Din första flexupphandlingYour First Procurement

För elnätsföretag som ska upphandla flexibilitet för första gången: hur stor beställningen ska vara, vad den är värd, hur priset sätts och vad ni gör när ingen lägger bud. For grid companies procuring flexibility for the first time: how big the order should be, what it is worth, how the price is set, and what to do when nobody bids.

Det här är den fjärde fördjupningsguiden för elnätsföretag. DSO-resan går igenom om flexibilitet är rätt verktyg och vilken produkt och plattform som passar. Den här guiden tar vid där beslutet är fattat och handlar om själva upphandlingen: hur stor beställningen ska vara, vad den är värd, hur priset sätts, hur leverantörerna hittas och vad ni gör när ingen lägger bud.

1 · Hur stort är behovet, och var?

En beställning börjar med en punkt i nätet, en tid på året och ett antal megawatt. Kinnekulle Energi i Götene är ett bra exempel på hur det går att räkna. Abonnemangsgränsen mot regionnätet överskreds 17 gånger under 2024, med sammanlagt 31,5 MWh och som mest 5,4 MW under en enskild timme. Marknaden hade 5,28 MW tillgängligt och hade klarat alla timmar utom den värsta. Slutsatsen i utvärderingen var att det är effekten per timme som begränsar, inte energin eller uthålligheten. Beställningen bör alltså dimensioneras i megawatt för de värsta timmarna, inte i megawattimmar över säsongen.

Det behöver också finnas ett skäl att köpa. För ett regionnät är det billigaste alternativet ofta ett tillfälligt höjt abonnemang hos Svenska kraftnät, och så länge det beviljas finns det lite som en lokal marknad kan konkurrera med. Din TSO-koppling går igenom hur det slog i CoordiNet, där samma produkt gav omkring 50 gånger mer volym i Uppland än i Skåne.

2 · Vad är flexibiliteten värd för er?

Innan ni sätter ett pris behöver ni veta vad en megawattimme är värd för just er. Den svenska forskningen pekar ut fyra sätt att räkna, och de skiljer sig med flera storleksordningar:

Lägre abonnemang mot överliggande nät. I ett fall hos Ellevio kostade abonnemanget mot det överliggande regionnätet 195 000 kronor per MW och år 2024, och den första megawatt som skärs bort kunde vara värd upp mot 122 000 kronor per MWh. Värdet faller snabbt för varje ytterligare megawatt.
Belastningsincitamentet i intäktsramen. I ett fall gav det i snitt omkring 10 700 kronor per MWh, men bara för de timmar som påverkar årets fyra högsta toppar.
Uppskjuten nätförstärkning. I ett fall med en bussdepå som skulle överskrida transformatorernas kapacitet bara fyra timmar om året skulle flexibilitet kosta omkring 1,2 miljoner kronor över transformatorernas livslängd på 45 år, mot 22 miljoner kronor för förstärkningen. Även i ett strängare fall, med 11 timmar om året av upp till 2 MW, blev det ungefär hälften av förstärkningskostnaden. Tumregeln i DSO-resan ger en första bedömning.
Vad andra har betalat. De flesta marknaderna i SE3 och SE4 har aktiverat för 2 350–3 800 kronor per MWh, och E.ON:s Hässleholm, där E.ON räknar med att behöva flexibilitet till åtminstone 2028 och där mycket få leverantörer levererar, för i genomsnitt omkring 16 000.

Räkna på den kanal som gäller för er punkt i nätet. Det ger er ett tak för vad ni kan betala, och om taket ligger under vad marknaderna brukar kosta är flexibilitet kanske inte svaret just där.

→ Flexibilitet eller nätinvestering? RP5-kalkylator

3 · Hur sätter ni priset?

Aktivering sker sällan. På de svenska marknaderna aktiverades flexibilitet under 6 % av timmarna 2024/25, och en kall vinter kan ge tre gånger fler aktiveringar än en mild. En leverantör som bara får betalt vid aktivering kan därför inte räkna hem sitt deltagande. Därför rekommenderar analysen av standardprodukterna att ni betalar för tillgänglighet till ett fast pris som ni själva sätter, och låter leverantörerna konkurrera om aktiveringen med bud som var och ett får sitt eget pris.

Det svåra är att sätta tillgänglighetspriset utan en marknad att jämföra med. För lågt ger inga bud, för högt ger dyr flexibilitet utan konkurrens. Några referenser finns:

E.ON betalar 3 500 kronor per MW och timme för timvis tillgänglighet under vintern 2026/27, och 236 000–354 000 kronor per kvalificerad MW för en hel säsong, beroende på hur länge resursen kan leverera.
Effekthandel Väst betalade omkring 500 kronor för tillgänglighet i Göteborg vintern 2022/23, och omkring 200 under var och en av de två följande säsongerna (volymvägt 216 kronor 2024/25). NODES statistik anger bara att priset är i kronor, inte om det är per MWh eller per MW och timme (NODES offentliga marknadsstatistik, hämtad 2026-10-10).
Kinnekulle Energi tecknade bilaterala säsongsavtal med 200–300 kronor per MW och timme för tillgänglighet och 2 300–2 600 för aktivering. Utgångspunkten var leverantörens alternativkostnad, priset på att elda HVO i stället för att köra elpannan, plus ett skäligt påslag.

Att publicera vad ni är beredda att betala för aktivering är vanligt i Europa, omkring 40 % av de lokala marknaderna gör det, och det begränsar strategiska bud när leverantörerna är få.

→ Produktguide för lokal flexibilitet

Animationen nedan följer en beställning från behovet i nätet till uppföljningen av första säsongen.

4 · Hur går den formella upphandlingen till?

Flexibilitet är en tjänst som elnätsföretaget köper, och då kan upphandlingsreglerna gälla. E.ON följer lagen om upphandling inom försörjningssektorerna genom ett dynamiskt inköpssystem, där nya leverantörer kan kvalificera sig löpande. Kinnekulle Energi tecknade i stället bilaterala säsongsavtal. Om och hur reglerna gäller för er behöver ni stämma av med er egen upphandlingsfunktion.

Produkterna avgör också hur kostnaden behandlas i intäktsramen. Sedan december 2025 finns tre produkter som Ei har godkänt, LFM-h, LFM-p och LFM-e, och enligt Ei:s handbok är det kostnader för godkända produkter som räknas som opåverkbara och täcks krona för krona. Upphandlar ni något annat riskerar ni att kostnaden behandlas som en vanlig driftkostnad.

Avtalets längd spelar större roll än den ser ut att göra. En leverantör som ska investera i styrning och mätning hos sig kan inte räkna hem det på en enda vinter, och flexleverantörerna i CoordiNet sa det rakt ut: med korta avtal går det aldrig att investera. Kinnekulle Energi planerar därför avtal på fem till tio år. Bestäm också hur leveransen kontrolleras och vad som händer när den uteblir. Hos E.ON får en leverantör som levererar under 75 % ingen ersättning alls, varken för tillgänglighet eller aktivering. Hur leveransen mäts går FSP-resan igenom.

5 · Var hittar ni leverantörerna?

De flesta marknader har få leverantörer, och ett fåtal energibolag står för det mesta av den aktiverade volymen. En enda fjärrvärmeaktör med en stor elpanna kan avgöra om en marknad klarar en kall dag alls. Det gör marknaden sårbar på ett särskilt sätt: när elpriset är högt slutar fjärrvärmebolagen köra elpannorna, och då försvinner den billigaste flexibiliteten just när behovet är som störst. Ju fler slags resurser ni har, desto mindre beror marknaden på en enda.

Bredden går att bygga. Effekthandel Väst gick från 1 MW registrerad kapacitet i Göteborg första säsongen till 11 och sedan 19 MW, och hade 2024/25 27 leverantörer med 539 resurser. Kinnekulle Energi började med fyra: en elpanna på 5 MW hos ett livsmedelsföretag, ett batteri via en aggregator, ett kyllager och laddplatser. Intresseanmälan gick via ett formulär på webbplatsen.

Mycket av rekryteringen sker genom aggregatorer. I intervjuer med flexleverantörer i CoordiNet sa de som hade en aggregator som partner att de inte hade deltagit utan den, och hos företagen hängde deltagandet ofta på en enda engagerad person. Från den 1 januari 2027 måste ett elnätsföretag som handlar flexibilitet på en marknad dessutom, enligt 4 kap. 5 § i Eis föreskrifter EIFS 2026:8, informera de kunder vars anläggningar finns i marknadens område, på deras Mina sidor, om att marknaden finns, vad den innebär och hur de deltar. Det är en kanal att använda, inte bara en skyldighet.

6 · Vad gör ni när ingen lägger bud?

Det händer. Vintern 2025/26 lade E.ON beställningar på elva marknader, och på fem av dem blev det inga affärer alls; tre saknade aktiva leverantörer helt. Innan ni höjer priset är det värt att se efter vad som faktiskt ligger bakom:

Produkten. Säsongsprodukter har gett djupare åtaganden än timvisa: Nordöstra Skånes säsongsprodukt fylldes helt, medan den bästa timmarknaden, Bålsta, nådde 22,7 %.
Tiden. E.ON tilldelar tillgänglighet senast klockan 10.30 två dagar före, så att leverantörerna vet utfallet innan de planerar nästa dags handel med sin balansansvariga.
Priset. Lokala aktiveringspriser låg 2024/25 över FCR-D under alla aktiveringstimmar, men ett tillgänglighetspris som inte täcker vad leverantören avstår på andra marknader lockar ändå inga bud.
Resurserna. Finns det inga styrbara resurser i området hjälper inget pris. Då är det rekrytering, inte prissättning, som behövs.
Prognosen. Vintern 2025/26 behövdes flexibilitet på tio av E.ON:s elva marknader under minst dubbelt så många timmar som beräknat, och på tio av elva blev större delen av behovet inte täckt. En prognos som underskattar behovet ger för små beställningar och för få leverantörer på plats när det väl gäller. Din lastprognos går igenom hur en prognos för en flexmarknad bör bedömas.

Behovet försvinner inte för att ingen bjuder. Villkorade avtal är den naturliga reserven: marknaden först, och avtalen bara om marknaden inte räcker, vilket Ei:s ställningstagande också kräver. Kinnekulle Energi drog samma slutsats efter två säsonger. En frivillig marknad kan inte garantera reserver från år till år, så villkorade avtal ska läggas till som försäkring. Hur de två fungerar ihop går DSO-resan igenom.

→ Villkorat avtal eller flexmarknad?

7 · Vad lär ni er av första säsongen?

En mild vinter är ingen misslyckad säsong. Under Kinnekulle Energis första hela säsong överskreds aldrig abonnemangsgränsen, men elnätsföretaget fortsatte ändå att avropa och aktivera för att bygga upp marknaden. Vintern därpå, i februari 2026, överskreds gränsen två veckor i rad, och då fanns leverantörerna redan på plats.

Följ upp varje steg för sig. Kinnekulle Energi gick från två till fyra steg i sin uppföljning: avropat, accepterat, aktiverat och validerat. Första säsongen aktiverades 15,6 % av den avropade energin. Siffror som de visar om beställningarna låg rätt, och om det är prognosen som behöver bli bättre; Mölndal Energi justerade sitt prognosverktyg under vintern 2025/26 för att pricka rätt timmar. Din lastprognos går igenom hur.

Vänta med större systemköp tills ni vet vad ni behöver. Kinnekulle Energi körde två säsonger helt manuellt, med avrop per telefon och mejl och validering i Excel, och upphandlar först därefter ett digitalt system.

Räkna också med att kalkylen ändras. För perioden från 2028 har Ei aviserat en TOTEX-baserad benchmarkingmodell där alla elnätsföretagets kostnader bedöms samlat, vilket bör minska nackdelen för en flexupphandling som ersätter nätbygge; Ei undersöker fortfarande hur flexibiliteten i sig ska belönas. Den som har sin första säsong bakom sig då har redan det som tar längst tid att bygga: ett behov som är räknat, ett pris som leverantörerna kan räkna hem och leverantörer som finns på plats när det verkligen behövs.

→ Redo för en lokal flexmarknad?

This is the fourth deep-dive guide for grid companies. The DSO Journey covers whether flexibility is the right tool and which product and platform fit. This guide picks up once that decision is made and is about the procurement itself: how big the order should be, what it is worth, how the price is set, how to find providers and what to do when nobody bids.

1 · How big is the need, and where?

An order starts with a point in the grid, a time of year and a number of megawatts. Kinnekulle Energi in Götene shows how to work it out. Its subscription limit to the regional grid was exceeded 17 times in 2024, by 31.5 MWh in total and at most 5.4 MW in a single hour. The market had 5.28 MW available and would have covered every hour but the worst. The evaluation concluded that power per hour is the binding constraint, not energy or endurance. Size the order in megawatts for the worst hours, not in megawatt-hours over the season.

There also has to be a reason to buy. For a regional grid the cheapest alternative is often a temporary subscription increase from Svenska kraftnät, and as long as it is granted there is little a local market can compete with. Your TSO Interface shows how this played out in CoordiNet, where the same product gave around 50 times more volume in Uppland than in Skåne.

2 · What is flexibility worth to you?

Before setting a price, you need to know what a megawatt-hour is worth to you. Swedish research identifies four ways to calculate it, and they differ by orders of magnitude:

A lower subscription to the overlying grid. In one Ellevio case, the subscription to the overlying regional grid cost SEK 195,000 per MW per year in 2024, and the first megawatt cut could be worth up to SEK 122,000 per MWh. The value falls quickly with each further megawatt.
The load incentive in the revenue cap. In one case it averaged around SEK 10,700 per MWh, but only for the hours that affect the year’s four highest peaks.
Deferred grid reinforcement. In a case where a bus depot would exceed the transformers’ capacity only four hours a year, flexibility would cost about SEK 1.2 million over the transformers’ 45-year life, against a SEK 22 million reinforcement. Even in a stricter case, with 11 hours a year of up to 2 MW, it came to about half the reinforcement cost. The rule of thumb in The DSO Journey gives a first estimate.
What others have paid. Most markets in SE3 and SE4 have activated at SEK 2,350–3,800 per MWh, and E.ON’s Hässleholm, where E.ON expects to need flexibility until at least 2028 and very few providers deliver, at around SEK 16,000 on average.

Work out the channel that applies to your point in the grid. It gives you a ceiling for what you can pay, and if that ceiling is below what markets usually cost, flexibility may not be the answer there.

→ Flexibility vs. Grid Investment: RP5 Calculator

3 · How do you set the price?

Activation is rare. In the Swedish markets, flexibility was activated in 6% of hours in 2024/25, and a cold winter can bring three times as many activations as a mild one. A provider paid only on activation therefore cannot make its participation pay. That is why the analysis of the standard products recommends paying for availability at a fixed price you set yourself, and letting providers compete on activation with bids that are each paid their own price.

The hard part is setting the availability price without a market to compare against. Too low brings no bids; too high brings expensive flexibility without competition. A few reference points exist:

E.ON pays SEK 3,500 per MW per hour for hourly availability in winter 2026/27, and SEK 236,000–354,000 per qualified MW for a whole season, depending on how long the resource can deliver.
Effekthandel Väst paid around SEK 500 for availability in Gothenburg in winter 2022/23, and around 200 in each of the two following seasons (volume-weighted SEK 216 in 2024/25). NODES statistics give the price in SEK only, not whether it is per MWh or per MW/h (NODES public market statistics, retrieved 2026-10-10).
Kinnekulle Energi signed bilateral seasonal contracts at SEK 200–300 per MW per hour for availability and 2,300–2,600 for activation. The starting point was the provider’s alternative cost, the price of burning HVO instead of running the electric boiler, plus a fair markup.

Publishing what you are willing to pay for activation is common in Europe, where around 40% of local markets do it, and it limits strategic bidding when providers are few.

→ Local Flexibility Product Guide

The animation below follows one order from the need in the grid to the follow-up of the first season.

4 · How does the formal procurement work?

Flexibility is a service the grid company buys, so procurement rules may apply. E.ON follows the Swedish utilities procurement act through a dynamic purchasing system, where new providers can qualify at any time. Kinnekulle Energi signed bilateral seasonal contracts instead. Whether and how the rules apply to you is something to settle with your own procurement function.

The products also decide how the cost is treated in the revenue cap. Since December 2025 there are three Ei-approved products, LFM-h, LFM-p and LFM-e, and under Ei’s handbook it is the cost of approved products that counts as non-controllable and is recovered krona for krona. Procure something else and the cost risks being treated as an ordinary operating cost.

Contract length matters more than it looks. A provider that has to invest in control and metering cannot pay that back over a single winter, and the providers in CoordiNet said so plainly: with short contracts, investing is never possible. Kinnekulle Energi is therefore planning contracts of five to ten years. Decide too how delivery is checked and what happens when it falls short. At E.ON, a provider that delivers less than 75% gets no payment at all, for availability or activation. How delivery is measured is covered in The FSP Journey.

5 · Where do you find the providers?

Most markets have few providers, and a handful of energy companies account for most of the activated volume. A single district-heating operator with a large electric boiler can decide whether a market copes with a cold day at all. That makes the market fragile in a particular way: when electricity prices are high, district-heating companies stop running their electric boilers, and the cheapest flexibility disappears just when the need is greatest. The more kinds of resources you have, the less the market depends on any one of them.

Breadth can be built. Effekthandel Väst went from 1 MW of registered capacity in Gothenburg in its first season to 11 and then 19 MW, and in 2024/25 had 27 providers with 539 resources. Kinnekulle Energi started with four: a 5 MW electric boiler at a food company, a battery through an aggregator, a cold store and charge points. Expressions of interest came in through a form on its website.

Much of the recruiting happens through aggregators. In interviews with flexibility providers in CoordiNet, those with an aggregator as partner said they would not have taken part without one, and in companies participation often hinged on one committed person. From 1 January 2027, a grid company that trades flexibility on a market must also, under chapter 4 section 5 of Ei’s regulations EIFS 2026:8, tell the customers whose installations are in the market’s area, on their Mina sidor pages, that the market exists, what it is and how to take part. That is a channel to use, not just a duty.

6 · What do you do when nobody bids?

It happens. In winter 2025/26 E.ON posted orders in eleven markets, and five of them saw no trades at all; three had no active providers. Before raising the price, it is worth finding out what is actually behind it:

The product. Seasonal products have drawn deeper commitments than hourly ones: Nordöstra Skåne’s seasonal product filled completely, while the best hourly market, Bålsta, reached 22.7%.
The timing. E.ON allocates availability by 10:30 two days ahead, so providers know the outcome before they plan the next day’s trading with their balance responsible party.
The price. Local activation prices in 2024/25 were above FCR-D in every activation hour, but an availability price that doesn’t cover what the provider gives up in other markets still attracts no bids.
The resources. If there are no controllable resources in the area, no price will help. Then it is recruitment, not pricing, that is needed.
The forecast. In winter 2025/26, flexibility was needed on ten of E.ON’s eleven markets for at least twice as many hours as estimated, and on ten of eleven most of the need went uncovered. A forecast that underestimates the need leads to orders that are too small and too few providers in place when it counts. Your Load Forecast covers how a forecast for a flexibility market should be judged.

The need doesn’t go away because nobody bids. Conditional connection agreements are the natural reserve: the market first, and the agreements only if the market isn’t enough, which Ei’s position also requires. Kinnekulle Energi reached the same conclusion after two seasons. A voluntary market cannot guarantee reserves from year to year, so conditional agreements are to be added as insurance. The DSO Journey covers how the two work together.

→ Connection Assessment

7 · What do you learn from the first season?

A mild winter is not a failed season. In Kinnekulle Energi’s first full season the subscription limit was never exceeded, but the grid company kept calling off and activating to build up the market. The following winter, in February 2026, the limit was exceeded two weeks in a row, and by then the providers were already in place.

Track each step on its own. Kinnekulle Energi went from two to four steps in its follow-up: called off, accepted, activated and validated. In the first season, 15.6% of the energy called off was activated. Figures like these show whether the orders were right, and whether it is the forecast that needs to improve; Mölndal Energi adjusted its forecasting tool during winter 2025/26 to hit the right hours. Your Load Forecast covers how.

Hold off on bigger system purchases until you know what you need. Kinnekulle Energi ran two seasons entirely by hand, with call-offs by phone and email and validation in Excel, and is only now procuring a digital system.

Expect the economics to change, too. For the period from 2028, Ei has announced a TOTEX-based benchmarking model that assesses all of a grid company’s costs together, which should reduce the disadvantage of procuring flexibility instead of building grid; Ei is still looking at how to reward flexibility itself. A grid company with its first season behind it by then already has what takes longest to build: a need that has been worked out, a price providers can make pay, and providers in place when it really counts.

→ LFM Readiness Self-Assessment