Nätkod Demand Connection

EI1000, W-3.1, 2013-01-30 BILAGA 3 1 (16) Diarienr Internationella avdelningen Nätkod Demand Connection Bakgrund Syftet med denna nätkod avseende anslutning av betydande förbrukare till elnätet är i huvudsak att ställa upp regler för anslutning. Dokumentbeteckning ENTSO E Network Code on Demand Connection (21 December 2012) (NC DCC), bilaga 1. Som komplement till nätkoden har ENTSO-E även publicerat följande dokument: How can the Demand Connection Code facilitate Demand Side Response measures across Europe? JUSTIFICATION OUTLINES 21 DECEMBER 2012 FREQUENTLY ASKED QUESTIONS 21 DECEMBER 2012 EVALUATION OF COMMENTS 21.12.2012 Letter from ENTSO-E to ACER 8 March 2013, Subject: Amendments to the ENTSO-E Network Code on Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators and alignment of the Network Code on Demand Connection (and an alignment document of the code) Arbetet med nätkoden om anslutning av förbrukare Nätkoden har tagits fram av ENTSO-E i linje med ACER:s framtagna Framework Guidelines on Electricity Grid Connections (bilaga 2) publicerad den 20 juli 2011 och efter det att ENTSO-e fått ett brev med uppdraget från Kommissionen. Nätkoden har utarbetats efter dialog med intressenter, inklusive möten, publika seminarier m.m. mellan den 5 april och den 9 maj 2012. Hänsyn har även tagits till kommentarer lämnade vid publik konsultation under perioden 27 juni till 13 september 2012 och vid det sista publika seminariet den 12 december 2012. Vidare inkluderas resultat från flera bilaterala/trilaterala möten med ACER och Kommissionen. Nätkoden har lämnats till ACER för synpunkter (reasoned opinion) den 4 januari 2012. ACER genomförde ett seminarium för intressenter om koden i Ljubljana den 23:e januari Box 155, 631 03 Eskilstuna. Besöksadress Kungsgatan 43. Tel 016-16 27 00. registrator@ei.se. www.ei.se. Org.nr. 202100-5695

2 (16) 2013. ACER har lämnat sin rekommendation till Kommissionen genom följande dokument: Opinion of the Agency for the Cooperation of Energy Regulators No 06/2013, of 25 March 2013 (bilaga 3) Recommendation of the Agency for the cooperation of energy regulators No 04/2013, of 25 March (bilaga 4) Ei har den 25 februari 2013 anordnat en hearing för berörda parter (se nedan). Denna promemoria kommer att uppdateras när Kommissionen presenterar en slutlig nätkod till kommittologi. Lagstöd Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG av den 13 juli 2009 om gemensamma regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv 2003/54/EG. Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 714/2009 av den 13 juli 2009 om villkor för tillträde till nät för gränsöverskridande elhandel och om upphävande av förordning (EG) nr 1228/2003 Ramriktlinjen Framework Guidelines on Electricity Grid Connection publicerad av ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) den 20 juli 2011. Nätkodens innehåll Ur förordningen (EC) 714/2009 artikel 8(7):... the network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues.... Ur Framework Guideline Grid Connection För ökad förståels av denna promemoria har nedan valda delar ur ramriktlinjen kopierats in. Ramriktlinjen är inte översatt till svenska. Definitioner är kursiverade: Significant Grid Users pre-existing grid users and new grid users which are deemed significant on the basis of their impact on the cross border system performance via influence on the control area s security of supply, including provision of ancillary services. The network code(s) developed according to these Framework Guidelines shall define appropriate minimum standards and requirements applicable to all significant grid users. The minimum standards and requirements shall be defined for each type of significant grid user and shall take into account the voltage level at the grid user s connection point. The network code(s) shall specify the criteria and methodology for the definition of significant grid users. These shall be based on a predefined set of parameters which

3 (16) measure the degree of their impact on cross-border system performance via influence on control area`s security of supply, including provision of ancillary services ("significance test"). Furthermore, the network code(s) shall define the requirements on significant grid users in relation to the relevant system parameters contributing to secure system operation, including: Frequency and voltage parameters; Requirements for reactive power; Load-frequency control related issues; Short-circuit current; Requirements for protection devices and settings; Fault-ride-through capability; and Provision of ancillary services. The network code(s) shall set out how the TSO defines the technical requirements related to frequency and active power control and to voltage and reactive power management. The applicability of the standards and requirements to pre-existing significant grid users shall be decided on a national basis by the NRA, based on a proposal from the relevant TSO, after a public consultation. The TSO proposal shall be made on the basis of a sound and transparent quantitative cost-benefit analysis that shall demonstrate the socioeconomic benefit, in particular of retroactive application of the minimum standards and requirements. Where it is not demonstrated that the socio-economic benefits outweigh the costs of requiring compliance, pre-existing (and, in exceptional cases, new) significant grid users can be granted derogations. The format and methodology or principles of the cost-benefit analysis shall be prescribed by the network code(s). The network code(s) shall contain provisions committing TSOs and DSOs to publish and transparently communicate the detailed procedure for the initiation of new connection, including, inter alia, required documents, timing, methodologies, responsibilities, etc. This information shall also address the relevant grid access issues, which will be dealt with in more detail in the future Framework Guidelines for grid access. ENTSO-E:s sammanfattning av innehållet i koden (översatt av Ei, koden finns ännu inte på svenska): Generellt Definitioner Omfattning Kraven i koden gäller b.la. Förbrukare kopplad till stamnätet

4 (16) Distributionsnät kopplat till stamnätet Förbrukning som erbjuder Demand Side Response (DSR - reglering med hjälp av förbrukning) i form av aktiv och reaktiv modifikation (mfl) DSR SFC (SFC betyder System Frequency Control och innebär krav på nya kylskåp, frysar, värmepumpar osv) Driftanmälan - anslutningsprocess (Operation notification procedure for connection) Nya förbrukare och nya distributionsnät Befintliga förbrukare och befintliga distributionsnät Efterlevnad av nätkoden Övervakning av efterlevnaden Test av efterlevnaden Simulering av överensstämmelse Undantag från nätkoden Förfrågan Beslut Slutbestämmelser Ikraftträdande Användande av nätkoden Viktig artikel om DSR (Demand Side Respons reglering med hjälp av förbrukning) Artikel 21(5) beskriver att: Demand Side Response System Frequency Control (DSR SFC) shall mandatorily apply to new Temperature Controlled Devices identified as significant if this is decided in accordance with the procedure set forth below. Förslaget innebär att TSO:erna gemensamt ska göra en lista över vilka temperaturkänsliga apparater som berörs av DSR SFC. Listan ska skickas till Kommissionen och ENTSO-E föreslår en process för hanteringen. Alla artiklar i koden Kapitel 1 Allmänna bestämmelser Artikel 1-3 berör allmänna bestämmelser så som syfte och definitioner. Artikel 4-8 beskriver betydande förbrukare och betydande distributionsnätsanslutningar, hur befintliga förbrukare och distributionsnät berörs, omprövning av vem som är signifikant användare, hur koden tillämpas för nya användare samt vilka nya användare som är signifikanta. Artikel 9-12 berör föreskriftsaspekter, hantering av kostnader, sekretessregler och förhållande till nationell lag.

5 (16) Påverkan för svenska marknadsaktörer: Affärsverket svenska kraftnät (SvK) har lämnat synpunkt på att artikel 9(5) (enligt det av ENTSOE uppdaterade dokumentet den 8 mars) bör formuleras om för att SvK ska kunna behålla sin föreskriftsrätt, se nedan. Kapitel 2 Krav (tekniska krav) Artikel 13 berör generella frekvenskrav. Artikel 14 berör generella spänningskrav. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Synpunkter har uttryckts att för Sverige är 110 kv inte en lämplig spänningsgräns. Artikel 15 berör generella kortslutningskrav. Artikel 16 berör generella krav vad gäller reaktiv effekt. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Synpunkter har uttryckts att reaktiv effekt ska hanteras lokalt och koden bör inte detaljreglera detta. Artikel 17 berör generella krav på skydd. Artikel 18 berör generella krav på informationsutbyte. Artikel 19 berör generella krav vid utveckling, modernisering och utbyte av utrustning. Artikel 20 berör bortkoppling av förbrukning för att skydda systemet samt återkoppling. Artikel 21 berör generella krav för Reglering med hjälp av förbrukning (Demand Side Response DSR). Artikel 22 berör Reglering med hjälp av förbrukning, reaktiv effekt och hantering av överföringsbegränsning. Artikel 23 berör Reglering med hjälp av förbrukning för kontroll av systemfrekvensen. Påverkan för svenska marknadsaktörer: Synpunkter har uttryckts att DSR på frivillig basis riskerar att förhindras. DSR bör istället införas genom marknadslösningar. Artikel 24 berör Reglering med hjälp av förbrukning för mycket snabb kontroll av aktiv effekt. Artikel 25 berör kvalitet. Artikel 26 berör modell för simulering.

6 (16) Kapitel 3 Operativt anmälningsförfarande Artikel 27 berör generella krav angående operativt anmälningsförfarande av ny förbrukning och nytt nät. Artikel 28 berör bestämmelser angående förbrukning med reglering med hjälp av förbrukning inom en enhet och kopplad till nät med spänning lika med eller mindre än 1000 V. Artikel 29 berör gemensamma bestämmelser angående förbrukning och IKN (Closed Distribution Network 1 ) med reglering med hjälp av förbrukning kopplad till nät med spänning över 1000 V, samt förbrukningar och distributionsnät kopplade till transmissionsät. Artikel 30 berör bestämmelser angående förbrukning, med reglering med hjälp av förbrukning, inom en enhet kopplad till nät med spänning över 1000 V. Artikel 31 berör bestämmelser för distributionsnät och förbrukare kopplade till transmissionsnät. Artikel 32 berör bestämmelser angående anmälningsförfarande av aktivering av förbrukning och distributionsnät kopplade till transmissionsnät. Artikel 33 berör bestämmelser angående interimistiskt anmälningsförfarande av förbrukning och distributionsnät kopplade till transmissionsnät. Artikel 34 berör bestämmelser angående slutligt anmälningsförfarande av förbrukning och distributionsnät kopplade till transmissionsnät. Artikel 35 berör bestämmelser angående begränsat anmälningsförfarande av förbrukning och distributionsnät kopplade till transmissionsnät. Artikel 36 berör generella krav på anmälningsförfarande för befintlig förbrukare och befintligt distributionsnät. Kapitel 4 Efterlevnad Artikel 37 berör ansvar på förbrukare och distributionsnät vad gäller efterlevnad. Artikel 38 berör uppgifter för nätoperatör vad gäller övervakning av efterlevnad. Artikel 39 berör gemensamma bestämmelser för test av efterlevnad. Artikel 40 berör gemensamma bestämmelser för simulering av efterlevnad. Artikel 41 berör för test av efterlevnad av bortkoppling för att skydda systemet samt återinkoppling gällande distributionsnät kopplade till transmissionsnät. 1 IKN kontra Closed Distribution Network, frågan behöver utredas och det är inte gjort.

7 (16) Artikel 42 berör test av efterlevnad av informationsutbyte för distributionsnät kopplade till transmissionsnät. Artikel 43 berör test av efterlevnad för förbrukare och IKN (Closed Distribution Networks) vad gäller bortkoppling för att skydda systemet samt återinkoppling. Artikel 44 berör test av efterlevnad av reglering med hjälp av förbrukning för förbrukare och IKN (Closed Distribution Networks). Artikel 45 berör krav på test för efterlevnad vad gäller informationsutbyte för förbrukare och IKN (Closed Distribution Networks). Artikel 46 berör krav på simulering av efterlevand av reaktiv effekt vad gäller distributionsnät kopplade till transmissionsnät. Artikel 47 berör krav på simulering av efterlevand av reaktiv effekt vad gäller förbrukare kopplade till transmissionsnät. Artikel 48 berör krav på simulering av efterlevand av mycket snabb aktiv effektstyrning (Very Fast Active Power Control) vad gäller förbrukare eller IKN (Closed Distribution Networks). Artikel 49 berör övervakning av efterlevnad för distributionsnät kopplade till transmissionsnät. Artikel 50 berör övervakning av efterlevnad för förbrukare kopplade till transmissionsnät. Kapitel 5 Undantag Artikel 51 berör generella bestämmelser vad gäller undantag. Artikel 52 berör förfrågan om undantag. Artikel 53 berör beslut om undantag. Artikel 54 berör efterlevnad av förbrukare och distributionsnät (vad gäller undantag) Artikel 55 berör register för undantag. Artikel 56 berör tillägg till befintliga kontrakt. Artikel 57 berör ikraftträdande.

8 (16) Ei:s beredning av ärendet Synpunkter lämnade till ACER Ei har under arbetet svarat på en enkät från ACER där vi särskilt tagit upp följande frågor: Frihet för konsumenten att erbjuda DSR DSR ska implementeras genom marknadskrafter Reglering av DSR System Frequency Control bör ske genom ecodesign-direktivet och inte i denna kod. Förbrukare som kan mata in reaktiv effekt när spänningen är låg ska inte hamna i en sämre situation än andra förbrukare. Reaktiv effekt bör regleras på nationell eller lokal nivå genom bilaterala överenskommelser. Definitioner och andra frågor så som tillsynsmyndigheternas kompetens ska koordineras mellan de olika koderna. SvKs kompetens att reglera anslutningsfrågan genom föreskrifter bör tillåtas. Ei har vidare påtalat till ACER att vi önskar bevara den kompetensfördelning som idag finns mellan SvK och Ei och att SvK:s kompetens att anta föreskrifter inom detta område bevaras. Artikel 9 och särskilt 9(5), enligt ENTSO-E:s revision per 8 mars, är utformad så att den svenska kompetensfördelningen kan bestå till dess ny nationell reglering införs. Detta måste särskilt bevakas när nätkoden antas genom kommittologi. Ei har även under processen tagit upp det faktum att koden riskera att öka den administrativa bördan för Ei, och även för SvK och distributionsföretagen. Ei:s synpunkter på koden och processen framåt Koden har endast i begränsad omfattning kunnat stämmas av mot de övriga koderna, vilka utarbetas parallellt, i önskvärd utsträckning, särskilt avseende definitioner. Koden använder ett stort antal definitioner och en överensstämmelse av dessa jämfört med redan existerande EU-lagstiftningen vore önskvärt, liksom att kommande och redan publicerade nätkoders definitioner överensstämmer. Ei har som en av Europas tillsynsmyndigheter rekommenderat att Kommissionen ska anta nätkoden. Ei har deltagit i ACER:s arbetsgrupper som arbetat med nätkoden. Ei har också inhämtat sypunkter löpande från svenska aktörer, däribland Affärsverket svenska kraftnät. Ei har i processen framfört att vi anser att DSR ska hanteras med marknadslösningar. Hur den marknaden ser ut och hur incitament kan tas fram för en sådan marknad har vi inte tagit ställning till. Att låsa in en del av marknaden och reglera detta in en nätkod är inte optimalt. Det kan även vara lämpligt att införa en särskild aktör för DSR, vilket koden inte nämner för närvarande. Att i nätkoden föreslå detaljer kring hur Kommissionen ska agera, vilket nu sker, anser vi inte heller vara ändamålenligt. Hur DSR SFC tekniskt ska fungera är inte heller helt klarlagt utan kräver ytterligare

9 (16) utredningar då kunderna förstås inte få påverkas negativt. Tekniken är oprövad och det går inte att utesluta tekniska problem om inte ytterligare utredningar genomförs. Dessutom förutsätts omfattande kommunikation, vilket måste utredas vidare, även med hänsyn till kostnader som kan uppkomma. Vad gäller administrativa uppgifterna kan Ei konstatera att de kommer att utökas något i förhållande till vad som gäller idag för aktörerna. Koden innehåller detaljregleringar som medför ökad administration för DSO, TSO och Ei. Ett exempel på detta är s.k. operativa meddelanden som ska skickas mellan aktörerna. De administrativa bördorna bör därför begränsas. Koden bör inte heller göras mer omfattande än den redan är. Vilka ändringar som kan behöva genomföras behöver analyseras vidare av de systemansvariga. Den nu angivna spänningsgränsen om 110 kv, som olika krav i koden baseras på, är mindre lämplig ur ett svenskt perspektiv. För svensk vidkommande borde gränsen sättas nationellt till en högre spänning för att spegla det faktiska förhållande som råder i Sverige. Frekvenskrav och spänningsintervall bör särskilt studeras för dessas relevans mot dagens reglering. Kostnads-nyttoanalys (CBA) för flera av föreslagen saknas. Ei anser att det kan vara svårt för ENTSO-E, och därmed även för Ei och andra aktörer, att fullständigt överblicka kostnader för införande av koden. Kommissionen kommer att arbeta vidare med att kartlägga konsekvenserna innan nätkoden ska bli föremål för kommittologi. Ei konstaterar att i detta skede saknas viktigt underlag. Regleringen avseende s.k. cost recovery i art. 10 är tveksam ur ett kompetensperspektiv. Nätkoderna ska överensstämma med de ramriktlinjer som har antagits av ACER med stöd av förordning 715/2009. Regleringen av ersättning för kostnaderna är begränsad och innehåller i stort en procedur för bedömandet av skäligheten av desamma. Det är oklart om denna fråga kan regleras med stöd av den legala bas som följer av förordningen. Reaktiv effekt (artikel 16). Koden uttrycker inte klart hur reaktiv effekt ska hanteras. Detta bör tydliggöras. Vidare bedömer Ei att för att hålla ett register för undantag från krav i koden, t ex kan en nätägare i sin roll som nätoperatör ansöka om undantag från ett eller flera krav i koden genom en ansökan till tillsynsmyndigheten. Tillsynsmyndigheten ska hålla och publicera ett register för alla undantag man beviljar eller avslår. Eftersom registret också ska publiceras, behöver sannolikt ett IT-system för rapportering och sammanställning av uppgifter tas fram. Troligen kan ett standardprogram fungera, vilket medför låga kostnader. Specifikation av IT-stöd, handläggning av ärenden med mera kommer att kräva vissa resurser för Ei. Antalet begäran om undantag från reglerna som Ei behöver hantera förväntas till en början kunna bli högt. Koden innehåller bestämmelser (t ex artikel 4) om vem som får besluta i vilka frågor och hur beslut fattas i medlemsstaterna. Även om EU inte är förhindrad att lagstifta i sådana

10 (16) frågor, har detta i huvudsak varit en fråga för medlemsstaterna. Eftersom EU endast i begränsad omfattning kan lagstifta på området finns det skäl att närmare granska vilka bestämmelser som är nödvändiga för att kodens mål ska uppnås. Konsekvenser för aktörerna Sammanfattning av Hearing 25 februari 2013 och skriftliga remissyttranden till Ei Ei har erhållit synpunkter på den föreslagna koden från ett antal svenska intressenter. Både skriftliga synpunkter, se lista över bilagor 5-13, och genom den hearing som Ei anordnade den 25 februari 2013. Vid hearingen framkom i huvudsak följande synpunkter (för fullständiga minnesanteckningar, se bilaga 14): Koden bör endast reglera frågor av gränsöverskridande natur. Det som behöver regleras på europeisk nivå är därför endast krav relaterade till frekvensen. Det är bra att koden medger nationella avvikelser men samma regler bör snarare gälla inom samma synkronområde. På grund av de skilda kraven krävs en rättvis rollfördelning och kostnadsfördelning mellan olika DSO:er och TSO samt och uttagskunder. Detta bör ske främst genom marknadskrafter istället för genom tekniska krav. Koden innehåller ingen flexibilitet för utbyte av reaktiv effekt mellan DSO:er och TSO i det kommande scenariot med stor andel förnybar kraft. Reaktiv effekt bör hanteras på landsnivå och i koderna begränsas till att i utbytespunkter mellan TSO:er så ska utbytet på begäran från endera parten kunna regleras till 0 MVAr. Frågan om reaktiv effekt borde kunna lösas genom avtal som beror av lokala förhållanden. Den princip som bör vara EU-gemensam är rätten att skälig ersättning alltid ska utgå för leverans av varor och tjänster, i detta fall reaktiv effekt. Om man ska ha ett system för reaktiv avräkning vid uttagspunkten bör man även ha en avräkning vid inmatningspunkten. Nya lösningar så som Demand Side Response (DSR) på frivillig basis riskerar att förhindras genom tekniska krav i regleringen. Nya tjänster och stöd till DSO:er och TSO, t ex DSR, behövs på sikt. DSR bör införas genom marknadslösningar istället för reglering eftersom ny teknik, nya tjänster och kundens fria vilja annars kan komma att blockeras. Införandet av DSR bör även öppnas upp för en särskild aktör för aggregerade DSR-tjänster, s.k. aggregator. Krav som ställs på anläggningar i anslutningskoderna ska vara i paritet med regleringen i driftkoderna. I den föreslagna koden är kraven striktare än vad som är motiverat i driftkoderna. Koden bör studeras närmare vad avser icke koncessionerade nät (IKN) samt förhållandena mellan koderna och nationell rätt. Kostnads- och nyttoanalys saknas för krav som föreslås i koden. Frekvenskrav och spänningsintervall bör särskilt studeras för dessas relevans mot dagens reglering. Koden anger i flera fall att man ska eftersträva mål genom best endeavuor vilket är ett oklart begrepp och väcker frågor om vad som händer om målen inte uppnås. Prissignaler bör utgöra grunden för investeringar. För att hålla frekvensen stabil, som

11 (16) koderna avser, krävs antingen reglering av produktion eller konsumtion. Om detta inte är möjligt kommer det att inverka på leveranssäkerheten. Koden medför ökade administrationskostnader för DSO:er. Koden medför kostnader för kommunikation, t.ex. kommunikationsnät för DSR. Sammanfattning av skriftliga synpunkter: Fortum (urval): Om koderna medför merkostnader för elnätsföretagen bör dessa kompenseras genom intäktsramen. Idag är det krav på nollutbyte av reaktiv effekt i nättjänstavtalet med SvK men koden ger möjlighet att ställa krav på en mer aktiv reglering. En överenskommelse ska träffas vilken inbegriper ekonomisk ersättning. Respektive TSO ska föreslå vilka anläggningar som kan ha en tillräcklig påverkan för att kunna teckna avtal om DSR. Ökat ansvar för DSR innebär en betydande administrativ börda och ökade kostnader. SvK bör uppmanas att föreslå DSR på en sådan hög nivå att systemet blir kostnadseffektivt och rationellt. E.ON (urval): Förespråkar regelverk om möjliggör en marknadsorienterad utveckling av elmarknaden, dvs. säkerställa funktioner på marknaden samt undanröja hinder för diskriminerande behandling, och säkerställa att funktioner på marknaden samt undanröja hinder för diskriminerande behandling. Regelverket bör inte innehålla specifika tekniska läsningar vilket kan bidra till att utveklingen avstannar inom vissa områden. Koden är endast delvis i linje med uppställda i förordning och ramriktlinje. Definitionen av cross-border issues är väl tilltagen och inte begränsad till minimikrav. Tolkningen bör ses över av Ei och ACER. Jmf Eurelectrics tolkning att CrossBorder Issues endast är uppträdandet hos en komponent i elsystemet eller ansluten apparat som kan ge en påverkan eller inverkan vid en systemstörning som i sin tur kan ge en gränsöverskridande påverkan på en stor del av hela elsystemet. Större förändringar ska vara styrkta av en kostnads- och nyttoanalys. Avsaknaden av CBA är synnerligen påtaglig. Det finns också en risk att kostnader flyttas från de systemansvarigas monopolverksamhet till den konkurrensutsatta delen av marknaden. EON tolkar koden som att alla DSO:er inklusive slutkund är berörda (eftersom alla ska tillhandahålla DSR SFC). Konsekvenserna att inkludera frekvensövervakning och styrning av kunders apparater bör utredas, finns risk att detta hämmar kommande löningar. Definitionerna är vaga och gör det svårt att tolka koden. Nya krav bör tilldelas rättvist. Koden ska vara opartisk. Skyldigheter ska inte föras otillbörligt från systemoperatör till andra.

12 (16) Reaktivt effektutbyte: Koden förordar en läsning för alla utan att ta hänsyn till lokala förutsättningar. Ger risk för suboptimering i användandet av kompenserande apparater. Varje anslutningspunkt ska justeras med bilateralt anslutningsavtal. I annat fall ska CBA motivera. Demand Side Respons (DSR): Kommer att bli viktigt framtidens marknad. Koden bör beskriva minimikrav på DSR-funktion och mer detaljerade beskrivningar kan göras i standard. EON anser att det är riskfyllt att inkludera DSR, det finns fortfarande ingen studie kring hur DSR agerar på en aggregerad nivå. Vidare sakna analyser av scenarior med koden som utgångspunkt och där t ex intermittenet kraftproduktion och DSR interagerar ur ett systemperspektiv! Efterlevnad av krav: Det är orimligt att nätföretagen ska följa efterlevnad hos varje kund. Bör motiveras med CBA. Undantagsförfarande: Koden föreslår att elnätsägaren ska ta emot förfrågningar om undantag. Bör ställas till ansvarig myndighet. Det saknas sanktioner i koden. Vattenfall Eldistribution AB (urval): Allmänna synpunkter: Synpunkter på processen att det varit för lite insyn. Nätägarens uppgift är att planera och driva nätet efter produktionsapparatens tekniska förmåga. Arbetet borde helst göras om från början där intressenterna ges lika/bättre möjligheter att påverka innehållet. Artikel 2, definitioner: Bör ses över och rensas. Definition av Transmission Network är oklar. Artikel 14, tabell 2.2: Hur ser det ut på nedsidan i en 400/130 kv transformator som inte ägs av TSO? Det borde stå att tabellen enbart gäller för anslutningar till nät som hanteras av TSO. Artikel 16 ff: När maskade system möts är det viktiga att man vid behov kan gå till 0 MVAr ut/in-matning och inte hur det ser ut för stunden. Artikel 21 ff: DSR SFC, CBA måste visa att det är ekonomiskt försvarbart. Artikel 26, Simulation Models: Svårt för DSO att leverera dynamiska modeller för TSOns analysmetod. Bör formuleras om till förståeliga krav. Göteborg Energi AB (urval): Företaget har ett omfattande 130 kv-nät, vilket enligt ACERs definition blir stamnät. Viktigt att tydliggöra gränssnitt mellan näten (regionnät och lokalnät mm). Företaget hyser farhågor om ökad administration avseende dokumentation och kontroller, vilket medför betydande kostnadsökningar utan att nytta visas.

13 (16) Koden kommer att ge upphov till överlaster och andra problem i lokalnäten. Detta har visats genom forskningsprojekt. På sikt medför det ett mer omfattande nät och studier bör göras över kostnad och nytta. Svensk Energi (urval): Endast det som har påverkan cross-border ska regleras. De som utpekas som signifikanta i systemet, liksom nya krav de nya krav som ställs måste motiveras och visas med kostnads/fördelsanalyser. Saknas. Rättvis rollfördelning och kostnadsfördelning måste uppnås. Region- och lokalnäts roll är viktig. Marknadslösningar för att uppnå en viss funktion måste väljas före tekniska krav. Kommande smarta lösningar och aktiva kunders roll i systemet måste beaktas, flexibilitet. Kostnadstäckning och kostnadsfördelning mellan parter ett måste. Vilka ska anses vara signifikanta? Hur hantera icke koncessionspliktiga nåt eller andra slutna nät? Hur står sig nationell lagstiftning mot koderna? Vilka åtgärder behöver göras nationellt när en kod blivit antagen? Hur kommer ett sådant arbete att organiseras? Är kommittéförfarandet tillräckligt för att besluta om koderna och dess konsekvenser? Uppställda krav i koderna nyttjas inte i koderna för System Operation Roller för DSO:er mfl samt stödtjänster kopplat till LFC&R och Balancing DSR SFC, relevans på kylskåpsnivå? Rimlighet som krav för anslutning till nätet? Reaktivt effektutbyte i TSO/DSO-granssnitt, relevans i en framtid med stor andel RES och aktiva kunder med DSR? Tredjepartaktörers roll gällande aggregering av aktiva kunder som erbjuder DSR, behov. 110 kv-gränsen, ej relevant i Sverige LFDD och LVDD mm, relevans och skillnad mot dagens AFK, MF och Styrel? Procedurer för Noification och Compliance samt Derogation, relevans, t.ex. installationsblankett för kyl- och frysskåp, dynamiska modeller för regionnät? Sammanfattning av synpunkter inhämtade från Affärsverket svenska kraftnät (SvK) 15 mars 2013 Nätkoden är framtagen för att möjliggöra stabil drift av de europeiska kraftsystemen och för att ge ökat utrymme för decentralisering av frekvens- och spänningsreglering i ett elkraftsproduktionssystem under stark förändring. Utvecklingen går mot en betydligt större andel förnyelsebar produktion (RES), vilka ersätter traditionell synkron elkraftproduktion under delar av dygnet och året. Detta medför att dagens frekvens och spänningsreglering måste ersättas av andra reglerkällor, t.ex. reglering av förbrukning. Koden definierar väl kapabiliteterna för att möta sådana förändringar.

14 (16) Frekvens- och spänningstålighet: Frekvenståligheten för förbrukningsanläggningar och regionnät motsvarar den som angivits för generatorer, vilket ger en stabil systemdrift även i ansträngda situationer. Det är av stor vikt för systemstabiliteten att nät och förbrukningsanläggningar inte kopplas bort vid spänningsvariationer. Den spänningstålighet som koden kräver är i linje med SvK:s nuvarande driftinstruktion. Reaktiv effekt: Koden definierar hur mycket reaktiv effekt det är tillåtet att transportera till/från förbrukningsanläggningar och regionnät i varje enskild anslutningspunkt. SvK anser det viktigt att gränser för detta definieras i koden. Koden anger att effektfaktorn mellan aktiv och reaktiv effekt ska ligga mellan ±0,9 men ger möjlighet till snävare effektfaktor nationellt. SvK bedömer ±0,9 som generöst och kommer troligen att undersöka möjligheten till att införa ett snävare område. Reglering med hjälp av förbrukning (Demand Side Response DSR): Spänning och frekvens regleras normalt med koppling av statiska apparater och förändring av anslutna generatorers pådrag och magnetisering. Andelen synkrongeneratorer minskar och andelen RES ökar vilket medför behov av alternativ. Koden möjliggör att spänning och frekvens kan hållas med hjälp av till- och frånkoppling av förbrukning. Frånkoppling sker redan i dag med hjälp av fjärrkontroll där ägaren ersätts enligt förutbestämd tariff. Tillägget i koden innebär en möjlighet att autonomt reglera systemfrekvensen med hjälp av anslutna anläggningar som har lagrad energi i form av värme. Ur effektivitetssynpunkt måste den vara obligatorisk. Anläggningsägaren ersätts inte utan kostnaden tas bort ur en tariff som alla betalar. Frekvensregleringen ska inte påverka slutkund. En marknadslösning är olycklig eftersom denna inte kan tillgodoräknas av den systemansvarige och medför krav på dokumentation och kommunikationssystem. SvK stöder skrivningen i koden men önskar dock förtydligande kring det administrativa förfarandet vad gäller SFC DSR. Operativa meddelanden vid/efter anslutning (EON, ION, FON, LON): Förfarande enligt koden innebär onödigt och betydligt mer administrativt arbete vilket belastar nätoperatören. Uppfyllelse av föreskriften (Compliance): Nätoperatören ska regelbundet undersöka om en ansluten anläggning uppfyller koden. Denna funktion finns inte idag och resurser saknas. SvKs föreskriftsrätt: SvK har verkat för att få bibehålla sin nuvarande föreskriftsrätt inom detta område, vilket verket ser som helt nödvändigt för att kunna fullgöra åläggandena som systemansvarig myndighet. SvK önskar ändra artikel 9(5) till The allocation of tasks between the Relevant Network Operator, as well as the legal framework under which they determine the grid connections requirements under this Network Code, are established pursuant to this Network Code. TSOs granted public authority or competence according to national law can define requirements or adopt decisions thereto when defining requirements under this Network Code while respecting Directive 2009/72/EC.

15 (16) Konsekvenser för Ei Koden kommer genom kravet på notifiering till Ei och Ei:s roll att överprövavillkor att medföra utökade arbetsuppgifter för Ei. Koden medför även att Ei:s tillsynsverksamhet blir mer komplex och att vi får en större administrativ börda, bl.a. för att fatta beslut om metoder och undantag samt att hålla ett register för undantag. Det bör utredas vidare vilka bestämmelser enligt det nya regelverket som Ei ska tillsyn över och vilka uppgifter, liksom vilka uppgifter som ska utgöra en del av systemansvaret respektive ligga utanför.

16 (16) BILAGOR Bilaga 1 Nätkod NC DCC Bilaga 2 - Framework Guideline Grid Connection Bilaga 3 ACERs yttrande Bilaga 4 ACERs rekommendation Bilagelista med yttranden (från ärende 2013-100215): 5 Yttrande från E.ON Elnät AB 6 Yttrande från Fortum Distribution AB 7 Yttrande från Vattenfall AB 8 Yttrande från Göteborg Energi AB 9 Yttrande från Svensk Energi AB 10 Yttrande från Holmen Energi AB 11 Yttrande från Vattenfall Eldistribution AB 12 Yttrande från Villaägarnas Riksförbund 13 Yttrande från Affärsverket svenska kraftnät Därutöver har Konsumentverket och Ringhals AB svarat att de inte avser yttra sig över koden. Bilaga 14 - Minnesanteckningar från hearing den 25 februari 2013