FSP-resanThe FSP Journey
En stegvis guide för flexleverantörer och aggregatorer —
från första marknaden till en skalbar affär. A step-by-step guide for flexibility providers and aggregators —
from the first market to a scalable business.
Ny på hur elnätet faktiskt fungerar? Läs Elnätet förklarat först. Jobbar ni på ett elnätsföretag, se DSO-resan.
1 · Var börjar ni?
Samma resurs kan svara mot två olika problem: ett lokalt kapacitetsproblem bakom en specifik transformator, och ett nationellt frekvensproblem. För någon som ska börja sälja är frågan därför sällan vilken kombination som betalar bäst, utan var det är rimligt att visa sig först.
För en ny resurs, som ett batteri, en värmepump, en laddpunkt eller en industrilast, är det den lokala flexmarknaden. Den betalar inte mer än FCR, men tröskeln är lägre: ni behöver inte kvalificera er för balansmarknaderna först, och marknaden har brist på säljare. Fem av E.ON:s elva SWITCH-marknader avropade noll bud säsongen 2025/26, trots order på 3 000–3 500 kr/MWh, så hindret är inte att ni kommer för sent utan att för få resurser dyker upp alls.
Ligger batteriet redan på FCR, stanna där tills det inte längre lönar sig; hur länge det håller, och vart intäkterna går sedan, tar fördjupningen Ditt batteri upp. Att sälja på flera marknader samtidigt är ett senare problem: CheckWatt levererar redan FCR-D och FCR-N samt mFRR och säljer ändå lokalt via Effekthandel Väst och E.ON:s SWITCH, men den kombinationen hör hemma i steg 5.
2 · Vad kan er resurs faktiskt sälja?
Ett batteri, en elbilsflotta, en värmepumpsportfölj och en industrilast öppnar helt olika marknader. FCR kräver minst 0,1 MW; aFRR och mFRR kräver vardera minst 1 MW om ni inte aggregerar; på den nordiska dagen-före-marknaden är minsta handelsvolym redan 0,1 MW (100 kW), oförändrad av övergången till kvartsprodukter (Nord Pools produktspecifikationer). (Det finns också en effektavjämningsprodukt, artikel 7a, på samma minimibudsnivå; den aktiveras bara vid en utlyst priskris på EU- eller regional nivå, så bortse från den i planeringen.) Svarstiderna skiljer sig också: aFRR kräver full aktivering inom 5 minuter (reaktion inom 30 sekunder), mFRR omkring 15 minuter manuellt. FCR-D har dessutom ett krav på uthållighet utöver svarstiden: 20 minuters sammanhängande leverans, inte bara en snabb reaktion. Den lokala flexmarknaden (LFM) ställer inga sådana krav alls: bud läggs per timme snarare än kontinuerligt, med ledtider på dagar snarare än sekunder, och utan krav på snabb reglerförmåga, till skillnad från FCR-N:s minst 63 % respons inom 60 sekunder. LFM:s minsta bud var så lågt som 0,05 MW (NODES ShortFlex) till och med 2025/26 och är 0,1 MW från 2026/27, i nivå med FCR, och avsaknaden av reglerkrav gör att LFM fortfarande är den mest lättillgängliga marknaden för en mindre resurs.
Den stora fördelen för mindre resurser är typkvalificering: enheter under 100 kW kan förkvalificeras med ett enda test som sedan gäller alla identiska enheter i portföljen, vilket är precis vad som gör aggregerade elbilsflottor och värmepumpsportföljer praktiskt möjliga. Dynamisk förkvalificering låter dessutom en portfölj växa med 25 % (eller 1 MW, det som är störst, upp till 3 MW totalt) utan ny testning. Marknadskollen gör just den jämförelsen: fyll i resurstyp, storlek och svarstid, så ser ni vilka marknader som kan passa.
En ärlig notering innan ni går vidare: härifrån lutar guiden mot batteri-/aggregatorfallet, eftersom det är där stapling, förslitning och BRP-ekonomi är som skarpast. En last- eller värmepumpsportfölj går igenom samma steg på ett enklare sätt: dess referensplan är MBMA snarare än nollreferens (steg 4), och den slits inte av laddcykler som ett batteri.
→ Marknadskoll för flexresurser
→ Vägen in på balansmarknaderna
3 · Vilken plattform, och hur förkvalificerar ni er?
Först, var sitter resursen. Lokal flexibilitet köps av elnätsföretaget: ni säljer till det elnätsföretag vars transformator ni sitter bakom, inte till Sverige som helhet. Om det företaget driver en marknad finns den på SWITCH (E.ON:s egen), på NODES (den norska leverantören bakom Effekthandel Väst), eller, i ett fåtal fall som Götene, per telefon och Excel. SWITCH och NODES har delvis närmat sig varandra med liknande produkter, som i praktiken fungerar som en informell svensk branschstandard, men registreringen är fortfarande plattformsspecifik, och plattformarna pratar inte med varandra: en resurs som vill delta på båda måste förkvalificera sig separat på var och en.
Sedan, aggregator eller på egen hand. Under omkring 0,1 MW, och för allt som kräver typkvalificering över många identiska enheter, går man nästan alltid via en aggregator. Att gå på egen hand är ett val för en stor industrilast eller en batteripark som kan bemanna budgivningen själv. Marknadskollen från förra steget visar vilka marknader som ens är inom räckhåll; det här steget handlar om vilken dörr ni knackar på.
Förkvalificering, i praktiken: plattformen (eller elnätsföretaget, där det inte finns någon plattform) testar att resursen kan leverera produkten. För enheter under 100 kW täcker ett enda test alla identiska enheter i portföljen, och portföljen kan sedan växa med 25 % (eller 1 MW, det som är störst, upp till 3 MW totalt) utan ny testning. Men testet följer inte med: ett godkänt test på SWITCH gäller inte på NODES, och för en aggregator med en stor, spridd portfölj är det dubbla administrativa arbetet en kännbar kostnad, inte bara en formalitet.
4 · Välj rätt referensmetod
Med marknad och plattform på plats återstår frågan som avgör vad ni faktiskt får betalt för: hur mäts det ni levererar? En referensplan (baseline) är en uppskattning av vad resursen hade förbrukat eller producerat om flexibiliteten inte hade aktiverats, och rätt metod beror på resurstypen. Ett batteri som laddar ur använder normalt en nollreferens; en förbrukningslast som skjuts i tid passar bättre med historiskt genomsnitt eller en mätning före och efter aktiveringen (MBMA); en icke-styrbar produktionsresurs som sol eller vind kräver regression eller maskininlärning för att fånga väderberoendet.
Network Code on Demand Response (NC DR), artikel 14 i ACER:s utkast (ännu inte antaget), skulle kräva att metoden går att räkna om i efterhand, är transparent, träffsäker och opartisk. SWITCH erbjuder tre metoder (egen referensplan, nollreferens, MBMA) men behåller ett skarpt villkor även för kapacitetsavropade produkter: leveransen jämförs ändå mot referensplanen i efterhand, och missar den 75-procentströskeln förloras hela ersättningen för aktiveringen. Baselineberäkningen för flexleverantörer visar hur metodvalet faktiskt slår på er ersättning, resurs för resurs.
Animationen nedan visar hur det fungerar i praktiken, och var det går fel.
→ Baselineberäkning för flexleverantörer
→ Så mäts leveransen när NC DR kommer
5 · Stapla intäkter utan krockar
Ett virtuellt kraftverk (VPP), en samling resurser som styrs som en enhet men bjuds ut på flera marknader parallellt, visar hur det ser ut när intäkterna staplas fullt ut. CheckWatt är ett konkret svenskt exempel: samma portfölj levererar FCR-D och FCR-N, sedan maj 2025 även mFRR, säljer flexibilitet lokalt via Effekthandel Väst och E.ON:s SWITCH, och täcker egen elanvändning, allt samtidigt.
Att stapla intäkter är i sig sällan så friktionsfritt som det låter. En aggregator vars portfölj sträcker sig över flera balansansvariga (BRP:er) måste lägga separata bud per BRP, eftersom ett gemensamt bud över BRP-gränser inte är tillåtet förrän tidigast 2028; för en aggregator på omkring 500 MW äter den administrationen upp ungefär hälften av personalens tid. En annan konflikt sitter mellan aggregatorn och resursägaren, om vem som bär batteriets slitage. Krockkollen för flera marknader går igenom just det här: välj vilka marknader ni vill kombinera, så varnar den för kända problem, från flera balansansvariga till slitage.
→ Krockkoll för flera marknader → Lägesbild: balansmarknader → Ditt batteri
6 · Går det ihop ekonomiskt?
Innan ni skalar upp är frågan enkel: betalar det sig? Lönsamhetskalkylen för flexresurser räknar på återbetalningstid, nuvärde och internränta för en given resurs, med de intäktsströmmar och kostnader ni faktiskt räknar med, snarare än en generisk branschsiffra.
Det är fullt rimligt att bara räkna på lokal flexmarknad, särskilt om ni är nya inom flexibilitet eller balansering. BRP-fragmenteringen och FCR-D:s förslitningsekonomi från steg 5 är specifika för balansmarknaderna; LFM har varken den administrativa bindningen till flera balansansvariga eller motsvarande slitagerisk. Bilden av den tomma marknaden (fem av E.ON:s elva SWITCH-marknader avropade noll bud förra säsongen) finns i steg 1; det som spelar roll här är om er resurs lönar sig, inte om marknaden är trång.
→ Lönsamhetskalkyl för flexresurser
7 · Har ni tillgång till er egen data?
Mätning ligger till grund för allt annat i den här guiden: fel referensplan ger fel avräkning. Artikel 7b i det reviderade elmarknadsdirektivet ger kunder och aggregatorer rätt att installera en egen mätare, en dedikerad mätutrustning (DMD), utan att behöva elnätsföretagets godkännande, vilket är den enskilt största hävstången för bättre baseline-precision. Sverige har ännu inte utfärdat specifik vägledning för hur artikel 7b ska tillämpas, så gränsen mellan en typgodkänd avräkningsmätning och en enbart indikativ förblir oklar i praktiken tills vidare.
Skillnaden är inte kosmetisk: en indikativ mätare duger för intern uppföljning, men bara en typgodkänd mätare håller för att faktiskt fakturera en aktivering.
Vilken väg mätdatan tar beror på var ni säljer. På den lokala flexmarknaden sköts avräkningen direkt av plattformen: SWITCH och NODES räknar ut leveransen från elnätsföretagets mätvärden och er valda referensmetod, utan någon mellanhand. På balansmarknaderna går avräkningen istället via eSett, det nordiska obalansavräkningsorganet, som en del av er balansansvarigas ordinarie process. Den planerade nationella datahubben, Datahanteringsverktyget (DHV, ibland kallad det framtida Flexibility Information System), ska på sikt centralisera nätavräkningen; det är ett förslag väntat från Ei i september 2026, och enligt vår uppskattning innebär ett bygge på fyra till sex år från ett regeringsbeslut som väntas 2027 att det tas i drift först i början av 2030-talet.
8 · Känn era rättigheter
NC DR artikel 31.3 (i ACER:s utkast, ännu inte antaget), som tas upp i guiden för elnätsföretag, skulle skydda er rätt att delta på flex- eller balansmarknader även om er anläggning också har ett villkorat avtal: ett elnätsföretag får inte utestänga er bara för att ni har det avtalet. Artikel 7b, från förra steget, är er oberoende rätt till egen mätning.
Ni har också rätt att aggregera utan att behöva elleverantörens samtycke (elmarknadsdirektivet artikel 13), delta på lika villkor som traditionell produktion (elmarknadsförordningen artikel 3(j)), och sälja på samtliga elmarknader, inklusive lokala flexmarknader (artikel 17). På pappret kommer er förkvalificering som serviceleverantör en dag gälla i hela EU via Flexibility Information System. Men det systemet är inte i drift ännu, SWITCH och NODES pratar fortfarande inte med varandra, och en nekad förkvalificering saknar idag ett tydligt sätt att överklaga. Se den EU-gemensamma rätten som något som är på väg, inte som vinterns verklighet; vad ni gör om ett elnätsföretag nekar er förkvalificering på lösa grunder är en öppen fråga, som följs upp på NC DR och Ei.
Om det här blir en affär, och inte bara en rättighet, avgörs i steg 6. Om siffrorna bara går ihop som en stapling, är det steg 5. Går de ihop på den lokala marknaden ensam, har ni redan er första marknad.
New to how the grid actually works? Read How the Grid Works first. If you work at a grid company, see the DSO journey.
1 · Where do you start?
The same resource can serve two different problems: a local capacity problem behind a specific transformer, and a national frequency problem. For someone about to sell, the question is therefore rarely which combination pays most, but where it is reasonable to show up first.
For a new resource — a battery, a heat pump, a chargepoint, or an industrial load — that is the local flexibility market. It does not pay more than FCR, but the threshold is lower: you do not need to qualify for the balancing markets first, and the market is short of sellers. Five of E.ON’s eleven SWITCH markets cleared zero bids in the 2025/26 season, even with orders posted at 3,000–3,500 SEK/MWh, so the barrier is not that you arrived too late but that too few resources show up at all.
If the battery already lives on FCR, stay there until it no longer pays; how long that lasts, and where the revenue goes next, is covered in the deep-dive guide Your Battery. Selling into several markets at once is a later problem: CheckWatt already delivers FCR-D, FCR-N and mFRR and still sells locally through Effekthandel Väst and E.ON’s SWITCH, but that combination belongs in step 5.
2 · What can your resource actually sell?
A battery, an EV fleet, a heat-pump portfolio, and an industrial load open up very different markets. FCR requires a minimum of 0.1 MW; aFRR and mFRR each require at least 1 MW unless you aggregate; on the Nordic day-ahead market the trade lot is already 0.1 MW (100 kW), unchanged by the move to 15-minute products (Nord Pool product specifications). (There is also a peak-shaving product, Article 7a, at the same minimum-bid level — it only activates in a declared EU or regional price crisis, so ignore it for planning.) Response times differ too: aFRR needs full activation within 5 minutes (reacting within 30 seconds), mFRR around 15 minutes manually. FCR-D adds an endurance requirement on top of its own response time — 20 minutes of sustained delivery, not just a fast reaction. The local flex market (LFM) has no such requirement at all: bids are placed per hour rather than continuously, with lead times measured in days rather than seconds, and no ramping requirement, unlike FCR-N’s minimum 63% response within 60 seconds. LFM minimum bids were as low as 0.05 MW (NODES ShortFlex) until 2025/26 and are 0.1 MW from 2026/27, level with FCR, and the lack of ramping requirements keeps LFM the most accessible market for a smaller resource.
The real advantage for smaller resources is type qualification: units under 100 kW can be prequalified with a single test that then covers every identical unit in the portfolio, which is exactly what makes aggregated EV fleets and heat-pump portfolios practical in the first place. Dynamic prequalification also lets a portfolio grow by 25% (or 1 MW, whichever is larger, up to 3 MW in total) without retesting. The Market Eligibility Screener runs exactly that match: enter resource type, size, and response time, and get back which markets are realistic candidates.
One honest note before going further: from here the guide leans toward the battery/aggregator case, since that’s where stacking, wear, and BRP economics are sharpest. A load or heat-pump portfolio walks through the same steps on a simpler path — its baseline is MBMA rather than zero (step 4), and it has no equivalent of a battery’s cycling wear.
→ The Way into the Balancing Markets
3 · Which platform, and how do you prequalify?
First, where is the resource. Local flex is a DSO product: you sell to the grid company whose transformer you sit behind, not to Sweden as a whole. If that company runs a market, it is on SWITCH (E.ON’s own), on NODES (the Norwegian vendor behind Effekthandel Väst), or, in a handful of cases such as Götene, by phone and a spreadsheet. SWITCH and NODES have partly converged on similar product families, which functions in practice as an informal Swedish industry standard, but registration is still platform-specific, and the two platforms don’t talk to each other: a resource that wants both has to prequalify separately on each.
Second, aggregator or go direct. Below about 0.1 MW, and for anything that needs type qualification across many identical units, you will almost always go through an aggregator. Going direct is a choice for a large industrial load or a battery park that can staff the bidding itself. The Market Eligibility Screener from the last step tells you which markets are even in range; this step is which door you knock on.
Prequalification, in practice: the platform (or the grid company, where there is no platform) tests that the resource can deliver the product. For units under 100 kW, one test covers every identical unit in the portfolio, and the portfolio can then grow by 25% (or 1 MW, whichever is larger, up to 3 MW in total) without retesting — but that test does not travel. An approved SWITCH test is not a NODES test, and for an aggregator with a large, spread-out portfolio, that duplicated administrative work is a real cost, not just a formality.
4 · Choose the right baseline
With market and platform in place, the question that decides what you actually get paid remains: how is what you deliver measured? A baseline is an estimate of what the resource would have consumed or produced had flexibility not been activated, and the right method depends on the resource type. A battery discharging normally uses a zero baseline; a load shifted in time fits better with historical average or a meter reading before and after activation (MBMA); a non-controllable production resource like solar or wind needs regression or machine learning to capture its weather-dependence.
The Network Code on Demand Response (NC DR), Article 14 of ACER’s draft (not yet adopted), would require the method to be recalculable after the fact, transparent, precise, accurate, and unbiased. SWITCH offers three methods (own baseline, zero baseline, MBMA) but keeps a sharp condition even for capacity-cleared products: delivery is still compared against the baseline after the fact, and missing the 75% delivery threshold forfeits the entire payment for that activation. The FSP Baseline Calculator shows exactly how method choice affects your payment, resource by resource.
The animation below shows how this works in practice, and where it goes wrong.
→ How delivery will be measured under NC DR
5 · Stack revenue without conflict
A virtual power plant (VPP), a set of resources managed as a single unit but bid into several markets in parallel, is what fully stacked revenue looks like in practice. CheckWatt is a concrete Swedish example: the same portfolio delivers FCR-D and FCR-N, mFRR since May 2025, sells flexibility locally through Effekthandel Väst and E.ON’s SWITCH, and covers its own consumption, all at once.
Stacking itself is rarely as frictionless as it sounds, either. An aggregator whose portfolio spans several balance-responsible parties (BRPs) has to submit separate bids per BRP, since a single bid across BRP boundaries isn’t allowed until 2028 at the earliest; for an aggregator around 500 MW, that administration eats up roughly half of staff time. Another conflict sits between the aggregator and the asset owner, over who bears the battery’s wear. The Stacking Conflict Checker runs through exactly this: enter which markets you want to stack, and get a warning for known conflict patterns, from BRP fragmentation to wear risk.
→ Stacking Conflict Checker → Swedish Balancing Market Dashboard → Your Battery
6 · Does it add up?
Before you scale up, the question is simple: does it pay? The Flex Resource Business Case Builder calculates payback period, net present value, and internal rate of return for a given resource, using the revenue streams and costs you actually expect, rather than a generic industry figure.
It’s entirely reasonable to run the numbers on the local flex market alone, especially if you’re new to flexibility or balancing. The BRP fragmentation and FCR-D wear-cost economics from step 5 are specific to the balancing markets; LFM carries neither the administrative tie to multiple balance-responsible parties nor the equivalent wear risk. The empty-market picture — five of E.ON’s eleven SWITCH markets cleared zero bids last season — is in step 1; what matters here is whether your resource pays, not whether the market is crowded.
→ Flex Resource Business Case Builder
7 · Do you have access to your own data?
Metering underlies everything else in this guide: get the baseline wrong and settlement is wrong too. Article 7b of the revised Electricity Market Directive gives customers and aggregators the right to install their own meter, a dedicated measuring device (DMD), without needing grid-company approval, which is the single biggest lever for better baseline accuracy. Sweden hasn’t yet issued specific guidance on how Article 7b should be applied, so the line between settlement-grade metering and merely indicative metering remains unclear in practice for now.
The difference isn’t cosmetic: indicative metering is fine for internal tracking, but only settlement-grade metering holds up for actually billing an activation.
Which path your metering data takes depends on where you sell. On the local flex market, settlement happens directly on the platform: SWITCH and NODES compute delivery from the grid company’s meter readings and your chosen baseline method, with no intermediary. On the balancing markets, settlement instead runs through eSett, the Nordic imbalance settlement entity, as part of your balance-responsible party’s ordinary process. The planned national data hub — Datahanteringsverktyget, sometimes called DHV or the future Flexibility Information System — will eventually centralize grid-side settlement; it’s a proposal due from Ei in September 2026, and on our estimate a build of four to six years from a government decision expected in 2027 puts it in operation in the early 2030s.
8 · Know your rights
NC DR Article 31.3 (in ACER’s draft, not yet adopted), covered in the grid companies’ guide, would protect your right to sit in a flex or balancing market even if your connection also has a villkorat avtal: a grid company can’t shut you out just for holding that agreement. Article 7b, from the last step, is your independent right to your own meter.
You can also aggregate without your supplier’s consent (Electricity Market Directive Art. 13), participate on equal footing with traditional generation (Electricity Market Regulation Art. 3(j)), and sell into every electricity market including local flex (Art. 17). On paper, your prequalification as a service provider will one day hold EU-wide through the Flexibility Information System — but that system isn’t operational yet, SWITCH and NODES still don’t talk to each other, and a denied prequalification has no clean appeal today. Treat EU-wide portability as forthcoming, not as this winter’s reality; what to do if a grid company denies your prequalification on shaky grounds is a genuine open gap, tracked on NC DR and Ei.
Whether this adds up to a business, rather than just a right, is step 6. If the numbers only work as a stack, that’s step 5. If they work on the local market alone, you already have a first market.