Nätkod Operational Security

Transkript

1 PM 1 (21) Nätkod Operational Security Bakgrund ENTSO-E beslutade den 27 februari 2013 nätkoden Network Code on Operational Security (bilaga 1). Syftet med nätkoden som avser driftsäkerhet är i huvudsak att ange grundläggande gemensamma EU-regler för driftsäkerhet i elnäten (ur ett systemperspektiv). Som komplement till nätkoden har ENTSO-E även den 27 februari 2013 publicerat ett dokument som beskriver koden Supporting Document for the Network Code on Operational Security. 1 Arbetet med nätkoden om driftsäkerhet Nätkoden har utarbetats av ENTSO-E i enlighet med den procedur som framgår av EU:s regelverk och i linje med ACER:s framtagna ramriktlinjer Framework Guidelines on Electricity System Operation (bilaga 2). 2 Nätkoden har utarbetats efter dialog med intressenter och har inkluderat möten, publika seminarier m.m. mellan mars och december Hänsyn har även tagits till de ca individuella kommentarer som inkommit under den publika konsultationen. ENTSO-E har hållit flera bilaterala och trilaterala möten med ACER, EU-kommissionen och DSO Technical Expert Group. Nätkoden lämnades till ACER för yttrande (reasoned opinion) den 28 februari I syfte att bereda ärendet genomförde ACER den 9:e april 2013 ett seminarium för intressenter om koden i Ljubljana. Den 28 maj 2013 lämnade ACER yttrandet Opinion of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators No 10/2013, of 28 th of May 2013 (bilaga 3). Av yttrandet framgår att ACER anser att koden i huvudsak är i överensstämmelse med den av ACER framtagna ramriktlinjerna men att ENTSO-E ska beredas tillfälle att göra vissa kompletteringar av koden innan den överlämnas till EU-kommissionen för dennes fortsatta arbete. För närvarande saknas uppgift om när ENTSO-E ska lämna eventuella EI1000, W-3.1, Se 2 Publicerad den 2 december Se x Box 155, Eskilstuna. Besöksadress Kungsgatan 43. Tel registrator@ei.se. Org.nr

2 2 (21) synpunkter. Därefter ska ACER på nytt ta ställning till om nätkoden bör antas av EUkommissionen. De saker som ACER kommenterar i sitt yttrande berör: Bristande samstämmighet och förenlighet med andra koder, framförallt koderna Requirements for Generators (RfG) och Demand Connection (DCC). Problem rörande utrymmet för nationell granskning. Oklarheter kring val av s.k. resultatindikatorer, framförallt att de inte tydligt går att följa per land och över tid. Informationsutbyte. ACER befarar att informationsutbytet från DSO (distribution system operator) till TSO (transmission system operator) är omfattande och riskerar att bli betungande för DSO, medan informationsutbytet i andra riktningen riskerar att vara i underkant. Tillämpningsområdet behöver tydliggöras. Redaktionell kvalitet. ACER önskar omskrivningar, förtydliganden och att saknade definitioner läggs till. I det följande lämnas en redovisning som beskriver koden i dess nuvarande form. Det får antas att ENTSO-E kommer att föreslå ändringar i nätkoden och att den nätkod som ACER slutligt tar ställning till kommer att avvika från vad som följer av detta utkast. Lagstöd för beslut om nätkod Grunden för ENTSO-E:s arbete med nätkoder är: Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG av den 13 juli 2009 om gemensamma regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv 2003/54/EG. Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 714/2009 av den 13 juli 2009 om villkor för tillträde till nät för gränsöverskridande elhandel och om upphävande av förordning (EG) nr 1228/2003. Ramriktlinjen Framework Guidelines on Electricity System Operation publicerad av ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) den 2 december Nätkodens innehåll Nätkoden syftar till att ange vissa grundläggande EU-gemensamma bestämmelser för driftsäkerheten i transmissionsnäten och som är gränsöverskridande. Ur EU:s elförordning (förordningen 714/2009) artikel 8(7) kan utläsas:... the network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues.... Ramriktlinjen anger ramverket för nätkoden och hänvisar till relevanta bestämmelser i elförordningen. För ökad förståelse av denna promemoria har nedan valda delar ur

3 3 (21) ramriktlinjen återgetts. Ramriktlinjen är inte översatt till svenska. Ord som är definitioner i ramriktlinjen återges här kursiverade. Ramriktlinjen fokuserar på issues of electric power system and network operation (henceforth referred to as System Operation ), covering the areas pursuant to Article 8 (6) (a), (d), (e), (f) of the Electricity Regulation. När det gäller vad som menas med gränsöverskridande påverkan anges: All Transmission System Operators (TSOs) actions with regard to system operation within a synchronous area or between them could bear cross-border character due to law of physics. Syftet med nätkoden är att ange ett regelverk som innefattar bestämmelser för to operate the electrical system in a safe, secure, effective and efficient manner, to apply same principles for different systems, to enable the integration of sustainable technologies and to make full use of information and communication technologies. När det gäller nivån på harmonisering av driften som eftersträvas med nätkoden så anges i konsekvensutredningen (Initial Impact Assessment (IIA)) att olika harmoniseringsalternativ (nivåer) har analyserats. Dessa alternativ har varit att med regelverket uppnå standardisering per synkronområde, delvis standardisering på EUnivå, fullständig harmonisering på EU-nivå med ett detaljerat regelverk respektive fullständig harmonisering på EU-nivå med en strukturerad process. ACER har för den här koden föreslagit att fullständig harmonisering på EU-nivå med ett detaljerat regelverk är det mest lämpliga alternativet. Ramriktlinjerna fokuserar på fem huvudområden varav driftssäkerheten är det övergripande området. Ramriktlinjen avses implementeras genom flera koder. Denna nätkod avser ta om hand om de övergripande principerna och procedurerna för systemdrift. De övriga fyra områdena som täcks av ramriktlinjerna och som också kommer leda till nätkoder är: Operational Planning and Scheduling; Load-Frequency-Control; Staff Training and Certification; Emergency and Restoration. För närvarande pågår det ett arbete med att utarbeta nätkoder även avseende dessa områden. När det gäller vad nätkoderna om systemdrift ska innehålla anges bl.a. följande: The network code(s) shall establish minimum standards and requirements related to System Operation. In developing the network code(s) ENTSO-E should take into consideration the rulebooks on System Operation that already exist for each synchronous area. The network codes on system operation shall be

4 4 (21) drafted with due attention to the network code amendment process. In particular, ENTSO-E shall ensure that the level of detail in the code is sufficiently high level to facilitate incremental innovation in technologies and approaches to system operation without requiring code amendments. Och för koden om driftsäkerhet anges särskilt att koden ska: Ensuring on a high level coherent and coordinated behaviour of interconnected transmission networks and power systems in each control area and between control areas under normal operation state, in alert as well as in critical operating states. Achieving and maintaining a satisfactory level of operational security allowing for efficient utilisation of the power system and resources, including, but not limited to, the necessary inputs to congestion management and balancing. Avoiding further deterioration of operational security in cases, where security constraints are violated and systems are not in normal operating state. När det gäller hur nätkoderna ska förhålla sig till nationella regler anges följande: The network code(s) shall take precedence over the relevant national codes and international standards and regulations, without prejudice to the Member States right to establish national rules which do not affect cross-border trade. Where there are proven benefits, and if compatible with the provisions of the network code(s), any national codes, standards and regulations which are more detailed or more stringent than the network code(s) should retain their applicability. Det anges särskilt att om nätkoden avviker väsentligt från nuvarande standarder ska det genomföras en kostnads-nyttoanalys: Koden i korthet 3 : Where the minimum standards and requirements, introduced by the network code(s) deviate significantly from the current standards and requirements, there should be a cost-benefit analysis performed by ENTSO-E that justifies and demonstrates additional benefits from the proposed standard or requirement. Här följer en översikt över nätkoden per kapitel: Generella bestämmelser (kap 1) Syfte samt tillämpningsområde. Definitioner. 3 Översatt av Ei, ingen officiell översättning finns.

5 5 (21) Omfattning. I koden anges regler för TSO och transmissionsnät men den gäller även för innehavare av distributions- och regionnät. Rättsliga aspekter såsom principer om öppenhet, icke-diskriminering mm. Vilka villkor den nationella tillsynsmyndigheten ska godkänna och vilka dokument/metoder som stamnätsoperatören (TSO:n) ska skicka till tillsynsmyndigheten i samband med detta. Hur kostnader som uppkommer i samband med tillämpning av denna kod ska hanteras och fördelas. Sekretesskrav för stamnäts- och distributionsnätsoperatörerna (TSO och DSO) och betydande elnätsanvändare. Avtal med vissa stamnätsoperatörer (rör de Baltiska länderna) som inte är bundna av denna kod. Kraven på driftsäkerhet (kap 2) Kapitlet beskriver ramarna för systemets olika driftlägen (normal-, varning/alarmerade-, nöd-, blackout- och reparationsläge) och vilka krav som ska uppfyllas av den systemansvarige när systemet befinner sig i dessa olika lägen (ex. nätberäkning i realtid). Dessutom anges riktlinjer för systemsansvariges arbete vid styrning och/eller kontroll av frekvens, spänning, reaktiv effekt, kortslutningsström, kraftflöde mm samt vilka krav DSO 4, betydande och icke betydande elnätsanvändare ska uppfylla för att möjliggöra systemsansvariges arbete. Utbyte av data (kap 3) Kapitlet anger regler för utbyte av strukturell data, data i realtid samt schemaläggning. Data som DSO samt betydande elnätsanvändare ska skicka till systemansvariga för att dessa ska kunna uppfylla kodens krav, vilka uppgifter som ska vara tillgängliga för DSO och betydande elnätsanvändare samt vilka data som ska utväxlas mellan de systemansvariga. Dessutom anges vissa krav för systemtjänster. Utbildning (kap 4) Kapitlet handlar om systemansvariges ansvar för att personalen som arbetar med drift av elsystemet ska ha den erfarenhet och kunskap som behövs, exempelvis regler avseende utbildning och certifiering av berörda personal, det gäller även ansvaret för att personalen hos övriga nätföretag eller betydande elnätanvändare också är utbildade i relevanta ämnen. Dessutom ska systemansvariga använda ett gemensamt språk med angränsande systemansvariga och samarbeta sinsemellan vid planering av utbildning. Efterlevnad (kap 5) Kapitel handlar om de olika aktörernas ansvar (systemansvariga, betydande elnätsanvändare, övriga nätföretaget, m.fl.) för att säkerställa att deras respektive anläggningar uppfyller kodens krav. Slutbestämmelser (kap 6) 4 DSO, betydande elnätsanvändare och slutet distributionsnät beskrivs i koden som att det endast är de som är direkt anslutna till transmissionsnätet som avses.

6 6 (21) Ändringar av kontrakt och allmänna villkor (vid ikraftträdande av koden) som aktörerna ska göra i syfte med att uppnå överstämmelse med kodens krav. Ikraftträdande - tjugo dagar efter publicering av den sista av de tre första driftkoderna. Alla artiklar i koden 5 Kapitel 1 Allmänna bestämmelser Artikel 1-2 beskriver tillämpningsområde, syfte och definitioner. Av artikel 1 framgår att koden omfattar alla TSO, DSO och betydande elnätanvändare i synkronområdet när systemet är i normaldrift och vid varning/alarmerande driftläge. Koden innehåller generella bestämmelser för vad som ska gälla när systemet är i nödläge, black-out- och reparationsläge. Vidare innehåller koden regler för träning och certifiering av personer som arbetar med driftsäkerhet. Definitionen av betydande elnätanvändare i koden avviker från definition i tidigare nätkod med regler för anslutning av produktionsanläggningar (RfG) 6. Med betydande elnätsanvändare ska i den här koden förstås både kommande och befintliga elnätsanvändare till skillnad från i RfG där endast de anläggningar avses som ansluts efter kodens ikraftträdande och befintliga anläggningar efter genomförd kostnads-nyttoanalys (när analysen visar att det ekonomiskt försvarbart att tillämpa regeln på den befintliga anläggningen). Artikel 3 anger den nationella kompetensen. Artikel 4 anger den nationella tillsynsmyndighetens kompetens vid tillämpningen av koden. Artikel 5-7 anger bestämmelser för hantering av kostnader, sekretessregler samt överenskommelser med TSO:er (Baltikum) som inte är bundna av den här koden. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Av detta kapitel framgår att nätkoden innehåller krav inte bara på TSO utan också på DSO och betydande elanvändare. Eftersom bestämmelserna gäller både nya och redan ansluta aktörer till nätet, kommer de krav i nätkoden som avviker från dagens bestämmelser i Sverige att behöva efterlevas också av nuvarande aktörer. Det kan, om de slutliga kraven i nätkoden avviker från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få stor påverkan på svenska aktörer. Mot bakgrund av att koden på nytt ska revideras av ENTSO-E (se ovan) är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som koden kan komma att ge upphov till för svenska aktörer. Av artikel 4(1) framgår att den nationella tillsynsmyndigheten (eller annan nationell myndighet om så anges i lag), ansvarar för att godkänna metoder och villkor enligt artikel 4(2)-4(3) i denna nätkod. Eftersom Ei inte har till uppgift att övervaka systemdriften och driftsäkerheten i stamnätet idag (bestämmelser i 8 kap. ellagen om system- 5 Översatt av Ei, ingen officiell översättning finns ännu. 6 NC Requirements for Generators.

7 7 (21) ansvar är undantagna från Ei:s tillsyn) behöver det övervägas om Ei ska få en sådan uppgift med anledning av nätkoden. Idag är det Affärsverket svenska kraftnäts (SvK) ansvar att föreskriva om systemansvaret och sammanhängande frågor. Om bestämmelserna i svensk rätt om systemansvaret inte ändras är det således SvK:s ansvar att utarbeta metoder och föreskriva om metodernas tillämpning. När det gäller artikel 5 om cost recovery framgår att kostnader för aktörerna som uppkommer av nätkoden ska bedömas av den nationella tillsynsmyndigheten. Principen är den att nedlagada kostnader som bedöms vara effektiva, skäliga och proportionella ska bedömas som rimliga och berättiga till ersättning. Ei:s bedömning är att denna prövning främst kommer att aktualiseras inom ramen för bedömningen av vad som är en skälig intäktsram enligt 5 kapitel ellagen. Artikel 6 innehåller krav på sekretess för de uppgifter som utbyts kring driftsäkerheten. Eftersom SvK och flera av DSO och även betydande elanvändare kan omfattas av offentlighetsprincipen i Sverige så behöver den slutliga utformningen av denna bestämmelse särskilt följas och sekretesslagen eventuellt ses över så att svenska aktörer kan hemlighålla relevant information enligt denna bestämmelse. Kapitel 2 Krav på driftsäkerhet Artikel 8 anger bestämmelser om driftlägen. Det införs fem driftlägen för elsystemet. TSO ska minst en gång var 15:e min utföra ett test för att bedöma driftläget i realtid utifrån ett antal kriterier. I bestämmelsen anges vilka kriterier, åtgärder/beräkningar som ska utföras för fastställande av systemets driftläge. Utgångspunkten är att TSO ska göra sitt bästa för att bibehålla systemet i normaldriftsläget. Vidare ska TSO ha en plan för hur systemet ska kunna återgå till normaldriftläge. Informationsutbyte ska ske med andra TSO:er för respektive gränsöverskridande förbindelse, bl.a. om gemensamma gränsvillkor för säkerhet i realtid vid olika driftlägen, samarbete med andra TSO vid visst driftläge i realtid samt med andra berörda aktörer. Skyldighet för TSO att utforma systemet för att säkerställa tillgänglighet, tillförlitlighet och redundans av vissa viktiga anläggningar/it-system som krävs för driften av systemet. DSO och vissa betydande elanvändare ska samarbeta för att säkerställa ovanstående. En plan som beskriver underhåll, utbyte av delar och utveckling av kritiska system mm ska upprättas av TSO och ses över årligen. TSO ska upprätta en säkerhetsplan (risk- och sårbarhetsanalys av nätet/anläggningar inklusive IT-hot/dataintrång) som ska vara konfidentiell. Planen ska ses över regelbundet. Artikel 9 anger regler för hantering av frekvenskontroll (men inte gränsvärdena för frekvens då dessa anges i annan nätkod). Bl.a. anges hur TSO, DSO och betydande elnätsanvändare ska samordna sig för att hålla frekvensen inom fastställda ramar vid olika driftlägen. I artikeln anges också hur TSO ska agera när frekvensen inte är inom fastställda gränsvärden. TSO:ns ansvar att ha och aktivera effektreserv regleras också.

8 8 (21) TSO:ns rätt att fastställa åtgärder för att förbättra systemets frekvens om risk för försämring av den skulle finnas. Artikel 10 berör kontroll av spänningsnivå och hantering av reaktiv effekt. Bl.a. TSO:ns ansvar att se till att spänningen håller sig inom givna ramar. Artikeln anger också hur TSO ska agera när spänningen går utanför angivna ramar liksom regler för samarbete med andra TSO:er angående hantering av spänningen. Artikeln anger också krav på DSO:er och betydande elnätsanvändare att hålla effektfaktorn eller reaktiva effekten inom givna ramar. Artikel 11 berör hantering av kortslutningsström. Bl.a. TSO:ns ansvar att se till att kortslutningsströmmen håller sig till bestämda gränser och utföra kortslutningsströmsoch effektberäkningar för att värdera effekten av olika aktörer anslutna till stamnätet. Artikel 12 berör hantering av effektflöden. Bl.a. TSO:ns ansvar för att definiera gränser för effektflöden och utföra analyser för att säkerställa att gränserna respekteras. Artikel 13 berör analys och åtgärd vid oförutsedda händelser. Bl.a. TSO:ns ansvar för att ta fram en lista med oförutsedda händelser/risker som kan äventyra driftsäkerheten, analyser av risker ska utföras bl.a. i realtid. Bedömning av risker och vilka åtgärder som ska vidtas. Även vissa DSO:er och vissa betydande elnätsanvändare ska utföra riskanalyser och leverera listor om risker till TSO. TSO ska samarbeta med andra TSO:er och även leverera information relaterade bl.a. till risker och åtgärder. Artikel 14 berör skydd. Bl.a. TSO ansvar för att installera skyddsutrustning och reservutrustning i nätet, utvärdering av skyddsstrategi och åtgärder, utföra analyser av skyddsutrustningar, mm. Samarbete med andra TSO, DSO, betydande elnätsanvändare samt slutna distributionsnät i relaterade frågor. Artikel 15 berör hantering av dynamisk stabilitet. TSO:ns ansvarar för övervakning av dynamisk stabilitetet i systemet, att utföra studier och analyser för att identifiera stabilitetsgränserna, mm. Samarbete med andra TSO i denna fråga. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller krav inte bara på TSO utan också på DSO och betydande elanvändare. Eftersom bestämmelserna gäller både nya och redan ansluta aktörer till nätet, kommer de krav i nätkoden som avviker från dagens bestämmelser i Sverige att behöva efterlevas också av nuvarande aktörer. Det kan, om kraven avviker från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få stor påverkan på svenska aktörer. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att kräva mycket stora resurser att utreda hur våra nuvarande arbetssätt (avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Mot bakgrund av att koden ska kompletteras av ENTSO-E är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som koden kan komma att ge upphov till för svenska aktörer. SvK har ännu inte kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering.

9 9 (21) Enligt artikel 8(14) ska en stamnätsansluten DSO ansvara för att kommunicera instruktioner till betydande elnätsanvändare. I Sverige är inte alla DSO:er anslutna till stamnätet, men de kan ändå ha en betydande elnätsanvändare ansluten. Vem som ansvar i denna situation framgår inte av koden. Kapitel 3 Datautbyte Artikel 16 berör allmänna krav på utbyte av data, bl.a. TSO:s ansvar för att de data som används är korrekta, TSO:s rätt att samla in de uppgifter som behövs för driftsäkerhet, samt DSO:s och betydande elnätsanvändares skyldighet att lämna uppgifter till TSO. Artikel 17 berör utbyte av strukturella och prognosticerade data mellan TSO:er, bl.a. utbyte av strukturella data mellan TSO:er, beskrivning av vilken data som ska utbytas och i vilka fall. Artikel 18 berör utbyte av data i realtid mellan TSO:er, bl.a. vilka data som ska utbytas och i vilka system. Artikel 19 berör utbyte av strukturell data mellan TSO och DSO inom TSO:ns ansvarsområde. I artikeln anges bl.a. TSO:s ansvar att definiera områden (distributionsnätsområden) som är relevanta för att bestämma systemets driftläge, DSO ansvar att lämna uppgifter om dessa områden till TSO och vilka uppgifter som ska lämnas (minimum). Artikel 20 berör utbyte av data i realtid mellan TSO och DSO inom TSO:s ansvarsområde. Vilka uppgifter som DSO ska leverera till TSO (t ex uppgift om stationers topologi, aktiv och reaktiv effekt, aggregerad produktion och konsumtion). Artikel 21 berör utbyte av strukturell data mellan TSO, ägare av utlandsförbindelser eller andra ledningsinnehavare och elproduktionsanläggningar direkt kopplade till transmissionsnätet. Artikeln beskriver vilka uppgifter som innehavare av produktionsanläggningar (beroende på klassificeringstyp) ska leverera till TSO. Uppgifter som en innehavare av HVDC- och AC-utlandsförbindelse ska lämna till TSO. Artikeln ger också TSO rätt att kräva mer uppgifter om så skulle bedömas nödvändigt. Artikel 22 berör schemalagda datautbyten av strukturell data mellan TSO, innehavare av utlandsförbindelser eller andra ledningar och elproduktionsanläggningar direkt kopplade till transmissionsnätet. I artikeln anges bl.a. vilka uppgifter som en producent ska leverera till TSO avseende olika tidsperioder ( dagen innan och inom samma dag ) samt prognoser beroende på typ av elproduktionsanläggning. Liknande för HVDC- och AC-utlandsförbindelser. Artikel 23 berör utbyte av data i realtid mellan TSO, ägare av utlandsförbindelser eller andra ledningar och elproduktionsanläggning direkt kopplade till transmissionsnätet. I artikeln anges vilka uppgifter som elproducenter ska leverera till TSO, och vilka uppgifter som innehavare av HVDC- eller AC-ledning ska leverera till TSO.

10 10 (21) Artikel 24 berör utbyte av strukturell data mellan DSO:er och betydande elnätsanvändare enligt artikel 1(3)(a) och artikel 1(3)(d) kopplade till distributionsnätet. I artikeln anges bl.a. vilka uppgifter en elproducent ska leverera till DSO. Vidare ska DSO konsultera tillsynsmyndigheten, TSO och de betydande elnätsanvändarna om innehållet. Artikel 25 berör schemalagda utbyten av data mellan DSO:er och betydande elnätsanvändare enligt artikel 1(3)(a) och artikel 1(3)(d) kopplade till distributionsnätet. I artikeln anges bl.a. vilka uppgifter som elproducenter ska leverera till DSO. Artikel 26 berör utbyte av data i realtid mellan DSO:er och betydande elnätsanvändare enligt artikel 1(3)(a) och artikel 1(3)(d) kopplade till distributionsnätet. Bl.a. beskrivs vilka krav på data som TSO i samordning med DSO ska fastställa till en betydande elnätsanvändare och undantag att leverera uppgifter till TSO, utan istället till DSO. Artikel 27 berör utbyte av data mellan TSO:er och betydande elnätsanvändare enligt artikel 1(3)(a) och artikel 1(3)(d) kopplade till distributionsnätet. Artikel 28 berör utbyte av data mellan TSO och förbrukare kopplade till transmissionsnätet. Bl. a. vilka uppgifter som ska levereras till TSO, t ex tekniska uppgifter om transformatorer (märkdata), prognos om begränsning av den reaktiva effekten. Artikel 29 berör utbyte av data i realtid mellan TSO och förbrukare kopplade till distributionsnätet eller aggregator. Uppgifter som ska levereras ska fastställas av TSO i samordning med DSO, här anges vilka uppgifter som ska redovisas. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller krav inte bara på TSO utan också på DSO och betydande elanvändare. Eftersom bestämmelserna gäller både nya och redan ansluta aktörer till nätet, kommer de krav i nätkoden som avviker från dagens bestämmelser i Sverige att behöva efterlevas också av nuvarande aktörer. Det kan, om kraven avviker från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få stor påverkan på svenska aktörer. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att kräva mycket stora resurser att utreda hur våra nuvarande arbetssätt (avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Mot bakgrund av att koden ska kompletteras av ENTSO-E är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som koden kan komma att ge upphov till för svenska aktörer. SvK har ännu inte kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering. Det datautbyte som krävs i artikel 24 är delvis nytt. Det kan vara lämpligt att utreda om en branschlösning kan tas fram. Det utbyte av data som beskrivs i artikel 25 medför sannolikt fler arbetsuppgifter för DSO. De data som beskrivs i artikel 26 har troligen inte alla distributionsnät tillgång till idag. Om nya uppgifter ska tas fram innebär det utökade arbetsuppgifter för DSO. Artikel 27 innehåller i nuläget ingen begränsning av vilka uppgifter som kan begäras av TSO. Tolkning kan göras att ett stort antal uppgifter kan begäras av TSO:n. Detta kan givetvis bli dyrt för användare av systemet om dessa uppgifter inte finns tillgängliga idag.

11 11 (21) Kapitel 4 Utbildning Artikel 30 berör operativ träning och certifiering. Artikeln anger systemansvariges ansvar för att personalen som arbetar med drift av systemet ska ha den erfarenhet och kunskap som behövs, exempelvis utbildning och certifiering av berörda personal, se till att personalen från DSO eller betydande elnätanvändarna också är utbildade i relevanta ämnen. Dessutom ska systemansvariga använda ett gemensamt språk med angränsande systemansvariga och samarbeta sinsemellan vid planering av utbildning. Påverkan på svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller krav inte bara på TSO utan också på DSO och betydande elanvändare. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att kräva mycket stora resurser att utreda hur våra nuvarande arbetssätt (avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Mot bakgrund av att koden ska kompletteras av ENTSO-E är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som koden kan komma att ge upphov till för svenska aktörer. SvK har ännu inte kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering. Artikeln bedöms inte medföra någon stor påverkan. Dock menar SvK att kraven är mycket omfattande. Kapitel 5 Efterlevnad Artikel 31 berör betydande elnätsanvändares ansvar. Bl. a. att berörda betydande elnätsanvändare, DSO eller slutna distributionsnät ansvarar för efterlevnad av koden, information till TSO om planerade ändringar, mm. Artikel 32 berör TSOs och DSOs ansvar för driftsäkerheten, bl.a. att TSO ansvar för driftsäkerheten i sitt ansvarsområde i givna former, t ex nyttjande av medel enligt eget ansvarsområde, medel som tillhandahålls genom samarbete med andra intressenter och även identifiera, utvärdera och genomföra nödvändiga ytterligare medel, att redovisa årliga uppgifter till fastställd redovisning, att bedöma (även DSO) om betydande elnätsanvändare uppfyller kraven i koden, utföra nödvändiga analyser och planering med den gemensamma nätmodellen, redovisning av viss information till andra TSO:er och DSO:er. DSO:s ansvar för kvalitet, tillförlitlighet och säkerhet i sitt nät. Artikel 33 berör ansvar för gemensamt test och analys av incidenter. Bl.a. TSO:s, DSO:s och betydande elnätsanvändares ansvar för övervakning inom sina ansvarsområden och för att utbyta relevanta uppgifter och TSO:s ansvar för att resultatet av tester och analyser hanteras i berörda verksamheter. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller krav inte bara på TSO utan också på DSO och betydande elanvändare. Eftersom bestämmelserna gäller både nya och redan ansluta aktörer till nätet, kommer de krav i nätkoden som avviker från dagens bestämmelser i Sverige att behöva följas också av nuvarande aktörer. Det kan, om kraven avviker från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få stor påverkan på svenska aktörer. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att kräva mycket stora resurser att utreda hur våra nuvarande arbetssätt (avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Mot bakgrund av att koden ska kompletteras av ENTSO-E är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som koden kan k omma

12 12 (21) att ge upphov till för svenska aktörer. SvK har ännu inte kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering. Kapitel 6 Slutbestämmelser Artikel 34 berör ändringar av kontrakt och allmänna bestämmelser och villkor. Vid ikraftträdande av koden ska alla relevanta klausuler, bestämmelser i avtal, allmänna villkor ändras, för att uppnå överensstämmelse med denna kod. Artikel 35 berör ikraftträdande. Koden föreslås träda i kraft tjugo dagar efter publicering av den sista driftkoden i EUs officiella tidskrift (dvs. NC Operational Security, NC Operational Planning and Scheduling och NC Load-Frequency Control & Reserves). I artikeln föreslås också vilken dag som nätkoden ska börja tillämpas. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller krav inte bara på TSO utan också på DSO och betydande elanvändare. Eftersom bestämmelserna gäller både nya och redan ansluta aktörer till nätet, kommer de krav i nätkoden som avviker från dagens bestämmelser i Sverige att behöva följas också av nuvarande aktörer. Det kan, om kraven avviker från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få stor påverkan på svenska aktörer. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att kräva mycket stora resurser att utreda hur våra nuvarande arbetssätt (avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Mot bakgrund av att koden ska kompletteras av ENTSO-E är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som koden kan k omma att ge upphov till för svenska aktörer. SvK har ännu inte kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering. Det är idag oklart när koden kommer att börja tillämpas. Tiden för ikraftträdande behöver vara så lång att eventuella system och/eller rutiner kan anpassas, dvs. normalt ca 1,5 år från ikraftträdandetidpunkten. Ei:s beredning av ärendet Ei har den 7 maj 2013 hållit en hearing i syfte att inhämta aktörernas synpunkter på nätkoden, vilken sammanfattas under nästa rubrik. Ei har under arbetet med nätkoden informerat ACER om våra synpunkter genom att aktivt delta i ACER:s arbetsgrupp. Denna process fokuserar på kontroll av föreslagna bestämmelser med den av ACER upprättade ramriktlinjen, jämförelse och kontroll mot andra koder och att koden går att förstå (formuleringar, definitioner mm). Ei:s synpunkter på koden och processen framåt Koden har endast i begränsad omfattning kunnat stämmas av mot de övriga koderna, vilka utarbetas parallellt. Det är därmed inte säkert att koden är i överensstämmelse med övriga koders bestämmelser, särskilt avseende definitioner. Koden innehåller ett stort antal definitioner och en granskning av överensstämmelsen av dessa jämfört med redan

13 13 (21) existerande EU-lagstiftning vore önskvärt, liksom att kommande och redan publicerade nätkoders definitioner överensstämmer. Eftersom ACER den 28 maj 2013 rekommenderat att nätkoden kommer att kompletteras av ENTSO-E i denna och andra frågor är det troligt att så kommer att ske. Ei delar ACER:s inställning i denna del. Ei har också inhämtat sypunkter löpande från svenska aktörer, däribland Affärsverket svenska kraftnät (SvK). Vad gäller administrativa uppgifterna kan Ei konstatera att de kommer att utökas i förhållande till vad som gäller idag för aktörerna. Koden innehåller detaljregleringar som medför ökad administration för TSO, region- och lokalnät och Ei och eventuellt andra myndigheter. Ett exempel på detta är ökat datautbyte. De administrativa bördorna bör begränsas. Koden bör inte heller göras mer omfattande än den redan är. Vilka ändringar som kan behöva genomföras behöver analyseras vidare av de systemansvariga. Den i koden angivna spänningsgränsen om 110 kv, som olika krav i koden baseras på, är mindre lämplig ur ett svenskt perspektiv. För svenskt vidkommande borde gränsen sättas nationellt till en högre spänning för att spegla det faktiska förhållande som råder i Sverige. Kostnads-nyttoanalys saknas för flera av föreslagen. Ei anser att det kan vara svårt för ENTSO-E, och därmed även för Ei och andra aktörer, att fullständigt överblicka kostnader för införande av koden. Kommissionen har möjlighet att arbeta vidare med att kartlägga konsekvenserna innan nätkoden ska bli föremål för kommittologi. Regleringen avseende s.k. recovery of cost i artikel 5 överensstämmer inte ur kompetensperspektiv med de ramriktlinjer som har antagits av ACER med stöd av förordning 715/2009. Regleringen av ersättning för kostnaderna är begränsad och innehåller i stort en procedur för bedömandet av skäligheten av desamma. Ei anser inte att denna fråga ska regleras i nätkoderna över huvud taget. Koden innehåller ett stort antal bestämmelser (t ex artikel 4) om vem som får besluta i vilka frågor och hur beslut fattas i medlemsstaterna. Även om EU inte är förhindrad att lagstifta i sådana frågor, har detta i huvudsak varit en fråga för medlemsstaterna. Eftersom EU endast i begränsad omfattning kan lagstifta på området finns det skäl att närmare granska vilka bestämmelser som är nödvändiga för att kodens mål ska uppnås. Det är av stor betydelse att Sverige följer det fortsatta arbetet med nätkoderna. Konsekvenser för aktörerna Sammanfattning av Hearing 7 maj 2013 och skriftliga remissyttranden till Ei Ei har erhållit synpunkter på den föreslagna koden från ett antal svenska intressenter. Både skriftliga synpunkter, se bilageförteckningen och där särskilt bilaga 5-11, och genom den hearing som Ei anordnade den 7 maj Vid hearingen framkom i huvudsak följande synpunkter (för fullständiga minnesanteckningar, se bilaga 12):

14 14 (21) Koden bör endast reglera frågor av gränsöverskridande natur. Det som behöver regleras på europeisk nivå är därför endast krav relaterade till frekvensen. Det är bra att koden medger nationella avvikelser men samma regler bör snarare gälla inom samma synkronområde. En rättvis rollfördelning och kostnadsfördelning bör uppnås mellan olika DSO:er och TSO. Kostnads- nyttoanalys saknas för krav som föreslås i koden. Koden medför kostnader för kommunikation, t.ex. kommunikationsnät för direktkommunikation mellan TSO och användare anslutna i nät ägt av DSO. Nätkoden är onödigt detaljerad och den metod som använts vid framtagning av koderna varit olämplig. Den enda norm som ställs upp för driftstatus i nätkoderna är det s.k. N-1 tillståndet. En mer flexibel norm borde tillämpas med olika strikta krav beroende av nättyp. Det kommer att vara svårt att avgöra när en fråga regleras av nätkoderna och när en fråga regleras av nationell rätt. Man kan bl.a. tänka sig gränsdragningsproblem på grund av tröskeleffekter där en produktionsenhet i ett sammanhang med ett större antal produktionsenheter kan tänkas medföra att ett nytt regelverk med andra tekniska krav blir tillämpbart på samtliga produktionsenheter. Samma definitioner ska tillämpas i den här koden likväl som i RfG, för att definiera betydande elnätsanvändare. Den informationsinhämtning och det informationsutbyte som koden föreskriver omfattar information som inte är nödvändig för DSO:s arbete. DSO kommer att behöva reglera reaktiv effekt enligt nätkoderna och att reglera spänningen i distributionsnät kan inte vara en gränsöverskridande fråga. Sammanfattning av skriftliga synpunkter som inkommit från aktörerna: E.ON (urval): Generella synpunkter: E.ON förespråkar ett regelverk som möjliggör en marknadsorienterad utveckling av elmarknaden, dvs. regelverken bör i första hand säkerställa funktioner på marknaden samt undanröja hinder för diskriminerande behandling. Systemsäkerhet och marknadsintegration bör vara centrala drivkrafter för alla nätkoder. Däremot anser E.ON att nätkoderna inte ska vara av den art att de innehåller detaljer som är specifika för vissa länder eller regioner. Istället bör fokus läggas på att säkerställa att regelverken styr sådant som påtagligen har gränsöverskridande påverkan. Regelverken hör heller inte innehålla specifika tekniska lösningar vilket annars kan bidra till att utvecklingen avstannar inom vissa områden. Driftsäkerhet, med förbättrat samarbete mellan stamnätsoperatörer, är kanske den enskilt viktigaste delen för att säkerställa en fungerande Europeisk marknad. E.ON anser dock att OS inte fullständig uppfyller målen i ACER:s riktlinjer. Det saknas bestämmelser för gemensamma metoder och därmed möjligheter till en harmonisering av stamnätsdriften. E.ON vill också framhålla att det råder oklarheter kring definitioner i remitterade nätkoder. Främst kring uttrycken "Relevant DSO" och "Betydande elnätsanvändare" vilket leder till oklarhet avseende tillämpningsområdet. Vidare överlämnas ett stort

15 15 (21) ansvar till nationella systemoperatörer att självständigt besluta om typiskt lokala företeelser i elnäten så som spänningsreglering och reaktiv effektkompensering. E.ON anser att hänsyn måste tas till de lokalt givna förutsättningarna och att berörda DSO:er och "signifikanta elnätsanvändare" måste få vara delaktiga i sådana beslut. På samma sätt måste producenter själva bestämma över sina anläggningar i sådant som t.ex. revisionsavställningar, utan inverkan av den systemansvarige. E.ON anser att kraven avseende informationsinhämtning och informationsutbyte är väl tilltagna och bör därför begränsas så att det inte skapas oproportionerliga system med oskäliga datavolymer. E.ON anser att alla nya krav som ställs i koden ska motiveras av en kostands-nyttoanalys med hänsyn taget till de mål som finns beskrivet i den övergripande EU-förordningen, vidare bör kostnader delas rättvist mellan de som drar fördel av nyttorna. Fördjupade kommentarer: Koden berör krav och metoder för driftsäkerhet och riktar sig främst till transmissionsnät, men det råder oklarhet kring vilka aktörer som är berörda. Det är osannolikt att större störningar beror på brister i distributionsnätens driftsäkerhet el. dyl, d.v.s. kraven bör rikas till systemansvarig samt till regionnätsägare och stora producenter/uttagskunder. Contingency analysis (CA): TSO:n måste diskutera med berörda parter innan beslut tas om analysens utformning. Krav på informationsutbyte och realtidsdata: Oklarhetet, t ex om stamnätsanslutna DSO:er (regionnätsägare) ska inhämta uppgifter från underliggande DSO:er (lokalnätsägare)? Endast data som mottagare efterfrågar och som mottagaren kommer att nyttja ska skickas. Realtidsdata är kostnadsdrivande. Endast data med påvisad bäring i systemsäkerhet ska utbytas och endast då en överliggande kostnads-nyttoanalys har säkerställt att nyttorna överstiger kostnaderna. Tekniska krav kring informationsutbyte måste ligga i linje med krav som ställs i RfG och DCC 7. Diskrepans mellan nätkoder: Koden intervenerar med DCC vad gäller reaktiv effektstyrning. Göteborg Energi Nät AB (urval): Koden behöver ett tydligt gränssnitt mellan stam- och regionnät. Det är även viktigt att förtydliga gränssnittet mellan regionnät och lokalnät och definiera vilken roll lokalnäten har. Vidare läggs ett stort ansvar på SvK att utarbeta nationella riktlinjer som är specifika för dess ansvarsområde. Alla berörda parter, såsom regionnätsägare, lokalnätsägare och betydande elnätanvändare måste vara delaktiga i denna process eftersom det berör alla parters driftläggning och planering. Koderna innebär att strukturdata och realtidsdata m.m. ska lämnas till stamnätsoperatören vilket medför en ökad administrativ börda och ökade kostnader för DSO:erna, oavsett om de är direkt anslutna till stamnätet eller inte. Göteborg Energi Nät AB vill betona vikten av att mängden data hålls på en rimlig nivå 7 NC Demand Connection.

16 16 (21) och där systemsäkerheten sätts i fokus. Vi anser att den kommunikation och utbyte av realtidsdata som ska ske mellan TSO och dessa anläggningar ska gå via DS O och detta oavsett om DSO är direkt ansluten till stamnätet eller ett lokalnätsföretag. Det är av stor relevans även för oss som lokalnätsföretag att ha tillgång till data och kommunikation med de anläggningar som finns inom vårt nät och att kunna använda denna information i vår egen drift och planering. Göteborg Energi Nät är positivt till en koordinerad avbrottsplaneringsprocess, som i och för sig kan påverka hur vi arbetar med vår avbrottsplanering, men som i det stora hela syftar till en ökad tillgänglighet i hela nätet. Det är även viktigt att den som ansvarar för avbrottsplaneringen hos en t.ex. en större produktionsanläggning har kontakt med både TSO och berörd DSO. När det gäller efterlevnad av koderna ställs det krav på att även DSO ska se till att kraven följs. Det angeläget att även regionnätsföretag och lokalnätsföretag får ett bemyndigande att utföra detta på ett bra sätt. Mälarenergi Elnät AB (urval): Det kan vara svårt för en DSO att veta om någon betydande elnätsanvändare i kontexten Demand Side Respons finns ansluten till det egna nätet på grund av definitionen för betydande elnätsanvändare. I art 8(14) beskrivs ordergivning från TSO när en återställningsåtgärd implementeras. Betydande elnätanvändare och transmissionsnätsanslutna DSO:er ska utan dröjsmål genomföra beslutade åtgärder. Om inte TSO beslutar något annat ska DSO:erna kommunicera instruktionerna till distributionsnätsanslutna betydande elnätanvändare. Sannolikt kommer det finnas betydande elnätanvändare som inte är anslutna till en stamnätsansluten DSO. I Sverige skulle det betyda att de är anslutna till ett lokalnät och inte ett regionnät. Lokalnäten är inte med i orderkedjan beskriven i art 8(14) varför ett annat sätt vore att föredra. Art 9(7), om kriterier och förhållanden för manuell eller automatisk återsynkronisering: Här berörs betydande elnätanvändare anslutna till distributionsnät som i sin tur är direktanslutna till transmissionsnätet. Punkten berör inte hur betydande elnätanvändare anslutna till icke transmissionsnätsanslutna distributionsnät ska hanteras. Det viktigt att det inte råder några tveksamheter hur ansvarskedjan ser ut. Art 10 berör reaktiv effekthantering och 10(13) beskriver att TSO:n ska ha rätt att använda alla tillgängliga reaktiva resurser anslutna till transmissionsnätet. Mälarenergi AB undrar om detta ska tolkas som att det inte blir tal om handel med reaktiv effekt? I art 12(4) beskrivs att varje TSO ska få använda redispatch 8 av tillgängliga betydande elnätanvändare med anslutning till transmissionsnätet eller distributionsnätet. Detta 8 Redispatching means a measure activated by one or several System Operators by altering the generation and/or load pattern, in order to change physical flows in the Transmi ssion System and relieve a Physical Congestion (ur NC CACM).

17 17 (21) beskrivs i nätkoden CACM artikel 41. Skrivningen i nätkoden OS ger intrycket av att detta sker utan ekonomisk kompensation. Det beskrivs inte hur dataöverföringen enligt koden ska göras. Detta torde i Sverige i de flesta fall röra regionnäten, men om lokalnät bedöms ingå i Svenska Kraftnäts observationsområde finns ingen sådan dataöverföring. Art 24 om överföring av strukturdata mellan DSO och betydande elnätanvändare: Hanteringen är till stora delar ny, t ex punkt 2 där varje DSO i samråd med Ei och SvK ska ta fram en detaljerad beskrivning på de strukturdata som ska utväxlas. Här borde en "branschlösning" göras i Sverige för att underlätta för parterna. Art 25 beskriver planerade data som ska utväxlas mellan DSO och de betydande elnätsanvändare som är elproduktionsanläggningar klass B-D. I de allra flesta fall är detta information som DSO inte har någon nytta av, dvs. DSO:n behöver avdela resurser för att hantera information man inte behöver. Art 26 beskriver realtidsdata som ska överföras mellan DSO och betydande elnätsanvändare som är elproduktionsanläggningar klass B-D. För att inhämta dessa data krävs en utbyggnad av nätägarnas SCADA-system 9 vilket är kostsamt och i många fall utan nytta för DSO. Art 27 ger TSO rätt att begära i princip vilken information som helst från betydande elnätsanvändare som är elproduktionsanläggningar klass B-D. Detta kan snedvrida konkurrensen, eftersom produktionsanläggningar anslutna till en viss TSO:s, där TSO:n ställer stora krav på informationsutbyte, har högra kostnader än en som är ansluten till ett område där TSO efterfrågar mindre information. Art 29 beskriver datautbyte mellan TSO och distributionsnätsanslutna uttagsanläggningar som erbjuder s.k. Demand Side Respons. Dessa krav ska ställas i överenskommelse med DSO. Även här bör en "branschlösning" eftersträvas för att minska arbetsbördan. I kapitel 5 "Compliance" åläggs den nätoperatör där en betydande elnätsanvändare är ansluten att övervaka att nätkoden efterföljs, bland annat genom att godkänna och övervaka testning av anläggningarna, ta emot information om fel som påverkar anläggningens möjlighet att uppfylla koden, nätföretagen ska även publicera information om vilken information och vilka dokument som krävs för att anläggningen ska bedömas uppfylla kodens krav avseende bland annat dynamisk stabilitet. Många av dessa betydande elnätanvändare är anslutna/kommer att anslutas i lokalnäten. Detta är ett nytt uppdrag för de flesta nätägare vilket nätägarna bör få kostnadstäckning för. 9 Supervisory Control And Data Acquisition - ett system för övervakning och styrning av processer.

18 18 (21) Erik Spiegelberg (urval): Spiegelberg hänvisar till Vattenfall Vattenkraft ABs remissvar med anledning av nätkoden RfG i januari Spiegelberg hänvisar även till Eurelectrics 10 remissvar till ACER med anledning av nätkoden OS, även om Eurelectrics remissvar inte helt överensstämmer med Vattenfalls ståndpunkt. Fokus på inriktningen med koder måste vara inriktat på en funktionell nivå som rättssäkert beskriver fördelning av roller och ansvar, en aktör ska inte tilldelas flera roller. Koder ska var så konstruerade att de kan fungera även när förutsättningarna för elmarknaden genomgår stora och snabba förändringar. Spiegelberg undrar hur det ska vara möjligt i praktiken att för vissa anläggningar tillämpa nätkoden OS medan övriga anläggningar ska följa nationella regler? Att introducera kostnadsdrivande krav av olika slag med bristfällig eller obefintlig motivering är ett annat mycket farligt inslag i nuvarande förslag till koder, särskilt eftersom kravställaren med nuvarande formuleringar inte behöver ta något ekonomiskt ansvar för de kostnader kraven orsakar. En grundregel måste vara att varje krav som en aktör drabbas av och som medför en kostnad också innebär en möjlighet till en intäkt som täcker kostnaden. Att utvidga det befintliga systemets frekvens och spänningsgränser som föreslås i de nya nätkoderna är en helt fel och mycket farlig väg att gå. Särskilt eftersom de tydligen bara ska gälla betydande elnätanvändare. För att behålla systemet inom nu gällande gränser även i framtiden behöver olika typer av systemtjänster utvecklas och förstärkas. Att upprätthålla systemsäkerheten är den viktigaste målsättningen för både konsumenter producenter och systemansvariga. I grunden har alla parter samma intressen av ett bra regelverk. Det målet kan inte uppnås med ett regelverk som präglas av hårda konflikter kring konservativ planekonomisk detaljstyrning istället för dynamisk utvecklingsinriktad marknadsstyrning. Spiegelberg hänvisar till ett bra exempel, hur de nordiska TSO:erna infört en ny systemtjänst LFC. Svensk Energi (urval): Definitioner i koden är otydliga och inte harmoniserade mellan olika koder. Rollfördelningen mellan den nationella regleringsmyndigheten och TSO är i flera avseenden otydlig. Det är också oklart vem som berörs av koderna. Det är viktigt med tydlighet och att endast anläggningar med gränsöverskridande inverkan pekas ut. Detta är extra viktigt i Sverige med flera nivåer av DSO. Det krävs kostnads-nyttoanalys avseende kodernas bestämmelser om drift av systemet (frekvens, spänning, aktiv- och reaktiv effekt) bl.a. avseende roller och nya uppdrag för aktörerna. Kostnads-nyttoanalyser krävs också avseende avbrottsplanering och körplaner för DSO:er med produktion samt kunder med DSR anslutet. 10 Eurelectric är en intresseorganisation. De synpunkter de framfört handlar om TSO:ns ansvar/arbetsuppgifter, otydliga definitioner, onödiga rapporteringar av information, att DSO:n måste få vara involverad i datautbytet, roller och ansvar samt kostnader. Eurelectric har vid ACER:s hearing uttryckt att de befarar att implementering av koden kommer att medföra mycket höga kostnader.