Nätkoden Operational Planning and Scheduling

Transkript

1 BILAGA 1 1 (26) Diarienr Internationella avdelningen Nätkoden Operational Planning and Scheduling Bakgrund ENTSO-E beslutade den 21 mars 2013 nätkoden Network Code on Operational Planning and Scheduling (bilaga 1). Syftet med nätkoden är att ange grundläggande gemensamma EU-regler för driftplanering och schemaläggning av driften av elnäten (ur ett systemperspektiv). Som komplement till nätkoden har ENTSO-E även den 26 mars 2013 publicerat ett dokument som beskriver koden Supporting Document for the Network Code on Operational Planning and Scheduling. 1 Nätkoden avseende planering och schemaläggning av driften anger minimikrav för driftplanering och schemaläggning för att tillgodose en enhetlig och koordinerad driftplaneringsprocess för synkronområdet. Nätkoden kommer att omfatta alla som i nätkoden definieras som betydande elnätsanvändare, alla transmissionsnätsoperatörer (TSO) och berörda distributionsföretag (DSO) av el. Arbetet med nätkoden om driftplanering 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 (möten, publika seminarier m.m.) mellan mars 2012 och februari Hänsyn har även tagits till de ca 850 individuella kommentarer som inkommit i den publika konsultationen. ENTSO-E har hållit flera bilaterala/trilaterala möten med ACER, EU-kommissionen och DSO Technical Expert Group om innehållet i koden. Nätkoden lämnades till ACER för yttrande (reasoned opinion) den 28 mars I syfte att bereda ärendet genomförde ACER den 26:e april 2013 ett seminarium för intressenter om koden i Ljubljana, Slovenien. Den 19 juni 2013 lämnade ACER yttrandet Opinion of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators No 12/2013, of 19 June 2013 (bilaga 3). EI1000, W-3.1, Publicerad den 2 december Se x Box 155, Eskilstuna. Besöksadress Kungsgatan 43. Tel registrator@ei.se. Org.nr

2 2 (26) Av yttrandet framgår att ACER i huvudsak anser att koden är i överensstämmelse med de av ACER framtagna ramriktlinjerna men att ENTSO-E ska beredas tillfälle att göra vissa kompletteringar av koden. För närvarande saknas uppgift om när ENTSO-E ska lämna eventuella synpunkter. Därefter ska ACER på nytt ta ställning till om nätkoden kan överlämnas till EU-kommissionen. 3 Av ACER:s yttrande framgår bl.a. synpunkter avseende följande: Problem rörande den legala utformningen och utrymmet för nationell granskning. Transparens ACER efterfrågar ytterligare transparens, t ex bör vissa avtal publiceras. Bristande samstämmighet och förenlighet med andra nätkoder som ENTO-E utarbetat, framförallt koden System Operation (SO). Oklarheter kring val av s.k. resultatindikatorer, framförallt att de inte tydligt går att följa per land och över tid, samt otydligheter kring TSO:ernas ansvar för prognoser och vilka parametrar som ingår i prognoserna. Tillämpningsområdet för nätkoden behöver tydliggöras ytterligare. Redaktionell kvalitet. ACER önskar omskrivningar, förtydliganden och att saknade definitioner läggs till. I det följande lämnas en redovisning som beskriver innehållet i koden i dess nuvarande form (dels sammanfattning, dels längre kommentar). Det får antas att ENTSO-E kommer att föreslå ändringar i nätkoden med anledning av ACER:s synpunkter och att den nätkod som ACER slutligt tar ställning till kommer att avvika från vad som följer av denna version (och således även denna promemoria). Lagstöd för utformning och beslut om nätkoder 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 EU-kommissionen har därefter möjlighet att ytterligare omarbeta koden innan nätkoden slutligt presenteras för medlemsstaterna. Processen för att anta en nätkod beskrivs på

3 3 (26) Nätkodens innehåll Av artikel 8(7) i elförordningen ( 714/2009) kan utläsas:... the network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues.... Ramriktlinjerna anger ramverket för nätkoden och hänvisar till relevanta bestämmelser i elförordningen. För ökad förståelse av denna promemoria återges i det följande några delar ur ramriktlinjerna. Ramriktlinjerna är inte översatta till svenska. Ord som är definitioner i ramriktlinjerna återges här kursiverade. Ramriktlinjerna 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 den nivå som eftersträvas på harmonisering av regler för driftplanering i nätkoden så anges i konsekvensutredningen (Initial Impact Assessment (IIA)) till ramriktlinjerna att olika harominseringsnivåer har analyserats. Alternativen har varit att med nätkoden 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 nätkoden föreslagit att nivå bör vara fullständig harmonisering på EU-nivå med ett detaljerat regelverk för vissa bestämmelser respektive att det räcker med harmoniseringsnivå standardisering för synkronområdet för vissa bestämmelser. Vidare har ACER angett att fokus bör vara på de tre utmaningarna att harmonisera principer, att klargöra TSO:s roll, ansvar och metoder samt att försäkra att data utbyts på adekvat sätt. Ramriktlinjerna fokuserar på fem huvudområden med driftssäkerhet som det övergripande området. Denna nätkod handlar om ett utav de fem områdena, driftplanering och schemaläggning. De övriga fyra områdena som täcks av ramriktlinjerna är: Operational Security (NC OS kod publicerad av ENTSO-E); Load-Frequency-Control (NC LFCR kod publicerad av ENTSO-E); Staff Training and Certification (arbete ej påbörjat);

4 4 (26) Emergency and Restoration (arbete ej påbörjat). 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 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 driftplanering och schemaläggning anges särskilt att koden ska: Ensuring coherent and coordinated behaviour of transmission networks and power systems in preparation of real-time operation. Achieving and maintaining a satisfactory level of operational security and efficient utilisation of the power system and resources. 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 kostnadsnyttoanalys för att visa på nyttan med bestämmelsen: Koden i korthet 4 : 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) Ämne samt tillämpningsområde. 4 Översatt av Ei, ingen officiell översättning finns.

5 5 (26) Definitioner. Tillämpningsaspekter som principer om öppenhet, icke-diskriminering mm. Nationella tillsynsmyndighetens godkännande för tillämpning. Kostnadstäckning. Sekretess. Avtal med stamnätsoperatörer (rör de Baltiska länderna) som inte är bundna av denna kod. Roller och delegering vid driftplanering och schemaläggning. Data för analys av driftsäkerhet vid driftplanering (kap 2) Kapitlet anger regler för framtagning av individuella och gemensamma elnätsmodeller och anger att modellerna även ska uppfylla krav i nätkoden CACM 5. TSO:n ansvar bl.a. för att ett år i förväg upprätthålla och skicka till ENTSO-E en lista med olika scenarier för driften som driften av de sammankopplade systemen ska baseras på. ENTSO-E:s ansvarar för att publicera scenarierna senast 15 juli varje år. Kapitlet innehåller också regler om framtagning av individuella och gemensamma nätmodeller en vecka framåt och även om nätmodeller för dagen innan och inom samma dag. Driftsäkerhetsanalyser vid driftplanering (kap 3) Kapitlet innehåller bl.a. regler om TSO:s ansvar att utföra samordnade driftsäkerhetsanalyser under minst fyra olika tidshorisonter (år, vecka, dagen innan och inom samma dag). T ex vilka hänsyn som ska tas, typer av händelser avseende driftsäkerhet som ska analyseras, metoder för att samordna operativa analyser av driftsäkerheten samt att upprätthålla multilaterala avtal för koordination av driftsäkerheten. Koordinering av avbrott (kap 4) Kapitlet innehåller regler om koordinering mellan TSO respektive åtgärder för att i förväg kunna förutse avbrott och ta hand om avbrott. TSO:erna ansvarar bl.a. för att teckna avtal där en regional samordningsgrupp bildas att övervaka och samordna tillgängligheten för relevanta anläggningar. Vidare anges gruppens procedurer, bestämmelser avseende metod för att bedöma anläggningars relevans för samordning av avbrott, regler för utnämning av ombud för avbrottsplanering, upprättande av en lista med relevanta anläggningar samt processer för hantering av tvingade avbrott, mm. 5 Nätkoden Capacity Calculation and Congestion Management (CACM) handläggs för närvarande av EUkommissionen.

6 6 (26) Tillgänglighetsanalyser (Adequacy) (kap 5) Kapitlet innehåller bestämmelser för hur tillgänglighetsanalyser ska utföras och meddelas för TSO:ernas ansvarsområden. Syftet med analyserna är att uppskatta risken för kapacitetsbrist och under vilken tid sådan kapacitetsbrist kan komma att föreligga. Om kapacitetsbrist beräknas kunna inträffa ska den nationella tillsynsmyndigheten och ENTSO-E:s s.k. datamiljö för driftplanering meddelas. TSO:er ska fastställa tillgänglighetsanalyserna halvårsvis med den 21 maj och den 21 november som brytdatum liksom veckovisa samt dagen innan analyser - respektive inom dagen analyser för kapacitet. Stödtjänster (kap 6) Kapitlet innehåller regler för tjänster knutna till elnätets funktion och omfattar åtminstone stödtjänster för aktiv och reaktiv effekt. TSO:er ska bl.a. fastställa regler för upphandlingen av sådana tjänster samt övervaka anläggningen vad gäller aktiv och reaktiv effekt. Om tillräcklig reaktiv effekt saknas för säker drift av elnätet ska TSO informera angränsande TSO:er och förbereda motverkande åtgärder. Schemaläggning (kap 7) Kapitlet innehåller regler för fastställandet av processer för schemaläggning av produktion, förbrukning, intern och extern handel och meddelanden om schemaläggning inom ett schemaläggningsområde. Kapitlet innehåller också bestämmelser om tillsättning av ombud för schemaläggning för varje producent, förbrukare, marknadsaktör mm. Dessa ombud ska redovisa till respektive TSO schemaläggning av produktion, förbrukning, handel av el både inom och utanför schemaläggningsområdet. Process ska finnas för att säkerställa balans inom synkronområdet. Slutligen anges i kapitlet hur detta ska meddelas övriga berörda TSO:er. ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering (kap 8) Kapitlet anger regler för ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering, vilket kan beskrivas som ett datasystem för utbyte av planering och information mellan TSO:er. Datasystemet ska innefatta alla nätmodeller, data för alla tidshorisonter samt innehålla information om alla ej idrifttagna delar av elnätet inklusive eventuella produktions- och konsumtionsanläggningar som ingår i dagen innan-analyserna. Resultatindikatorer (kap 9) Kapitlet anger regler för TSO:ers skyldighet att bidra med information till den årliga rapporten över resultatindikatorer. Kapitlet reglerar även resultatindikatorernas innehåll. Avslutande bestämmelser (kap 10) Kapitlet innehåller bestämmelser för ändringar av avtal och allmänna villkor för anpassning till nätkoden samt bestämmelser om kraftträdande.

7 7 (26) Genomgång av artiklarna i nätkoden 6 Kapitel 1 Allmänna bestämmelser Artikel 1-2 innehåller allmänna bestämmelser såsom syfte med nätkoden och en mängd definitioner. Av artikel 1 framgår att koden omfattar minimiregler för driftplanering och schemaläggning vid drift av elnät (fastställa gemensamma metoder, principer mm). Vidare anges bl.a. vilka aktörer som enligt denna nätkod ska anses vara betydande elnätsanvändare och därmed omfattas av bestämmelserna: For the purpose of this Network Code, Existing Power Generating Modules shall be classified as type A, B, C and D according to the criteria defined in Article 3(6) of [NC RfG 7 ] for New Power Generating Modules. For the purpose of this Network Code, Existing Demand Facilities shall be classified according to the criteria defined in Article 5 and Article 8 of [NC DCC 8 ]. The Significant Grid Users within the scope of this Network Code are: a) Existing and New Power Generating Modules of type B, C and D according to the criteria defined in Article 3(6) of [NC RfG]; b) Existing and New Demand Facilities with the Connection Point directly to the Transmission System according to the criteria defined in Article 5 and Article 8 of [NC DCC] and all Existing and New Closed Distribution Networks with the Connection Point directly to the Transmission System; c) Significant Demand Facilities and Closed Distribution Networks, or their Aggregators according to the [NC DCC], providing Demand Side Response directly to the TSO; d) Redispatching Aggregators and Providers of Active Power Reserve according to the [NC LFCR]. Artikel 3 anger de övergripande principerna för nätkoden liksom hur denna förhåller sig till den nationella kompetensen. Artikel 4 anger vad som är de nationella tillsynsmyndigheternas uppgift, t.ex att godkänna metoder för planering av driften av elnät på ansökan av en eller flera TSO:er. En nationell tillsynsmyndighet kan godta en metod, be att den förändras eller kompletteras men inte avslå en ansökan. Om berörda tillsynsmyndigheter inte kan nå ett gemensamt beslut inom 6 månader framgår att ACER ska besluta i frågan. Artikel 5 resp. 7 anger bl.a. att skäliga och proportionerliga kostnader som uppkommer av nätkoden ska godtas av tillsynsmyndigheterna, samt vissa bestämmelser för överenskommelser med TSO:er i Baltikum. Artikel 6 innehåller 6 Översatt av Ei, ingen officiell översättning finns ännu. 7 Nätkoden Requirements for Generators som för närvarande handläggs av EU-kommissionen. 8 Nätkoden Demand Connection Code som för närvarande handläggs av EU-kommissionen.

8 8 (26) bestämmelser om sekretess. I huvudsak innebär artikeln att varje part (TSO, DSO, produktionsanläggning mfl) ska hemlighålla uppgifterna som utbyts enligt denna nätkod och uppgifterna får bara användas i de syften som anges i nätkoden. Artikel 8 innehåller bestämmelser om delegering av ansvar enligt denna nätkod till tredje part. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Av detta kapitel framgår att nätkoden innehåller krav inte bara på TSO utan också 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 för nämnda aktörer att kräva att dessa anpassar sig till det nya regelverket. Det kan, om den nätkod som slutligt fastställs av medlemsstaterna medför större avvikelser från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få påverkan på berörda 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. Nuvarande bestämmelser i nätkoden är för närvarande i de allra flesta fall också utformade på så sätt att de förutsätter att metoder, uppgifter och de närmare rutinerna för datautbytet mellan aktörerna mm. ska utarbetas och överenskomas mellan aktörerna efter det att nätkoden beslutats (och i vissa fall ska metoder och villkor slutligt godkännas av tillsynsmyndigheterna). Det är därför svårt att utvärdera nätkodens påverkan innan processen kommit längre och metoder och rutiner för informationsutbyte mm är på plats. Det är Affärsverket svenska kraftnät (Svenska kraftnät) som är systemansvarig myndighet och ansvarigt för systemdriften i Sverige idag. Redan idag sker också ett utbyte av information inom synkronområdet, rutiner, analyser och offentliggörande av uppgifter mm, vilket få antas underlätta genomförandet av nätkoden. Det behöver klargöras i vilken mån Ei eller Svenska kraftnät ska ha ansvaret för de metodbeslut som anges i artikel 4. Det behöver också utredas hur metodgodkännanden ska prövas i praktiken och hur samordningen mellan nationella tillsynsmyndigheter ska gå till inom synkronområdena. Av artikel 4(4) framgår bl.a. att varje TSO ska ansöka om metodgodkännanden hos samtliga berörda nationella tillsynsmyndigheter som sedan har att fatta likalydande beslut. Hur detta ska fungera utreds för närvarande av ACER. När det gäller bestämmelsen om sekretess (artikel 6) förutsätter den att aktörerna ska hålla ett stort antal uppgifter som driftsäkerheten hemliga. Ei bedömer att det i vart fall behöver utredas i vilken mån nuvarande svenska sekretessbestämmelser är tillfyllest för sådana aktörer som idag omfattas av offentlighetsprincipen. Kapitel 2 Data för analys av driftsäkerhet vid driftplanering Artikel 9 innehåller allmänna bestämmelser om s.k individuell och gemensam nätmodell. TSO:n ansvarar för att ta fram de individuella nätmodeller som ska sammaställas till den gemensamma nätmodellen för fyra olika tidsintervall (år-, vecka- framåt, dagen innan och inom samma dag). Hänsyn ska då tas till bestämmelserna i denna nätkod men också nätkoden CACM. Vidare ska modellen innehålla de data som framgår av bestämmelser i nätkoden Operational Security (OS) likväl som de termiska begränsningarna i

9 9 (26) transmissionsnätet. Den europeiska samverkande funktionen 9 har uppdraget att upprätta den gemensamma elnätsmodellen. Denna ska baseras på de scenarier och prognoser som följer av nätkoden, individuella nätmodeller samt de övriga uppgifter som man kommer övererens om enligt nätkoden. Artikel 10 innehåller regler om s.k scenarier för tidperioden ett år framåt. TSO:n ansvarar för att för perioden upprätthålla och skicka till ENTSO-E en lista med olika scenarier som driften av de sammankopplade systemen ska baseras på. Artikeln föreskriver vilka variabler scenarierna ska innehålla/bygga på, vad som ska tas hänsyn till vid skapandet av scenarierna mm. ENTSO-E åläggs ansvaret att publicera listan med scenarier senast 15 juli varje år. Artikel 11 innehåller regler för utformningen av den individuella nätmodellen för tidperioden ett år framåt. TSO:n ansvarar för att upprätthålla individuella nätmodeller för året framåt för vart och ett utav de scenarier som identifierats enligt artikel 10. Av artikeln framgår vilka uppgifter som ska användas och överenskommas mellan sammankopplade TSO:er mm. Varje TSO ska säkerställa bl.a. att de aggregerade uteffekterna från producenterna anslutna till distributionsnäten är i överensstämmelse med inlämnade uppgifter i enlighet med kraven i artikel 19, 21, 24 och 27 i nätkoden OS. Artikel 12 innehåller regler om gemensam nätmodell för tidperioden ett år framåt. TSO:erna ansvarar tillsammans för att definiera bestämmelser för hur individuella nätmodeller för året framåt ska samlas in (dataformat, deadlines mm) och sammanföra dem till en gemensam nätmodell samt spara/lagra dem. Vidare ska TSO bistå varandra med information. Artikel 13 innehåller regler om uppdatering av individuella och gemensam nätmodell för tidperioden ett år framåt. TSO:n ansvarar för att uppdatera sin individuella nätmodell för tidsperioden ett år framåt och rapportera den till ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering. Den europeiska samverkande funktionen ska uppdatera den gemensamma nätmodellen för tidperioden ett år framåt vid ändringar i en individuell nätmodell. Artikel 14 innehåller regler om individuell och gemensam nätmodell för tidperioden en vecka framåt. Artikeln anger bl.a. att om en grupp TSO anser att det är nödvändigt för koordinering av driftsäkerhetsanalyserna ska TSO definiera de mest rimliga scenarierna för att analysera driftsäkerheten för tidsperioden en vecka framåt. När tillämpligt, ska varje TSO uppdatera sina egna individuella modeller för tidsperioden en vecka framåt och göra dessa tillgängliga för den europeiska samverkande funktionen som i sin tur ska bygga en gemensam nätmodell för en vecka framåt utifrån dessa individuella nätmodeller. Artikel 15 innehåller regler om nätmodeller för tidsperioden dagen innan och inom dagen. TSO:erna ska gemensamt enas om villkor för insamling och sammanslagning av de individuella nätmodellerna för dagen innan och inom dagen till gemensamma 9 European Mergin Funcion.

10 10 (26) nätmodeller. Det anges vad dessa villkor ska omfatta. Vidare anges att villkoren ska vara i överensstämmelse med vissa artiklar i nätkoden CACM. Det anges vilka variabler som ska ligga till grund för den individuella nätmodellen och vad som gäller om TSO:n anser att variablerna är otillräckliga. TSO:n ansvarar vidare för att utvärdera och bedöma riktigheten i den gemensamma nätmodellen. Vidare anges vilka parametrar TSO minst ska kontrollera vid upprättande av de gemensamma nätmodellerna för dagen innan och inom samma dag. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller skyldigheter för TSO att i huvudsak upprätta individuella och gemensamma nätmodeller utifrån ett antal scenarier och för olika tidsperioder. Hur dessa nätmodeller i detalj ska utformas och metoder mm. anges inte i koderna. Idag finns inga krav i regelverket på att utarbeta individuella eller gemensamma nätmodeller. Det innebär därmed nya uppgifter för främst Svenska kraftnät att utarbeta scenarier och nätmodeller. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att kräva mycket stora resurser att utreda hur nuvarande arbetssätt kan behöva anpassas. Analyser av driftsäkerhet inom olika tidsramar sker dock redan idag vid Svenska kraftnät men dessa metoder kan behöva anpassas och utvecklas. Svenska kraftnät har ännu inte slutligt kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering av nätkoden. Mot bakgrund av detta och att koden ska kompletteras av ENTSO-E och att detaljerna för de nya metoderna mm. inte anges i nätkoderna är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som koden kan komma att ge upphov till för svenska aktörer i denna del. Kapitel 3 Analys av driftsäkerhet i driftplanering Artikel 16 innehåller regler om driftsäkerhetsanalys vid driftplaneringen. Varje TSO ansvarar för att utföra koordinerade driftsäkerhetsanalyser för fyra tidshorisonter (år framåt, vecka framåt, dagen innan och inom dagen). Varje TSO ska utföra analyser av driftsäkerheten och utgå från en lista på oförutsedda situationer (som utarbetats enligt nätkoden Operational Security) vid s.k. N-situation. Analyserna ska säkerställa att inte vissa villkor överskrids i s.k. N-1-situation. Vidare anger artikeln vad TSO ska ta hänsyn till vid dessa analyser mm. Artikel 17 innehåller regler om driftsäkerhetsanalys för tidsperioden året framåt inklusive tidsperioden veckan framåt. TSO:n ansvarar bl.a. för att utföra analyser för att säkerställa att uppsatta gränser för driftsäkerheten inom det egna ansvarsområdet inte överskrids. Vidare anges vilka metoder och processer som ska användas för att upptäcka vissa i artikeln utpekade nätbegräsningar. Vidare anges hur en TSO ska agera vid upptäckt av möjliga nätbegränsningar. TSO som påverkas ska förbereda s.k. Remedial Actions som är utan kostnad för att lösa nätbegränsningen. Om detta inte är möjligt har det uppkommit en oförenlighet (Outage incompatibility) och koordinering ska ske enligt artiklarna 35 och 41. Artikel 18 innehåller regler om driftsäkerhetsanalys för tidsperioden dagen innan, inom samma dag och nära till realtid. TSO:n ansvarar för att utföra driftsäkerhetsanalyser för att granska att gränserna för driftsäkerheten inom eget ansvarsområde inte överskrids.

11 11 (26) Vidare ska varje TSO övervaka prognoser för elkonsumtion och elproduktion och vid avvikelser uppdatera sina driftsäkerhetsanalyser. Artikeln beskriver vad TSO:n ska ta hänsyn till i analysen. Om nätbegränsningar upptäcks av TSO ska denna TSO bedöma om det är effektivt att vidta gemensamma Remedial Actions enligt artikel 11 i nätkoden Operational Security och den tekniska och ekonomiska effektiviteten av en gemensam Remedial Action i enlighet med artikel 41 i nätkoden CACM. Hänsyn ska också tas till artikel 30 i nätkoden CACM. Vidare anges vissa bestämmelser för analys i tidsperioden nära realtid. Artikel 19 innehåller regler om metoder för koordinering av analyser av driftsäkerheten. Bl.a. anges att tolv månader efter att nätkoden träder ikraft ska TSO:erna inrätta en standardiserad metod, åtminstone per synkronområde, för analyser av driftsäkerheten. Dessutom anges minimikrav på vad som ska omfattas av analysen. TSO:n ansvarar för att metoderna görs tillgängliga för ENTSO-E. ENTSO-E ansvarar för publicering av metoderna på sin webbplats. TSO:n inom ett synkronområde ska tillämpa den metod som etablerats. Artikel 20 innehåller regler om att ingå överenskommelser för koordinering av driftsäkerhet. TSO:n ansvarar för att upprätta multilaterala avtal per region och av artikeln framgår minimikrav på innehållet i avtalen. Om TSO:n upptäcker att det finns villkor i avtalen som inte överensstämmer med andra avtal ska alla TSO:er medverka till gemensamma lösningar. Påverkan på svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller i huvudsak krav på TSO att utföra driftsäkerhetsanalyser på ett koordinerat sätt med övriga TSO. Nätkoden anger dock inte i detalj hur metoder och analyser ska genomföras. Ei noterar även här att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att krävas resurser att utreda hur nuvarande analysmetoder (och förekommande fall utreda påverkan på avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Svenska kraftnät har ännu inte slutligt kunna beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för implementering. Mot bakgrund av detta och att koden ska kompletteras av ENTSO-E liksom att metoder mm kommer att utarbetas när koderna väl har antagits är det även svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar/konsekvenser som kap 3 i koden kan komma att ge upphov till för svenska aktörer. Kapitel 4 Koordinering vid strömavbrott Artikel 21 innehåller regler om bl.a TSO:ns ansvar för att ta fram avtal (15 månader efter ikraftträdandet av koden) som definierar s.k samordnade strömavbrottsregioner (Outage Coordination Regions) inom vilken tillgängligheten för s.k relevanta anläggningar ska övervakas och samordnas. Artikeln anger vad som ska iakttas vid utformning av dessa regioner. Vidare anger artikeln att en process för regional samordning ska tas fram för varje region. Informationen om regionen ska göras tillgänglig för ENTSOE-E och ENTSO- E ska publicera informationen så snart som det är möjligt på sin webbplats. Artikel 22 innehåller regler om process för regional samordning. Artikeln anger bl.a. vad processerna ska omfatta (enligt artikel 21(2)(e)). Vidare framgår att varje TSO ska

12 12 (26) medverka i processen inom sin region. Om det uppkommer oförenligheter (Outage Incompatibilities) mellan olika regioner ska TSO i dessa regioner samordna så att man kan undanröja oförenligheten. Varje TSO ska även ansvara för att tillhandahålla relevant information till övriga TSO inom sin region och som rör transmissionsnät distributionsnät, stängda distributionsnät, utlandsförbindelse planerad av annan än TSO 10, förbrukningsanläggningar och som påverkar driftförhållandena för annan TSO. Artikel 23 innehåller regler om metod för utvärdering av vilka anläggningar som är relevanta att ta hänsyn till i planeringen vid samordning för att undvika avbrott. Alla TSO:er ansvarar för att upprätta (12 månader efter ikraftträdandet av koden) samordnad metodik för att bedöma relevansen av produktionsnläggningar, förbrukare och nätanläggningar placerade i transmissionsnät, distributionsnät eller slutet distributionsnät för samordningsprocessen för avbrottsplanering (Outage Coordination Process). Artikeln anger även vissa krav på metodiken samt anger att alla TSO:er ska göra metodiken tillgänglig för ENTSO-E och ENTSO-E ska publicera metodiken på sin webbplats senast en vecka efter att ha mottaget uppgifterna. Artikel 24 innehåller regler om att upprätta en lista över utlandsförbindelse planerad av annan än TSO, relevanta elproduktionsanläggningar och relevanta förbrukare. TSO:erna ansvarar för att tillämpa metoden (15 månader efter ikraftträdandet av koden) enligt artikel 23 för att utvärdera olika producenter och förbrukares betydelse för samordningsprocessen för avbrottsplanering. TSO:erna ska därefter upprätthålla en lista för samordningsprocessen för avbrottsplanering över relevanta elproduktionsanläggningar, relevanta förbrukare och utlandsförbindelser planerad av annan än TSO. Det beskrivs hur offentliggörandet av listan ska gå till samt vilka som ska informeras om listan. Artikel 25 innehåller regler om utvärdering av listan (över utlandsförbindelser planerad av annan än TSO, relevanta elproduktionsanläggningar och relevanta förbrukare). TSO:erna ansvarar för att (före 1 juli varje år) med metoden utvärdera och bedöma relevansen av ovan nämnda anläggningar, förbrukare, mm för samordningsprocessen för avbrottsplanering. Vidare anges bestämmelser om publicering av en uppdaterad lista samt vem som ska informeras. Artikel 26 innehåller regler om tillsättning av s.k ombud (hos berörda aktörer) för planering av avbrott (Outage Planning Agent). Artikeln föreskriver att det för samtliga relevanta produktionsenheter och förbrukare ska finnas ett utpekat ombud med ansvar för planering av avbrott. Artikel 27 innehåller regler om att ta fram en lista över relevanta nätkomponenter. TSO:erna ansvarar för att tillämpa metoden (15 månader efter ikraftträdandet av koden) enligt artikel 23 för att för samordningsprocessen för avbrottsplanering bedöma relevansen av olika nätkomponenter placerade i ett transmissionsnät, distributionsnät 10 Definition enligt koden: Self-Planned Interconnector means a grid element used to link different Responsibility Areas whose planning of the Availability Status is not performed by a Connecting TSO(s) of these Responsibility Areas.

13 13 (26) eller i ett slutet distributionsnät. Vidare innehåller artikeln bestämmelser för upprätthållande av en gemensam lista för relevanta nätkomponenter för samordning av avbrottsprocessen. Vidare beskrivs innehåll och publicering av listan samt vilka som ska informeras (berörda myndigheter och aktörer). Artikel 28 innehåller regler avseende utvärdering av listan över relevanta nätkomponenter. TSO:erna ansvarar för att tillämpa metoden (före 1 juli varje år) enligt artikel 23 för att för samordning av avbrottsprocessen bedöma relevansen av ovan nämnda anläggningar mm. Vidare innehåller artikeln regler om uppdatering av listan vid behov samt informationsskyldigheter till berörda. Artikel 29 innehåller regler om hantering av relevanta tillgångar lokaliserade i distributionsnät eller slutna distributionsnät. TSO:n (till den som berörd är kopplad till) ansvarar för att samordna den samordnade avbrottsprocessen med berörda aktörer. Artikel 30 innehåller regler om möjligheter att avvika från i nätkoden angivna tidsramar för tidsperioden ett år framåt. Beskriver vilka kriteriet som ska vara uppfyllda för att ändra på slutdatum mm. Artikel 31 innehåller regler om samordning av data som ska tillhandahållas enligt andra krav än vad som följer av denna nätkod. Artikel 32 innehåller generella krav vad gäller s.k. tillgänglighetsplaner(availability Plans). Artikeln innehåller bl.a. bestämmelser om tillgänglighetsplaner på minst timbasis samt definierar tre olika status för att beskriva relevanta anläggningars tillgänglighet (tillgänglig, icke tillgänglig och under test). Artikel 33 innehåller krav på långsiktiga indikativa tillgänglighetsplaner för relevanta tillgångar. TSO:erna ansvarar för att två år före samordningen för tidsperioden ett år framåt bedöma de indikativa tillgänglighetplanerna för relevanta anläggningar. Dessa planer ska tillhandahållas av ombudet för planering av avbrott i enlighet med Förordningen om transparenskrav. 11 Vidare anges att varje TSO efter utvärderingen ska tillhandahålla information till de ombud för avbrottsplanering som påverkas. Informationen ska indikera s.k oförenligheter (Outage Incompatibilities). Denna utvärdering ska upprepas var tolfte månad fram till början av samordningsprocessen för tidsperioden ett år framåt startar. Artikel 34 innehåller regler om ombudets tillhandahållande av förslag om tillgänglighetsplaner för tidsperioden ett år framåt. Före den 1 augusti varje kalenderår ska ombuden för avbrottsplanering föreslå en tillgänglighetsplan för sina anläggningar till respektive TSO och informera berörda. Vidare anges inom vilka tidsintervall rättningar av planer kan föreslås och hur TSO ska hantera en sådan begäran. 11 Dvs. KOMMISSIONENS FÖRORDNING (EU) nr 543/2013 av den 14 juni 2013 om inlämnande och offentliggörande av uppgifter på elmarknaderna och om ändring av bilaga I till Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 714/2009

14 14 (26) Artikel 35 innehåller regler om samordning av tillgänglighetplanerna för relevanta elproduktionsanläggningar, relevanta förbrukare och utlandsförbindelse planerad av annan än TSO för år framåt. Artikeln anger bl.a att varje TSO ansvarar för att på en tidshorisont av ett år bedöma oförenligheter 12 mellan planerna. Om TSO:n upptäcker oförenligheter ska TSO och ombuden koordinera sina planer på det sätt som beskrivs i artikeln. Om det inte går att enas får TSO utforma en tillgänglighetsplan. I så fall ska vissa bestämmelser i artikeln iakttas. Artikel 36 innehåller regler om koordingering av relevanta nätkomponenters tillgänglighetsstatus för tidsperioden ett år framåt. Artikeln anger bl.a. vilka principer TSO ska tillämpa vid koordinering av tillgänglighetsstatus av relevanta nätkomponenter. Om det uppkommer oförenligheter får TSO föreslå förändringar i tillgänglighetsplanerna för relevanta producenter, förbrukare mfl och koordinering ska ske med ombuden. Artikeln innehåller vissa ytterligare bestämmelser som TSO ska iaktta. Artikel 37 innehåller regler om tillhandahållande av preliminära planer för tillgängligheten för tidsperioden ett år framåt. Artikeln anger bl.a. att varje TSO senast den 1 november varje år ska tillhandahålla sina preliminära tillgänglighetplaner för tidsperioden ett år framåt rörande alla relevanta anläggningar för följande kalenderår till alla övriga TSO:er. Det ska ske via ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering. Vidare ska uppgifter också tillhandahållas berörda anslutna till distributionsnät och slutna distributionssystem 13. Vidare anges vilken information dessa planer ska innehålla. Artikel 38 innehåller regler om att varje TSO ska utvärdera om det finns oförenligheter i tillgänglighetsplanerna för tidsperioden ett år framåt när dessa sammanförs. Om det finns oförenligheter ska TSO koordinera med ombuden och övriga berörda. Därefter när en lösning är nådd ska planerna för relevanta nätkomponenter utvärderas på nytt. Artikel 39 innehåller regler om fastställda tillgänglighetsplaner för tidsperioden ett år framåt. TSO:erna ansvarar för att före den 1 december varje år slutföra samordningsprocessen för relevanta anläggningar för tidsperioden ett år framåt, uppdatera de preliminära tillgänglighetsplanerna före den 1 december varje år konfirmera tillgänglighetsplanerna för året framåt för anläggningarna till ombuden för avbrottsplanering, mm. Artikel 40 innehåller regler om koordinering av processer i händelse av upptäckt av oförenligheter (Outage Incompabilities). Artikel 41 innehåller regler om uppdateringar av tillgänglighetsplaner för tidsperioden ett år framåt. Artikeln anger bl.a. att efter att samordningsprocessen för tidsperioden ett 12 Definition på outage incompatibility enligt koden: Means the state in which a combination of the Availability Status of one or more Relevant Grid Elements, Relevant Power Generating Modules, Relevant Demand facilities and/or Self-Planned Interconnectors and the best estimate of the forecasted electricity grid situation leads to violation of Operational Security Limits taking into account non-costly Remedial Actions at the TSO s disposal. 13 Enlig kod RfG: Closed Distribution System Operator (CDSO) - is a natural or legal person operating, ensuring the maintenance of and, if necessary, developing a closed distribution Network according to Article 28 of Directive 2009/72/CE

15 15 (26) år framåt är slutförd men före genomförandet (real time execution) ska alla ombud för planering av avbrott, alla distributionsnät, slutna distributionssystem och TSO ha rätt att ta initiativ till anpassningar av den koordinerade tillgänglighetsplanen. Vidare anges regler för anmälan om ändring till TSO och regler för hur TSO:n ska handlägga en begäran om ändring. Vidare anges bestämmelser för TSO att iaktta vid initiativ till anpassningar av den samordnade planen för relevanta nätkomponenter i transmissionsnätet. Slutligen innehåller också artikeln bestämmelser för hur TSO:n ska gå tillväga om denne upptäcker oförenligheter som innebär att TSO ska involvera berörda aktörer. Artikel 42 innehåller regler om sådana relevanta produktionsanläggningar, förbrukningsanläggningar och utlandsförbindelse planerad av annan än TSO som redovisats med statusen: teststatus. Av artikeln framgår bl.a. att TSO (och DSO) ska förses med vissa uppgifter så tidigt som möjligt och inte senare än en månad före starten av test (bl a en detaljerad testplan). TSO ska också förses med uppdaterade uppgifter och även berörda aktörer ska förses med informationen. TSO ska i sin tur informera andra TSO:er om uppgifterna i enlighet med artikel 42(1), 42 (2) om så efterfrågas av andra TSO:er. Artikel 43 innehåller regler om sådana relevanta nätkomponenter i transmissionsnätet som markerats med status: teststatus. Av artikeln framgår bl.a. att en TSO ska, på begäran av andra TSO:er inom sin samordningsregion för avbrott, förse andra med viss bestämd information, artikeln anger när informationen ska lämnas och när uppdatering av information ska ske mm. Artikel 44 innehåller regler om sådana relevanta nätkomponenter placerade i distributionsnätet som är markerade med status: teststatus. Av artikeln framgår bl.a. att DSO eller innehavare av slutna distributionsnät som ansvarar för driften av en relevant nätkomponent ansvarar för att förse TSO:n med viss bestämd och även uppdaterad information. TSO:n ska i sin tur förse andra berörda TSO:er som så önskar med samma information. Artikel 45 innehåller processer för hantering av påtvingade avbrott (Forced Outages). Av artikeln framgår bl.a. att TSO:n ansvarar för att upprätta och förvalta en samordningsprocess för att garantera att tillgänglighetsstatusen för relevanta anläggningar är korrekt vid påtvingat avbrott och när driftsäkerheten är hotad samt när processen ska användas. Vidare anges bl.a. ombudets roll vid planering av avbrott, information till berörda aktörer samt TSO:ns roll angående information och uppdatering av information till ENTSO-E. Artikel 46 innehåller regler om genomförande/utförande enligt tillgänglighetsplaner i realtid. Av artikeln framgår bl.a. att innehavare av produktionsanläggning ska säkerställa att produktionsanläggningar som har deklarerats tillgängliga är redo att producera el när så behövs för att bibehålla driftsäkerheten, utom i fall av påtvingat avbrott, och att när de har deklarerats som otillgängliga inte ska producera el. Artikeln innehåller även liknande bestämmelser om otillgänglighet för förbruksanläggningar. Vidare anges berörda

16 16 (26) aktörers skyldighet att fördröja anläggningarnas otillgänglighet på begäran av en TSO när dessa anläggningar försätter transmissionsnätet ur sin normala status. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller en stor mängd skyldigheter för TSO, DSO, slutna distributionsnät och betydande elnätsanvändare. 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 de aktörer som idag är anslutna till nätet. Det kan, om metoder och kriterier mm slutligt kommer att avvika mycket från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få stor påverkan på berörda svenska aktörer. Svenska kraftnät och fler andra aktörer har redan idag rutiner och metoder och processer för avbrottshantering som kan antas påverkas av den föreslagna regleringen. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att kräva mycket stora resurser att utreda hur nuvarande arbetssätt (liksom behov av ändringar i relevanta avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Svenska kraftnät har ännu inte slutligt kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering av nätkoden. Mot bakgrund av detta och att koden ska kompletteras av ENTSO-E liksom metoder och processer ska utvecklas när koden väl är beslutad är det svårt att i nuläget utvärdera vilka förändringar som kapitlet kan komma att ge upphov till för svenska aktörer. Detta måste fortsätta att utredas av involverade aktörer. Kapitel 5 Adequacy (Tillgänglighet) Artikel 47 innehåller regler om TSO:s skyldighet att göra prognoser för att utvärdera tillgänglig kapacitet och offentliggöra prognoser även för andra TSO:er genom ENTSO-E. Artikel 48 innehåller regler om tillgänglighetsanalyser för respektive ansvarsområde (Responsibility Area). Varje TSO ska bedöma om produktion och import kommer att kunna motsvara efterfrågan inom sitt ansvarsområde. Artikeln anger även vilket underlag som ska användas vid analysen, vad som ska tas hänsyn till och information till berörda. Artikel 49 innehåller regler om tillgänglighetsprognoser för produktion under sommar och vinter. Alla TSO:er har en skyldighet att upprätta årliga pan-europeiska sommar och vinter prognoser före den 21 maj respektive den 21 november varje kalenderår enligt en gemensam metod och inkludera bl.a. olika driftscenarier. Dessa ska fastställas av ENTSO- E. Alla TSO ska bl.a. också övervaka kvaliteten i analyserna och metoderna ska uppdateras vid behov. Artikel 50 anger bl.a. regler för tillgänglighetsprognoser för perioden en vecka framåt. Artikel 51 innehåller regler om tillgänglighetsprognoser för dagen innan och inom samma dag. Påverkan på svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller skyldigheter för TSO att göra tillgänglighetsanalyser. Delar av den beskrivna processen tillämpas redan idag av

17 17 (26) Svenska kraftnät även om tidshorisonter och perioder samt metoder kan variera. Kapitlet kan antas medföra begränsad påverkan på Svenska kraftnäts nuvarande arbete även om det kommer att kunna klarläggas först när mer information om processer och metoder föreligger. Kapitel 6 Ancillary Services (stödtjänster) Artikel 52 innehåller regler om stödtjänster. TSO:er ska övervaka tillgången på stödtjänster åtminstone för aktiv och reaktiv effekt och anta bestämmeler för upphandling av dessa tjänster. Varje TSO ska offentliggöra behovet av aktiv effekt. Vidare ska TSO:er vid utbyte av aktiv effekt skapa regelverk för detta och meddela andra TSO:er om tillgången på stödtjänsten aktiv effekt. Artikel 53 innehåller regler om stödtjänst för reaktiv effekt. TSO ska uppskatta, för alla tidshorisonter, om tillgången på stödtjänster för reaktiv effekt är tillräcklig för att tillförsäkra säker drift av transmissionsnätet. Om stödtjänst för reaktiv effekt inte är tillräckligt för säker drift av systemet ska TSO informera angränsande TSO:er och vidta korrigerande åtgärder för aktivering i enlighet med artikel 8(9) i koden OS. Påverkan på svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller framför allt skyldigheter för TSO om att upphandla stödtjänster. Kapitel 7 Schemaläggning Artikel 54 innehåller regler om framtagande av process för schemaläggning. Bl a anges att de som berörs av processen ska utse ett ombud för schemaläggning. Artikel 55 innehåller regler om notifiering av scheman inom schemaläggningsområdet. Det innebär bl a att ombud ska lämna uppgifter om scheman till TSO och det anges vilka scheman som ska levereras. Artikel 56 innehåller regler om samstämmighet i scheman. Artikeln anger att varje TSO ska ta fram och implementera en process för balansering av scheman (behov). Artikel 57 innehåller regler om tillhandahållande av information om scheman till andra TSO:er. Behandlar vilka data en TSO ska lämna till annan TSO när det gäller scheman för att de t ex ska kunna ta fram gemensamma nätmodeller. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller krav inte bara TSO utan också DSO, betydande elanvändare och andra. Eftersom bestämmelserna gäller både nya och redan ansluta aktörer till nätet, kommer ett stort antal aktörer att omfattas av de nya reglerna om schemaläggning mm. Det kan, om kraven i detta kapitel får en slutlig utformning som avviker från nuvarande regler och rutiner för systemdriften och driftssäkerheten, få påverkan på svenska aktörer. Ei noterar att det, åtminstone inledningsvis, kan komma att krävas resurser att utreda hur våra nuvarande arbetssätt (avtal, handbok, föreskrifter mm) kan behöva anpassas. Svenska kraftnät har ännu inte beräknat de resurser som kan komma att behövas för utredning och eventuell anpassning och inte heller för eventuell implementering.

18 18 (26) Kapitel 8 ENTOS-Es datamiljö för driftplanering Artikel 58 innehåller regler om ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering. Artikeln innehåller bl a krav på att ENTSO-E ska ha en databas för relevant information och systemkrav på datasystemet. Artikel 59 innehåller regler om lagring av individuella nätmodeller, gemensamma nätmodeller och lagring av analyser av driftsäkerhet mm. Vidare anges vilka som ska ha tillgång till data. Artikel 60 innehåller regler om lagring av information om processen för avbrottsplanering. ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering ska innehålla en modul för att lagra och sprida information kring processen för avbrottskoordinering och vidare anges miniminivå på informationen. Artikel 61 innehåller regler om lagring om uppgifter om transmissionssystemets tillgänglighet. ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering ska lagra all relevant information för att möjliggöra en koordinerad analys av tillgängligheten i nätet och regler för miniminivå på informationen. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Kapitlet innehåller krav avseende ENTSO-E:s datamiljö för driftplanering. Kapitlet föreskriver i huvudsak skyldigheter för ENTSO-E och i viss mån rättigheter och skyldigheter för TSO avseende att tillhandahålla och erhålla uppgifter i datamiljön. Systemet är ännu inte utformat. Svenska kraftnät har ännu inte kunnat beräkna de resurser som kan komma att behövas för denna uppgiftshantering. Kapitel 9 Resultatindikatorer Artikel 62 innehåller regler om tre resultatindikatorer Påverkan för svenska marknadsaktörer: Allmänt sett kan det antas att resultatindikatorerna kommer att innebära redovisning av uppgifter, vilket kommer att medföra viss administrativ börda för berörda aktörer. Det är sannolikt att valet av indikatorer kan komma att ändras innan nätkoden är slutligt beslutad. Kapitel 10 Slutbestämmelser Artikel 63 innehåller regler om tvingande krav på aktörerna att genomföra ändringar av kontrakt och allmänna villkor med anledning av detta nätkod. Artikeln ålägger berörd TSO, DSO och betydande nätanvändare ansvaret att ändra sina avtalsvillkor och generella villkor i syfte att säkerställa att villkoren är förenliga med nätkoden. Artikel 64 innehåller regler om ikraftträdandet. Koden träder i kraft tjugo dagar efter publicering av den sista koden av NC Operational Security, den här koden och NC Load Frequence Control and Reserves i EU:s officiella tidskrift. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Det är idag oklart när koden kommer att börja tillämpas. Det kan antas att det kommer att krävas relativt lång tid för förberedelser för