Välkomna! Hearing om nätkoderna Operational Security och Operational Planning and Scheduling 7 maj 2013

HTML
DOWNLOAD

Storlek: px

Starta visningen från sidan:

Download "Välkomna! Hearing om nätkoderna Operational Security och Operational Planning and Scheduling 7 maj 2013"

Adam Jonasson
för 6 år sedan
Visningar:

1 Välkomna! Hearing om nätkoderna Operational Security och Operational Planning and Scheduling 7 maj 2013 Caroline Törnqvist Lena Jaakonantti Magnus Andersson Herlita Bobadilla Robles

2 Agenda Inledande genomgång bakgrund Syfte med hearing Presentation av koderna Genomgång av koderna, först Operational Security och därefter Operational Planning and Scheduling Synpunkter på koderna Avslutning fortsättning

3 Syftet med Ei:s remiss Senast inför att nätkoderna ska beslutas behöver vi summera vad Sverige tycker om förslaget I beslutsprocessen kan Sverige framföra konsekvenser och synpunkter Ei har ett regeringsuppdrag att sammanställa synpunkter på respektive nätkod

4 Vad vill EU uppnå med en gemensam inre marknad för el? Syftar till att: skapa faktiska valmöjligheter för alla kunder i Europeiska unionen, både enskilda och företag, skapa nya affärsmöjligheter och ökad handel över gränserna, vilket ska leda till ökad effektivitet, konkurrenskraftiga priser, högre kvalitet på tjänsterna och bidra till försörjningstrygghet och hållbarhet. Har stegvis genomförts i hela gemenskapen sedan 1999 Målet är en gemensam inre råkraftmarknad till år 2014

5 Vad är nätkoder? Nätkoder (nätföreskrifter i den svenska översättningen) är ett nytt regelverk Innehåller regler för handel över gränserna (marknaden) och tekniska regler Reglerna ska harmoniseras så långt det är möjligt med utgångspunkt i befintligt arbetssätt Reglerna berör det som är cross-border, dvs har gränsöverskridande påverkan eller effekt Blir bindande

6 Hur ska nätkoder bidraga till en inre marknad? Koderna ska bidra till integrering och harmonisering och effektivt och transparent tillträde till överföringsnäten över gränserna och en samordnad och tillräcklig planering och sund teknisk utveckling av näten Krav på detaljerade regler kommer ur tredje paketet Medlemsstaterna bedömer att detta inte kommer att hända av sig självt, utan vill styra utvecklingen

7 Tre instanser utvecklar det nya regelverket Samverkan och dialog KOM Intressenter MS TSO (SvK) ENTSOE ACER Tillsynsmyndigheterna

8 Kort om ACER Koordinerar arbetet på EU-nivå Beslutar i vissa gränsöverskridande frågor Fokuserar på följande delar (genom arbetsgrupper): 1. Elektricitet 2. Gas 3. Regionala initiativ för marknadsintegrering (både el och gas) 4. Införlivande, övervakning och procedurer 5. Marknad, integritet och transparens

9 Process (FG = ramriktlinje, NC = nätkod) KOM Beslut om kommittologi? mån ACER Draft FG 6 mån Reasoned opinion 3 mån ENTSOE Draft NC 12 mån MS Resultat: Förordning direkt effekt i MS

10 Källa: National Grid

11 Källa: National Grid

Status nätkoder Nätkod Requirements for Generators (ACER) FG (ENTOSE) Kod ACER:s utlåtande 11-07-20 12-06-26 12-10-13 Demand Connection 11-07-20 13-01-04

12 Status nätkoder Nätkod Requirements for Generators (ACER) FG (ENTOSE) Kod ACER:s utlåtande Demand Connection Kommittologi (KOM) CACM Förarbetet inlett Operational Security Operational Planning and Scheduling

13 Framework Guideline Electricity System Operation Hur ska de systemansvariga samarbeta för att säkerställa driftsäkerheten i stamnäten? Roller, undantag, förhållande till nu giltiga regler 1. Driftsäkerhet 2. Driftplanering 3. Frekvensreglering ur systemperspektiv 4. Träning och certifiering av personal och betydande användare 5. Kritiska situationer och återställande av normalläge

14 FG Electricity System Operation, publicerad 2 dec 2011 Topics (from high to low priority) Objectives Operational Security Operational Planning & Scheduling Load-Frequency- Control Staff Training & Certification Emergency & Restoration New Applications 1 To operate the electrical system in a safe, secure, effective and efficient manner (A): Different historical development paths will be considered by standardisation on synchronous area level. (A): Standardisation on synchronous area level is reasonable and has progressed far, but some gaps are still left to cover. (A): Standardisation on synchronous area level is reasonable and has progressed far, but some gaps are still left to cover To apply same principles for different systems To enable the integration of sustainable technologies To make full use of information and communication technologies (C1): Full EU-wide harmonisation provides strong frame for the more detailed System Operation topics. (C1): Full EU-wide harmonisation builds a strong frame for the Operational Planning & Scheduling details. (A): Standardisation on synchronous area level is reasonable, especially as sustainable technologies (e.g. generation from renewables) are strongly depending on the natural resources and compensation for the volatile generation profile has to be solved synchronous area-wide. (C1): Full EU-wide harmonisation builds a strong frame for the Load-Frequency-Control details. (B): Some crucial issues have to be agreed on EU-level. (C1): Full EU-wide harmonisation builds a strong base for cooperation and coordination, but also development of System Operation tasks on European level. (B): Level of freedom for specific synchronous area tools by nevertheless stating common European principles. (C1): Full EU-wide harmonisation builds a strong frame for the Emergency & Restoration details. (B): Some crucial issues have to be agreed on EU-level. (C2): Full EU-wide harmonisation builds a strong base for future development of System Operation tasks on European level. Due to the strategic character of this topic the issues to be harmonised are more structured processes than detailed terms. Policy options (A) Standardisation at synchronous area level (B) Partly standardisation at EU level (C1) Full EU-wide harmonisation with detailed framework (C2) Full EU-wide harmonisation with a structured process

15 Framework Guideline Electricity System Operation Fokus: Harmonisering av principer, TSOs roll mm och tillgodose och försäkra att data kan utbytas Roller och ansvar Minimumkrav på driftsäkerhet Undantag från reglerna Förhållande till de regler som gäller idag

16 De fem driftkoderna (under ESO) Driftsäkerhet (Operational Security) Driftplanering (Operational Planning and Scheduling) Frekvensreglering ur systemperspektiv (Load-Frequency Control & Reserves) Utbildning och certifiering av personal och betydande användare (Operational Training) Kritiska situationer och återställande av normalläge (Requirements and Operational Procedures in Emergency)

17 Nätkod driftsäkerhet (OS) Koden beskriver de viktigaste aspekterna för driftsäkerhet och är ett paraply för övriga driftkoder Beskriver principer, procedurer och relationer övergripande EU-harmonisering med fokus på driftsäkerhet och att få till en plattform för de mera detaljerade koderna

18 Innehåll nätkod driftsäkerhet (OS) Koden beskriver krav och principer för driftsäkerhet (transmissionsnät) gällande för TSO, lokal- och regionnät och betydande elanvändare Gemensamma krav för driftsäkerhet, säkerställa villkor för att bibehålla driftsäkerhet och koordiera driften inom EU Krav på hantering av frekvens, spänning, reaktiv effekt, kortslutning, effektflöden och dynamisk stabilitetkrav mm.

19 Innehåll nätkod driftsäkerhet (OS) Beskriver fem driftlägen: Normalt, Varning, Nödläge, Strömavbrott, Återställande Krav på datautbyte Definitioner, uppgifter för tillsynsmyndigheten, kostnadstäckning Utbildning och certifiering av egen personal

20 Synpunkter som framkommit under processen, urval (SO) Kraven på TSO Distributionsnätens (DSO) roll och informationsutbyte med DSO Definitioner t ex Control Area, N-1-kriteriet och betydande elnätsanvändare Kostnadstäckning Principer mm för de fem driftlägena Överensstämmelse mellan koderna vad gäller de tekniska kraven Reaktiv effekt och spänning krav

21 Nätkod driftplanering (OPS) Koden beskriver driftplanering för stamnätet från kommande år ner till realtid Bedömningen av huruvida driftsäkerhet kan upprätthållas för det gränsöverskridande nätet Planering av avbrott (produktion och nät) för sådant som har inverkan på det gränsöverskridande

22 Innehåll nätkod driftplanering (OPS) Minimikrav på driftplanering för att sätta gemensamma processer inom synkronområdet för alla betydande elnätsanvändare och alla nätföretag Definierar gemensamma tidshorisonter, metoder och principer för att åstadkomma koordinerade analyser Beskriver hur gemensam nätmodell byggs upp av individuella nätmodeller Definitioner, roller, uppgifter för tillsynsmyndigheten, kostnadstäckning

23 Synpunkter som framkommit under processen, urval (OPS) Definitioner, t ex betydande elnätsanvändare Kostnadstäckning Överensstämmelse mellan koderna Distributionsnätens (DSO) roll och informationsutbyte med DSO Planeringsprocesserna Analys av driftsäkerheten

24 Hur påverkar koderna? Elmarknadens aktörer (producenter-elhandlareelnätsföretag) Marknaden (marknadsplatsen NordPool, prisbildningsmekanismen m.m.) Slutkunderna Ei och SvK

25 Fortsättning följer Vi informerar på webben Vi har nyhetsbrev (välkommen att prenumerera) Vi inbjuder till hearing för varje kod vid lämplig tid Vi redovisar regeringsuppdraget till departementet (en PM per kod) Vi kommunicerar färdig kod

Relevanta dokument

Välkomna! Hearing om nätkoderna Requirements for Generators och Demand Connection 25 februari 2013

Välkomna! Hearing om nätkoderna Requirements for Generators och Demand Connection 25 februari 2013 Caroline Törnqvist Lena Jaakonantti Magnus Andersson Lars Ström Agenda Inledande genomgång bakgrund Syfte