Sedan oktober 2024 används en ny metod för att räkna ut hur mycket el som kan skickas genom det nordiska elnätet. Modellen kallas flödesbaserad kapacitetsräkning (Flow-Based Market Coupling eller FBMC) och syftet är att utnyttja elnätet bättre.
Nu har det gått ett halvår sedan förändringen infördes – och arbetet med att utvärdera hur modellen fungerar i praktiken är i full gång.
– Själva införandet på spotmarknaden har gått tekniskt bra. Men vi ser utmaningar i hur modellen påverkar intradags- och balansmarknaderna, säger Markus Bäck, Chef för Vind-, Batteri- och Kundoptimering Norden på Vattenfall.
Mer detaljerad beräkning men också ökad komplexitet
Tidigare använde man en enklare metod, NTC (Net Transfer Capacity), för att räkna ut hur mycket el som kunde skickas mellan olika delar av elnätet. Den byggde på fasta gränser mellan 12 olika områden. I den nya modellen analyseras nätet mer i detalj – man tittar istället på hundratals punkter där det kan uppstå trängsel.
– Det innebär att man möjliggör fler alternativ i optimeringen, vilket leder till en bättre samhällsekonomisk användning av nätet på den marknad som modellen appliceras - i det här fallet på spotmarknaden dagen före leverans, säger Markus Bäck.
Men det gör också att elen ibland rör sig på sätt som är svåra att förutse, till exempel från ett dyrt elområde till ett billigare. Det påverkar hur aktörer planerar sin handel och gör det svårare att förstå och förklara vad som händer på marknaden.
Minskad flexibilitet i efterföljande marknader
FBMC tillämpas just nu endast på spotmarknaden (day-ahead). För de marknader som ligger närmare i tid – som intradagshandel och balansmarknad – används en försiktig beräkningsmetod, ATCE (Available Transfer Capacity Extraction), som begränsar möjligheten att planera om och förändra hur mycket el som får överföras mellan områden, jämfört med den plan som erhålls som resultat från spotmarknaden dagen före.
– Den är väldigt återhållsam och tar inte hänsyn till att det i praktiken skulle gå att planera om eller göra affärer utan att överbelasta nätet. Resultatet är att vi får mycket mindre tillgänglig kapacitet i de efterföljande marknaderna, vilket slår direkt mot likviditet och prisvolatilitet i dessa marknader, säger Bäck.
Sedan 4 mars 2025 används samma begränsningar även i balansmarknaden, i och med att aktiveringen av mFRR-energi (manual Frequency Restoration Reserves) automatiserats. Där har effekten blivit tydlig: priserna svänger kraftigt, och regleringar sker ibland på sätt som är svåra att förstå.
– Vi har sett att obalanspriserna har ökat kraftigt, i medeltal 300-400% jämfört med Februari i år, och betydligt mer än så om man jämför med ett år tillbaka i tiden. Många av de balansregleringar som nu görs sker helt i onödan och skulle inte behövas om man utnyttjade den tillgängliga kapaciteten i nätet på ett bättre sätt på intradag- och balansmarknaden,. Vi ser även relativt ofta att den nya mFRR-modellen aktiveras både av ökad och minskad reglering samtidigt för att uppnå ett exakt prognostiserat reglerbehov, säger Bäck.
Ekonomiska risker för mindre aktörer
De ökade obalanspriserna har lett till tydliga ekonomiska effekter, inte minst för mindre producenter. Flera aktörer inom framförallt vindkraft har redan tvingats lämna marknaden efter att ha drabbats av extremt höga kostnader under enskilda timmar.
– Vi har sett fall i marknaden där obalanskostnaderna för vissa aktörer har överstigit hela månadens intäkter. Små aktörer med begränsad likviditet klarar inte den typen av exponering, säger Markus Bäck.
Han poängterar att effekterna inte är begränsade till vindkraft.
– Det här gäller egentligen alla anläggningar som har en begränsad flexibilitet och stor exponering mot balansmarknaden - kärnkraft, vind, sol samt förbrukningssidan, och då särskilt stora industrier.
Förbättringar är på gång, men mer krävs
Sedan införandet av den nya modellen har flera aktörer på elmarknaden lyft behovet av förändringar. Nu har vissa förbättringar börjat testas. Bland annat ser man över hur mycket säkerhetsmarginal som behövs när man beräknar kapaciteten för de senare marknaderna.
– Vi tycker att man borde göra en extra beräkning närmare i tid till när elen faktiskt ska levereras. Då har man bättre prognoser och kan fatta mer välgrundade beslut om hur mycket överföringskapacitet som kan släppas och användas på intradag- eller balansmarknad, säger Markus Bäck.
Ett annat problem gäller hur det automatiska systemet för att aktivera elreserver fungerar. I dag kräver det att volymen som ska regleras matchas exakt, vilket ibland leder till dyra eller onödiga regleringar. Nu föreslås att man ökar flexibiliteten i systemet, så att det kan hantera ett visst spann istället för en exakt siffra.
Det pågår också ett gemensamt förbättringsarbete mellan de nordiska systemoperatörerna. Danmark har aviserat förändringar redan i juni – och fler väntas följa.
Slutsatsen: Ett första steg men långt kvar
FBMC har gett vissa fördelar i hur elflöden optimeras på spotmarknaden, men modellen är ännu inte anpassad för de praktiska förutsättningarna i det nordiska elsystemet. Det behövs en bättre balans mellan precision, flexibilitet och förutsebarhet.
– Den tekniska funktionen finns på plats för spotmarknaden, men intradag- och balansmarknaderna blir allt viktigare och befintliga lösningar för dessa är långt ifrån färdigutvecklade. Dessa marknader och modeller behöver anpassas och kompletteras för att möta verklighetens behov, inte minst om vi vill fortsätta expandera elsystemet enligt de planer som finns i Norden, avslutar Markus Bäck.
