Nätkod Requirement for Generators

Transkript

1 EI1000, W-3.1, BILAGA 2 1 (20) Diarienr Internationella avdelningen Nätkod Requirement for Generators Bakgrund Syftet med denna nätkod avseende anslutning av betydande produktionsenheter till elnätet är i huvudsak att ställa upp regler för anslutning. Dokumentbeteckning ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators, dated 26 June 2012 (NC RfG). Som komplement till nätkoden har ENTSO-E även publicerat följande dokument: Network Code Requirements for Generators in view of the future European electricity system and the Third Package network codes JUSTIFICATION OUTLINES 26 JUNE 2012 REQUIREMENTS IN THE CONTEXT OF PRESENT PRACTICES FREQUENTLY ASKED QUESTIONS 19 JUNE 2012 Evaluation of consultation comments Briefing Note to all interested parties on the status of the Network Code on Requirements for Generators Date: 17 December 2012 ENTSO-E respons to ACERs opinion No. 08/2012 ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators, 8 March 2013 (uppdatering av koden), bilaga 1. Arbetet med nätkoden om anslutning av produktionsenheter Nätkoden har tagits fram av ENTSO-E i linje med ACER:s framtagna Framework Guidelines on Electricity Grid Connections (bilaga 2) publicerad den 20 juli 2011 och efter det att ENTSO-E fått ett brev med uppdraget från KOM. Nätkoden har beretts genom bl.a. vid publika konsultationer organiserade mellan den 24 januari och den 20 mars Hänsyn har även tagits till flera bilaterala möten med expertgrupper (DSO Technical Expert Group) och andra särskilda grupper fram till och med 16 januari Därefter har ENTSO-E haft ett publikt informationsmöte om koden. Vidare inkluderas resultat från bilaterala/trilaterala möten med ACER och KOM. Box 155, Eskilstuna. Besöksadress Kungsgatan 43. Tel registrator@ei.se. Org.nr

2 2 (20) Nätkoden tar även hänsyn till synpunkter inkomna genom dialog med intressenter och flera publika seminarier anordnade i perioden innan arbetet startade, dvs. i perioden sommaren 2009 fram till 3 mars Nätkoden har lämnats till ACER för synpunkter (reasoned opinion) den 26 juni ACER genomförde därefter ett seminarium om koden den 3:e september i Ljubljana. ACER publicerade den 13 oktober 2012 sina synpunkter på nätkoden Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators. ACER berömmer ENTSO-E för arbetet med framtagande av nätkoden och att arbetet var färdigställt i tid. Samtidigt skriver man att det finns vissa delar där förbättringar bedöms nödvändiga för att nätkoden ska vara helt i linje med den ramriktlinje som ACER tagit fram och för att man ska kunna rekommendera nätkoden till Kommissionen. De områden där ACER önskar förbättringar eller förtydliganden gäller test för att avgöra om en användare är en betydande elnätanvändare, rättfärdigande av väsentliga avvikelser från befintliga regler eller standarder, möjligheten till nationella avvikelser samt kostnadstäckning. Med anledning av ACERs reasoned opinion (den 13 oktober 2012) har ENTSO-E den 7 mars 2013 presenterat sitt reviderade förslag till nätkod. Förslaget innehåller framför allt ändringar avseende TSO:ers kompetens, notifiering till tillsynsmyndigheten (NRA) när TSO:er använder sin i koden specificerade kompetens att avvika från koden, samt övergångsbestämmelser för s.k. emerging technologies samt ett tillägg avseende emerging technologies i definitionen av significant grid user. Ei har den 25 februari 2013 anordnat en Svensk hearing för berörda parter (se nedan). ACER har lämnat sin rekommendation till Kommissionen genom följande dokument: Opinion of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators No 08/2012, of 3 October 2012, bilaga 3 Recommendation of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators No 04/2013, of 25 March 2013, bilaga 4 Denna promemoria kommer att uppdateras när den slutliga koden är klar för kommittologi, vilket beräknas blir först efter att nätkoden också har bearbetats av Kommissionen. Lagstöd 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

3 3 (20) Ramriktlinjen Framework Guidelines on Electricity Grid Connection publicerad av ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) den 20 juli Nätkodens innehåll Bakgrunden till nätkoden kan läsas i EU-förordningen 714/2009. Ur förordningen (EC) 714/2009 artikel 8(7):... the network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues.... Ur Framework Guideline Grid Connection För att ge förutsättningar och förståelse för nätkoden har några valda delar ur ramriktlinjen kopierats in nedan. Ramriktlinjen finns inte översatt till svenska. Definitioner är kursiverade: Significant Grid Users pre-existing grid users and new grid users which are deemed significant on the basis of their impact on the cross border system performance via influence on the control area s security of supply, including provision of ancillary services. The network code(s) developed according to these Framework Guidelines shall define appropriate minimum standards and requirements applicable to all significant grid users. The minimum standards and requirements shall be defined for each type of significant grid user and shall take into account the voltage level at the grid user s connection point. The network code(s) shall specify the criteria and methodology for the definition of significant grid users. These shall be based on a predefined set of parameters which measure the degree of their impact on cross-border system performance via influence on control area`s security of supply, including provision of ancillary services ("significance test"). Furthermore, the network code(s) shall define the requirements on significant grid users in relation to the relevant system parameters contributing to secure system operation, including: Frequency and voltage parameters; Requirements for reactive power; Load-frequency control related issues; Short-circuit current; Requirements for protection devices and settings; Fault-ride-through capability; and Provision of ancillary services.

4 4 (20) The network code(s) shall set out how the transmission system operator (TSO) defines the technical requirements related to frequency and active power control and to voltage and reactive power management. The applicability of the standards and requirements to pre-existing significant grid users shall be decided on a national basis by the NRA, based on a proposal from the relevant TSO, after a public consultation. The TSO proposal shall be made on the basis of a sound and transparent quantitative cost-benefit analysis that shall demonstrate the socioeconomic benefit, in particular of retroactive application of the minimum standards and requirements. Where it is not demonstrated that the socio-economic benefits outweigh the costs of requiring compliance, pre-existing (and, in exceptional cases, new) significant grid users can be granted derogations. The format and methodology or principles of the cost-benefit analysis shall be prescribed by the network code(s). The network code(s) shall contain provisions committing TSOs and DSOs to publish and transparently communicate the detailed procedure for the initiation of new connection, including, inter alia, required documents, timing, methodologies, responsibilities, etc. This information shall also address the relevant grid access issues, which will be dealt with in more detail in the future Framework Guidelines for grid access. Sammanfattning av innehållet i koden Koden avser produktionsenheter. En indelning av produktionsenheter i fyra kategorier (A, B, C och D) har gjorts i koden, där maximal effekt samt spänning vid anslutningspunkten inverkar på vilken kategori som produktionsenheten tillhör. Indelningen har föreslagits eftersom begreppet significant grid user (betydande elnätsanvändare) spänner över ett större antal typer av anläggningar med mycket varierad effekt och därför har olika inverkan på bl.a. elnätets frekvens. Vidare definierar koden: krav på produktionsenheter för anslutning till elnät hur nätoperatorerna på bästa sätt kan använda sig av produktionsenheterna på ett transparent och icke-diskriminerande sätt nödvändiga begrepp (definitioner) vilka som berörs (betydande elnätsanvändare - produktion) uppdelat på fyra typer: A, B, C och D undantag från koden inom ramen för dess tillämpningsområde NRAs roll och uppgifter relation till nationell lagstiftning reglerar förhållandet mellan NRA och TSO vad avser normgivningskompetens inom ramen för koden I dag består ungefär 80 % av den installerade produktionskapaciteten av stora generatorer anslutna vid hög spänning på hög nivå näten (motsvarande kategori D). I syfte att EU:s mål ska uppnås installeras mer och mer förnyelsebar produktion

5 5 (20) och dessutom på lägre spänningsnivåer i nätet. Följden av detta är att flödet av el i näten blir mer oförutsägbart och volatilt. Detta ställer nya krav på alla anslutna till näten och antagligen också krav på förstärkningar i näten, menar ENTSO-E. (Kravet ökar även på kompensation för den tröghet (inertia) som synkrongeneratorer ger men som andra mindre generatorer inte kan åstadkomma, detta måste enligt ENTSO-E kompenseras för på något sätt). ENTSO-E anser att på grund av de mer volatila flödena (och av andra skäl) behöver följande krav anges i koden (översättning till svenska saknas): Fault Ride Through (FRT- störningstålighet). Small levels of RES (renewable) generation (geographically dispersed) are unlikely to significantly impact the secure operation of the system should they shut down simultaneously. However, as the levels of RES increase it is of increasing importance that a single system event should not result in the large scale shut down generation. RES generation needs to be resilient to system faults staying connected (and generating) during the initial voltage transients (as conventional generation does today). Since a cost efficient FRT functionality is embedded deeply in the power electronics of generation units, with a long development period, that capability has to be identified today to meet future operational requirements Frequency Stability is significantly impacted by the rapid increase of RES generation both through the variability of generation patterns (driven by wind speed and solar irradiation) and reduced system inertia as large conventional synchronous generation is replaced by non-synchronous convertor based RES generators. To compensate new response and reserve strategies are required with generation having to be resilient to wider frequency ranges and provided new capabilities (e.g. fast frequency response and system inertia) if system security is not to be compromised. Voltage stability would be compromised if the increasing levels of generation connected at distribution voltages are unable to provide the necessary reactive power support. There are also economic benefits in providing voltage support at a distribution level (close to the demand) rather than from centralized sources connected to the transmission system. Since reactive compensation capability is embedded in the complete design of a generation unit or generation unit technology the requirements of the future need to be identified today if the long lead times for development are to be met economically. Remote Control of distributed generation units is a highly relevant requirement in the modern electrical network. In this sense, there already exists a very successful experience in Europe with the Spanish CECRE. The control capability is foreseen to include active as well as reactive power regulation in order to support grid stability as well as online reconfiguration. Functionality like on the fly reconfiguration is foreseen to be essential for implementation of Smart Grid solutions in the near future, an added enabler for further RES integration.

6 6 (20) Vidare ur ENTSO-E:s informationsdokument 1 (svensk översättning saknas): The ACER FG further specifies that the NC RfG will be evaluated by ACER, taking into account their degree of compliance with the FG and the fulfilment of the following objectives: maintaining security of supply, supporting the completion and functioning of the internal market in electricity and cross-border trade, including delivering benefits to the customers and facilitating EU s targets for penetration of renewable generation. All the issues dealt with in the NC RfG are important to security of supply, market functioning and RES integration, are heavily interrelated and cannot be handled independently of each other. The question whether the NC RfG should go into detailed requirements or be limited to more general or high level - principles has been addressed by ENTSO-E in consultation with stakeholders and ERGEG (in its role as a preparatory entity for ACER in the context of this NC). On issues, that necessarily have to be harmonised on a pan-european level to ensure the fulfilment of the three objectives, the NC RfG has to specify all details and parameters of importance for this. On all other issues the NC RfG only sets the principles and refers to further specification at National level in compliance with the principles of subsidiarity and proportionality. ENTSO-E har delat in kraven i koden i två kategorier: Kategori-1-krav (uttömmande beskrivna i koden) vilka omfattar: Frekvensomfång, inklusive limited frequency sensitive mode Spänningsomfång Kategori-2-krav (ej uttömmande beskrivna i koden) vilka bland annat omfattar: Reaktiv effekt Störningstålighet/Fault-ride-through (FRT) Fortsättning ur informationsdokumentet: A logical consequence of this split is that a detailed justification of the impact of these requirements is possible only with regard to the first category at this stage, as the second group of requirements can only be assessed when specified at National level. The benefits however of including these non-exhaustive requirements are important: as they provide a framework of definitions and processes that ensure a homogeneous evolution of national practices. When considering ranges, wherever provided, they effectively limit the possible future scenarios for the development of national grid codes limiting the uncertainty on requirements from generators and the potential cost of future harmonisation efforts. Finally, they provide adequate flexibility at a national level in order not to create large deviations from current practices when not needed (indeed, the provided ranges cover most current European settings today). 1 Network Code Requirements for Generators in view of the future European electricity system and the Third Package network codes

7 7 (20) The specific requirements in the NC RfG are primarily based on extensive experience gained by TSOs through many years of system planning, development and operation. It is also based on the TSO forecasts for the future generation mix (see ENTSO-E TYNDP 2012 report on The NC RfG makes up a coherent set of requirements justified rather through coherent qualitative assessments than individual quantitative assessments. The application of quantitative and meaningful CBA-methodologies on individual requirements represents a significant challenge. Planning scenarios such as those in the TYNDP are just the starting point for this assessment; in-depth analyses can only be carried out by each TSO, taking into account the worst and/or most probable configurations of the power system in terms of generation mix, as a result of market forces and national policies, the location of the new generation, its characteristics, the impact on operations, potential alternative actions, etc.. Consequence of not complying with the requirements can be anything in the range from poorer market functioning, increased curtailment of wind power to more frequent blackouts. Delayed corrective action to avoid these consequences would lead to a massively higher cost for both system users and market actors. Quantitative assessments of these consequences will in any case have to be based on present experiences with system operation, and results will be found within a large range and combined with considerable uncertainties. An individual-based cost-benefit analysis approach is not applicable when considering that the idea/purpose of the NC codes is to bring forward a set of coherent requirements in order to meet the challenges of the future. Alla artiklar i koden i korthet Artikel 1-7 berör allmänna bestämmelser sås om syfte, definitioner, föreskriftsaspekter, kostnadshantering, sekretessregler och förhållande till nationell lag. Här definieras bl.a. de fyra typerna av produktionsenhet A, B, C och D, se tabell nedan. Synkronområde Max kapacitet Typ A Max kapacitet Typ B Max kapacitet Typ C Max kapacitet Typ D Norden 0,8 kw och < 110 kv 1,5 MW och < 110 kv 10 MW och 110 kv 30 MW och 110 kv Påverkan för svenska marknadsaktörer: Synpunkter har uttryckts att endast storlek ska ha påverkan, att storlekarna borde vara samma som idag eller som för Continental Europe och att spänningen 110 kv stämmer dåligt med svenska förhållanden. Påverkan för svenska marknadsaktörer: SvK har lämnat synpunkt på att artikel 4(5) bör formuleras om för att SvK ska kunna behålla sin föreskriftsrätt, se nedan. Artikel 8 berör generella krav på generator Typ A. Artikel 9 berör generella krav på generator Typ B. Artikel 10 berör generella krav på generator Typ C.

8 8 (20) Artikel 11 berör generella krav på generator Typ D. Artikel 12 berör specifika krav på synkrongenerator Typ B. Artikel 13 berör specifika krav på synkrongenerator Typ C. Artikel 14 berör specifika krav på synkrongenerator Typ D. Artikel 15 berör specifika krav på Power Park Module Typ B. Artikel 16 berör specifika krav på Power Park Module Typ C. Artikel 17 berör specifika krav på Power Park Module Typ D. Artikel 18 berör generella krav på Offshore Power Park Modules. Artikel 19 berör krav på frekvensstabilitet på Offshore Power Park Modules. Artikel 20 berör krav på spänningsstabilitet på Offshore Power Park Modules. Artikel 21 berör krav på störningskänslighet på Offshore Power Park Modules. Artikel 22 berör krav på systemåterställande på Offshore Power Park Modules. Artikel 23 berör krav på systemhantering på Offshore Power Park Modules. Artikel 24 berör generella krav på operativt anmälningsförfarande för anslutning av nya generatorer. Artikel 25 berör bestämmelser angående operativt anmälningsförfarande för ny generator av Typ A. Artikel 26 och 27 berör bestämmelser angående operativt anmälningsförfarande för ny generator av Typ B, C och D. Artikel 28 berör bestämmelser angående operativt anmälningsförfarande för ny generator av Typ D. Artikel 29 berör bestämmelser angående anmälningsförfarande av aktivering för ny generator av Typ D. Artikel 30 berör bestämmelser angående interimistiskt anmälningsförfarande för ny generator av Typ D. Artikel 31 berör bestämmelser angående slutligt anmälningsförfarande för ny generator av Typ D.

9 9 (20) Artikel 32 berör bestämmelser angående begränsat anmälningsförfarande för ny generator av Typ D. Artikel 33 berör generella krav på operativt anmälningsförfarande för anslutning av befintliga generatorer. Artikel 34 berör ansvaret för ägare av produktionsenhet vad gäller övervakning av efterlevnaden. Artikel 35 berör uppgifter för nätoperatör vad gäller övervakning av efterlevnaden. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Synpunkter har uttryckts att denna myndighetsroll som läggs på privata företag är ovanlig och att inget nämns om befogenheter. Artikel 36 berör generella krav på test av efterlevnaden. Artikel 37 berör generella krav på simulering av efterlevnaden. Artikel 38 berör krav på test av efterlevnaden för synkrongeneratorer Typ B. Artikel 39 berör krav på test av efterlevnaden för synkrongeneratorer Typ C. Artikel 40 berör krav på test av efterlevnaden för synkrongeneratorer Typ D. Artikel 41 berör krav på test av efterlevnaden för Power Park Modules Typ B. Artikel 42 berör krav på test av efterlevnaden för Power Park Modules Typ C. Artikel 43 berör krav på test av efterlevnaden för Power Park Modules Typ D. Artikel 44 berör krav på test av efterlevnaden för Offshore Power Park Modules. Artikel 45 berör krav på simulering av synkrongenerator Typ B. Artikel 46 berör krav på simulering av synkrongenerator Typ C. Artikel 47 berör krav på simulering av synkrongenerator Typ D. Artikel 48 berör krav på simulering av Power Park Modules Typ B. Artikel 49 berör krav på simulering av Power Park Modules Typ C. Artikel 50 berör krav på simulering av Power Park Modules Typ D. Artikel 51 berör krav på simulering av Offshore Power Park Modules.

10 10 (20) Artikel 52 berör generella krav vad gäller undantag. Artikel 53 berör begäran om undantag. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Synpunkter har uttryckts att ansökan om undantag bör ställas till ansvarig myndighet. Artikel 54 berör beslut om undantag. Artikel 55 berör efterlevnad för befintliga generatorer. Artikel 56 berör register över undantag från koden. Artikel berör övergångsperiod för framväxande teknologier. Artikel 62 berör tillägg till kontrakt. Artikel 63 berör ikraftträdande. Ei:s beredning av ärendet Ei har som en av Europas tillsynsmyndigheter rekommenderat att Kommissionen ska anta nätkoden. Ei har deltagit i ACER:s arbetsgrupper som arbetat med nätkoden. Ei har också inhämtat sypunkter löpande från svenska aktörer, däribland Affärsverket svenska kraftnät. Ei har påtalat till ACER att vi önskar bevara den kompetensfördelning som idag finns mellan Affärsverket Svenska kraftnät och Ei och att Affärsverket Svenska kraftnäts kompetens att anta föreskrifter bevaras. Artikel 4 och särskilt 4(5), är utformad så att den svenska kompetensfördelningen kan bestå. Detta måste särskilt bevakas i det fortsatta arbetet med nätkoden (under kommittologin). Kostnads/nyttoanalys (CBA) för att reglera frågorna saknas (i princip) för alla de krav som föreslås i nätkoden. Ei anser att det är svårt för ENTSO-E, och därmed även för Ei och andra aktörer, att fullständigt överblicka kostnader för införande av koden. Vi konstaterar att analysunderlag i flera delar saknas. Vad gäller administrativa uppgifter kan Ei inte utesluta att de kan komma utökas något i förhållande till vad som gäller idag för aktörerna. Vilka ändringar som kan behöva genomföras behöver analyseras vidare av den systemansvarige, dvs. av Affärsverket svenska kraftnät. Den nu angivna spänningsgränsen om 110 kv, som olika krav i koderna baseras på, är mindre lämplig ur ett svenskt perspektiv. Det medför dels högt ställda krav för t ex anslutna produktionsenheter till 130 kv-regionnät och det ger otydliga signaler om vad som klassas som transmission respektive distribution. För svensk vidkommande borde

11 11 (20) gränsen sättas nationellt till en högre spänning för att spegla det faktiska förhållande som råder i Sverige. Simuleringen av fel för störningstålighet blir mer krävande utan att ge något för systemstabiliteten, bör utredas om kravet är nödvändigt. Koden innehåller detaljregler som medför ökad administration för DSO, TSO och Ei. Ökad administration kan riskera att stänga ute småskaliga produktionsanläggningar. De administrativa bördorna bör begränsas. Koden ska inte heller göras mer omfattande än den redan är. Begreppet anslutningspunkt i koden skiljer sig från samma begrepp i svensk rätt. Eftersom koden ställer upp krav på anläggningar och eftersom kvaliteten på el regleras framför allt av svensk rätt, kan svårigheter uppstå vid tillämpningen av undantag från koncessionsplikt, s.k. icke koncessionerade nät (IKN). I det fall ett IKN ansluts kan kraven på anläggningen komma att mätas vid en punkt och kvalitetskraven på el vid en annan punkt. Detta förekommer ex i art. 2 tillsammans med art. 8 koden. Koden innehåller ett stort antal definitioner och en överensstämmelse av dessa jämfört med redan existerande EU-lagstiftning vore önskvärt, liksom att andra redan publicerade och de kommande nätkodernas definitioner överensstämmer. Regleringen avseende s.k. cost recovery i artikel 5 är tveksam ur ett kompetensperspektiv. Nätkoderna ska överensstämma med de ramriktlinjer som har antagits av ACER med stöd av förordning 715/2009. Regleringen av kostnadsersättning är begränsad och innehåller i stort en procedur för bedömandet av skäligheten av desamma. Det är oklart om denna fråga kan regleras med stöd av den legala bas som följer av förordningen även om regleringen som sådan är mycket begränsad. Koden innehåller bestämmelser (t ex artikel 4 och 3(2)) 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 kan också diskuteras om implementeringstiden är för kort och om nyttan kan motivera kostnaderna (avsaknad av kostnadsnyttoanalys gör det inte möjligt att bedöma detta). Slutligen bör det noteras att regelverket berör SvKs roll och föreskrift SvKFS 2005:2: Räcker nuvarande legala mandat för SvK för att utforma föreskrifter eller behöver det förtydligas/kompletteras? Vilka typer av bestämmelse är det som SvK ska föreskriva om? Detta är ännu inte utrett.

12 12 (20) Konsekvenser för aktörerna Ei har erhållit synpunkter på den föreslagna koden från ett antal intressenter. Både skriftliga synpunkter, se sammanfattning nedan och lista över bilagor 5-14, och genom den hearing som Ei anordnade den 25 februari Vid hearingen framkom följande synpunkter (för fullständiga minnesanteckningar, se bilaga 15): 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 gälla inom samma synkronområde. En rättvis rollfördelning och kostnadsfördelning krävs mellan olika DSO:er och TSO samt också för producenter och uttagskunder. Detta bör ske främst genom marknadskrafter istället för genom tekniska krav. Frågan om vilka anläggningar som utgör signifikanta anläggningar enligt koden är central eftersom den inverkar på rollfördelningen inom eldistribution. Krav som ställs på anläggningar i anslutningskoderna ska vara i paritet med regleringen i driftkoderna. I den föreslagna koden är kraven striktare än vad som är motiverat i driftkoderna. Koden bör studeras närmare vad avser icke koncessionerade nät (IKN) samt förhållandena mellan koderna och nationell rätt. I Requirements for Generators ställs kraven i anslutningspunkten till DSO:n. Det innebär att om en vindkraftspark ansluts, där DSO:n inte äger nätet mellan verken och till anslutningspunkten, så ses parken som en enhet. Koden innehåller ingen flexibilitet för utbyte av reaktiv effekt mellan DSO:er och TSO i det kommande scenariot med stor andel förnybar kraft. Reaktiv effekt bör hanteras på landsnivå och i koderna begränsas till att i utbytespunkter mellan TSO:er så ska utbytet på begäran från endera parten kunna regleras till 0 MVAr. Frågan om reaktiv effekt borde kunna lösas genom avtal som beror av lokala förhållanden. Den princip som bör vara EU-gemensam är rätten att skälig ersättning alltid ska utgå för leverans av varor och tjänster, i detta fall reaktiv effekt. Om man ska ha ett system för reaktiv avräkning vid uttagspunkten bör man även ha en avräkning vid inmatningspunkten. Kostnads- och nyttoanalys saknas för krav som föreslås i koden. Frekvenskrav och spänningsintervall bör särskilt studeras för dessas relevans mot dagens reglering. Koden anger i flera fall att man ska eftersträva mål genom best endeavuor vilket är ett oklart begrepp och väcker frågor om vad som händer om målen inte uppnås. Prissignaler bör utgöra grunden för investeringar. För att hålla frekvensen stabil, som koderna avser, krävs antingen reglering av produktion eller konsumtion. Om detta inte är möjligt kommer det att inverka på leveranssäkerheten. På grund av de komplicerade förfaranden som koden föreskriver riskerar processberoende förnyelsebar produktion att försvinna om omfattande/orimliga kompletteringar krävs för att klara kraven. Koden medför ökade administrationskostnader för DSO:er med anledning av kodens krav på att DSO:er ska hantera en stor del av förfrågningarna mellan ansluten produktion och TSO, samt exempelvis sköta överklaganden.

13 13 (20) Sammanfattning av skriftliga synpunkter Fortum (urval): Om koderna medför merkostnader för elnätsföretagen bör dessa kompenseras genom intäktsramen. Typbestämning föreslås ske utifrån effekten på varje verk och inte på en vindkraftsparks totala effekt. Detta medför en försämring för kraftsystemen och det kan knappas vara lagstiftarens avsikt. Små produktionsanläggningar kan ägas av personer med begränsad kunskap om elektriska system och elsäkerhet, vide ett fel är det viktigt att de kan kopplas bort snarast för att hindra s.k. spontan ö-drift. Nätoperatör ska kunna besluta om reaktiv reglering i form, av spänningsreglering, cos (φ) eller fast reaktiv effekt. Koden verkar inte göra skillnad mellan IKN-nät och koncessionspliktigt nät, vilket kan medföra att en del av villkoren för anslutning ska bestämmas av IKN-nätets operatör tillsammans med SvK utan insyn av koncessionshavaren (distributionsnätet). Nätoperatören för ett stort ansvar när det gäller övervakning och kontroll av att regelverket efterlevs. Det är ovanligt att privata företag ges vad som kan liknas vid myndighetsroll och det nämns inget om befogenheter som följer med uppdraget. Ansvar för efterlevnad måste ligga på ansvarig myndighet. Ansökan om undantag måste ställas direkt till ansvarig myndighet. Det bör förtydligas vem som ansvarar för utformningen av regelverket kring Equipment Certificate. E.ON (urval): Förespråkar regelverk om möjliggör en marknadsorienterad utveckling av elmarknaden, dvs säkerställa funktioner på marknaden samt undanröja hinder för diskriminerande behandling, och säkerställa att funktioner på marknaden samt undanröja hinder för diskriminerande behandling. Regelverket bör inte innehålla specifika tekniska lösningar vilket kan bidra till att utvecklingen avstannar inom vissa områden. Koden är endast delvis i linje med uppställda i förordning och ramriktlinje. Definitionen av cross-border issues är väl tilltagen och inte begränsad till minimikrav. Tolkningen bör ses över av Ei och ACER. Jmf Eurelectrics tolkning att CrossBorder Issues endast är uppträdandet hos en komponent i elsystemet eller ansluten apparat som kan ge en påverkan eller inverkan vid en systemstörning som i sin tur kan ge en gränsöverskridande påverkan på en stor del av hela elsystemet. Större förändringar ska vara styrkta av en kostnads- och nyttoanalys. Avsaknaden av CBA är synnerligen påtaglig. Det finns också en risk att kostnader flyttas från de systemansvarigas monopolverksamhet till den konkurrensutsatta delen av marknaden. Koden är mer omfattande än nuvarande förskrifter. Detaljeringsgraden är varierande där vissa kravställningar förväntas lösas på en nationell nivå, medan andra kravställningar

14 14 (20) lämnar minimalt utrymme för nationell tolkning. Det är oklart hur SvK kommer att tillämpa sin rättighet att avgöra nationella tolkningar. Klassifikation av anläggningar: E.ON anser att Norden borde ha samma nivåer för Typ C och D som Continental Europé. ACER har definierat systemspänningen för TSO till 110 kv, Sverige har regionnät med kv. Ett vattenkraftverk på några få MW kan ha samma kravställning som ett på flera hundra MW om de är kopplade till samma spänningsnivå. Detta får förödande effekter på små vattenkraftverk i Sverige. Klassifikationen medför att generatorer på 800 W inte ska kopplas bort vid vissa störningar i frekvensen. Ägarna till dessa anläggningar kan ha begränsade elsäkerhetskunskaper varför EON ser det som viktigt att dessa kopplas bort från nätet, dvs. de bör undantas kravet på frekvenstålighet. Olika produktionsslag har olika egenskaper, varför klassificeringen av produktionsanläggningar bör ta större hänsyn till befintliga nationella klassificeringar. Befintliga anläggningar: CBA bör göras med ett helhetsperspektiv. Alternativa lösningar i elnätet kan lösa problem för produktionsanläggningar och vice versa, vilket måste beaktas. Spännings- och frekvensavvikelser som nämns i koden behöver analyseras. För befintliga anläggningar måste reaktorsäkerhet och säkerhetsmarginaler vara överordnade kraven i koden. För stora och komplexa anläggningar måste en CBA baseras på oberoende analys som tar hänsyn till existerande förhållanden. Frekvensområde: Koden skärper kraven för frekvensspannet 47,5 48,5 Hz vilket anläggningen ska klara i 30 minuter istället för 10. Ger stora tekniska och ekonomiska konsekvenser på kärnkraften (för ombyggnad av kraftverkens elsystem) och för vattenkraften ökat slitage och har även påverkan på vattenhantering och vattendomar. Fault-ride-throuh /robustness: Medför nybyggnation av brommotstånd i kärnkraftverken för höga kostnader. För vindkraften är 10 ms för kort för att realiseras, nätanalyser bör utföras. Frequence contollability: Stora anläggningar ska klara frekvensstyrning, vilket inte svensk kärnkraft gör. Betydande tekniska och ekonomiska konsekvenser. Active Powe Controllability: Koden anger skärpta kav på kraftverkens effektreglering och dess hastighet. Reglerhastigheten i kärnkraftverk begränsas dock av de termiska marginalerna i kärnbränslet, vilket gör att EONs reaktorer har svårt att uppfylla kraven. Även vattenkraften får problem med vattenhantering. Kraven på existerande kraftverk vad gäller reglerhastighet bör ställas av nationell TSO. Black Start Capability: Inte möjligt för något kärnkraftverks i Sverige pga. krav från Strålsäkerhetsmyndigheten (SSM). Omfattande tekniska och ekonomiska konsekvenser. Reaktivt effektutbyte: Kraven är långtgående och ENO anser att varje anslutningspunkt ska justeras med bilaterals anslutningsavtal som i dag. I annat fall bör CBA presenteras.

15 15 (20) Anslutningspunkt: Koden frångår möjligheten att aggregera flera vindkraftverk inom ett INK-nät och alla krav ställs är direkt anknutna till varje vindkraftveks anslutningspunkt. Det är inte optimalt att reglera varje enskilt vindkraftverk och dessutom kan villkor för anslutning komma att bestämmas av IKN-operatören utan någon direkt insyn av nätoperatören. Efterlevnad av krav: Koden överför ansvar för efterlevnadskrontroll från systemoperatören till det nät där produktionsägaren är ansluten. EON invänder starkt mot detta. Krav på upprepade verifieringstester ger ökande kostnader för producenter och arbetsbördan för elnätföretagen blir orimligt stor. EON ser ingen fördel. Undantagsförfarande: SvK kan i dag medge undantag. Koden ändrar till att det är elnätsägaren där produktionsenheten är ansluten som ska emotta undantagsförfrågningar. Bör ställas till ansvarig myndighet. Det saknas sanktioner i koden. Vattenfall AB (urval): Koden ska sättas i ett helhetsperspektiv tillsammans med koderna för systemdrift och marknad. De begräsningar som finns idag bör accepteras utan undantag. Handels med systemtjänster ska utvecklas på marknadsmässiga villkor och vara dynamiskt anpassbart till den situation som uppkommer. Kräver ett ökat behov av olika typer av systemtjänster vika systemansvarig TSO ska upphandla på marknadsmässiga villkor av marknadens aktörer. Oklarhet kring den samhällsekonomiska kalkylen: Hur kalkyl ska utformas för att kunna ingår i en lagtext framgår inte ur ENTSO-Es förslag? Den osäkerhet som följer kan få förödande konsekvenser i en tid när energisektorn står inför enorma investeringsbehov. Koden måste kompletteras. Oklara regler för re- och nyinvesteringar: Förslaget behöver bli tydligare rörande de konsekvenser det får för nybyggnationer och reinvesteringar. Generella krav måste kunna motiveras med samhällsekonomisk lönsamhet: Det får inte skapas konflikter mellan europeisk och nationell lagstiftning. Koden behandlar inte detta vilket undergräver giltighet och relevans. Konsekvenser för Sverige: I dag ska produktion klara att behålla nätanslutning vid ett fel i det maskade stamnätet med varaktighet på 250 ms. I koden föreslås i stället i den punkt där generatorn är ansluten, vilket leder till orimliga kostnader för samhället. Koden betraktar 110 kv som stamnät. Att bygga om hela 130 kv-nätet med ansluten produktion till stamnätstandard medför helt orimliga kostnader. Uppdelningen i fyra kategorier är enbart kostnadsdrivande. Kraven motverkar effektivisering av äldre anläggningar vilket är allvarligt.

16 16 (20) De nationella regelverken är bättre lämpade än koden att bygga den europeiska elmarknaden på. Vattenfalls synpunkter är minimum av korrigeringar som bör göras. Ett avvisande av koden behöver inte försena genomförande av den inre marknaden. Vattenfall Eldistribution AB (urval): Allmänna synpunkter: Synpunkter på processen att det varit för lite insyn. Nätägarens uppgift är att planera och driva nätet efter produktionsapparatens tekniska förmåga. Arbetet borde helst göras om från början där intressenterna ges lika/bättre möjligheter att påverka innehållet. Anslutande nätägare ges mer ansvar och ska administrera överklaganden mm. Indelning i generatorstorlek bör följa det som SvK har i dag, alternativt samma som Continental Europe. Artikel 3(d): Förvånande att kraftstation ansluten till 110 kv eller högre alltid blir Typ D oavsett storlek, medan kraftverk anslutet på lägre spänning kan ges dispens av lokal TSO. Till vilken spänning en anläggning ansluts ska utgå ur koden. Artikel 12 ff: Generellt för koderna bör gälla att reaktiv effekt uttrycks i Q som kvot av P. Ringhals AB (urval): Har tidigare lämnat synpunkter på koden vilka inte tagits hänsyn till. Relation mellan lagstiftningar: Även vid hög kostnadsnytta kan kraven vara oförenliga med annan nationell lagstiftning vilket Ringhals anser att det måste finnas en undantagsmöjlighet för i koden. Har tidigare framfört: If the generating production facility is a nuclear power plant there might be requirements from the radiation safety authority which must be prioritised in the matter of staying connected to the grid or not. The nuclear aspects for a nuclear power plant must be considered fulfilled before grid connection requirements to ensure system security is taken into account, this priority ranking should be clear in the grid code. Grid connection requirements also affect the design of the internal electrical power systems; it is of great importance that the internal requirements for the power plant are fulfilled to assure nuclear safety. Detta bör arbetas in i koden innan den antas av EU-kommissionen. En motstridighet är att koden kräver frekvensreglering för samtliga generatorer. Detta stämmer inte med IAEA Nuclear Energy Series, No. NG-T-3.8, vilket medför konflikt mellan olika lagstiftningar. Ensidig kravställning: Koden är ensidigt framtagen av TSO:er i Europa och anger att produktionskällor och nät ska beaktas som en enhet vid betraktande av driftsäkerhet. Tros detta ställs krav ensidigt på produktionskällorna. Designen av TSO:s nät kravställs inte, vilket innebär orimligt höga krav på designen av produktionskällorna.

17 17 (20) Internationella normer och detaljer: Kraven bör vara bättre harmoniserade med internationella standarder (IEC/ISO etc.). Tidsaspekter: Maxtider för övergångsperioden är inte förenliga med de långa ledtider som gäller inom kärnkraft. Befintlig kärnkraft borde ha undantag. Göteborg Energi AB (urval): Företaget har ett omfattande 130 kv-nät, vilket enligt ACERs definition blir stamnät. Viktigt att tydliggöra gränssnitt mellan näten (regionnät och lokalnät mm). Företaget hyser farhågor om ökad administration avseende dokumentation och kontroller, vilket medför betydande kostnadsökningar utan att nytta visas. Företaget har flera generatorer Typ D anslutna i 130 kv-nätet och upplever osäkerhet om koden gäller för dessa eller inte. Samma krav gäller för dessa som för stora kärnkraftverk. Det saknas Kostnads/nyttoanalyser som belyser relevansen. Företaget har även flera Typ A anslutna och anser det inte relevant att dessa omfattas av krav på bl.a. frekvenstålighet. Eftersom ägarna ofta har varierande kunskap om elsäkerhet är det av vikt att anläggningarna kopplas bort vid fel. Relevanta produktstandarder bör uppdateras utifrån kraven i koden. Svensk Energi (urval): Endast det som har påverkan cross-border ska regleras. De som utpekas som signifikanta i systemet, liksom nya krav de nya krav som ställs måste motiveras och visas med kostnads/fördelsanalyser. Saknas. Rättvis rollfördelning och kostnadsfördelning måste uppnås. Region- och lokalnäts roll är viktig. Marknadslösningar för att uppnå en viss funktion måste väljas före tekniska krav. Kommande smarta lösningar och aktiva kunders roll i systemet måste beaktas, flexibilitet. Kostnadstäckning och kostnadsfördelning mellan parter ett måste. Vilka ska anses vara signifikanta? Hur hantera icke koncessionspliktiga nåt eller andra slutna nät? Hur står sig nationell lagstiftning mot koderna? Vilka åtgärder behöver göras nationellt när en kod blivit antagen? Hur kommer ett sådant arbete att organiseras? Är kommittéförfarandet tillräckligt för att besluta om koderna och dess konsekvenser? Uppställda krav i koderna nyttjas inte i koderna för System Operation Roller för DSO:er mfl samt stödtjänster kopplat till LFC&R och Balancing Definition av generator är det lämpligt att ställa kraven i anslutningspunkten, vilka konsekvenser får det för t ex IKN? Ingen hänsyn tagen till typ av produktion

18 18 (20) Omfattning av indirekt påverkan på reaktorsäkerhet och vattendomar Inkluderar all ny produktion från 800 W, relevant? Frekvenskrav och spänningsintervall, relevans mot dagens krav? 110 kv-gränsen, ej relevant i Sverige FRT (dipptålighet) relevans för 250 ms, och snabb reaktiv inmatning? Risk finns för oönskad ö-drift Aktiv respektive reaktive effektstyrning/kontroll, relevans mot dagens krav? Procedurer för Noification och Compliance samt Derogation, relevans? Konsekvenser av koden enligt Affärsverket svenska kraftnät (SvK) Koden är framtagen för att möjliggöra ett upprätthållande av frekvens- och spänningsreglering av ett elkraftproduktionssystem i stark förändring. Utvecklingen går mot mer förnyelsebar produktion, vilken ersätter traditionell synkron elkraftproduktion under delar av dygnet och året. Det innebär att den frekvens- och spänningsreglering som idag sker från vatten- och värmekraftstationer måste ersättas av andra reglerkällor produktionskällor. Koden definierar väl kapabiliteterna för att möta en sådan förändring. Koden öppnar för möjligheten att lagstifta för befintliga generatorer, vilket inte varit ett önskemål från SvK. Koden är formulerad ur ett neutralt primärenergiperspektiv. Det bör tydligt framgå ur koden att t.ex. nukleära och hydrologiska hänsyn måste har företräde framför koden. SvK anser att koden fått en sådan omfattning och en sådan detaljregleringsgrad att det allvarligt kan ifrågasättas om den inte står i strid med proportionalitetsprincipen i artikel 5 i EU-fördraget. Detta bör analyseras. Detta gäller även hur koden förhåller sig till subsidiaritetsprincipen i samma artikel i EU-fördraget. SvKs föreskriftsrätt: SvK har verkat för att få med en skrivning som gör att SvK kan bibehålla sin föreskriftsrätt, vilket verket ser som helt nödvändigt för att kunna fullgöra åläggandena som systemansvarig myndighet. SvK önskar ändra artikel 4(5) till The allocation of tasks between the Relevant Network Operator, as well as the legal framework under which they determine the grid connections requirements under this Network Code, are established pursuant to this Network Code. TSOs granted public authority or competence according to national law can define requirements or adopt decisions thereto when defining requirements under this Network Code while respecting Directive 2009/72/EC. Indelning i olika typer: Generatorerna indelas i olika typer 2 A, B, C, D. SvK anser att indelning efter storlek hade varit tillräckligt, men SvK stöder ändå indelningen. Däremot kommer gränsen på 110 kv att medföra konsekvenser för regionnät. En möjlighet att bestämma denna spänningsgräns nationellt, inom intervallet 110 kv till 150 kv, vore därför bra. 2 Se tabell under artikel 1-7 i beskrivningen.

19 19 (20) Frekvenstålighet: Är mer stringent i gällande föreskrift (SvKFS 2005:2). SvK har för avsikt att verka för att utöka det definierade 30-minutersintervallet till 52, 5 Hz. I koden borde det framgått tydligare att en producent har rätt att minska uteffekten om detta är nödvändigt för att innehålla frekvenståligheten. Spänningstålighet: En del har ifrågasatt om detta är en gränsöverskridande fråga. En lokal spänningssänkning kan dock vara början på en spänningskollaps, eller en trivial händelse. Saknas krav kan en generator kopplas bort, vilket i sig är en gränsöverskridande händelse. Kraven i koden är i linje med föreskriften (SvKFS 2005:2). Störningstålighet (Fault Ride Through): Kraven i koden är i linje med föreskriften (SvKFS 2005:2) med en viktig skillnad, nämligen att vid simulering av felen ska dessa förläggas i generatorns anslutningspunkt enligt koden och i närmast belägna maskade stamnätspunkt enligt föreskriften. Koden blir mer krävande för både små och stora generatorer i dag vilket SvK inte anser vara nödvändigt för systemstabiliteten. Dödnätsstart (Black Start): Kravet är inte obligatoriskt men en TSO kan begära in en offert, vilket SvK anser tillräckligt. Ö-drift: Generator ska klara ö-drift-mod om funktionen är samhällsekonomiskt lönsam. SvK anser denna formulering tillräcklig. Operationella meddelanden vid/efter anslutning (EON, ION, FON, LON): Förfarande enligt koden är betydligt mer administrativt betungande vilket belastar nätoperatören. Ur systemplaneringssynvinkel är det dock viktigt att ha information var ny aggregerad produktionskapacitet är lokaliserad. Uppfyllande av föreskriften (Compliance): Generatorägaren är ansvarig för att enheten uppfyller kraven. Nätoperatören ska regelbundet undersöka om en ansluten anläggning uppfyller koden. Denna funktion finns inte idag och resurser saknas. Konsekvenser för Ei Koden medför genom notifieringssystem och överprövning av villkor utökade arbetsuppgifter för Ei. Koden medför även att Ei:s tillsynsverksamhet blir mer komplex och att vi får en större administrativ börda, bl.a. för att fatta beslut om metoder och undantag samt att hålla ett register för undantag.

20 20 (20) Bilagor Bilaga 1 Nätkod NC RfG Bilaga 2 Framework Guideline Grid Connection Bilaga 3 ACERs yttrande Bilaga 4 ACERs rekommendation Bilagelista med yttranden (från ärende ): 5 Yttrande från E.ON Elnät AB 6 Yttrande från Fortum Distribution AB 7 Yttrande från Vattenfall AB 8 Yttrande från Göteborg Energi AB 9 Yttrande från Svensk Energi AB 10 Yttrande från Holmen Energi AB 11 Yttrande från Ringhals AB 12 Yttrande från Vattenfall Eldistribution AB 13 Yttrande från Villaägarnas Riksförbund 14 Yttrande från Affärsverket svenska kraftnät Därutöver har Konsumentverket svarat att de inte avser yttra sig över koden. Bilaga 15 - Minnesanteckningar från hearing den 25 februari 2013