Automatiserad manuell frekvensåterställningsreserv (mFRR)

Det finns två olika marknader för mFRR, en kapacitetsmarknad och en energiaktiveringsmarknad. De två marknaderna är sammankopplade genom att ett avropat bud på kapacitetsmarknaden innebär ett åtagande av den avropade aktören att lämna motsvarande bud på energiaktiveringsmarknaden (fotnot: Innebär åtagande om att lämna motsvarande bud för samtliga kvartar inom timmen som avropats på kapacitetsmarknaden.)

Kapacitetsmarknad

• Typ av marknad: Kapacitetsmarknad
• Öppningstid bud: Sju dagar före leverans
• Stängningstid bud: 7:30 dagen före leverans
• Bud lämnas per: Elområde
• Minsta budvolym: 1 MW
• Ersättning: Kapacitetsersättning

Energiaktiveringsmarknad

• Typ av marknad: Energiaktiveringsmarknad
• Öppningstid bud: 13:00 dagen före leverans
• Stängningstid bud: 45 minuter innan driftkvarten
• Bud lämnas per: Reglerobjekt
• Minsta budvolym: 1 MW
• Ersättning: Energiersättning

Nätreglering

Kontrollrummet kan aktivera mFRR även för andra skäl än frekvensreglering. Anledningar till dessa regleringar kan vara till exempel att säkerställa driftsäkerheten och avlasta snitt i nätet. Detta utförs genom att aktivera resurser inom vissa geografiska områden och utgår inte alltid efter nästa bud i ”merit order list”. Regleringar som inte utgår efter "merit order list" kommer att exkluderas i prissättningen av mFRR och aktörerna som levererar dessa regleringar får istället betalning enligt "pay-as-bid". 

Två typer av aktiveringar

Vid aktivering av mFRR balansenergi kan detta ske på två olika sätt. Schemalagd aktivering görs av budväljaren baserat på obalansprognosen. Schemalagda aktiveringar sker var 15:e minut under hela dygnet, där bud avropas elektroniskt innan leveransperioden börjar.

Vid behov kan kontrollrummet göra en manuell aktivering vilket leder till en så kallad direkt aktivering. Detta görs under innevarande leveransperiod. Vid budgivning anges för varje bud om det är tillgänglig enbart för schemalagd aktivering alternativt för både schemalagd- och direkt aktivering. Direktaktivering gäller för kvarvarande tid i innevarande leveransperiod och hela nästkommande leveransperiod.

Sedan övergången till automatiserad mFRR EAM aktiveras mFRR baserat på det prognostiserade aktiveringsbehovet för respektive elområde. Processen för att ta fram mFRR‑aktiveringsbehovet bygger på att obalansen i kraftsystemet prognostiseras för den kommande kvarten med den så kallade obalansprognosen.

Obalansprognosen är en prognos av ACE Open Loop (ACE OL), som beräknas med ett intervall på fem minuter och sträcker sig två timmar framåt i tiden. ACE OL är realtidsobalansen i kraftsystemet innan några balanseringsåtgärder vidtas av operatörerna i kontrollrummet (det vill säga utan eventuell aFRR och mFRR). Den kan beskrivas som ett estimat av den förväntade balansen om Svenska kraftnät inte vidtog några åtgärder för att balansera systemet. Utifrån detta beräknas sedan mFRR request, vilket är det som skickas till budväljaren för aktivering, och mFRR request bildas genom att beräkna medianen av tre femminuters prognosvärden för varje kvart. 

Obalansprognosen baseras på flera olika indatakällor, bland annat:

• Historiska värden för ACE OL (från −2 timmar fram till nu)
• Uppmätt vindproduktion (från −1 timme fram till nu)
• Framtida värden såsom planerade flöden, HVCD planer och produktionsplaner

Flera prognosmodeller tas fram utifrån olika kombinationer av dessa datakällor. En prognosväljare använder sedan en prioriterad lista av modeller för att avgöra vilken modell som ska ligga till grund för mFRR‑behovet.

Om en datakälla slutar fungera och den högst prioriterade modellen därmed inte kan leverera en prognos, väljs i stället nästa modell i prioritetsordningen.

Utöver detta har operatörerna i kontrollrummet möjlighet att göra manuella justeringar av mFRR‑behovet vid behov.

Den 4 mars 2025 infördes ett nytt sätt att balansera elsystemet. Sedan dess är balanseringen automatiserad och sker per kvart, i stället för som tidigare per timme. Aktiveringar sker numera baserat på prognostiserad obalans för respektive elområde. 

Första tiden med det nya sättet att balansera ledde till ökade och mer volatila obalanspriser. Ett ökat utbud av resurser på balansmarknaden och genomförda förbättringar av den automatiserade lösningen har lett till en mer stabil prisbild. 

Att balanseringen är automatiserad innebär att det är en algoritm som beräknar behovet av balansering kommande kvart samt väljer bud, i stället för ett manuellt budval som tidigare gjordes av en operatör i Svenska kraftnäts kontrollrum.

Det nya sättet att balansera elsystemet infördes för att anpassa balanseringen till ett elsystem med mer intermittent elproduktion med större obalanser och ett allt oftare fullt använt elnät. Övergången till 15 minuters balansering öppnade också upp för fler och nya resurser på marknaden, som batterier, sol- och vindkraft.

En kraftigt bidragande orsak till stabiliseringen av läget på mFRR-marknaden är det ökade utbudet av resurser. För akutellt utbud av mFRR och övriga stödjänster se Utbud på marknaderna för reserver | Svenska kraftnät.

Sedan införandet av automatiserad balansering och övergången till 15 minuters marknadstidsenhet har en rad förbättringar av algoritmen implementerats.

Toleransband för direktaktiveringar i den lokala budväljaren, 18 juni 2025

Ett toleransband innebär att budväljaren kan välja att aktivera en större volym en det prognostiserade behovet av mFRR, om det leder till ett lägre pris. Förklaringen till att en ökad aktivering kan leda till ett lägre pris är om det finns billigare odelbara bud, som inte kan aktiveras utan toleransbandet. Toleransband fanns på plats från start i den gemensamma nordiska budväljaren men aktiverades även i den lokala budväljaren för direktaktiveringar i juni 2025.

Toleransband för schemalagda aktiveringar i den lokala budväljaren, 7 oktober 2025

Den 7 oktober 2025 infördes toleransband även för schemalagda aktiveringar i den lokala budväljaren.

Reducerad efterfrågan, 7 oktober 2025 

I oktober 2025 infördes en reduktion av den prognostiserade efterfrågan som skickas till budväljaren med syfte att reducera pristoppar. Detta infördes som en enklare form av elastisk efterfrågan, som krävde vidareutveckling för att kunna implementeras och som ett första steg i väntan på det imlementerades en reducering efterfrågan om 10% per elområde upp till maximalt 25 MW per elområde.

Dödband, 7 oktober 2025

I oktober 2025 infördes även ett så kallat dödband (deadband) i budväljaren, vilket innebär att aktiveringar upp till 10 MW avvisas, vilket innebär att om behovet är upp till 10 MW görs ingen aktivering alls.

Elastisk efterfrågan, 22 juni 2026

Elastisk efterfrågan (elastic demand), även kallad priskänslig efterfrågan infördes i juni 2026 efter gemensam utveckling tillsammans med övriga nordiska TSO:er. Syftet med elastisk efterfrågan är att stabilisera priserna på marknaden genom att undvika pristoppar. Elastisk efterfrågan innebär att budväljaren kan avstå att köpa en viss volym av behovet, om priset anses vara för högt.

Under perioden 25 april 2025 till 28 juni 2026 genomförde Svenska kraftnät manuella justeringar av obalanspriset utifrån ett antal beslutade principer. Läs mer om detta arbete och en sammanställning av samtliga genomförda justeringar här.