWITCH market and treats the agreements as a pure backstop, has no activation documented in any source I have reviewed, which fits the market being meant to clear the congestion first. In parts of the country, the emergency exit is the front door.
The industry, meanwhile, is strikingly lukewarm about the tool. When some forty sector representatives scored different instruments for steerable resources such as EVs and batteries in a workshop, voluntary flexibility markets ranked highest of all options and villkorade avtal without compensation ranked lowest (FlexAbility 2025). Yet the agreement is what carries the load. I think the explanation lies in how an operator responsible for security of supply values reliability. In Sweco’s interview study for Ei, one interviewee says that around 80 percent of contracted market flexibility is typically delivered, while activation of villkorade avtal is described as significantly more reliable (Sweco 2025). For economic optimisation, 80 percent is plenty; for guaranteeing operations on a cold February morning, it is not. The market handles what it can, and the contract covers the residual.
There are other possibilities that sometimes go unnoticed. A customer holding a villkorat avtal is free to participate in the flexibility market as well, and the incentive is sharply drawn: bid and win, and you receive market compensation like any other provider; abstain, and you are activated last, unpaid, on the day the market’s volume falls short. The backstop thereby works as a recruitment engine for the very market it is meant to complement; every new conditional agreement widens the circle of actors with a financial reason to start bidding. This bridges the gap between a rules-based and a market-based tool, and shows why the tension between them is smaller than the debate suggests.
The question is where the tool goes next. The deadline for transposing the EU’s new requirement of a national framework for flexible connection agreements passed in January 2025, and Sweden has the rules in substance but not in form: the foundation is still an Ei position statement rather than a coherent statute, even if the Electricity Act has, since the new year, given Ei the mandate. Two open questions weigh heaviest. The Swedish electricity market inquiry wants Ei to examine whether existing customers, and not only new connections, should be able to sign villkorade avtal, which would significantly expand the available volume; and EU law now allows the agreements to be permanent where reinforcement is not economically justified. Finland already has such a regime in force, with the sensible safeguard that a customer’s consent only counts if a firm alternative is genuinely on offer. There is a model there to borrow. Either way, the tool that isn’t a market is unlikely to be retired as the markets mature; rather, that is when it finally gets to be what it was always meant to be, an insurance policy that rarely needs to pay out.