Minnesanteckningar från hearing avseende nätkoden LFC&R den 26 augusti 2013 (dnr )

Transkript

1 MINNESANTECKNINGAR 1 (5) Datum Minnesanteckningar från hearing avseende nätkoden LFC&R den 26 augusti 2013 (dnr ) Närvarande Magnus Andersson Ei Herlita Bobadilla Robles Ei Lena Jaakonantti Ei Caroline Törnqvist Ei Paul Andersson Svensk Energi Stig-Arne Ankner Konkurrensverket Andrea Badano Elforsk Market Design AB Christian Cleber Tekniska Verken AB Jakob Helbrink Sweco AB Anders von Holst Vattenfall Vattenkraft AB Ingrid Lindberg Svenska Kraftnät Johan Lundqvist Svensk Energi Catarina Naucler Fortum Distribution AB Åsa Rödén Smart Grid Networks Ltd Jan Sandner Vattenfall Eldistribution AB Johan Sehlin E.ON Vattenkraft AB Erik Svensson Svenska Kraftnät Rolf Svensson Vattenfall Eldistribution Peter Söderström Vattenfall Eldistribution AB Jan Sundell J&S Sundell AB Sten-Olov Vikström E.ON Vattenkraft AB 1 Presentation Lena Jaakonantti och Caroline Törnqvist hälsade alla välkomna och gav en allmän presentation av nätkoderna och lagstiftningsprocessen samt syftet med, och föremålet för, hearingen. Den kod som behandlades vid Hearingen var Load-Frequency Control and Reserves (frekvenskontroll). Förkortningar som förekommer i dessa minnesanteckningar är: EI6003, W-3.1, TSO - Transmission System Operator (systemoperatör, i Sverige är det Affärsverket Svenska kraftnät) DSO - Distribution System Operator (i Sverige motsvaras detta av regionnät och lokalnät) DNO - Distribution Network Operator Ei Energimarknadsinspektionen FCR frequency containment reserves, frekvensstyrd reserv FRR frequency restoration reserves, frekvensåterställningsreserv RR replacement reserves, resurs för återställning av frekvensreserven Box 155, Eskilstuna. Besöksadress Kungsgatan 43. Tel registrator@ei.se. Org.nr

2 2 (5) FRR-A Nuvarande benämning på automatisk aktivering av reserver FRC-N Nuvarande benämning på frekvensreserv för 49,9-50,1 Hz FRC-D Nuvarande benämning på frekvensreserv för 49,5-49,9 Hz ENTSO-E - European Network of Transmission System Operators for Electricity RfG Nätkoden Requirements for generators LFC&R Nätkoden Load Frequency Control and Reservs 2 Diskussion Lena Jaakonantti berättade att de synpunkter som framkommer under diskussionen, eller inkommer skriftligen till Ei, kommer att utgöra underlag för den PM som Ei skickar till Näringsdepartementet, och att minnesanteckningar från detta möte kommer att finnas med i bilagorna till samma PM. Denna och övriga PM kommer att finnas tillgängligt hos Ei eller Näringsdepartementet och på Ei:s webbplats. Frågeställningen för denna hearing var: Hur påverkar koden aktörerna, marknaden och slutkunder? Jan Sundell frågade om den tidsplan som presenterats av EU-kommissionen m.fl. för utvecklandet av koderna till 2014 fortfarande gäller? Lena Jaakonantti svarade: Tidsplanen har inte ändrats men att det finns goda skäl att anta att den inte kommer att kunna hållas. Erik Svensson instämde. Anders von Holst undrade: Så som FRR-A är utformat i LFC&R kommer det att medföra ett större slitage på anläggningar för vattenkraft eftersom reserven kommer att behöva regleras oftare, snabbare och i större steg. Vattenkraft är ett fint instrument och bör inte användas när andra lämpligare verktyg finns. Kan inte frågan lösas på annat sätt? Erik Svensson svarade: Avsikten med FRR-A (LFC) i Norden har varit att hitta en typ av frekvensreserv som ligger emellan dagens primärreglering och sekundärreglering. Jämfört med primärreglering medför FCR långsammare reglering och därmed bättre förutsättningar för driften av berörda anläggningar. Uppfattningen att man kan ersätta effektreglering med energireglering delas inte av Svenska Kraftnät. Det ligger i Svenska Kraftnäts intresse att hela tiden optimera kostnader mot reservbehov. Johan Lundqvist tillade: Kostnadstäckning för t ex slitage måste fås och kommer sannolikt att återspeglas i prissättningen av produkterna i den nya balansmarknaden. Johan Sehlin frågade: Det ska, enligt art. 44(5) LFC&R, göras en omprövning av huruvida produktionsanläggningen uppfyller kraven enligt koden vart femte år. Vore det inte lämpligare att anläggningen omprövades när tekniken i anläggningen ändras? Ändras inte tekniken eller kraven finns ju inte skäl att genomföra den stadgade femårsprövningen. Erik Svensson svarade: Tanken är att skapa möjligheter till kontroll av de frekvensreserver TSO avser använda. Kravet på prövning vart femte år finns där mest för att TSO

3 3 (5) ska kunna rapportera till tillsynsmyndigheterna att man fullgjort sitt uppdrag. Vad avser anläggningar för vattenkraft behöver ägaren gissningsvis endast visa att inga förändringar gjorts i anläggningen. Johan Lundqvist tillade: Det sista framgår inte tydligt i LFC&R och dessutom finns det angivet i anslutningskoden RfG regler för återkommande revision av produktionsanläggningar. Hur revision ska ske är viktigt att mer förtydliga för alla berörda parter - DSO:er och produktionsanläggningar. Omfattar revisionen av anläggningar också informationsflödet till/från produktionsanläggningen och även DSO:ns kommunikationskanaler? Ingrid Lindberg svarade: Koden riskerar medföra ökad administration och vi alla är väl överens att hålla denna så begränsad som möjligt. Detaljnivån som följer av koden är olämplig. Erik Svensson tillade: Krav om anläggningarnas utformning för att möjliggöra informationsutbyte t.ex. realtid, regleras av andra koder. Regleringen i denna kod avser endast den information som måste sändas om anläggningar till TSO. Lena Jaakonantti svarade: Vi noterar synpunkterna. Detaljnivån är ännu oviss och blir under utformningen av förordningen en fråga för kommissionen. Johan Lundqvist tillade: Det är viktigt att dessa synpunkter framförs innan någon lagstiftning antas. Stabilitetsfrågan berör också DSO:erna. Inkluderar produkterna FCR, FRR och RR typ av produktionslag för t ex leverans av inertia, eftersom detta påverkar berörda aktörer om SvK bestämmer en nivå för minsta interia i systemet? Erik Svensson svarade: Frågan om inertia har återkommit upp i samband med implementering av förnybar energi. Också ökad konkurrens från producenter i Europa via likstömsförbindelser kommer att påverka inertia i Norden. Lena Jaakonantti tillade: Man kommer troligen att behöva ta fram nyckeltal för inertia i systemet. Johan Sehlin frågade: De data som ska inhämtas och sändas med visst intervall avseende produktionsanläggningar för FCR kommer att bli mycket stor, se art. 44(8). E.ON. Vattenkraft har ett stort antal aggregat som frekvensregleras, och data som ska skickas var 10 sekund. E.ON. Vattenkraft AB undrar i vilken omfattning dessa data kommer att användas? E.ON. Vattenkraft är angeläget om att insamlad data verkligen används. Vore det inte en bättre lösning att TSO bestämmer vilka data som ska skickas, istället för att reglera det i koden? Erik Svensson svarade: Svenska Kraftnät delar E.ON:s syn i frågan. Svenska Kraftnät skulle kunna begära den insamlade informationen vid en incident och inte som koden föreskriver, i realtid. De tekniska förutsättningarna måste finnas för att samla in det data som kan komma att begäras av TSO.

4 4 (5) Johan Lundqvist tillade: Koden medför i denna del för liten nytta och det är för svårt att leva upp till kraven på informationsutbyte. Man bör också fokusera på att nyttja befintliga kommunikationskanaler som finns hos DSO:erna istället för att skapa nya. Det är också oklart om det avses realtidsdata eller tidstämplad information? Johan Sehlin tillade: Det vore lämpligt om TSO bestämde vilken information som ska inhämtas istället för att lagstifta om detta. Erik Svensson svarade: I koden används nu även begreppet realtidstidstämplade data. Johan Sehlin undrade om det finns möjlighet till dispens från kravet på informationsinhämtning? Är det verkligen nödvändigt att vara tvungen att leverera så detaljerad data i realtid om det inte finns något behov? Det finns risk att aktörer väljer att stå utanför om kraven blir för höga. Erik Svensson tillade: Jag instämmer i Johan Sehlins synpunkt men vill lägga till att de data som är föremål för koden måste samlas in under alla omständigheter, det anknyter till de krav som ställs på produktionsmoduler i koden RfG, frågan i denna kod gäller istället när utbytet av information ska ske, i realtid eller på begäran. Johan Lundqvist anförde: Det måste förtydligas hur processen för hur en anläggning blir kvalificerad för balanstjänster. Ska detta ske mellan producent och DSO eller TSO? Detta är i och för sig mer en fråga för den kommande balanskoden. I koden har man använt begreppet DNO istället för DSO. Vore det inte bättre att använda begreppet DSO istället? Det är i koden oklart hur en produktionsenhet definieras, avses en enskild generator eller aggregerade anläggningar? Johan Sehlin undrade: Vad innebär kodens begrepp full activation time i art. 44(1)? Innebär kodens reglering att det ska fungera som idag vid aktivering av produktionsanläggningar? Erik Svensson svarade: Koden innebär att samma krav kommer att gälla även i framtiden, d.v.s. en aktiveringstid inom 30 s vid 49,5 Hz. FCR motsvarar dagens FRC-N och FRC-D. Johan Lundqvist frågade: Vilka tidramar kan komma ifråga för implementeringen, framför allt vad avser utbyte av data? Lena Jaakonantti svarade: Kommittologin tros starta någon gång i början av nästa år och kan tänkas ta i anspråk ett par månader. Erik Svensson informerade om det interna arbetet på Svenska Kraftnät. Någon frågade om implementeringen kommer att vara svårare för Europa än för Norden eftersom vi kommit långt på väg till en gemensam marknad?

5 5 (5) Erik Svensson svarade: Detta varierar. Länderna i Europa har kommit olika långt inom olika områden. Det är därför svårt att göra en generell jämförelse mellan Sverige och andra länder. Johan Lundqvist frågade: Hur ska koderna kommuniceras till branschen och hur ska parterna engageras? Erik Svensson svarade: Svenska Kraftnät tar sitt ansvar genom att informera via riktade mail, deltagande i olika seminarier samt via sina driftsråd och marknadsråd. Johan Lundqvist frågade: Är det möjligt att ta fram en handbok för koden och hur den kommer att tillämpas? Svensk Energi medverkar gärna i ett sådant arbete. Erik Svensson svarade: Ei är nationell tillsynsmyndighet och den myndighet som kommer att bedriva tillsyn över hur koden tillämpas. Detta betyder att Ei kommer att avgöra hur koden kommer att tillämpas. Svenska Kraftnät har därför inte ansvaret för att utarbeta en handbok för kodens tillämpning. Paul Andersson anförde: Utarbetandet av en handbok kunde vara en uppgift för ENTSO- E. Caroline Törnqvist berättade: Rollfördelningen är knepig men Ei kommer att ta sitt ansvar för implementeringen av koderna. I nuläget är det svårt att avgöra vilka delar av koderna som det bör informeras särskilt om. Erik Svensson tillade: Ett rimligt antagande angående tillämpningen av koderna är att det kommer att kräva mer personal, mer IT och en hantering av större informationsvolymer. Förmodligen kommer Svenska Kraftnät att vid behov av uppgradering av t.ex. SCADA-system, skala upp systemen nu istället för att behöva göra tillägg till dessa senare i olika steg. Lena Jaakonantti avslutade mötet och tackade för deltagandet. Lena Jaakonantti tillade att deltagarna även efter hearingen var välkomna att inkomma med synpunkter till Ei skriftligen.