Villkorade avtals moment 22 Conditional agreements' Catch-22
Illustration skapad med AI (Grok).
Enligt Network Code on Demand Response (NC DR) är marknadsbaserad upphandling av lokala tjänster huvudregeln. En nätägare som i stället lutar sig mot villkorade avtal är i praktiken beroende av ett undantag från den regeln, som Ei beviljar. Undantaget gäller högst två år i taget (tidsgränsen gäller inte spänningsreglering med reaktiv effekt), och innan Ei beviljar eller förlänger ett undantag begär myndigheten en bedömning av marknadsbaserad upphandling i minst tre fall: när de ursprungliga skälen inte längre gäller, när pilotprojekt visat att en marknad kan fungera, eller när marknadsbaserad upphandling är ineffektiv.
Nätägaren kan förstås göra en teknisk potentialanalys även utan en befintlig marknad: hur många värmepumpar, elbilar och batterier finns bakom mätaren, hur passar utbudet mot de nya standardiserade produkterna. Det analysen inte kan bevisa är att en marknad faktiskt skulle fungera, för det kräver att oberoende aggregatorer och leverantörer väljer att etablera sig där, och det beslutet ligger utanför nätägarens kontroll. I många mindre nätområden förlitar sig nätägaren i stället på villkorade avtal, och undantaget tar samtidigt bort det incitament som skulle ha fått en marknad att uppstå. Mekanismen är tänkt att pressa fram en marknad, men i just de områden där flexibilitet behövs som mest riskerar den att få omvänd effekt.
Det är lätt att tro att NC DR ligger långt fram i tiden, eftersom huvudförordningen ännu inte är antagen. Det stämmer bara delvis. NC DR är inte en enda reform utan ett dussintal sammanflätade skyldigheter som rullas ut i olika takt, och en del gäller redan. ACER:s beslut om metodiken för behovsbedömning, FNAM, trädde i kraft som direkt tillämplig EU-rätt i juli 2025. Sveriges första behovsbedömning enligt den metoden, Svenska kraftnäts slutrapport, publicerades den 29 juni i år, förberedd genom en trepartsöverenskommelse mellan Svenska kraftnät, Ei och DSO-representanter som undertecknades redan i november förra året.
Allt annat i regelverket (informationssystemet FIS, lokala tjänstemarknader, förprövning i nätet, kraven på lokala tjänster i nätutvecklingsplanerna och TSO-DSO-samordningen) väntar fortfarande på att kommissionen antar huvudförordningen. Det väntas nu ske fjärde kvartalet i år eller första kvartalet 2027, senare än de tidigare antagandena om sommaren 2026. Till skillnad från det mesta annat i Ren energi-paketet blir NC DR en direkt tillämplig EU-förordning snarare än ett direktiv, så Sverige behöver inte ändra ellagen för att den ska gälla. Det som däremot måste ske är att Svenska kraftnät och nätägarna gemensamt föreslår nationella villkor inom ungefär sju separata domäner, allt från leverantörskvalificering till hur energilager ska behandlas, var och en med ett eget offentligt samråd, och att Ei godkänner dem. De flesta deadlines för genomförandet räknas inte från att förordningen träder i kraft utan från att respektive villkor godkänns, vilket gör att klockan startar om för varje delområde. En grov uppskattning, där perioderna i ACER:s text summeras (flera står ännu inom hakparentes), ger fem till sex år för Sverige från ikraftträdande till full FIS-efterlevnad.
Undantaget för villkorade avtal är bara en av de skyldigheter som redan formar hur nätägare måste agera, en av ett dussintal kartlagda i en genomgång av vem som drabbas av vad. Ei bär den enskilt tyngsta bördan i genomförandet: myndigheten ska bevilja undantag, godkänna villkor inom sju separata domäner, granska nätutvecklingsplaner, och avgöra när Svenska kraftnät och nätägarna inte kan enas i en metodfråga i behovsbedömningen. Att lösa den cirkulära fällan för villkorade avtal kräver i praktiken att Ei klargör när undantagen i artikel 13(3) faktiskt är uppfyllda, och något sådant klargörande har inte publicerats i de källor som gåtts igenom.
Vem berörs mest? Nätägare som i dag främst använder villkorade avtal snarare än en fungerande marknad, eftersom det är just de som ska visa något som inte finns. Plattformsoperatörerna SWITCH och NODES, vars system får två år på sig att uppdateras efter att FIS-villkoren godkänts, och högst fyra år efter ikraftträdandet till full interoperabilitet. Och kunder med villkorade avtal, vars nätägare nu har en tydlig, tidsbegränsad press att antingen bygga en marknad eller förklara varför de inte kan.
Kommissionens beslut väntas om några månader, och när det kommer börjar klockorna för sju separata domäner ticka. Ei:s tolkning av undantagsreglerna för villkorade avtal är den som är värd att hålla ögonen på först, eftersom den avgör om kravet faktiskt löser problemet eller bara flyttar det.
Illustration made with AI (Grok).
Under the Network Code on Demand Response (NC DR), market-based procurement of local services is the default. A DSO that leans on conditional connection agreements (villkorade avtal) instead is in practice depending on a derogation from that default, granted by Ei. The derogation runs for a maximum of two years at a time (voltage control with reactive power is the exception), and before granting or extending one, Ei requests an assessment of market-based procurement in at least three cases: when the original reasons no longer apply, when pilots have shown that a market can work, or when market-based procurement is inefficient.
A DSO can certainly run a technical potential assessment even without an existing market: how many heat pumps, EVs, and batteries sit behind the meter, how that potential supply compares against the newly standardized products. What that assessment can’t prove is that a market would actually function, since that depends on independent aggregators and providers choosing to set up there, a decision outside the DSO’s control. In many smaller network areas, the DSO leans on conditional agreements instead, and the exemption itself removes the incentive that would let a market emerge. The mechanism is meant to push toward a market, but in exactly the areas where flexibility is needed most, it risks producing the opposite effect.
It is easy to assume NC DR is still far off, since the main regulation has not yet been adopted. That is only partly true. NC DR is not a single reform but roughly a dozen interlocking obligations rolling out at different speeds, and some are already in force. ACER’s decision on the needs-assessment methodology, FNAM, entered force as directly applicable EU law in July 2025. Sweden’s first assessment under that methodology, Svenska kraftnät‘s final report, was published on 29 June this year, prepared through a tripartite agreement between Svenska kraftnät, Ei, and DSO representatives signed as early as November last year.
Everything else in the framework — the FIS information system, local services markets, grid prequalification, the local-services requirements in network development plans, TSO-DSO coordination — still waits on the Commission adopting the main regulation. That is now expected in the fourth quarter of this year or the first quarter of 2027, later than the earlier assumption of summer 2026. Unlike most of the rest of the Clean Energy Package, NC DR becomes a directly applicable EU Regulation rather than a Directive, so Sweden won’t need to amend its electricity act for it to take effect. What does have to happen is that Svenska kraftnät and the DSOs jointly propose national terms and conditions across roughly seven separate domains, everything from provider qualification to how energy storage is treated, each with its own public consultation, and Ei approves them. Most implementation deadlines aren’t counted from when the regulation enters force but from when each set of terms is approved, which means the clock restarts for every domain. A rough estimate, summing the periods in ACER’s text (several still in brackets), puts Sweden’s path from entry into force to full FIS compliance at five to six years.
The conditional-agreement exemption is only one of the obligations already shaping how DSOs have to act, one of about a dozen mapped in a full actor-by-actor breakdown. Ei carries by far the heaviest load in implementation: the authority must grant derogations, approve terms and conditions across seven separate domains, review network development plans, and decide when Svenska kraftnät and the DSOs cannot agree on a methodology question in the needs assessment. Resolving the circular trap around conditional agreements in practice requires Ei to clarify when the Article 13(3) exceptions are actually met, and no such clarification has been published in the sources reviewed.
Who is most affected? DSOs that currently lean heavily on conditional agreements rather than a working market, since they are exactly the ones being asked to show something that isn’t there. The platform operators SWITCH and NODES, whose systems get two years to update once the FIS terms are approved, and at most four years after entry into force to full interoperability. And customers holding conditional agreements, whose DSO now faces a clear, time-limited pressure to either build a market or explain why it can’t.
The Commission’s decision is expected within a few months, and when it lands, the clocks for seven separate domains begin to run. Ei’s reading of the exemption rules for conditional agreements is the one worth watching first, since it decides whether the requirement actually solves the problem, or just moves it somewhere else.