Yttrande över nätföreskrifter för elmarknaden, nu fråga om nätkoden Electricity Balancing

Transkript

1 em Energimarknadsinspektionen im1 Swedish Energy Markets Inspectorate YTTRANDE Datum Diarienr 1(15) Näringsdepartementet Stockholm Yttrande över nätföreskrifter för elmarknaden, nu fråga om nätkoden Electricity Balancing Bakgrund till detta yttrande EU:s tredje inre marknadspaket för el och naturgas beslutades år Genom det tredje inre marknadspaketet infördes bl.a. juridisk grund för att utarbeta ny unionslagstiftning i form av s.k. nätföreskrifter (nätkoder). Förslag till nätkoder utarbetas enligt en i EU-förordning angiven procedur, av Europeiska kommissionen (KOM), de europeiska transmissionsnätsföretagen för el (ENTSO-E) respektive gas (ENTSOG) och de europeiska energitillsynsmyndigheterna inom ramen för ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) och medlemsstaterna. Bakgrunden till detta yttrande är följande. Energimarknadsinspektionens (Ej) regleringsbrev för år 2014 har regeringen givit Ej i uppdrag att för varje aktuell lagstiftningsenhet (nätkod) inkomma med en sammanfattning av innebörden av nätkoden. I sammanfattningen ska inkluderas en analys av vad nätkoden förväntas få för konsekvenser för svenska konsumenter, företag och andra aktörer. Sammanfattningen ska också inkludera en bedömning av vad möjliga avsteg från nätkoden kan innebära. Ej ska vid behov uppdatera sammanfattningen vid substantiella förändringar i en nätkod. Ej ska på lämpligt sätt tillvarata den kunskap och erfarenhet som finns inom Konkurrensverket och Affärsverket svenska kraftnät på området vid genomförandet av uppdraget. Rapportering i fråga om respektive nätkod ska ske till regeringskansliet (Näringsdepartementet) senast i samband med att ACER överlämnar sitt utlåtande till Kommissionen i frågan om nätkoden bör antas eller inte. Den 23 december 2013 publicerade ENTSO-E nätkoden Electricity Balancing och överlämnade nätkoden till ACER för yttrande i enlighet med den föreskrivna 9 lagstiftningsproceduren. Nätkoden syftar till att ge vissa minimiregler för balansmarknaden och innehåller också regler om samarbete mellan TSO för att åstadkomma regionala (och i förlängningen en gemensam) balansmarknader inom EU. 3 2c; Box 155, Besöksadress Kungsgatan 43. Tel registrator@ei.se. Org.nr

2 we I Energimarknadsinspektionen ~e Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 2(15) ACER har 21 mars 2014 yttrat sig över ENTSO-E: s utkast till nätkod genom Opinion of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators no 07/2014 on ENTSO-E Network Code on Electricity Balancing, (bilaga 1). Detta yttrande har offentliggjorts den 24 mars Nätkodens innehåll och innebörd för Sverige Ei:s beredning av detta yttrande Ej har berett berörda svenska myndigheter och aktörer tillfälle att lämna synpunkter på ENTSO-E utkast till nätkod (bilaga 2) vid hearing hos Ei den 10 mars Nedan följer en sammanfattning av de muntliga- respektive skriftliga synpunkter som framkom i samband med hearingen. De skriftliga synpunkterna som inkommit till Ej har i sin helhet bilagts detta yttrande (bilaga 3-6). Tid för genomförande av nätkoden Affärsverket svenska kraftnät (Svk) framför att det långtgående samarbetet mellan de europeiska TSO:ema som fastställs i nätkoden kan, i kombination med korta genomförande tider, riskera att leda till avsteg från värderingarna i den nordiska modellen. För att ge TSO:erna möjlighet att lära av erfarenheter och för att säkerställa kompetens och resurser hos berörda myndigheter anser Svk att utvecklingen måste ske stegvis samt att det är av betydelse att en tillräckligt lång implementeringstid tillåts. Den implementeringstid som föreslås i Framework Guidelines är att den europeiska målmodellen för balansmarknaden ska vara på plats sex år efter det att nätkoden trätt i kraft. 1 ENTSO-E:s förslag till nätkod är etableringen av en balansmarknad i enlighet med den europeiska målmodellen inte tidsbestämd. Marknadsprissättning (Pay as cleared) av balanskraft Vattenfall AB och Svensk Energi stödjer förslaget i nätkoden om att marknadsprissättning (Pay as cleared) på Balancing Energy bör tillämpas framför andra metoder när priset på balanskraft fastställs. Konsultation (artikel 5) Enligt nätkoden ska TSO:n konsultera marknadens aktörer om implementeringsåtgärder under en period som inte får understiga fyra veckor. Svensk Energi och Vattenfall framför att fyra veckor är för kort tid och anser att en period om åtminstone åtta veckor bör gälla. TSO:n möjligheter att erbjuda balanstjänster (artikel 21 (3)) Enligt nätkoden får inte TSO:n själva erbjuda balanstjänster. Undantag gäller om det inte finns tillräckligt med bud för att täcka de krav på balansreserver som anges i nätkoden "Load-Frequency Control and Reserves. Ett sådant undantag måste dock godkännas av berörd tillsynsmyndighet. Svensk Energi anser att detta krav inte är förenligt med kraven på "undbundling" och bör därför tas bort. Svensk Energi menar att anskaffning av balanstjänster måste ske på marknadsmässiga grunder. Svk anser emellertid att det är bra

3 ffle e Energimarknadsinspektionen Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 3(15) att undantaget finns i de fall där marknaden inte kan erbjuda tjänsten och då systemsäkerheten annars riskeras. Samarbetet med lokainätsföretag (DSO) (artikel 22 (3)) Enligt nätkoden ska DSO:n ställas ekonomiskt ansvarig i händelse av avkortning. Svensk Energi anser att det i nätkoden inte framgår explicit vilka tjänster som omfattas av avkortning och vilka kostnader som egentligen avses. Svensk Energi framför även att detta är en helt ny ordning för Sverige vilket får konsekvenser för DSO:erna. Regelverket måste ses över så att DSO:n kan ta upp dessa kostnader och få ersättning för dem i nätregleringen (den s.k. intäktsramen). Kontraktsformer som är längre än ett år (artikel 33 (3)) Enlig nätkoden är kontraktsformer för Balancing Capacity som är längre än ett år inte tillåtna. Ett undantag kan dock fås med ett godkännande från tillsynsmyndigheten. Svk som idag kontrakterar störningsreserven för längre tid än ett år är anser det viktigt att möjlighet till undantag kvarstår. TSO-TSO modellenitso-bsp modellen (artikel 37) Enligt nätkoden kan TSO:n begära att få ett undantag från den s.k. TSO-TSO modellen. Med TSO-TSO modell avses i korthet en modell för utbyte av balanstjänster uteslutande mellan TSO:er. Svk framför att den så kallade TSO-TSO modellen för utbyte av Balancing Capacity mellan länder/budområde bör vara den rådande modellen och anser att det undantag som finns i nätkoden för att även tillåta en TSO-BSP modell måste vara förenligt med regelverket i nätkoden för att få kvarstå som alternativ. Svk menar att TSOBSP modellen är ett avsteg från principen att reglerresurser ska handlas mellan TSO:er. Denna princip är viktig för att säkerställa att en TSO inom sitt ansvarsområde har tillräcklig kontroll över reglerresurser och överföringsmöjligheter för att effektivt kunna balansera systemet. En TSO-BSP modell avser i korthet en modell för utbyte av Balancing Capacity eller utbyte av Balancing Energy där TSO:n har ett avtal med en Balancing Service Provider (BSP) utanför TSO:n ansvarsområde. Unshared bids (artikel 39 (10)) Enligt nätkoden ges TSO:n möjlighet att i vissa fall inte dela alla energibud, så kallade "Unshared bids". Svensk Energi och Vattenfall framför att så kallade "Unshared Bids" bör underställas en noggrann regulatoriskt process som säkerställer att detta förfarande enbart sker i syfte att garantera en säker drift av systemet och inte medför att kostnader att balansera det gemensamma elsystemet stiger som en följd av denna möjlighet. Reservering av kapacitet (kap 4) Enligt koden ska TSO:n ges möjlighet att reservera gränsöverskridande transmissionskapacitet för utbyte av Energy Capacity eller för gemensamt utnyttjande av reserver. En reservering av transmissionskapacitet får enbart göras om en sådan reservering kan påvisas vara samhällsekonomiskt effektiv. E.ON framhåller att man inte vill se en sådan lösning där TSO:n kan reservera gränsöverskridande transmissionskapacitet för utbyte av Energy Capacity. Vattenfall och Svensk Energi instämmer och framför att all tillgänglig kapacitet först måste allokeras till

4 me Energimarknadsinspektionen iffle Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 4(15) spotmarknaden och därefter ska eventuellt kvarvarande kapacitet göras tillgänglig för handel intra-dag och sedan balansmarknaden. Svensk Energi framför att metoderna för reservation av överföringskapacitet måste vara underställda tillsynsmyndighetens kontroll och godkännande och bör därför läggas till under artikel 6 Regulatory Approval. Vattenfall anser också att mothandel bör utnyttjas i första hand. E.ON förespråkar att kostnaden för mothandel ska ingå som en del av balanskostnaden. Avräkningsperiod (artikel 58) Enligt nätkoden ska en harmoniserad avräkningsperiod tas fram två år efter att koden har trätt i kraft. Svk menar att en ändring av avräkningsperioden från den som gäller idag kommer att få en mycket stor påverkan för marknadsaktörerna i Sverige och anser därför att det bör finns en möjlighet till fördröjning eller undantag från en harmoniserad avräkningsperiod om en kostnads-nytto-analys visar att kostnaden för ett införande är större än nyttan. Konkurrensverket har inte framför något särskilt i gällande innehållet i nätkoden. Nätkoden i korthet Nätkoden fastställer gemensamma principer för "Electricity Balancing", däribland inrättandet av avräkning, anskaffande av reserverna Frequency Containment Reservs (FRC)1, Frequency Restoration Reservs (FRR)2 och Replacement Reservs (RR)3 samt gemensam metod för aktivering av FRR och RR. Nedan följer en översiktlig beskrivning av nätkoden per kapitel. I beskrivning används ibland de engelska orden då det förnärvarande inte finns någon bra svensk översättning. Det som återkommer frekvent i nedanstående beskrivning är Balancing Energy och Balancing Capacity. Definitionen av dessa är enligt nedan. Balancing Energy means energy activated by Transmission System Operators to perform Balancing. Balancing Capacity means the obligation of a Balancing Service Provider to place Balancing Energy Bids according to contractual specifications. Nedan beskrivs också utbyte av Balancing Energy och Balancing Capacity samt delning av reserver. Definitionen av dessa är enligt nedan. Exchange of Balancing Energy means the process of triggering the Activation of Balancing Energy at least in the form of a Standard Product by a Requesting 1 Motsvarar FRC-N (49,9-50,1 Hz) och FRC-D (49,5-49,9) som Sverige använder idag. 2 Motsvarar FRR-M (manuell aktivering av reserver) vilket motsvarar vår reglerkraftmarknad idag, och FR.R-A (automatisk aktivering av reserver) som Norden använder idag. 3 Motsvarar långsam reserv, t.ex. oljekondens.

5 Im we Energimarknadsinspektionen Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 5(15) Transmission System Operator from a different Relevant Area than the one in which the activated Balancing Service Provider is connected. Exchange of Balancing Capacity means the process of procuring Balancing Reserves at least in the form of a Standard Product by a Requesting Transmission System Operator from a different Relevant Area than the one in which the procured Balancing Service Provider is connected. Sharing of Reserves means a mechanism in which more than one TSO take the same Reserve Capacity, being FCR, FRR or RR, into account to fulfil their respective reserve requirements resulting for their reserve dimensioning processes (Denna tolkning återfinns i nätkoden Load-Frequency Control and Reserves) Kap 1 Allmänna bestämmelser Nätkoden (Artikel 1-8) beskriver allmänna bestämmelser så som syfte och omfattning, definitioner, hantering av kostnader, sekretessregler, krav på samråd av åtgärder, godkännanden av tillsynsmyndigheterna, krav på publicering av information samt vilka krav som gäller vid delegering av uppgifter. Enligt artikel 1 (4) gäller nätkoden enbart under driftlägena "normal" och "alert". Kap 2 The Eleetricity Balancing System Enligt nätkoden (artikel 9-19) så ska varje TSO tillsammans med en eller flera TSO:er. bilda ett koordinerat balansområde ett så kallad CoBA4. TSO:erna i ett koordinerat balansområde ska utbyta minst en standardprodukt eller införa processen "Imbalance Netting". De ska också tillsammans ta fram ett ramverk för bland annat regler och villkor relaterat till balansering samt säkerställa en tillräcklig nivå på samordning mellan TSO:erna i ett koordinerat balansområde. Nätkoden beskriver en stegvis geografisk implementering av de olika produkterna RR, FRR-M, FRR-A och processen "Imbalance Netting ". Först sker en regional integration för respektive produkt eller process därefter sker en europeisk integration. Enligt nätkoden ska alla TSO:er gemensamt ta fram ett förslag på ramverk för implementeringen av den regionala modellen. Beroende på vilken produkt eller process ska detta ske x-antal månader eller år efter det att koden har trätt i kraft, se tabellen nedan för exakt tid för respektive produkt eller process. Ramverket ska innehålla en lista på vilka TSO:er som är berörda, konfiguration av de koordinerade balansområdena, en tidsplan för implementeringen samt översiktliga principer för algoritmer och metoder. Implementeringen av den regionala modellen ska ske x- antal år efter det att nätkoden har trätt i kraft, se tabellen nedan för respektive produkt eller process. 4 CoBA står för Coordinated balancing areas.

6 me le Energimarknadsinspektionen Swedish Energy Maricets Inspectorate Datum Diarienr 6(15) Tabell 1: Implementering av den regionala modellen _ -Ränn? - > ' ienlering av den r ec e2 non a la modellen. -.,- - ER Sex månader Två år och sex månader FRR-M Två år Fyra år FRR.-A Tre år Fyra år Imbalance Netting Process Sex månader Två år Enligt nätkoden har TSO:erna rätt till att lämna förslag på modifieringen av den europeiska målmodellen för balansmarknaden. Detta ska ske x-antal år efter det att koden har trätt i kraft, se tabellen nedan för exakt årtal för respektive produkt eller process. Ett år efter att förslag på modifiering av den europeiska målmodellen har lämnats ska alla TSO:er gemensamt utveckla ett förslag till ramverk för implementeringen av den europeiska målmodellen. Ramverket ska innehålla en lista över vilka TSO:er som är berörda, en konfigurering av de koordinerade balansområdena, en tidsplans för implementeringen samt översiktliga principer för algoritmer och metoder. Tabell 2: Implementering av den Europiska målmodellen r_1111.lfjifli.j',j 119 il 1_} <51 il [JLIiJI '3 iij ER FRR-M FRR-A Imbalance Netting Process Fyra år Fyra år Fyra år Tre år Fem år Fem år Fem år Fyra år. I nätkoden beskrivs även funktioner och ansvarsförhållanden (artikel 21-27). Bland annat nämns det i artikel 21 (3) att TSO:n inte själva får erbjuda balanstjänster. Ett undantag kan dock ges av tillsynsmyndigheten om det inte finns tillräckligt med reserverad kapacitet för att täcka de krav som anges i nätkoden "Load-Frequency Control and Reserves". Enligt nätkoden (artikel 22 (3)) ska DSO:n ställas ekonomiskt ansvarig i händelse av avkortning (enligt artikel 68 i nätkoden Load-Frequency Contraol and Reserves) om det

7 ear we e Energimarknadsinspektionen =Il Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 7(15) inte finns ett avtal om kostnadsfördelning mellan DSO och den "anslutande" TSO:n, eller om ingen nationell lagstiftning som omfattar denna fråga finns implementerad. Kap 3 Anskaffiiing av balanstjänster Enligt nätkoden (artikel 28) ska alla TSO:er senast ett år efter det att nätkoden trätt i kraft utarbeta ett förslag på standardprodukter för Balancing Capacity och för Balancing Energy. Nätkoden fastställer även att varje TSO ska ha rätt att definiera och använda särskilda produkter för Balancing Capacity och Balancing Energy. Om en TSO väljer att använda specifika produkter ska TSO:n senast två år efter det att nätkoden har trätt i kraft överlämna ett förslag till tillsynsmyndigheten. När tillsynsmyndigheten gör en bedömning av ansökan ska denna bedömning baseras på specifika krav som återfinns i nätkoden (artikel 28 (7)). Enligt nätkoden (artikel 31) ska alla TSO:er inom ett koordinerande balansområde gemensamt definiera och enas om Gate Closure Time för Balancing Energy. I nätkoden anges bland annat att Gate Closure Time för energibud som aktiveras manuellt ska ske först efter "Intraday Cross Zonal Gate Closure Time". Gate Closure Time för energibud som aktiveras automatiskt tillåts däremot innan "Intraday Cross Zonal Gate Closure Time". Nätkoden behandlar också anskaffning av Balancing Capacity inom TSO:ns ansvarsområde och inom ett koordinerat balansområde (artikel 33-37). Enligt nätkoden ska alla TSO:er inom sitt ansvarsområde använda en marknadsbaserad metod för anskaffning av Balancing Capacity för åtminstone FRR och RR. Alla TSO:er ska också ha rätt att inom sitt ansvarsområde kontraktera Balancing Capacity för en period om max ett år och maximalt ett år i förväg. Undantag kan fås efter ett godkännande från tillsynsmyndigheten. Varje TSO ska också ha rätt att gemensamt med en annan TSO anskaffa Balancing Capacity upp till den gräns för utbyte av reserver som återfinns i nätkoden Load- Frequency Contol and Reserves. All TSO:er inom ett koordinerat balansområde ska ha rätt att kontraktera Balancing Capacity för en period om max en månad och maximalt en månad i förväg. Undantag kan fås efter ett godkännande från tillsynsmyndigheten. Vidare kan TSO:erna begära att få ett undantag från TSO-TSO-modellen gällande utbyte av Balancing Capacity och Balancing Energy från FRR och RR (artikel 37). Med TSO-TSO modell avses i korthet en modell för gränsöverskridande utbyte av balanstjänster uteslutande mellan TSO:er Nätkoden beskriver bland annat vilka kriterier och metoder som krävs för att ett godkännande om undantag från tillsynsmyndigheten ska kunna medges. Anskaffning och aktivering av Balancing Energy beskrivs också i nätkoden (artikel 38-40). Enligt nätkoden (artikel 38 (2)) anges att senast två år efter det att nätkoden har trätt i kraft ska alla TSO:er utarbeta ett förslag på metod för prissättning av Energy Balancing.

8 =I i Energimarknadsinspektionen em Swedish Energy Markets inspectorate Datum Diarienr 8(15) Metoden ska baseras på marginalprissättning (pay-as-cleared) om inte TSO:erna komplettera förslaget med en detaljerad analys som visar att en annan prissättningsmetod är mer effektiv för hela Europa. En TSO har emellertid rätt att tillämpa en annan prissättningsmetod för standardprodukter för Balancing Energy under förutsättning att TSO:n inte deltar i ett koordinerat balansområde för just denna produkt (artikel 38(6)). Gällande aktivering av Balancing Energy ska alla TSO inom ett koordinerat balansområde etablera en "Activation Optimisation Function" och fastställa reglerna för dess drift (artikel 40 (1)). Activation Optimisation Function, som ska hantera algoritmen enligt artikel 65 (3), ska utifrån en" Common Merit Order list" optimera aktiveringen av inkomna energibud (Balancing Energy bids) (artikel 40 (2)). Kap 4 Gränsöverskridande transmissionskapacitet för balanstjänster Enligt nätkoden ska TSO:erna ges möjlighet att reservera gränsöverskridande transmissionskapacitet för utbyte av Balancing Capacity eller för gemensamt utnyttjande av reserver. En reservering av transmissionskapacitet får enbart göras om en sådan reservering kan påvisas vara samhällsekonomiskt effektiv. Nätkoden beskriver tre olika metoder för reservering: a) the co-optimisation process (artikel 43) b) the market-based reservation process (artikel 44) c) reservation based on economic efficiency analysis (artikel 45) En reservering av kapacitet ska alltid godkännas av tillsynsmyndigheten på ansökan av TSO:n. Nätkoden fastställer även att TSO:n regelbundet ska utvärdera om reservering av transmissionskapacitet för utbyte av Balancing Capacity eller för gemensamt utnyttjande av reserver alltjämt är nödvändigt för ändamålet. Om en reservering inte längre visar sig vara nödvändig ska transmissionskapaciteten tilldelas marknaden. Enligt nätkoden ska de TSO:er som reserverar transmissionskapacitet minst en månad före ett godkännande av tillsynsmyndigheten förse alla TSO inom den berörda kapacitetsberäknings regionen med information om vilken metod som har använts samt en konsekvensanalys på flödet inom kapacitetsberäknings regionen till följd av reservationen. De TSO:er som reserverar transmissionskapacitet ska också minst en månad före ett godkännande av tillsynsmyndigheten komma överens med de TSO, vars systems driftsäkerhet signifikant påverkas av reservationen, om vilken metod som ska användas enligt artikel 41 (1).

9 emee Energimarknadsinspektionen 9(15) em Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr Enligt nätkoden (artikel 47) så har alla TSO:er rätt att använda sig av gränsöverskridande transmissionskapacitet för utbyte av Balancing Energy eller för hantera processen för Imbalance Netting om kapacitet är tillgänglig efter Intraday Cross Zonal Gate Closure Time eller reserverad för Balancing Capacity eller gjorts tillgänglig enligt artikel 41. Nätkoden beskriver även hur gränsöverskridande transmissionskapacitet för utbyte av Balancing Energy eller hantering av processen för Imbalance Netting ska prissättas (artikel 49). Kap 5 Avräkning Nätkoden innehåller bestämmelser om avräkning mot "Balancing Service Providers" (BSP), Balancing Responsible Party (BRP) och TSO:n samt bestämmelser om bland annat balansavräkning och avräkning av Balancing Capacity. Enligt nätkoden är avräkning mellan TSO och BSP för Balancing Energy från FCR inte obligatoriskt medan det däremot är obligatoriskt för FRR-M, FRR-A och RR (artikel 52-54). Nätkoden fastställer bland annat att alla TSO:er senast två år efter det att nätkoden har trätt i kraft ska till alla tillsynsmyndigheter lägga fram ett förslag om harmonisering av balansavräkningsperioden inom och emellan synkronområden (artikel 58). Förslaget som ska bygga på en kostnad-nyttoanalys ska åtminstone ta hänsyn till att balansavräkningsperioden inte får överstiga 30 minuter samt de frekvenskvalitetsparametrarna som återfinns i artikel 19 i nätkoden Load-Frequency Control and Reserves. Kriterierna och metoden för kostnad-nyttoanalysen ska godkännas av alla tillsynsmyndigheten (artikel 6). Ett undantag från beslutet kan medges från tillsynsmyndigheten. TSO:n måste då inkomma med en specifik kostnads-nyttoanalys enligt artikel 68 i nätkoden. Kap 6 Algoritmer Enligt nätkoden ska att alla TSO:er gemensamt inom ett år efter ikraftträdande definiera principer för algoritmerna vad gäller "Imbalance Netting Process Function", "Capacity Procurement Optimisation Function", "Transfer of Balancing Capacity Function" samt "Activation Optimisation Function". Därefter ska TSO:erna inom det koordinerade balansområdet gemensamt utveckla algoritmerna (artikel 65). Kap 7 Rapportering Enligt nätkoden ska ENTSO-E i syfte att övervaka genomförande av nätkoden, publicera en rapport som beskriver och analyserar genomförandet samt de framsteg i form av harmonisering och integrering av balansmarknader som åstadkommits (artikel 67). Rapporten ska vartannat år vara detaljerad och då även publiceras, och vartannat år en enklare version. Artikel 67 beskriver även vad i detalj som ska analyseras. TSO:er ska lämna underlag för rapporten. ENTSO-E ska även definiera "performance indicators", nyckeltal, för balansmarknaderna.

10 ~B Energimarknadsinspektionen em Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 10(15) Kap 8 Kostnads-nyttoanalyser, övergangsbestämmelser och undantag Enligt nätkoden (artikel 68) ska TSO:erna ta fram kriterier och metod för kostnadsnyttoanalyser och skicka till tillsynsmyndigheterna för godkännande. Artikeln beskriver minimikrav på innehåll i kostnads-nyttoanalysen. Metoden ska även remitteras och därefter ska tillsynsmyndigheterna och TSO:erna gemensamt bestämma vägen framåt Nätkoden innehåller en övergångsbestämmelser vilken ska gälla under två år efter det att nätkoden har trätt i kraft. Övergångsperioden berör artikel 33 och 36 samt kapitel 5. Under denna tid ska nätkoden inte gälla för redan gällande balansavtal tecknade mellan TSO:er och mellan TSO och nätanvändare. Nätkoden ger oss varje TS0 har rätt att hos tillsynsmyndigheten ansöka om undantag för ett eller flera krav i koden. Ansökan ska vara skriftlig och processen ska vara öppen, ickediskriminerande samt väl dokumenterad. Tillsynsmyndigheterna har sex månader på sig att besluta om ett undantag och ska informera ACER både att ansökan inkommit och beslutet, samt att de ska upprätta ett register. Ett undantag kan bara ges en gång och gäller maxi i två år. Kap 9 Slutbestämmelser Nätkoden träder i kraft 20:e dagen efter publicering i den officiella tidskriften. Nätkoden är direkt tillämplig i Medlemsstaterna. ACERSs bedömning av nätkoden enligt yttrande Av ACERs yttrande över nätkoden framgår att ACER anser att nätkoden inte är helt i överensstämmelse med Framework Guidelines on Electricity Balancing, FG-2012-E Yttrandet medför att ENTSO-E kommer att göra en del ytterligare kompletteringar och ändringar i nätkoden. Sedan ska ACER på nytt bedöma om nätkoden är klar att överlämnas till Europeiska kommissionen för fortsatt beredning. I yttrandet anger ACER att de implementeringstider som finns angivna i FG inte efterlevs. ACER anser även att nätkoden inte är tillräckligt ambitiös när det kommer till att harmonisera och standardisera de grund faktorer som är viktiga för att kunna uppnå en integrerad och väl fungerande konkurrenskraftig balansmarknad, samtidigt som de operativa säkerhetskraven beaktas. Dessa grundfaktorer som ACER syftar till är (i) tillräckliga incitament för balansansvariga (Balance Responsible Party (BRP )) att vara i balans eller hjälpa systemet att vara i balans, (ii) en konsekvent inriktning för att främja konkurrensen mellan "Balance Service Providers" (BSPs) och (iii) att de åtgärder TSO:er vidtar för att balansera systemet är effektiva. the Agency/Framework_Guidelines/Framework%20G uidelines/framework%20guidelines%20on%20electricity%20balancing.pdf

11 iffiee 1 we i Energimarknadsinspektionen effie e Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr (15) ACER menar vidare att endast obalanser som kvarstår efter inom-dagen marknaden (Intra-Day Market härefter ID) bör balanseras av TSO:er. ACER anser att nätkoden bör lägga större fokus på att skapa rätt incitament och ge adekvat information till BRP att kunna balansera sig inom ID och så nära som möjligt drifttimmen. Som nätkoden är skriven idag läggs ett allt för stort fokus på TSO:ernas behov av att balansera systemet. Behovet av att balansera systemet kan också minskas betydligt om alla TSO:er genomför och använder "Imbalance netting" och upprättar ett harmoniserat ramverk för avräkning. ACER anser även att nätkoden har missat flera möjligheter att avsevärt förbättra konkurrensen på balansmarknaderna. Detta gäller särskilt definitionen av produkter och så kallade "Common Merit Order List" (CMOL) som inte är tillräckligt standardiserade och en avsaknad på effektiva åtgärder som skulle underlätta deltagandet av flexibla reglerresurser, inklusive förnybar energi och så kallad efterfrågeflexibilitet. ACER menar att införandet av den så kallade "pay-as-cleared" metoden för prissättning av balansenergi, parallellt med en gradvis marknadsintegration, skulle öka konkurrensen på balansmarknaderna. ACER nämner också i sitt yttrande att likvärdiga krav och bestämmelser för så kallade "Central dispatch-" och "Self dispatch system" måste gälla. ACER är orolig att nätkoden inte skapar tydliga förutsättningar för en effektiv gränsöverskridande konkurrens mellan marknadsaktörerna från central-dispatch- och self-dispatch system. Skapandet av en gemensam europeisk balansmarknad ska bygga på en parallell förekomst av båda typerna av system. ACER förväntar sig att nätkoden bör minimera, där det är möjligt, de negativa biverkningar som kan uppstå från samexistens mellan dessa två typer av system. as bedömning/slutsatser För en fungerande europeisk elmarknad krävs en grundläggande gemensam syn på elmarknaden och elmarknadens funktion idag och i framtiden. Ej är därför positiv till den utveckling som nu pågår med nätkoder och ambitionen att nå en samsyn och viss harmonisering genom regelverk. Ej anser att gemensamma minimiregler för balansmarknaden är nödvändigt om balansmarknaderna mellan olika länder ska harmoniseras. Ei anser generellt att det bör leda till samhällsekonomiska vinster om tillgängliga resurser kan användas gemensamt för att balansera marknaderna. Eis generella bedömning av de krav som föreslås i nätkoden är att de skapar utrymme för TSO:n att på ett kostnadseffektivt sätt hantera de obalanser som återstår i systemet i driftstimmen utan att driftsäkerheten påverkas negativt. Den ekonomiska effektiviteten skapas genom att nätkoden ger förutsättningar för att TSO:n på en integrerad balansmarknad kan utnyttja den billigaste reglerresursen oavsett om reglerresursen (en s.k. Balancing Service Provider) finns i det egna landet eller är lokaliserad i ett annat land.

12 ~I em Energimarknadsinspektionen Im Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 12(15) Ei gör bedömningen att nätkoden inte kommer att påverka svenska marknadsaktörer nämnvärt med undantag för artikel 58 (se nedan). Den stegvis geografiska implementeringen som idag anges i koden ger utrymme för marknadensaktörer att anpassa sig till det nya regelverket. När det gäller de synpunkter som inkommit från marknadens aktörer gör Ei följande bedömning. Svensk Energi och Vattenfall har framfört att fyra veckor är för kort tid för konsultation (artikel 5) och anser att en period om åtminstone åtta veckor bör gälla. Ei kan konstatera att denna nätkod precis som övriga nätkoder har väldigt korta tidsperioder för konsultation men även handläggning av beslut. Ei anser generellt att det skulle öka kvaliteten i beslutsfattandet med längre handläggningstid. Ei delar därför Svensk Energis och Vattenfalls bedömning att fyra veckor är en kort tid för marknadens aktörer att lämna synpunkter. När det gäller TSO:n möjligheter att erbjuda balanstjänster (artikel 21 (3)) så kan Ei godta nätkoden i denna del. Ei anser att huvudprincipen om att anskaffning av balanstjänster måste ske på marknadsmässiga grunder är central. Mot bakgrund av att nätkoden föreslår att eventuella avsteg ska ske först efter tillsynsmyndighetens godkännande bör nätkoden ändå kunna accepteras i denna del. Enligt nätkoden ska DSO:n ställas ekonomiskt ansvarig i händelse av s.k avkortning (artikel 22 (3)). Ei kan konstatera att DSOn inte är ekonomiskt ansvarig för detta idag. Ei ser dock inga avgörande problem med att DSO får ett utökat ansvar för detta från ett samhällsekonomiskt perspektiv. En särskild fråga är om detta ska kunna ge särskild ersättning inom ramen för intäktsramsbedömningen. Det är en fråga som får utredas i särskild ordning om bestämmelsen antas med detta innehåll. Enlig nätkoden är kontraktsformer för Balancing Capacity som är längre än ett år (artikel 33 (3)) inte tillåtna. Ett undantag kan dock fås med ett godkännande från tillsynsmyndigheten. Svk som idag kontrakterar störningsreserven för längre tid än ett år anser det viktigt att möjlighet till undantag kvarstår. Ei anser att huvudprincipen i nätkoden är rimlig. Ei anser att det är godtagbart att det ges möjlighet att avvika från huvudprincipen efter tillsynsmyndighetens godkännande. Enligt nätkoden kan TSO:n begära att få ett undantag från den s.k. TSO-TSO modellen (artikel 37). Ei anser att det kan vara positivt att olika marknadsmodeller kan accepteras och samordnas om mer än en marknadsmodell är möjligt att tillämpa. Ibland är det norden som har en avvikande marknadsmodell, ibland andra regioner. Såvitt Ei förstår kan modellerna fungera parallellt och i ett övergångsskede säkerställa tillgång på balanskraft i avvaktan på att en gemensam europeisk balansmarknadutvecklas. Ei kan därför godta nätkodens utformning i denna del. Enligt nätkoden ges TSO:n möjlighet att i vissa fall inte dela alla energibud, så kallade "Unshared bids" (artikel 39 (10)). Svensk Energi och Vattenfall framför att så kallade

13 em e Energimarknadsinspektionen me Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr (15) "Unshared Bids" bör underställas en noggrann regulatoriskt process som säkerställer att detta förfarande enbart sker i syfte att garantera en säker drift av systemet och inte medför att kostnader att balansera det gemensamma elsystemet stiger som en följd av denna möjlighet. Ei anser att denna fråga kan behöva utredas vidare om nätkoden slutligt får denna utformning. Enligt koden ska TSO:n ges möjlighet att reservera gränsöverskridande transmissionskapacitet för utbyte av Energy Capacity eller för gemensamt utnyttjande av reserver (kap 4). Ei anser att så länge bedömningen är noggrant genomförd och analysen visar att det finns samhällsekonomiska fördelar med att reservera kapacitet för balansering så bör det få ske. Svenska kraftnät har framför att artikel 58 kommer att påverka aktörerna på den svenska marknaden. Artikel 58 fastställer att alla TSO:er senast två år efter det att nätkoden har trätt i kraft ska till alla tillsynsmyndigheter lägga fram ett förslag om harmonisering av balansavräkningsperioden inom och emellan synkronområden. Förslaget som ska bygga på en kostnad-nyttoanalys ska bland annat ta hänsyn till att balansavräkningsperioden inte får överstiga 30 minuter. För svensk vidkommande innebär detta att avräkningsperioden som idag är 60 minuter kommer att behöva ändras till åtminstone 30 minuter. Svk har framfört att en förändring av balansavräkningsperioden kommer att medföra investeringskostnader för nätägarna för att kunna uppfylla nya krav på mätningsutrustning, uppsamlingssystem och datakommunikation. De balansansvariga företagen påverkas också då de får kostnader för planering- och avräkningsverktyg samt ett större ansvar i balanseringen. Ei har bett Svk om en uppskattning på vad en förändring av balansavräkningsperioden skulle komma att kosta för marknadens aktörer. Ei inväntar Svks bedömning. Ei anser att det är rimligt att avräkningsperioden blir kortare i framtiden om det medför att elsystemet kan balanseras effektivare och det däremot är samhällsekonomiskt motiverat. Ei kan konstatera att nätkodens nuvarande utformning ger TSO:n möjlighet att till tillsynsmyndigheten ansöka om ett undantag om ett sådant stödjs av den kostnadnyttoanalys som TSO:n måste genomföra. Ei anser därför att nätkoden kan godtas men att det är viktigt att bevaka att artikel 58 ges ett innehåll som gör att en förändrad avräkningsperiod behöver genomföras först om det bedöms som samhällsekonomiskt motiverat. Slutligen kan Ei konstatera att innehållet i nätkoden kommer att medföra att Ei ska godkänna villkor (eller åtminstone de metoder som använts för att utforma villkoren) som Ei inte godkänner idag. Därför kommer den administrativa bördan för Ei och övriga tillsynsmyndigheter att öka under de kommande åren som en följd av nätkoden.

14 me e. Energimarknadsinspektionen em Swedish Energy Markets Inspectorate Datum Diarienr 14(15) Mot bakgrund av att nätkoden nu kommer att omarbetas av ENTSO-E med anledning av synpunkterna i ACERs yttrande kan Ei:s inställning till nätkoden att komma behöva omprövas. Beslut om detta yttrande har fattats av generaldirektören Anne Vadasz Nilsson. Vid den slutliga handläggningen har därutöver deltagit chefsjuristen Göran Moren, avdelningschefen Caroline Törnqvist samt analytikern Maria Rydberg, den sistnämnde föredragande. Anne Vadasz Nilsson Maria Rydberg

15 Ime e. i Energimarknadsinspektionen em e Swedish Energy Markets inspectorate Datum Diarienr 15(15) BILAGOR Bilaga 1 - ACER:s yttrande (nr 07/2014) Bilaga 2- Nätkod Electricity Balancing Bilaga 3 - Yttrande från Affärsverket svenska kraftnät Bilaga 4- Yttrande från Svensk Energi Bilaga 5 Yttrande från Vattenfall AB Bilaga 6- Yttrande från E.ON Sverige AB

16