MINNESANTECKNINGAR 1 (5) Datum Minnesanteckningar minnesanteckningar från hearing den 7 maj 2013 avseende nätkoderna Operational Security och Operational Planning and Scheduling Närvarande Magnus Andersson, Energimarknadsinspektionen Herlita Bobadilla Robles, Energimarknadsinspektionen Lena Jaakonantti, Energimarknadsinspektionen Caroline Törnqvist, Energimarknadsinspektionen Stig-Arne Ankner, Konkurrensverket Agnetha Linder, Umeå Energi AB Daniel Lundqvist, Energimyndigheten Jan-Olof Olsson, Fortum AB Anders Pettersson, Svensk Energi Erik Spiegelberg, Vattenfall vattenkraft AB Håkan Skarrie, Lunds Energi AB Erik Svensson, Affärsverket Svenska kraftnät Peter Takacs, E.ON, Sverige AB 1 Presentation Lena Jaakonantti och Caroline Törnqvist hälsade alla välkomna och gav en allmän presentation av nätkoderna och lagstiftningsprocessen samt syftet med hearingen. De koder som behandlas i Hearingen är: Operational Security (OS) Operational Planning and Scheduling (OPS) Övriga förkortningar som används: TSO Transmission System Operator (systemoperatör, i Sverige är det Affärsverket Svenska kraftnät) DSO Distribution System Operator (i Sverige motsvaras detta av regionnät och lokalnät) DSR Demand Side Response CBA Cost Benefit Analysis PGM Power Generating Module 2 Diskussion EI6003, W-3.1, 2013-01-30 Peter Takacs meddelade att han undrade i vilken utsträckning nationella intressen påverkat kodernas innehåll och huruvida någon insyn i lagstiftningsprocessen finns? Peter Takacs menar att det föreligger en risk att kommittologin kommer Box 155, 631 03 Eskilstuna. Besöksadress Kungsgatan 43. Tel 016-16 27 00. registrator@ei.se. www.ei.se. Org.nr. 202100-5695
2 (5) innebära stora förändringar av koderna, och detta utan att marknadsaktörerna kommer ha någon insikt i processen. Peter Takacs undrade även om Svenska Kraftnät har för avsikt att anta nya föreskrifter med anledning av koderna. Lena Jaakonantti, Energimarknadsinspektionen, förklarade avsikten med denna hearing, att kartlägga behov och krav ur svenskt perspektiv på harmoniseringen av nätregleringen, och att mötesanteckningarna från mötet samt alla inlämnade skriftliga synpunkter kommer att bilageras till avrapporteringen till Näringsdepartementet. Deltagarnas vid hearingen åsikter och frågor kommer att beaktas i Ei:s arbete med nätkoderna men att detta arbete bedrivs på sådant sätt att Ei finner det svårt att motsätta sig koden i sin helhet på grund av endast enskildheter i koden. Sverige kommer att delta under hela lagstiftningsprocessen även omfattande den kommande kommittologin (då europeiska kommissionen lagstiftar under insyn av en kommitté bl.a. bestående av nationella representanter). En av de frågor som framkommit i arbetet med nätkoderna har varit att avgöra på vilken nivå en fråga bäst regleras: nationellt, synkronområde eller europeiska unionen i sin helhet. Av förslagen till nätkod framgår att detta har varierat beroende av den fråga som regleras. Erik Svensson tillade att det pågår arbeten i regionala grupper parallellt med arbetet med dessa nätkoder. För att inflytandet över lagstiftningsprocessen är det viktigt att de svenska intressena dokumenteras och redovisas. Svenska Kraftnät har inte för avsikt att ta fram några nya föreskrifter med anledning av koderna utan koderna kommer gälla rakt över som ett övergripande regelverk. Möjligen kommer Svenska Kraftnät att ta fram en lista med tolkningar och definitioner av vilka betydande elnätsanvändare som ska uppfylla koderna. Caroline Törnqvist tillade att de regionala arbetena bedrivs i projektform och även omfattar praktiska frågor. Erik Spiegelberg, Vattenfall vattenkraft AB anförde bl.a. följande: Koderna är onödigt detaljerade och den metod som använts vid framtagning av koderna varit olämplig. Vid reglering av näten borde man istället ha inlett med att reglera det som motsvarar Operational Security-koden och den kommande koden för balancing. Först därefter borde man inlett arbetet med de övriga koderna. Lena Jaakonantti redogjorde kort för lagstiftningsprocessen för nätkoderna och tillade att det vid tidpunkten för hearingen var oklart hur många koder som kommer att skrivas inom området för systemsäkerhet. Erik Svensson instämde i vad Erik Spiegelberg sagt om att ett annat upplägg vid framtagandet av koderna förmodligen hade varit mer lämpligt. Erik Spiegelberg noterade att den enda norm som ställs upp för driftstatus är det s.k. N-1 tillståndet. En mer flexibel norm borde tillämpas med olika strikta krav beroende av nät.
3 (5) Erik Svensson svarade att eftersom koderna endast är tillämpliga i de fall som definierats som gränsöverskridande, bl.a. genom de olika definitionerna på betydande elnätsanvändare (Significant Grid User), finns en sådan flexibilitet genom den parallella regleringen dels genom driftkoderna och dels genom nationell reglering på de områden som inte omfattas av driftkoderna. Flexibilitet finns också i viss utsträckning genom undantag motiverade genom en kostnadsnyttoanalys (CBA). Koden är mer omfattande än vad som är motiverat för dagens nät men eftersom koden är tänkt att tillämpas under en 20-årsperiod och då utökad produktion genom förnyelsebart (RES) kommer att ställa nya krav, framför allt i distributionsnätet, är det nödvändigt att vara framåtblickande i regleringen. Erik Spiegelberg upplyste i sammanhanget att det, med de olika definitionerna på betydande elnätsanvändare, kommer att vara svårt att avgöra när en fråga regleras av driftkoderna och när en fråga regleras av nationell rätt. Man kan bl.a. tänka sig gränsdragningsproblem på grund av tröskeleffekter där en produktionsenhet (PGM) i ett sammanhang med ett större antal enheter kunde tänkas medföra att ett nytt regelverk med andra tekniska krav skulle tillämpas på samtliga enheter. Dessutom skapar det förhållandet att samma definition i OS och RfG (kod för anslutning av generatorer) används för att definiera betydande elnätsanvändare, med skilda tillämpningsområden, förvirring i vilka fall nationella avvikelser och regler ska tillämpas och i vilka fall driftkoderna ska tillämpas. Jan-Olof Olsson instämde. Peter Takacs framhöll också att problematiken kring definitionen av betydande elnätsanvändare gör det svårt att identifiera anläggningar för vilka ska leverera realtidsinformation. Det föreligger även problem i att definiera realtidsinformation. Erik Spiegelberg poängterade att koderna måste vara tillräckligt flexibla för att det europeiska samarbetet på området inte ska riskeras. Caroline Törnqvist tillade att Energimarknadsinspektionen instämde i detta. Lena Jaakonantti tillade att nätkoderna i nuläget inte stämmer överens med varandra, både avseende tillämpningsområde och vem som har att uppfylla nätkodernas regleringar. Lena Jaakonantti sammanfattade hearingen. Erik Svensson tillade att det visat sig svårt att på ett lämpligt sätt definiera begreppen TSO och DSO men att det för Svenska Kraftnät varit viktigt att det är definitionen enligt förordning 714/2009 som gäller. Driftkoderna kommer att innebära ytterligare arbete för DSO. Lena Jaakonantti tillade att det utökade ansvaret för DSO även kommer att medföra ett större informationsutbyte mellan DSO och TSO.
4 (5) Erik Spiegelberg poängterade att DSO måste få kostnadstäckning genom tariffer för de ökade kostnader som det ökade informationsutbytet och informationsinhämtningen kommer att medföra. Erik Svensson tillade att det ökade ansvaret för DSO kommer att medföra ökade kostnader och att informationsutbytet är tänkt att fungera så att information kan sändas direkt från betydande elnätsanvändare till TSO eller från DSO till TSO enligt koden. Lena Jaakonantti meddelade att det för närvarande är oklart i frågan om kostnadstäckning genom tariffer. Jan-Olof Olsson tillade att den informationsinhämtning och det informationsutbyte som koderna föreskriver omfattar information som inte är nödvändig för DSO:s arbete. DSO kommer att behöva reglera reaktiv effekt enligt koden och Jan-Olof Olsson menade att spänningen i lokalnät inte är en gränsöverskridande fråga. Lena Jaakonantti meddelade att koden Operational Planning and Scheduling reglerar planering från ett år framåt till information i realtid avseende processer. I OPS avses med Common Grid Model samma modell som i koden CACM och i tillägg till betydande elnätsanvändare har man även infört begreppet relevant asset. Enligt OPS ska en ettårsplan fastställas i augusti för nästkommande år. Erik Svensson meddelade att de nordiska TSO:erna har medverkat till en mer flexibel metod som tar hänsyn till Nordens hydrologiska beroende. OPS-koden utgör en kodifiering av den metod som används redan idag och Svenska kraftnät anser att man har en metod som uppfyller kraven i OPS. Lena Jaakonantti tillade att OPS-koden inte nödvändigtvis behöver påverkar det informationsflöde som finns redan idag. Jan-Olof Olsson poängterade att det på grund av bristen på praxis kommer att bli svårt att avgöra när informationsinhämtning och utbyte regleras av OPS-koden och när den regleras av nationell rätt. Detta har betydelse eftersom inhämtningen och utbytet är mer omfattande enligt OPS-koden. Lena Jaakonantti meddelade att det i dagsläget var svårt att ge en närmare precision i frågan. Det kan hända att definitionen på betydande elnätsanvändare kan avvika från andra koder eftersom regleringar i OPS kan hänföras till fysiska och juridiska personer istället för anläggningar i annan omfattning än ex. koden för anslutning av generator. Svenska Kraftnät ska med utgångspunkt i koderna utarbeta en lista över anläggningar som ska omfattas av definitionen för SGU enligt driftkoderna. Erik Svensson tillade bl.a. följande: Det är uppenbart att koden omfattar överföring på de gränsöverskridande ledningarna. I övrigt är läget oklart och Svenska
5 (5) Kraftnät vill gärna att definitionen på betydande elnätsanvändare prövas så att OPS-koden får ett mer begränsat tillämpningsområde. Svenska Kraftnät undrar om definitionen för betydande elnätsanvändare i OPS-koden kommer att påverka skyldigheter enligt andra koder. Erik Spiegelberg framhöll att det är ett grundläggande krav att nätbolag får full kostnadstäckning för de ytterligare uppgifter som följer av de aktuella koderna. Om en reglering är nödvändig ska den givetvis införas men i övrigt bör regleringarna i koderna vara beroende av utfallet i en kostnadsnyttoanalys. Lena Jaakonantti kommenterade detta med att ACER efterlyst en kostnadsberäkning från ENTSO-E. Erik Spiegelberg tillade att kostnader för realtidsmätning endast med säkerhet kan beräknas när man erhållit offerter på de arbeten som måste göras på näten. Erik Spiegelberg tillade att skillnaderna mellan definitionerna på betydande elnätsanvändare mellan RfG och SO medför att kravet om kostnadsnyttoanalys vid undantag från kodernas tekniska krav på produktionsanläggningar påverkas. Det är avgörande att kostnaderna för en reglering är motiverade vilket medför att det inte går att hänvisa i OPS till koden för anslutning av generatorer avseende definitioner. Slutligen tillägger Erik Spiegelberg att spänningsnivån 110kV i definitionen på betydande elnätsanvändare borde tas bort. Erik Svensson svarade att ENTSO-E haft för avsikt att definitionen för betydande elnätsanvändare skulle vara densamma i både RfG och OS, men att det visat sig att detta skulle bli mycket kostsamt. Stig-Arne Ankner tillade bl.a. följande: Definitionen på TSO och DSO är oklar och avgörande för att fastställa vem som har skyldigheter enligt förordningen. Unbundling (att skilja produktion och försäljning av el från överföring och distribution) har visat sig vara en svår men viktig fråga att hantera i lagstiftningsarbetet kring el. Stränga krav på åtskillnad och oberoende har hittills enbart gällt för TSO:er. Utvecklingen mot att DSO:er (i Sverige region- och lokalnätsföretag) i allt större utsträckning blir ålagda TSO-uppgifter med hantering av företagsspecifik och potentiellt marknadspåverkande information, gällande konkurrenter till DSO:ernas systerföretag som bedriver elproduktion/handel, aktualiserar behov av skärpta åtskillnadskrav även på DSO:er. Caroline Törnkvist meddelade att en utredning om harmonisering av vissa delar av tariffer pågår. Lena Jaakonantti berättade också att arbete även pågår i fråga om kring-flöden och transitflöden vilket kan komma att påverka tariffberäkningarna.