Din portföljYour Portfolio
För aggregatorer: från utspridda enheter hos många kunder till en portfölj som går att styra, mäta och sälja. For aggregators: from scattered devices at many customers to a portfolio that can be controlled, measured and sold.
Det här är den tredje fördjupningsguiden för flexleverantörer. FSP-resan går igenom marknader, plattformar och referensmetoder, Ditt batteri vad ett batteri tjänar och Vägen in på balansmarknaderna avtal och förkvalificering. Den här guiden handlar om det som kommer före: enheterna, kunderna och avtalen med dem, signalerna som krockar och mätningen som visar vad som levererades.
1 · Vilka enheter går faktiskt att styra?
En portfölj är aldrig större än den del som svarar på en signal. I Trollhättans living lab styrdes till slut 40 laddpunkter hos sju företag, och 99,9 % av de styrbara resurserna svarade som de skulle. Äldre laddare utan öppna gränssnitt gick däremot inte att ta med alls. Projektets slutsats var att öppna gränssnitt måste vara ett krav redan när utrustningen köps in, inte något som löses i efterhand. Elmätare med öppen HAN-port var enkla att koppla in, medan större mätare krävde särskild utrustning.
Försöket visade också att enheter beter sig olika när de styrs. Att sänka laddeffekten till noll avslutade laddningen helt för alla bilmodeller som testades, och bilarna startade om på olika sätt när effekten kom tillbaka. Den som styr laddning behöver därför en lägsta nivå i stället för ett avbrott.
Vilket protokoll en enhet använder avgör hur dyr den är att ansluta. Kedjan från marknad till apparat har flera lager med egna standarder: OCPP för laddare, SunSpec Modbus för växelriktare och batterier, och för värmepumpar EEBus eller SG Ready, som är spridda i Tyskland men inte används i något svenskt regelverk. För villkorade avtal med elnätsföretagen är OpenADR branschstandard sedan 2023, men E.ON och Ellevio har infört den på delvis olika sätt, och Energiföretagen har beskrivit skillnaderna i ett tillägg. Samma standard är alltså en bra början, men ingen garanti för att integrationen blir densamma överallt.
2 · Vilka kunder går att få med?
Viljan finns, men den blir sällan avtal. Bland villahushållen säger 42 % att de anpassar sin elanvändning, men bara 2,8 % är anslutna till en tjänst som ger intäkter, enligt en undersökning från Ramboll 2024. Hindret är inte kunskap: i Uppsala universitets enkät hade bristande kunskap om aggregering ingen mätbar effekt på viljan att lämna över styrningen. Det som avgör är möjligheten att tjäna pengar, följt av lägre elkostnad, att få behålla kontrollen och förtroende för aggregatorn.
Skillnaden mellan apparater är stor. 65 % av hembatteriägarna låter redan en aggregator styra batteriet, medan bara 3 % gör det med uppvärmningen. Batterier köps ofta för att tjäna pengar, medan värmen är något kunden vill ha kontroll över. Det syns också i hur osäkerhet slår: när besparingen beskrevs som osäker i stället för garanterad föll andelen som ville låta styra uppvärmningen från 63,8 till 40,1 %, medan elbilsägarna knappt påverkades (från 91,0 till 89,4 %). För värmepumpar är ett förutsägbart erbjudande alltså värt mer än ett högt men osäkert.
Lägenheter är svårare att nå. Där finns färre egna apparater, laddplatserna är oftast gemensamma och många hushåll saknar egen nätanslutning, så avtalet behöver i regel tecknas med bostadsrättsföreningen snarare än med varje hushåll. Hos företag hänger deltagandet ofta på en enda person. I intervjuer med flexleverantörer i CoordiNet-projektet var det en engagerad person i organisationen som fick det att hända, och de som hade en aggregator som partner sa att de inte hade deltagit utan den.
3 · Vad ska kundavtalet innehålla?
Kunderna väger villkoren olika beroende på apparat. I Uppsala universitets valexperiment med aktiva kunder hos en aggregator var ersättningen viktigast för elbilsladdning och hembatterier, medan rätten att alltid kunna ta tillbaka kontrollen vägde tyngst för uppvärmning. Vem som erbjöd tjänsten, en aggregator eller en elleverantör, gjorde nästan ingen skillnad.
Några resultat går emot intuitionen. Kunderna föredrog fler aktiveringar framför färre, så länge de kunde ta tillbaka kontrollen, en kortare förlängning av laddtiden (30 minuter framför tre timmar) och en kortare uppsägningstid för hembatteriavtal. Ett avtal med rätt att avbryta och en tydlig ersättning är alltså lättare att sälja än ett som lovar få ingrepp.
Avtalet behöver också gälla tillräckligt länge för att investeringen ska hinna betala sig. Säsongsavtal på de lokala flexmarknaderna gör det svårt att motivera styrutrustning hos kunden, och flexleverantörerna i CoordiNet-intervjuerna sa det rakt ut: med korta avtal går det aldrig att investera. För batterier tillkommer frågan om vem som bär slitaget, som Ditt batteri går igenom.
Animationen nedan går igenom portföljens väg från enheter till mätning, med siffrorna från källorna i den här guiden.
4 · Vem vinner när signalerna krockar?
Ett hembatteri i södra Sverige kommer 2028 att ta emot minst sex pris- och styrsignaler som alla är giltiga: spotpriset, elnätsföretagets effektavgift och energiavgift, aktiveringar på balansmarknaderna, den lokala flexmarknaden och ett villkorat avtal. Inget i regelverket säger vilken som gäller när de pekar åt olika håll, så i praktiken avgör aggregatorns optimering.
Krockarna är konkreta. Ett lågt spotpris mitt på dagen säger ladda, medan effektavgiften straffar den topp som laddningen ger. Ett batteri som levererat FCR-D uppåt måste laddas igen, och hamnar laddningen i effektavgiftens mätperiod blir balansuppdraget en nätkostnad. Ett villkorat avtal kan dessutom ta i anspråk samma kapacitet som kunden har budat på en lokal flexmarknad.
Det motsatta är också en risk. När alla signaler pekar åt samma håll räknar alla optimerare fram samma svar på samma gång: i Göteborg Energis nät föll lasten med 13 % klockan 07 och steg med 16 % klockan 20, vid gränserna för tariffens tidsperioder. En portfölj som styrs på samma signal behöver därför sprida ut sina svar, inte bara följa signalen.
Effektavgifterna gör styrningen dyrare. Varje elnätsföretag utformar sin egen, så en styrtjänst behöver egen logik för varje nätområde, något Ei själv pekat ut som ett hinder för automatisk styrning. Ei ska föreslå en ny modell för effektavgifter senast den 12 april 2027, och den avgör om nätets signal blir lättare att räkna med eller förblir en kostnad att optimera bort.
5 · Varför blir en portfölj flera?
Så länge leverantören av balanstjänster måste vara balansansvarig i samma leveranspunkt, något Vägen in på balansmarknaderna går igenom, delar elmarknaden upp portföljen åt er. Varje kund har sin elleverantör och därmed sin balansansvariga, och ett bud kan inte omfatta flera balansansvariga. En aggregator med kunder hos tio elleverantörer behöver alltså tio budportföljer. I ett exempel behövde en tillverkare av laddboxar ta separat kontakt med balansansvariga för omkring 800 fastighetsägare.
Svenska kraftnät föreslog 2024 två vägar ut. Den ena ger resursen en egen leveranspunkt med en egen balansansvarig, men skulle i ett första skede bara gälla förbrukning från 1 MW och uppåt samt produktion och lagring. Den andra, avsedd för mindre resurser, låter kundens elleverantör få ersättning för aktiveringarna via kundens elräkning. Regeringen har våren 2026 sagt att den inte går vidare med förslaget, så frågan om ersättning är öppen igen. Klart är att ersättningen förutsätter det centrala datahanteringsverktyget, som med en start 2027 tidigast kan vara i drift omkring 2030–2031. Hembatterier, laddare och värmepumpar är de som får vänta längst.
Även internt behöver portföljen byggas om. Elbolagens system känner sina kunder efter mätpunkt och adress, medan en portfölj behöver veta vilken apparat på vilken plats som kan leverera hur mycket och när. Den omläggningen tar ofta längre tid än någon räknat med.
6 · Hur visar ni vad varje enhet levererade?
Elnätsföretagets mätare mäter hela anslutningen. När en laddbox, en värmepump och ett batteri delar samma anslutning går det inte att se vilken av dem som levererade, och referensen störs av allt annat som händer i huset. En laddbox på 7 kW i en byggnad som drar 500 kW syns inte alls. En egen mätare för varje enhet löser det: enheten mäts för sig, varje apparattyp kan få sin egen referensmetod och leveransen går att verifiera utan att vänta på elnätsföretagets data.
EU:s elmarknadsreform tillåter aggregatorer att använda sådana mätare, med kundens samtycke, men Sverige har ännu inte bestämt vilka krav de ska uppfylla. Två saker är därför värda att hålla isär. Elmätarens öppna kundgränssnitt ger realtidsvärden för hela anslutningen, och från den 1 januari 2027 måste varje elnätsföretag publicera vilka dataprotokoll det stöder. En separat mätare bakom elmätaren är något annat, och det är den som behövs för att skilja enheterna åt. Hur referensmetoderna fungerar går FSP-resan igenom.
7 · Vad förändras de närmaste åren?
Flera av hindren i den här guiden har ett datum. Ei föreslår en ny modell för effektavgifter i april 2027. Samma år väntas EU:s genomförandeakt om protokoll och dataformat för efterfrågeflexibilitet, som avgör vilka tekniska standarder som krävs; OpenADR är det troligaste utfallet men inte givet. Den fristående leverantörsrollen, tidigast 2028, gör att ett bud kan samla kunder hos flera balansansvariga, och enligt en uppskattning kan omkring 300 MW som redan är tekniskt kvalificerade då komma in på marknaden. Hushållsresurserna under 1 MW får vänta längst, på datahanteringsverktyget och en ersättningsmodell som ännu inte är bestämd.
Den som bygger en portfölj nu gör därför klokt i att kräva öppna gränssnitt vid varje inköp, skriva kundavtal som gäller i flera år och bygga sina system kring apparater i stället för mätpunkter. Det är de delarna som håller oavsett hur reglerna landar.
This is the third deep-dive guide for flexibility providers. The FSP Journey covers markets, platforms and baselines, Your Battery what a battery earns, and The Way into the Balancing Markets the agreement and prequalification. This guide is about what comes first: the devices, the customers and their contracts, the signals that collide, and the metering that shows what was delivered.
1 · Which devices can you actually control?
A portfolio is never bigger than the part that responds to a signal. In the Trollhättan living lab, 40 charge points at seven companies were eventually controlled, and 99.9% of the controllable resources responded as intended. Older chargers without open interfaces, however, could not be included at all. The project’s conclusion was that open interfaces have to be a requirement when equipment is bought, not something solved afterwards. Electricity meters with an open HAN port were easy to connect, while larger meters needed special equipment.
The pilot also showed that devices behave differently under control. Cutting the charging power to zero ended the session entirely for every car model tested, and the cars restarted in different ways when power came back. Anyone controlling charging therefore needs a floor rather than a cut-off.
Which protocol a device speaks decides how expensive it is to connect. The chain from market to device has several layers, each with its own standards: OCPP for chargers, SunSpec Modbus for inverters and batteries, and for heat pumps EEBus or SG Ready, which are widespread in Germany but not used by any Swedish rule. For grid companies’ conditional connection agreements, OpenADR has been the industry standard since 2023, but E.ON and Ellevio have implemented it in partly different ways, and Energiföretagen has documented the differences in a supplement. A shared standard is a good start, but no guarantee that the integration is the same everywhere.
2 · Which customers can you win?
The willingness is there, but it rarely becomes a contract. Among households in detached houses, 42% say they adapt their electricity use, but only 2.8% are connected to a service that earns revenue, according to a 2024 survey by Ramboll. Knowledge is not the barrier: in Uppsala University’s survey, lack of knowledge about aggregation had no measurable effect on willingness to hand over control. What decides it is the chance to earn money, followed by lower electricity costs, keeping control and trust in the aggregator.
The difference between devices is large. 65% of home-battery owners already let an aggregator control the battery, while only 3% do so with their heating. Batteries are often bought to earn money, while heating is something customers want to keep control of. It also shows in how uncertainty bites: when the saving was described as uncertain rather than guaranteed, the share willing to have their heating controlled fell from 63.8% to 40.1%, while EV owners barely moved (from 91.0% to 89.4%). For heat pumps, a predictable offer is worth more than a high but uncertain one.
Apartments are harder to reach. They have fewer devices of their own, charging is usually in shared parking and many households have no grid connection of their own, so the agreement usually has to be made with the housing cooperative rather than each household. In companies, participation often hinges on one person. In interviews with flexibility providers in the CoordiNet project, it was one committed person inside the organisation who made it happen, and those who had an aggregator as a partner said they would not have taken part without one.
3 · What should the customer contract say?
Customers weigh the terms differently depending on the device. In Uppsala University’s choice experiment with active customers of an aggregator, payment mattered most for EV charging and home batteries, while the right to always take back control weighed most for heating. Who offered the service, an aggregator or an electricity supplier, made almost no difference.
Some results run against intuition. Customers preferred more activations to fewer, as long as they could take back control, a shorter extension of charging time (30 minutes over three hours) and a shorter notice period for home-battery contracts. A contract with a right to opt out and clear payment is easier to sell than one that promises little interference.
The contract also has to run long enough for the investment to pay back. Seasonal contracts on the local flexibility markets make control equipment at the customer hard to justify, and the flexibility providers in the CoordiNet interviews said so plainly: with short contracts, investing is never possible. For batteries there is also the question of who bears the wear, which Your Battery covers.
The animation below follows the portfolio from devices to metering, with the figures from the sources in this guide.
4 · Who wins when the signals collide?
By 2028, a home battery in southern Sweden will receive at least six price and control signals that are all valid: the spot price, the grid company’s capacity charge and energy charge, balancing market activations, the local flexibility market and a conditional connection agreement. Nothing in the rules says which one applies when they point different ways, so in practice the aggregator’s optimisation decides.
The collisions are concrete. A low midday spot price says charge, while the capacity charge penalises the peak the charging creates. A battery that has delivered FCR-D upwards has to recharge, and if the recharge falls in the capacity charge’s measurement period, the balancing commitment becomes a grid cost. A conditional connection agreement can also claim the same capacity the customer has bid into a local flexibility market.
The opposite is a risk too. When every signal points the same way, every optimiser computes the same answer at the same moment: on Göteborg Energi’s grid, load fell by 13% at 07:00 and rose by 16% at 20:00, at the edges of the tariff’s time periods. A portfolio steered on one signal therefore needs to spread its response out, not just follow the signal.
Capacity charges make control more expensive. Every grid company designs its own, so a control service needs separate logic for each grid area, something Ei itself has named as a barrier to automated control. Ei is to propose a new capacity charge model by 12 April 2027, and that decides whether the grid’s signal becomes easier to plan around or stays a cost to optimise away.
5 · Why does one portfolio become several?
As long as the balancing service provider has to be balance responsible at the same delivery point, which The Way into the Balancing Markets covers, the electricity market splits your portfolio for you. Each customer has a supplier and therefore a balance responsible party, and a bid cannot span several balance responsible parties. An aggregator with customers at ten suppliers needs ten bid portfolios. In one example, a charger manufacturer had to contact balance responsible parties separately for around 800 property owners.
Svenska kraftnät proposed two ways out in 2024. One gives the resource its own delivery point with its own balance responsible party, but would at first apply only to consumption from 1 MW upwards and to production and storage. The other, meant for smaller resources, compensates the customer’s supplier for the activations through the customer’s electricity bill. In spring 2026 the government said it would not take the proposal further, so the compensation question is open again. What is clear is that compensation depends on the central data hub, which on a 2027 start could be in operation around 2030–2031 at the earliest. Home batteries, chargers and heat pumps are the ones that wait longest.
The portfolio needs rebuilding internally too. Utility systems know their customers by metering point and address, while a portfolio needs to know which device at which location can deliver how much, and when. That rebuild usually takes longer than anyone planned.
6 · How do you show what each device delivered?
The grid company’s meter measures the whole connection. When a charger, a heat pump and a battery share one connection, there is no way to tell which of them delivered, and the baseline is disturbed by everything else happening in the building. A 7 kW charger in a building drawing 500 kW does not show up at all. A separate meter for each device solves this: the device is measured on its own, each device type can have its own baseline method and delivery can be verified without waiting for the grid company’s data.
The EU electricity market reform allows aggregators to use such meters, with the customer’s consent, but Sweden has not yet decided what requirements they must meet. Two things are worth keeping apart. The electricity meter’s open customer interface gives real-time readings for the whole connection, and from 1 January 2027 every grid company must publish which data protocols it supports. A separate meter behind the electricity meter is something else, and it is what you need to tell the devices apart. How the baseline methods work is covered in The FSP Journey.
7 · What changes over the next few years?
Several of the barriers in this guide have a date. Ei proposes a new capacity charge model in April 2027. The same year, the EU implementing act on protocols and data formats for demand response is expected, deciding which technical standards will be required; OpenADR is the most likely outcome but not a given. The standalone provider role, in 2028 at the earliest, lets one bid pool customers across several balance responsible parties, and one estimate is that around 300 MW that is already technically qualified could then enter the market. Household resources under 1 MW wait longest, for the data hub and a compensation model that is not yet decided.
If you are building a portfolio now, require open interfaces with every purchase, write customer contracts that run for several years and build your systems around devices rather than metering points. Those are the parts that hold however the rules land.