DSO-resanThe DSO Journey
En stegvis guide för elnätsföretag som överväger flexibilitet —
från första frågan till en levande pilot. A step-by-step guide for grid companies considering flexibility —
from the first question to a live pilot.
Ny på hur elnätet faktiskt fungerar? Läs Elnätet förklarat först. Sitter ni på leverantörssidan av bordet, se FSP-resan.
1 · Har ni ett konkret problem?
Innan flexibilitet är värt att överväga behövs något mer konkret än en känsla av att nätet är ansträngt. Nätutvecklingsplanen (NUP eller DNDP) kräver, enligt EIFS 2024:1 §4.12, att flexibilitetsbehovet kvantifieras i MW per år över en fem- till tioårshorisont: scenarier byggs, kapacitetsbehov identifieras genom lastflödessimulering och N-1-analys, och åtgärder (förstärkning eller icke-nätbundna alternativ) vägs mot varandra. Flexibilitetsbehovsbedömningen (FNA) går ett steg längre och kvantifierar behovet punkt för punkt, säsong för säsong; i praktiken frågan: hur mycket överstiger den prognostiserade lasten den gräns som faktiskt binder, om alls?
En enkel tumregel från FlexAbility duger för en första bedömning: kostnaden för 1 MW nätförstärkning motsvarar inköp av ungefär 100–200 timmars flexibilitet vid 5 000–10 000 SEK/MWh. Behöver begränsningen långt färre timmar än så är flexibilitet sannolikt billigare på pappret, men det är en grov tumregel, inte ett utlåtande; Energiforsk varnar för att låta en generell tumregel ersätta lokal analys.
Skillnaden syns i konkreta siffror. Ett av Ellevios fall hade en N-1-gräns som överskreds bara 4 timmar om året (2,6 MWh totalt): vid 10 000 SEK/MWh blir det 26 000 SEK om året i flexibilitet mot en transformatoruppgradering för 22 MSEK. Rapportens egen, mer noggranna siffra, som tar hänsyn till transformatorns överlasttålighet, är omkring 11 MSEK i flexibilitet över 45 år, ungefär hälften av uppgraderingens kostnad, snarare än de 20,8 MSEK i besparing som den enkla beräkningen ger. Kinnekulle Energi är motsatsen: abonnerad effekt gick från 54,5 MW 2023 till en prognos på 135 MW till 2028, och gränsen överskreds redan 17 gånger 2024, med en enskild timme 5,4 MW över taket.
Båda är dokumenterade behov, bara i helt olika skala.
Det är den typen av underlag som behövs inför nästa steg: inte en känsla av knapphet, utan en MW-siffra med ett år knutet till sig. Kvantifiering av flexibilitetsbehov går igenom just den uträkningen, från NUP-scenario till ett behov i MW per år.
→ Kvantifiering av flexibilitetsbehov
2 · Har ni koll på lasten?
Att veta hur mycket flexibilitet som behöver upphandlas vid en viss punkt i nätet kräver en lastprognos: hur mycket effekt kommer flöda igenom, och när uppnås en gräns? En prognos är bara så bra som datan bakom den, och därför kommer de två guiderna i en bestämd ordning. Din mätdata tar först upp förutsättningen: att få själva mätdatan i användbart skick, från det som redan finns i SCADA till en infrastruktur som räcker till mer än ett användningsfall. Först när det finns på plats är det läge att bygga prognosen ovanpå, och var de flesta svenska elnätsföretag faktiskt står på det lagret är också en egen guide.
3 · Varför flexibilitet, och vad ändrar RP5?
Ni har nu en siffra och ett sätt att se den komma. Frågan blir vilket verktyg som faktiskt räcker. Ett elnätsföretag som ser effekttoppar krypa mot abonnemangstaket har i grunden två verktyg: bygga mer nät, eller använda det nät man redan har smartare. Nätförstärkning löser problemet permanent men tar år att planera och bygga; flexibilitet, att betala kunder för att skjuta last i tid eller öka lokal produktion just när nätet är ansträngt, kan vara på plats redan till nästa vinter.
Trycket är sällan tillfälligt. Elbilsladdning, värmepumpar och annan elektrifiering drar mer effekt i samma ledningar som redan är hårt belastade under kalla vintertimmar, medan solceller och batterier vänder flödet åt andra hållet under andra delar av dygnet. I teknisk mening kallas det kapacitetsbrist: nätet klarar inte alla begärda effektflöden samtidigt, oavsett riktning. Verktyget för att hantera det utan att gräva ner mer kabel är en flexibilitetsmarknad: en marknadsplats där elnätsföretaget köper flexibilitet av kunder och resurser som redan sitter i nätet, istället för att neka nya anslutningar eller vänta på förstärkning.
Flexibilitet löser sällan problemet permanent på egen hand. GENABs egen nätutvecklingsplan bedömer Effekthandel Väst som väl lämpad för de kortare, timskaliga bristerna man ser idag, men räknar med att fler verktyg, bland annat planerbar produktion, kommer behövas i takt med att kapacitetsbristen fördjupas fram mot 2034. Flexibilitet är alltså ofta den snabbaste vägen in, inte nödvändigtvis den sista.
Det är inte antingen eller mellan nät och flexibilitet. RP5:s intäktsramsreglering gör det möjligt att jämföra kostnaden för uppskjuten nätinvestering mot kostnaden för upphandlad flexibilitet rakt av, år för år, med det belastningsincitament (Ug-krediten) som numera ingår i den preliminära modellen. RP5-kalkylatorn räknar ut brytpunkten åt er: hur mycket ni kan lägga på flexibilitet innan det hade varit billigare att bygga.
Vad RP5 innebär för den här jämförelsen
RP5 är namnet på Sveriges nästa tillsynsperiod för hur mycket ett elnätsföretag får ta ut av sina kunder totalt. Den styrs av Ei och löper 2028–2031. Historiskt behandlade intäktsramen de två alternativen olikt: en nätförstärkning (en kapitalinvestering) gick in i den reglerade tillgångsbasen och gav avkastning, medan upphandlad flexibilitet (en driftskostnad) inte gjorde det: en inbyggd slagsida mot att bygga, även när flexibilitet faktiskt var billigare.
RP5 minskar det gapet på två sätt. En TOTEX-reform, som träder i kraft 2028, går mot att behandla kapital- och driftskostnader mer likvärdigt i intäktsramsberäkningen. Och ett befintligt incitament för lastutjämning, Ug-krediten, belönar ett elnätsföretag vars lasttopp förbättras jämfört med den egna historiken (Ug = genomsnittlig dygnslast ÷ genomsnittet av de fyra högsta dygnstopparna det året); att jämna ut en topp med upphandlad flexibilitet kan numera ge samma kredit som att jämna ut den med en större transformator brukade göra.
Tillsammans kan de två alternativen jämföras på betydligt jämnare villkor, år för år, i stället för att beräkningen underförstått gynnar nätförstärkning som standard. RP5-kalkylatorn tillämpar era egna siffror på den jämförelsen.
4 · Villkorat avtal, flexmarknad, eller båda?
Med ett dokumenterat behov på plats återstår valet av verktyg. Eis ställningstagande Ei2025:01 sätter fyra villkor för villkorade avtal:
- Det är elnätsföretaget med den fysiska begränsningen som bär ansvaret, inte ett underliggande nät som bara råkar ligga i vägen.
- Metoden för avtalsvillkoren måste vara godkänd av Ei innan något avtal tecknas.
- Aktivering kräver en ny bedömning inför varje enskilt tillfälle, och sedan 2026 även en omprövning av om avtalet fortfarande behövs när förutsättningarna ändras.
- Avtalet får bara tecknas där det finns en faktisk, aktuell kapacitetsbrist, inte i förebyggande syfte.
Det är lätt att se villkorat avtal och flexmarknad som konkurrerande spår, men de är konstruerade för att fungera ihop. En kund med villkorat avtal begränsas normalt sist, utan ersättning, som en sista utväg. Lägger samma kund samtidigt bud på flexmarknaden konkurrerar budet på vanliga villkor: vinner det, får kunden marknadsersättning som vanligt. Först om marknadsvolymen ändå inte räcker till styrs kunder som inte lagt bud ner, och då utan betalning. Det ger kunden ett direkt ekonomiskt skäl att också delta på marknaden, vilket i sin tur breddar vem elnätsföretaget kan handla med. Network Code on Demand Response (NC DR) skulle dessutom skydda rätten uttryckligen, i artikel 31.3 i ACER:s utkast (ännu inte antaget): en systemansvarig skulle inte få hindra en kund med villkorat avtal från att också delta på flex- eller balansmarknader.
Frågan är alltså sällan “villkorat avtal eller flexmarknad” utan vilken kombination som passar er anslutning. Verktyget Villkorat avtal eller flexmarknad? kan hjälpa till med just den bedömningen: fyll i vad som gäller för anslutningen, så ser ni om den passar för det ena, det andra eller båda.
→ Villkorat avtal eller flexmarknad?
5 · Är ni redo för en pilot?
Skalan avskräcker ofta mer än den borde. Kinnekulle Energis Götene Flex är den minsta aktiva marknaden i Sverige och kör helt manuellt: ingen plattform, avrop per telefon eller mejl, validering i Excel vid månadsskiftet. Den första dokumenterade säsongen, 2024–25, rekryterade man fyra leverantörer, med en sammanlagd kapacitet på 5,28 MW. Effekthandel Väst använder plattformen NODES men startade ändå smått: 1 MW registrerad kapacitet första säsongen, som sedan växte till 11 och 19 MW. Nätkraft Borås pilot, den senaste i raden, gick i drift vintern 2025/26 med bara två deltagare (en kraftvärmeanläggning och ett batterilager) och en uttalad plan att bara utöka om piloten går bra. Detsamma gäller även för större aktörer: E.ON:s egen plattform SWITCH driver redan elva aktiva marknader, men samtliga gäller överbelastning på förbrukningssidan. Produktionssidan (till exempel solpark- eller vindkraftsöverskott) testades först i en enda pilotmarknad, i Halland sommaren 2025.
Mönstret är tydligt: ingen av dem väntade på en färdig lösning innan de startade. Det som faktiskt krävs för att komma igång är mer grundläggande än en plattform: mätinfrastruktur som klarar avräkning, någon form av prognosförmåga för den ansträngda punkten, och en person som äger frågan internt. Avräkning är ett annat problem än prognosen i steg 2: att i efterhand räkna ut vad en enskild kund hade förbrukat om flexibilitet inte hade aktiverats är en egen fråga, inte något lastprognosen som dimensionerar upphandlingen svarar på. Verktyget Redo för en lokal flexmarknad? poängsätter åtta områden kring de tre (mätning, brist på kapacitet, flexibla resurser i nätet, kundrelationer, regler, prognosförmåga, IT och marknadsplats samt organisation) och ger en prioriterad lista över vad som faktiskt behöver lösas innan ni börjar.
→ Redo för en lokal flexmarknad?
6 · Vilken produkt, vilken plattform?
Har ni aldrig upphandlat flexibilitet förut, börja med två produkter: LFM-p (tillgänglighet under en säsong, till ett pris som elnätsföretaget sätter) och LFM-e (själva aktiveringen, där varje bud får sitt eget pris). Lägg till LFM-h, timprodukten som bokas två dagar före, först när prognoser två dagar i förväg är något ni faktiskt litar på.
Sverige har två aktiva plattformar, SWITCH och NODES, och de pratar inte med varandra. En leverantör som vill delta på båda måste förkvalificera sig två gånger. Det, mer än produktbeteckningarna, är det avgörande valet: det avgör vem som kan lägga bud hos er. Götene kör fortfarande per telefon och Excel, vilket är ett legitimt tredje alternativ för en första vinter.
Produktbeteckningar och plattformsnamn
Energiföretagens standardisering delar upp produkterna i tre typer: LFM-p är period- eller säsongsvis tillgänglighet, prissatt i kr/MW, och passar överbelastning som återkommer varje säsong; här rekommenderas modell A, ett fast pris som elnätsföretaget sätter. LFM-h är timvis tillgänglighet inbokad senast två dagar innan (D-2), prissatt i kr/MWh, och passar mer intermittent, prognosdriven överbelastning, men är tyngre att hantera (bud stänger klockan 18.00 två dagar före, avrop 18.30). LFM-e är själva aktiveringen, antingen dagen före (stänger 09.30) eller samma dag; här rekommenderas modell B, där varje bud får sitt eget pris (pay-as-bid), så länge marknaden är ny och har få aktörer.
SWITCH är E.ON:s egen plattform. NODES är den norska leverantören (numera ägd av Å Energi) som driver Effekthandel Väst mellan Göteborg Energi Elnät och Mölndal Energi Elnät, och har egna produktnamn: ShortFlex (omdöpt till LFM-e för 2026/27, minsta bud numera 0,1 MW), LongFlex (omdöpt till LFM-p) och kapacitetstaksprodukten MaxUsage, som Kinnekulle Energi lade ned och som Göteborg Energis produktsida för 2026/27 inte längre listar.
→ Produktguide för lokal flexibilitet → Din första flexupphandling
7 · Krockar batteriet med nätet?
Det här steget är en sidogren, inte en hållplats på väg mot en pilot: det spelar bara roll när batterier som jagar intäkter från stödtjänster börjar dyka upp i er förkvalificeringskö. Ett batteri som redan säljer stödtjänster är inte automatiskt tillgängligt för den lokala flexmarknaden också, och ibland är det tvärtom nätet som sätter stopp. EU:s System Operation Guideline (SO GL), artikel 182, kräver TSO-DSO-samordning kring reservkapacitet (FCR, aFRR, mFRR) från resurser anslutna till distributionsnätet, men lämnar elnätsföretaget rätten att begränsa eller neka deltagande av tekniska nätskäl, med en handläggningstid på max tre månader för förkvalificering. I Sverige har Svenska kraftnät och Energiföretagen under 2026 tagit fram ett avtal som omsätter just detta i praktiken: en nätanalys görs för varje förkvalificeringsansökan, och elnätsföretaget kan sätta tillfälliga begränsningar eller neka leverans i realtid, med hänvisning till prognos eller driftsskäl, utan ersättning till leverantören. Avtalet är frivilligt, går ut på remiss hösten 2026 och väntas gälla från våren 2027. Din TSO-koppling går igenom det här avtalet, och vad som kommer härnäst, steg för steg.
Fram tills nu har koordineringen i praktiken skötts manuellt. CoordiNet-piloten i Skåne lät ett 0,48 MW/1 MWh-batteri delta i både FCR-D och den lokala kapacitetsmarknaden samtidigt. Den lokala marknaden avgjordes klockan 10.00 dagen före, och operatören begärde sedan att få köpa tillbaka sitt åtagande i FCR-D-auktionen dagen före klockan 18.00 för att frigöra batteriet för lokal aktivering: ett fönster på åtta timmar och ett manuellt moment, inget system byggt för det.
Slutsatsen blir att ett batteri som ska bära flera intäktsströmmar samtidigt måste kontrolleras mot både nätets lokala begränsningar och hur kapaciteten fördelas på stödtjänstmarknaden, inte bara det ena eller det andra. Verktyget Batterier och det lokala nätet går igenom just den kombinationen: vilka stödtjänster batteriet är tänkt att sälja, och om det krockar med en lokal kapacitetsbegränsning.
Animationen nedan visar konflikten på en villagata, och vad reglerna låter elnätsföretaget göra åt den.
→ Batterier och det lokala nätet
8 · Tre skyldigheter, sedan kollen
Tre skyldigheter ligger under en lokal flexmarknad, och de är lätta att tappa bort i det operativa arbetet.
Neutralitet. Ni driver marknaden; ni väljer inte vinnare. Elmarknadsdirektivets artikel 32(4): ingen teknik eller lösning får gynnas framför en annan, alla aktörer ska kunna delta på lika villkor.
Marknad som huvudregel. Artikel 32(1): köp på en marknad om inte ett icke-marknadsbaserat verktyg är mer kostnadseffektivt eller ingen marknad finns. Villkorat avtal är det viktigaste icke-marknadsbaserade verktyget, och utkastet till NC DR formaliserar avsteget med Ei-godkännande på max två år i taget, avgränsat per nätsegment, spänningsnivå, tidsperiod och produkt.
Inget ägande av lager. Artikel 36 förbjuder elnätsföretag att äga eller driva energilager, med snäva undantag (helt integrerade komponenter, eller om ingen tredje part vill driva det efter en konkurrensutsatt upphandling), inskrivet i ellagen 3 kap. 39–40 §§ och förordning (2022:585) §§ 18–22 (från 1 januari 2027 finns dispensprocessen i 4 kap. i den nya elsystemförordningen).
Rapportering, observerbarhetsområden, förkvalificeringsutfall och Ei:s godkännande av produktspecifikationer ligger bakom de tre: nätutvecklingsplanen ska vart annat år innehålla en kvantifierad bedömning av lokala tjänster som föder in i FNA; NC DR artiklarna 45–52 (i ACER:s utkast, ännu inte antaget) kräver observerbarhetsområden definierade inom sex månader efter att villkor och metoder godkänts, förkvalificering med tre möjliga utfall (godkänd, villkorat godkänd, ej godkänd) där tystnad räknas som godkännande, och årlig rapportering till Ei om icke godkända och villkorade fall. Din TSO-koppling går igenom vad det faktiskt innebär att definiera ett observerbarhetsområde och köra förkvalificering. Verktyget Koll på regelkraven går igenom hela listan och visar var luckorna finns innan en tillsyn gör det åt er. Texten behöver inte göra det.
New to how the grid actually works? Read How the Grid Works first. If you are on the provider side of the table, see the FSP journey.
1 · Do you have a real problem?
Before flexibility is worth considering, you need something more concrete than a sense that the grid feels strained. The Distribution Network Development Plan (DNDP) requires, under EIFS 2024:1 §4.12, that flexibility need be quantified in MW per year over a five- to ten-year horizon: scenarios are built, capacity need is identified through load-flow simulation and N-1 analysis, and measures (reinforcement or non-wire alternatives) are weighed against each other. The Flexibility Need Assessment (FNA) goes a step further and quantifies need point by point, season by season — in effect asking, for each: by how much does the forecast load exceed the limit that actually binds, if at all?
A simple rule of thumb from FlexAbility works for a first screening: the cost of 1 MW of grid reinforcement equals buying roughly 100–200 hours of flexibility at 5,000–10,000 SEK/MWh. If the constraint would need far fewer hours than that, flexibility is likely cheaper on paper, but it’s a screening tool, not a verdict; Energiforsk warns against letting a general rule substitute for local analysis.
The difference shows up in real numbers. One of Ellevio’s cases had an N-1 limit breached just 4 hours a year (2.6 MWh total): at 10,000 SEK/MWh that is 26,000 SEK a year of flexibility against a 22 MSEK transformer upgrade. The report’s own, more careful figure, which allows for the transformer’s overload tolerance, is about 11 MSEK of flexibility over 45 years, roughly half the cost of the upgrade, rather than the 20.8 MSEK saving the simple calculation gives. Kinnekulle Energi is the opposite case: subscribed capacity went from 54.5 MW in 2023 to a projected 135 MW by 2028, and the limit was already breached 17 times in 2024, with a single hour 5.4 MW over the ceiling.
Both are real, documented need, just at entirely different scales.
That’s the kind of evidence you need before the next step: not a sense of shortage, but an MW figure with a year attached. The Flexibility Need Quantifier walks through that calculation, from DNDP scenario to a need expressed in MW per year.
2 · Can you see the load?
Knowing how much flexibility to procure at a given point in the grid requires a load forecast: how much power will that node draw, and when will it hit its limit? A forecast is only as good as the data behind it, which is why the two guides run in a fixed order. Your Metering Data covers the precondition first: getting the metering data itself into usable shape, from what’s already sitting in SCADA to a pipeline that can feed more than one use case. Only once that’s in place does building the forecast on top of it make sense, and where most Swedish DSOs actually stand on that layer is its own guide too.
3 · Why flexibility, and what does RP5 change?
You now have a number and a way to see it coming. The question becomes which tool actually closes the gap. A grid company watching peak load creep toward its subscription ceiling has two tools available: build more grid, or use the grid it already has more cleverly. Reinforcement solves the problem for good but takes years to plan and build; flexibility, paying customers to shift load in time or increase local production exactly when the grid is straining, can be in place by next winter.
The pressure is rarely temporary. EV charging, heat pumps, and other electrification draw more power through the same lines that are already strained during cold winter hours, while solar and batteries push flow the other way at different points in the day. In technical terms that’s congestion: the grid can’t accommodate every requested power flow at once, in either direction. The tool for handling that without digging in more cable is a flexibility market: a marketplace where the grid company buys flexibility from customers and resources already connected, instead of refusing new connections or waiting on reinforcement.
Flexibility does not solve the problem permanently on its own. GENAB‘s own network development plan rates Effekthandel Väst well suited to today’s shorter, hour-scale shortfalls, and expects other tools, dispatchable production among them, to be needed as the constraint deepens through 2034. Flexibility is often the fastest way in, not necessarily the last word.
It doesn’t have to be one or the other. RP5’s revenue-cap regulation lets you compare the cost of deferred grid investment against the cost of procured flexibility directly, year by year, including the load incentive (the Ug credit) now built into the preliminary model. The RP5 Calculator works out your breakeven budget: how much you can spend on flexibility before building would have been the cheaper choice.
What RP5 means for this comparison
RP5 is the name for Sweden’s next regulatory period governing how much a grid company is allowed to charge its customers overall, run by Ei and covering 2028–2031. Historically, the revenue cap treated the two options unevenly: a reinforcement (a capital investment) joined the regulated asset base and earned a return, while procured flexibility (an operating cost) didn’t — a built-in bias toward building, even when flexibility was genuinely cheaper.
RP5 narrows that gap two ways. A TOTEX reform, entering force in 2028, moves toward treating capital and operating costs more equally in the revenue-cap calculation. And an existing load-flattening bonus — the Ug credit — rewards a grid company whose peak load improves against its own historical baseline (Ug = average daily load ÷ average of the four highest daily peaks that year); flattening a peak with procured flexibility can now earn that credit the same way flattening it with a bigger transformer used to.
Put together, the two options can be compared on much closer to equal footing, year by year, instead of the calculation implicitly favouring reinforcement by default. The RP5 Calculator applies your own numbers to that comparison.
4 · Villkorat avtal, flex market, or both?
With a documented need in hand, the choice of tool remains. Ei‘s Ei2025:01 position sets four conditions for villkorade avtal (conditional connection agreements):
- The grid company with the physical constraint bears the responsibility — not an underlying network that simply happens to sit in the way.
- The method for the contract terms must be Ei-approved before any agreement is signed.
- Activation requires a fresh assessment before each individual occasion — and since 2026, also a reassessment of whether the agreement is still needed at all when circumstances change.
- The agreement may only be signed where a genuine, current capacity shortage exists, not pre-emptively.
It’s tempting to treat villkorat avtal and the flex market as competing tracks, but they’re built to work together. A customer holding a villkorat avtal is normally curtailed last, unpaid, as a last resort. If that same customer also bids into the flex market, the bid competes on ordinary terms: if it wins, they’re paid as usual. Only if market volume still isn’t enough are non-bidding customers curtailed, and then without payment. That gives the customer a direct financial reason to also join the market, which in turn widens who the DSO can actually trade with. The Network Code on Demand Response (NC DR) would protect the right explicitly, in Article 31.3 of ACER’s draft (not yet adopted): a system operator could not bar a villkorat-avtal holder from also participating in flex or balancing markets.
The question is rarely “villkorat avtal or flex market” so much as which combination fits a given connection. The Connection Assessment runs exactly that check: enter the connection’s characteristics and see whether it’s a candidate for one, the other, or both.
5 · Are you ready for a pilot?
Scale scares people more than it should. Kinnekulle Energi’s Götene Flex is the smallest active market in Sweden and runs entirely by hand: no platform, activation by phone or email, validation in a spreadsheet at month-end. Its first documented season, 2024–25, recruited four suppliers with 5.28 MW of combined capacity. Effekthandel Väst runs on the NODES platform but still started small: 1 MW of registered capacity in its first season, growing to 11 and then 19 MW. The newest example, Nätkraft Borås’s pilot, went live in winter 2025/26 with just two participants (a combined-heat-and-power plant and a battery storage operator) and an explicit plan to expand only if the pilot goes well. The pattern holds at larger scale too: E.ON’s own platform, SWITCH, already runs eleven active markets, but all of them address consumption-side congestion; production-side congestion (a solar or wind surplus, for example) was only tested in a single pilot, in Halland in summer 2025.
The story repeats for all three: none of them waited for a finished setup before starting. What actually matters going in is more basic than a platform: metering that can support settlement, some working forecast of the constrained node, and someone internally who owns the question. Settlement is a different problem from the forecast in step 2: working out, after the fact, what a single customer would have consumed had flexibility not been activated is a question of its own, not one the load forecast used to size procurement answers. The LFM Readiness Self-Assessment scores eight areas around those three — metering infrastructure, capacity pressure, battery/DER penetration, customer relationships, regulatory foundation, forecasting capability, IT/platform readiness, and organizational capacity — and returns a prioritized list of what genuinely needs fixing before you start.
→ LFM Readiness Self-Assessment
6 · Which product, which platform?
If you’ve never procured flexibility before, start with two products: LFM-p (seasonal availability, DSO-fixed price) and LFM-e (the energy activation, pay-as-bid). Add LFM-h, the D-2 hourly product, only once forecasts two days ahead are something you actually trust.
Sweden has two live platforms, SWITCH and NODES, and they don’t talk to each other. A provider who wants both has to prequalify twice. That, more than the product letters, is the binding choice: it decides who can bid into your market. Götene still runs by phone and a spreadsheet, which is a legitimate third option for a first winter.
Product letters and platform names
Energiföretagen’s standardization work splits products into three types: LFM-p is period- or seasonal-availability, priced in SEK/MW, and fits chronic, structural congestion — Model A, a DSO-fixed price, is recommended here. LFM-h is hourly availability booked two days ahead (D-2), priced in SEK/MWh, and fits more intermittent, forecast-driven congestion, but is operationally heavier (bids close 18:00 on D-2, call-off 18:30). LFM-e is the energy activation itself, either day-ahead (closing 09:30) or intraday — Model B, pay-as-bid, is recommended here while the market is still thin.
SWITCH is E.ON’s own platform. NODES is the Norwegian vendor (now owned by Å Energi) that runs Effekthandel Väst between Göteborg Energi Elnät and Mölndal Energi Elnät, and has its own product names: ShortFlex (renamed LFM-e for 2026/27, minimum bid now 0.1 MW), LongFlex (renamed LFM-p), and the capacity-cap product MaxUsage, which Kinnekulle Energi discontinued and which Göteborg Energi’s 2026/27 product page no longer lists.
→ Local Flexibility Product Guide → Your First Procurement
7 · Does the battery conflict with the grid?
This step is a branch, not a waypoint on the way to a pilot — it only matters once batteries chasing ancillary-service revenue start showing up in your prequalification queue. A battery already selling ancillary services isn’t automatically free to also join the local flex market, and sometimes it’s the grid that says no instead. The EU’s System Operation Guideline (SO GL), Article 182, requires TSO-DSO cooperation on reserve capacity (FCR, aFRR, mFRR) from resources connected to the distribution grid, but leaves the grid company the right to limit or refuse participation on technical grid-safety grounds, with prequalification capped at three months’ processing time. In Sweden, Svenska kraftnät and Energiföretagen drafted an agreement in 2026 that operationalizes exactly this: a grid analysis runs on every prequalification request, and the grid company can set temporary limits or deny delivery in real time, citing a forecast or operational reason, with no compensation to the provider. The agreement is voluntary, goes to consultation in autumn 2026, and is expected to take effect from spring 2027. Your TSO Interface walks through this agreement, and what comes after it, step by step.
Until now, coordination has largely happened by hand. The CoordiNet pilot in Skåne had a 0.48 MW/1 MWh battery participate in both FCR-D and the local capacity market at the same time. The local market cleared at 10:00 the day before, and the operator then sent a rebuy request into the FCR-D D-1 auction at 18:00 to free the battery for local activation; an eight-hour window and a manual step, not a designed system.
The upshot: a battery carrying multiple revenue streams at once has to be checked against both the grid’s local constraints and the ancillary services market’s own capacity allocation, not just one or the other. The Battery Grid Coordination Check runs through exactly that combination: which services the battery is meant to sell, and whether that conflicts with a local capacity limit.
The animation below plays the conflict out on one residential street, and shows what the rules let the grid company do about it.
→ Battery Grid Coordination Check
8 · Three duties, then the checker
Three obligations sit under a local flex market, and they are easy to lose in the operational work.
Neutrality. You run the market; you do not pick winners. Electricity Market Directive Article 32(4): no technology or solution favoured over another, every actor able to participate on equal terms.
Market as default. Article 32(1): buy on a market unless a non-market tool is more cost-effective or no market exists. Villkorat avtal is the main non-market tool, and the draft NC DR formalizes the derogation with Ei approval capped at two years at a time, scoped by grid segment, voltage level, time period, and product.
No storage. Article 36 bars grid companies from owning or operating energy storage, with narrow exceptions (fully integrated components, or cases where no third party wants to operate it after a competitive tender), written into ellagen ch. 3 §§ 39–40 and Förordning (2022:585) §§ 18–22 (from 1 January 2027 the dispensation process sits in 4 kap. of the new elsystemförordning).
Reporting, observability areas, prequalification outcomes, and Ei’s product-spec approval sit behind those three: the network development plan must, every other year, include a quantified assessment of local services feeding into the FNA; NC DR Articles 45–52 (in ACER’s draft, not yet adopted) require observability areas defined within six months of terms and methods being approved, prequalification with three possible outcomes (approved, conditionally approved, not approved) where silence counts as approval, and annual reporting to Ei on non-approved and conditional cases. Your TSO Interface covers what defining an observability area and running prequalification actually involves. The DSO Compliance Readiness Checker walks the full list and shows where the gaps are before an audit finds them for you. The prose does not need to.