Din TSO-kopplingYour TSO Interface
En praktisk guide till kopplingen mot Svenska kraftnät för elnätsföretag — vad som är frivilligt redan nu, och vad som blir obligatoriskt med EU:s nätföreskrift för efterfrågeflexibilitet. A practical guide to the interface with Svenska kraftnät for grid companies — what's voluntary now, and what becomes mandatory under the EU's Network Code on Demand Response.
Det här är den tredje fördjupningsguiden. Precis som Din mätdata och Din lastprognos är det en praktisk väg från något ni redan har till ett finansierat nästa steg, här kopplingen mellan ert elnätsföretag och Svenska kraftnät.
1 · Det ni redan har
Varje svenskt elnätsföretag har redan en TSO-koppling, även utan att tänka på det: abonnemangsmekanismen mot överliggande nät. Regionala nätbolag köper en årlig abonnerad effekt av Svenska kraftnät; när de löper risk att överskrida den, aktiveras en lokal flexibilitetsmarknad eller ett villkorat avtal.
Den här mekanismen fungerar också som Sveriges enda nuvarande signal för TSO-DSO-samordning. CoordiNets treåriga demonstration visade detta i praktiken: Uppland, där Svk ofta nekade abonnemangshöjningar, utvecklade en stabil marknad. Skåne, där Svk oftare beviljade tillfälliga höjningar, fick en gles marknad. Samma marknadsdesign men olika TSO-policy ledde till radikalt olika utfall.
Det är effektivt under vissa förhållanden, men inte transparent: lokal marknadslikviditet blir beroende av ett administrativt beslut hos Svk snarare än av nätekonomi. Formell samordning som ersätter den här proxyn är på väg, en del frivillig redan nu och en del obligatorisk när EU-reglerna träder i kraft. Resten av guiden behandlar varje del i den ordning den blir relevant för er.
Animationen nedan visar hur abonnemanget fungerat som signal, vad det gjorde med marknaderna i Uppland och Skåne, och vad som ersätter det.
2 · Steget som finns tillgängligt redan nu
Sedan CoordiNet avslutades har det inte funnits något formellt operativt ramverk som kopplar samman Svk och elnätsföretag kring delade flexibilitetsresurser; Sverige kör enbart på abonnemangsproxyn. Det förändras med SO GL artikel 182-avtalet, utarbetat av Svk och Energiföretagen i juni 2026: en konkret svensk mekanism för nätförhandsprövning och tillfälliga begränsningar för stödtjänster kopplade till regionnät eller lokalnät.
Vad det faktiskt innebär: vid en ansökan om förhandsprövning kontaktar Svk det berörda nätbolaget, ifall det har skrivit under. Nätbolaget gör en nätanalys och kan begränsa eller neka marknadsdeltagande med angivna skäl, och kan sätta tillfälliga begränsningar eller neka leverans i drift med angiven prognos- eller driftgrund. Svk uppdaterar sitt eget balansansvarsavtal i linje med det.
Tre saker värda att veta innan ni tar ställning till att skriva under: avtalet är frivilligt för nätbolag, det är inte retroaktivt (det gäller från en anläggnings nästa förhandsprövning eller femårsöversyn), och en BSP får ingen kompensation vid begränsning. Tidsplan: remiss hösten 2026, i kraft våren 2027, stegvis infört.
Det här stänger också ett konkret gap som nätbolagen levt med: fram till slutet av 2025 kunde en elnätsägare se att en resurs i deras nät var ansluten, men inte om den faktiskt lade bud på balansmarknaderna eller vilka aktiveringsplaner Svk hade för den. Artikel 182-avtalen är uttryckligen utformade för att ge nätbolagen den insynen, så de kan bedöma konsekvenser för nätsäkerheten och, vid behov, stoppa leveranser som skulle orsaka nätproblem.
3 · Vad “observerbarhetsområde” kommer att kräva av er
Network Code on Demand Response (NC DR) formaliserar något bredare än artikel 182: varje nätbolag måste definiera sitt eget observerbarhetsområde — sitt eget nät plus de delar av det angränsande systemet man behöver insyn i för att kunna prognostisera kapacitetsbrist. Det ska vara etablerat inom sex månader från att villkor och krav godkänts, och ses över vid varje uppdatering av nätutvecklingsplanen. Det är inte frivilligt på det sätt artikel 182 är.
Begreppet är inte nytt, även om skyldigheten är det. EU-projektet TDX-ASSIST byggde sin portugisiska TSO-DSO-demonstrator kring precis den här idén flera år innan NC DR gjorde den obligatorisk, och arkitekturen är en konkret illustration av hur ett observerbarhetsområde ser ut i praktiken: en realtidskanal och en icke-realtidskanal, strukturellt separerade.
Demonstratorns utväxlade parametrar ger en fingervisning om skalan: kortslutningseffekt vid det fysiska gränssnittet, skickad med 30-minutersupplösning för kommande 24 timmar; produktionsprognoser uppdelade per typ över ungefär 80 sammankopplingspunkter, 15-minutersupplösning, 72-timmars horisont, uppdaterad dagligen; ett mål på 5 minuter för detaljerad felplatsinformation. Inga av de här siffrorna är ett svenskt krav, men de är en användbar referens för vad “att definiera ett observerbarhetsområde” konkret innebär bortom regeltexten.
4 · Att bygga datakanalen
Svenska nätbolag kör redan standardprotokoll ett steg ner i nätet: IEC 61850 för stationsautomation, IEC 60870-5-104 för kommunikation mellan driftcentral och station (båda beskrivs i steget om att få ut data i Din mätdata). Den TSO-mässiga förlängningen av samma infrastruktur är ICCP, standardprotokollet för realtids-SCADA-till-SCADA specifikt mellan driftcentraler.
“Vi använder båda samma standard” är i sig inget tillräckligt svar på “kommer det här att fungera ihop.” En internationell genomgång från 2026 visade på samma utmaning: Australiens CSIP-AUS certifierades inkonsekvent mellan enskilda nätoperatörer trots att protokollet på papperet var gemensamt, vilket gav konkreta problem med att få systemen att fungera ihop. Ett gemensamt protokollnamn garanterar inte att det implementeras på samma sätt, och det gäller även en ICCP-länk mot Svk. Stäm därför av den specifika datamodellen och uppdateringstakten direkt med dem, inte bara protokollnamnet.
Icke-realtidsdata (prognoser, underhållsplaner, kortslutningsnivåer) behöver inte ICCP alls, och bör inte dela kanal utan hållas på en separat, säkerhetssegregerad väg, som föregående stegs diagram visar. På så vis kan man hindra ett lågprioriterat rutindatajobb från att konkurrera med realtidsstyrtrafik i samma kedja.
5 · Vad nätförhandsprövning faktiskt avgör
När villkor och krav för NC DR finns på plats blir nätförhandsprövning den operativa skiljedomaren för varje resurs som kan tjäna både TSO och nätbolag. Före eller parallellt med produktkvalificering bedömer den anslutande och den berörda systemansvariga om aktivering av en resurs skulle äventyra nätsäkerheten i deras respektive system.
Det automatiska godkännandet har praktisk betydelse: svarar ni inte, godkänns resursen. Tillsynsmyndighetens årliga rapportering av ej godkända och villkorade fall finns just för att synliggöra om operatörer använder det här steget för att begränsa marknader snarare än för att skydda nätsäkerheten.
I Sveriges flernivånät kan en enda resurs utlösa denna process tre gånger om: lokalnätet som anslutande systemansvarig, regionnätet som berörd systemansvarig (om aktiveringen påverkar dess anslutning mot transmissionsnät), och Svk självt som en andra berörd part. Alla tre måste enas om villkoren, potentiellt med olika IT-system och olika observerbarhetsmodeller bakom varje svar. Swecos genomgång från 2025 noterar att Sveriges extra nivå, regionnätet, gör det svårare att avgöra vem som är systemansvarig i NC DR:s mening, och att metoden för att fördela kostnader mellan nivåerna ännu inte är på plats hos Ei.
6 · Vad det här öppnar för
Poängen med allt ovan är värdestapling: en flexibel resurs som får intäkter på mer än en marknad, utan att någon av parterna tappar insyn i vad den gör. CoordiNet gjorde redan det här manuellt med ett batteri på 0,48 MW i Skåne. Det tilldelades på den lokala marknaden dagen före klockan 10.00, och sedan begärde operatören att få köpa tillbaka sitt åtagande i Svks FCR-D-auktion dagen före klockan 18.00 för att frigöra batteriet för lokal aktivering. Lösningen krävde att operatören fick besked i tid och att Svk godtog begäran med kort varsel; det fanns inget system byggt för det.
Norges väg från NorFlex till dess kommersiella efterträdare är det tydligaste nordiska exemplet på hur en designad version ser ut. NorFlex körde regionens första DSO-plus-TSO-samanvändning av lokal flexibilitet; dess efterträdare Euroflex lägger till en överlagringsprodukt, Armering, som låter en resurs reservera tillgänglighet i både ett lokalt flexavtal och Statnetts marknader samtidigt, genom att nätbolaget “armerar” avtalet ungefär två dygn i förväg för endast de dagar man faktiskt förväntar sig att behöva kapaciteten. Leverantören kan då få ersättning för tillgänglighet på båda marknaderna de flesta dagar i stället för att behöva välja. Nederländernas GOPACS, en delad orderbok mellan alla större nederländska nätbolag och TenneT, är den längst framskridna punkten på den här skalan: resurser fördelas automatiskt till den part som värderar dem högst, i en enda marknadssession.
Detta är dock inte nivån som Sveriges 168 nätbolag befinner sig på idag, och landets struktur gör steget till en delad plattform svårare än det var för Nederländernas fåtal stora operatörer. Men varje del i den här guiden (artikel 182-avtalet, observerbarhetsområde, nätförhandsprövning) är precis den sekvens som måste finnas på plats innan värdestapling kan gå från manuell lösning till designad funktion. TSO-DSO Coordination — The Central Design Problem täcker hela landskapet, inklusive var Sverige idag befinner sig bland EU:s fyra samordningsmodeller. Om flexibilitet i sig fortfarande är en öppen fråga för er organisation finns DSO-resan som stöd.
This is the third deep dive guide. Like Your Metering Data and Your Load Forecast, it’s a practical path from something you already have to a funded next step, here the interface between your grid company and Svenska kraftnät.
1 · What you already have
Every Swedish DSO already has a TSO interface, even without realizing it: the subscription mechanism (abonnemang mot överliggande nät). Regional DSOs buy an annual subscribed power capacity from Svenska kraftnät; when they forecast a risk of exceeding it, they activate a local flexibility market or a Villkorade Avtal.
This mechanism doubles, by accident, as Sweden’s only current TSO-DSO coordination signal. CoordiNet‘s three-winter demonstration made the effect concrete: Uppland, where Svk frequently denied subscription raises, developed a stable market. Skåne, where Svk routinely granted temporary subscriptions, produced a sparse one. Same market design, different TSO policy, radically different outcome.
That’s efficient under some conditions, but it’s opaque: local market liquidity ends up contingent on an administrative decision at Svk rather than on grid economics. Formal coordination, replacing this proxy, is coming, some of it optional starting now and some of it mandatory once EU rules take effect. The rest of this guide takes each piece in the order it becomes relevant to you.
The animation below shows how the subscription has worked as a signal, what it did to the markets in Uppland and Skåne, and what replaces it.
2 · The step available right now
Since CoordiNet ended, there has been no formal operational framework linking Svk and DSOs for shared flexibility resources; Sweden runs on the subscription-mechanism proxy alone. That changes with the SO GL Art. 182 cooperation agreement, drafted by Svk and Energiföretagen in June 2026: a concrete Swedish mechanism for grid prequalification and temporary limits on ancillary services connected to regionnät or lokalnät.
What it actually does: on a prequalification application, Svk contacts the affected grid company, if it has signed. The DSO runs a grid analysis and may limit or deny market participation on stated grounds, and may impose temporary limits or deny delivery in operation with a stated forecast or operational reason. Svk updates its own BSP agreement to match.
Three things worth knowing before deciding whether to sign: the agreement is voluntary for grid companies, it is not retroactive (it applies from a facility’s next prequalification or its five-year reassessment), and a BSP receives no compensation when limited. Timeline: remiss autumn 2026, in force spring 2027, phased.
This also closes a concrete gap DSOs have been living with: as of late 2025, a DSO could see that a resource in its network was connected, but not whether it was actively bidding into balancing markets or what Svk’s activation plans for it were. The Art. 182 agreements are explicitly designed to give DSOs that visibility, so they can assess grid-safety implications and, where necessary, stop deliveries that would cause network problems.
3 · What “observability area” will require of you
The Network Code on Demand Response formalizes something broader than Art. 182: every DSO must define its own observability area — its own grid plus whatever parts of the adjacent system it needs visibility into to forecast congestion. This has to be established within six months of T&C approval and reviewed at each DNDP update. It isn’t optional the way Art. 182 is.
The concept isn’t new even though the obligation is. The EU’s TDX-ASSIST project built its Portuguese TSO-DSO demonstrator around exactly this idea years before NC DR made it mandatory, and its architecture is a concrete illustration of what an observability area looks like in practice: one real-time channel and one non-real-time channel, kept structurally separate.
The demonstrator’s exchanged parameters give a sense of scale: short-circuit power at the physical interface, sent at 30-minute granularity for the next 24 hours; generation forecasts disaggregated by type across roughly 80 interconnection points, 15-minute sampling, 72-hour horizon, refreshed daily; a 5-minute target for detailed fault-location information. None of these numbers are a Swedish requirement, but they’re a working reference for what “defining an observability area” concretely produces once you get past the regulatory language.
4 · Building the data channel
Sweden’s DSOs already run standard grid-layer protocols one level down from this: IEC 61850 for substation automation, IEC 60870-5-104 for control-centre-to-substation communication (both covered in Your Metering Data’s extraction step). The TSO-facing extension of that same infrastructure is ICCP, the standard real-time SCADA-to-SCADA protocol used specifically for control-centre-to-control-centre links.
“We both use the standard” is not, on its own, a sufficient answer to “will this integrate.” A 2026 international review found the same trap elsewhere: Australia’s CSIP-AUS was certified inconsistently across individual network operators despite a shared nominal protocol, producing real interoperability failures. A shared protocol name doesn’t guarantee a shared implementation, and that’s as true of an ICCP link to Svk as of any other grid-facing standard. Confirm the specific data model and update cadence with Svk directly, not just the protocol name.
Non-real-time data (forecasts, maintenance plans, short-circuit levels) doesn’t need ICCP at all, and shouldn’t share its channel: keeping it on a separate, security-segregated path, as the previous step’s diagram shows, avoids letting a lower-priority batch job compete with real-time control traffic for the same link.
5 · What grid prequalification actually decides
Once NC DR terms and conditions exist, grid prequalification becomes the operational arbiter for any resource that could serve both the TSO and a DSO. Before or alongside product qualification, the connecting and impacted system operators assess whether activating a resource would compromise grid safety in their own systems.
The auto-approval default matters operationally: if you don’t respond, the resource is approved. Annual regulator reporting on non-approved and conditional cases exists specifically to make it visible where operators are using this step to constrain markets rather than genuinely protect grid safety.
In Sweden’s multi-level grid, a single resource can trigger this three times over: the lokalnät as connecting SO, the regionnät as an impacted SO (if activation affects its connection to Svk), and Svk itself as a second impacted SO. All three have to agree on conditions, with potentially different IT systems and different observability models behind each answer. Sweco’s 2025 review notes that Sweden’s extra regionnät layer complicates deciding who counts as the system operator, and the methodology for splitting costs across the levels is still pending at Ei.
6 · What this unlocks
The point of all of the above is value stacking: one resource earning revenue from more than one market, without either operator losing visibility into what it’s doing. CoordiNet already did this manually with a 0.48 MW battery in Skåne, cleared on the local market day-ahead at 10:00, after which the operator sent a rebuy request into Svk’s FCR-D D-1 auction at 18:00 to free the battery for local activation — a workaround that needed the operator to know its clearing result before the deadline and Svk to accept the request at short notice, not a designed system.
Norway’s progression from NorFlex to its commercial successor is the clearest Nordic example of what a designed version looks like. NorFlex ran the first DSO-plus-TSO co-use of local flexibility in the region; its successor Euroflex adds an overlay product, Armering, that lets a resource hold availability in both a local-flex contract and Statnett’s markets at once, with the DSO “arming” the contract roughly two days ahead only on days it actually expects to need the capacity — letting the provider earn availability in both markets on most days rather than having to choose. The Netherlands’ GOPACS, a shared order book across all major Dutch DSOs and TenneT, remains the furthest point on this spectrum: resources allocated automatically to whichever operator values them most, in a single market session.
None of this is where Sweden’s 168 DSOs are today, and the country’s structure makes the jump to a shared platform harder than it was for the Netherlands’ handful of large operators. But every piece in this guide (the Art. 182 agreement, the observability area, grid prequalification) is exactly the sequence that has to exist before value stacking can move from a manual workaround to a designed feature. TSO-DSO Coordination — The Central Design Problem covers the full landscape, including where Sweden currently sits against the EU’s four coordination models. If flexibility itself is still an open question for your organization, The DSO Journey is where that decision gets made.