Embed Size (px)
Citation preview
BILAGA 3 1 (16)
Diarienr
2013-101543
Internationella avdelningen
Box 155, 631 03 Eskilstuna. Besöksadress Kungsgatan 43. Tel 016-16 27 00. [email protected]. www.ei.se. Org.nr. 202100-5695
EI1
00
0, W
-3.1
, 2
01
3-0
1-3
0
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
2 (16)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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 socio-
economic 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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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 Network1) 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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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 kompetens-
perspektiv. 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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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 effektivitetssyn-
punkt 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)
Diarienr
2013-101543
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)
Diarienr
2013-101543
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
