Temadag med bransjen April 2018, Radisson Blu Hotel Nydalen

Transkript

1 Temadag med bransjen April 2018, Radisson Blu Hotel Nydalen Kl kl.16.30, med påfølgende middag Formål med dagen: Informasjon og dialog med bransjen rundt følgende hovedtemaer: Utvikling av systemansvaret Kapasitetsfastsettelse Finere tidsoppløsning i markedene

2 Agenda temadag 4. April 2018 Tid Sak Velkommen Kristin Lucie Munthe Systemansvaret utvikling Forskriftsendringer 2017 og planer for ytterligere endringer i 2018 Retningslinjer fos Revisjon av veileder for funksjonskrav / FIKS TSO/DSO Vurderinger fra samarbeidsforum med nettselskapene og videre arbeid Lunsj Kapasitetsfastsettelse inkl. flytbasert metodikk Europeiske diskusjoner: Vinterpakken inkl minimumskapasiteter, budområder mm. Innspill fra Energi Norge, - hva er viktig, positivt og utfordrende Innspill fra Norsk Industri, - hva er viktig, positivt og utfordrende Flytbasert kapasitetsberegning Pause Finere tidsoppløsning i markedene Innledning Innspill fra Energi Norge, - hva er viktig, positivt og utfordrende Innspill fra Norsk Industri, - hva er viktig, positivt og utfordrende Konsept og problemstillinger. Status, implementeringsplan, involvering av bransjen. Astrid Ånestad, NVE Roar Kristensen, Statnett Hans Olav Ween, Statnett Anne Sofie Risnes, Statnett Kjell Arne Barmsnes, Statnett Anders Sivertsgård, Energi Norge Ole Løfsnæs, Norsk Industri Trond Jensen, Statnett Anders Moe, Statnett Anders Sivertsgård, Energi Norge Ole Løfsnæs, Norsk Industri Gerard Doorman, Statnett Samarbeid med bransjen, generelt Ingrid Eivik, Statnett Oppsummering Kristin Lucie Munthe 17:00 Middag, Nydalen Bryggeri og Spiseri

3 KOMMENDE ENDRINGER SYSTEMANSVARSFORSKRIFTEN Astrid Ånestad Overingeniør Seksjon for regulering av nettjenester

4 Forskriftsendringer systemansvarsforskriften Del 1 høst 2017 / vår 2018 Del 2 høst 2018 Del 3 høst 2019

5 Del 1 Endringer i 8 bestemmelser, bla. Innføring av ny bestemmelse om retningslinjer Systemkritiske vedtak Høringsfristen var 1. oktober: 25 høringsuttalelser Noen innspill på innhold som vil komme i retningslinjene: eget løp. Søknad om å endre tidspunkt for ikrafttredelse. Under vurdering

6 Del 2 Implementere nettkodene (CACM, SO-GL, RfG, DCC, HVDC) Generelt ikke behov for store endringer i systemansvarsforskriften Fos 14 (idriftsettelse av tekniske anlegg i kraftsystemet) Retningslinjer for resterende bestemmelser

7 Del 3 Eventuelle endringer om ansvarsfordeling ( DSO-TSO ) Jobber med problemstillingen parallelt med forskriftsendring del 2 Andre endringer Insentiver

8 Retningslinjer for systemansvaret Temadag med bransjen Oslo, / Roar Kristensen

9 Innhold Retningslinjer for fos Retningslinjer fos 28a Berørte bestemmelser i fos Føringer fra NVE Prosess Tidsplan Høring av retningslinjene Leveransen

10 Ny måte å regulere systemansvaret på Systemansvarliges vedtak skal være basert på godkjente retningslinjer Krevende å få på plass Systemansvarlig kjenner ikke endelig forskriftstekst eller ev. nye føringer fra NVE Knappe tidsfrister Krevende å få til en god dialog med bransjen Har bedt om utsettelse for noen bestemmelser For å muliggjøre en bedre dialog med bransjen

11 Ny 28a Retningslinjer* Systemansvarlig skal utøve myndigheten som nevnt i denne forskrift 5, 6, 8, 8a, 8b, 14a, 21 og 22 i tråd med retningslinjer godkjent av NVE. Systemansvarlig skal utarbeide forslag til retningslinjer som sendes berørte aktører på høring. Forslaget sendes deretter til NVE for godkjenning sammen med en oppsummering av høringsuttalelsene. Godkjennelse kan nektes dersom NVE finner at retningslinjene ikke er hensiktsmessig utformet. Før iverksettelse skal berørte aktører varsles og gis en rimelig frist for å tilpasse seg de nye retningslinjene. Annet ledd gjelder tilsvarende ved endring av retningslinjene. NVE kan gi pålegg om endring av retningslinjene. Ved fastsettelse av systemkritiske vedtak kan retningslinjene fravikes dersom dette er nødvendig for å forhindre eller begrense konsekvensene av anstrengte driftssituasjoner eller driftsforstyrrelser. I slike tilfeller skal systemansvarlig i etterkant innen rimelig tid gi NVE og berørte aktører en skriftlig begrunnelse for vedtaket. * Forbehold: Vi har ennå ikke sett endelig forskriftstekst

12 Føringer fra NVE Informasjon om hvilke kriterier som systemansvarlig vil basere sine vedtak på Kriterier for bruk av og valg mellom ulike virkemidler Dagens praktiseringsdokument kan tjene som utgangspunkt for retningslinjene, men bør utfylles og forbedres Utformes i tråd med til enhver tid relevant EØS-regelverk Høring med berørte aktører Forventer 3 måneder ved etablering av nye retningslinjer Skal godkjennes av NVE NVE har signalisert at de ønsker retningslinjene oversendt i november 2018, med ikrafttredelse Systemansvarlig har bedt om utsatt frist for noen av bestemmelsene

13 Berørte bestemmelser Første runde med å etablere retningslinjer vil berøre disse bestemmelsene 5 Flaskehalser og budområder* 6 Fastsettelse av handelskapasitet* 8 Anmelding* 8a Planlegging av produksjon 8b Planlagt effektregulering* 14a Rapportering av anleggsdata ved idriftsettelse 21 Systemvern 22 Feilanalyse og statistikk * bedt om utsatt frist til

14 Balansegang ved utarbeidelse av innholdet i retningslinjene For detaljert Umulig å beskrive hvordan vi i detalj håndterer alle driftssituasjoner Ulike driftssituasjoner krever ulik virkemiddelbruk Krevende å fange opp alle regionale problemstillinger Balansert Bedre informasjon om kriteriene og bruk av systemansvarliges virkemidler enn dagens praktiseringsdokument Tilfredsstille krav til å ligge offentlig tilgjengelig kraftsensitiv informasjon For overordnet Gir ingen nytte, verken for aktørene, systemansvarlig eller NVE

15 Hovedaktiviteter 2018 Utarbeide nye retningslinjer som oppfyller NVEs forventninger Videreføre dagens praksis samt oppfylle forventingene til innhold i retningslinjer Første del av oppdraget har svært kort tidsfrist Inntil 3 mnd. høring med bransjen Muligheter for spørsmål/avklaringer under vegs Informasjon til bransjen Temadag 4.4 Systemoperatørforum Vurdere mulighetene for et informasjonsmøte med bransjen under høringsperioden Bearbeide innspill fra bransjen etter høring NVEs godkjenningsprosess for retningslinjene Iverksettelse Retningslinjene publiseres på Statnetts hjemmesider

16 Videre arbeid Arbeidet med retningslinjer vil være et kontinuerlig arbeid Dersom vi får utsatt frist for noen av bestemmelse angitt i første runde, må disse bearbeides ut i 2019 Utarbeide retningslinjer i flere påfølgende runder ved kommende endringer i fos Vedlikeholde og oppdatere retningslinjene

17 Tidsplan Usikkerhet knyttet til sluttidspunktet Hvor lang tid skal NVE ha til godkjenning av retningslinjene Endringer i fos vedtas av NVE i april 2018 Intern utarbeidelse og forankring av retningslinjer frem til ultimo juni Høring hos bransjen Bearbeiding av innspill fra bransjen Oversendelse til NVE i 'november' for godkjenning Publisering av godkjente retningslinjer Utsendelse av høringsutkast Høring hos aktørene Sende til NVE Godkjenning NVE Eksternt april mai juni juli august september oktober november desember Internt Intern utarbeidelse og forankring av underlag Bearbeide høringssvar

18 Leveransen til NVE Oversendelsesbrev med én* samlet pakke som kan godkjennes av NVE Forslag til konkrete retningslinjer 5, 6, 8, 8a, 8b, 14a, 21 og 22 Begrunnelse for forslaget med en beskrivelse av konsekvensene, herunder kost/nytte vurderinger der det er relevant Vedlegg med en oppsummering av innkomne høringsuttalelser og systemansvarliges vurdering av disse *NVE vil kanskje gi oss ulik frist for oversendelse

19 Oppsett og innhold i retningslinjene Innledende del Lovverk, systemansvarliges vedtakskompetanse, lydighetsplikten, generelle prinsipper etc. Retningslinjer for de enkelte bestemmelsene Relativt kortfattet og presist beskrevet Kriterier for systemansvarliges vedtak, med utdypende forklaringer i tekstbokser eller i vedlegg Vedlegg Standardskjemaer for rapportering Tekniske forklaringer eller utdyping av forståelsen til enkeltbestemmelser Referanser og øvrige veiledningsdokumenter Nasjonal veiledning for funksjonskrav i kraftsystemet (FIKS)

20 Temabeskrivelse Systemansvarlig vil vurdere å utvide retningslinjene med temabeskrivelser Kan innarbeides når flere av bestemmelsene er omfattet av retningslinjer Temabeskrivelser kan synliggjøre hvordan ulike virkemidler griper inn i hverandre og hvordan ulike problemstillinger normalt håndteres Ønsker tilbakemelding fra bransjen om behovet for og ønskede temabeskrivelser. Eksempler på temaer kan være: Flaskehalshåndtering internt i budområdet Driftsforstyrrelser og anstrengte driftssituasjoner Koordinering av driftsstanser

21 Publisering Det ligger an til at retningslinjene skal publiseres på Statnett sine hjemmesider Nettbasert med funksjonalitet for enkel navigering i dokumentet Versjonsangivelse med historikk Vurdere behovet for mulighet for utskrift av hele dokumentet

22 Tilbakemeldinger fra bransjen Gi gjerne tilbakemeldinger allerede i tidligfase Struktur, inndeling og oppsett Behov for eller ønskede temabeskrivelser Tilbakemelding høring Gi begrunnede tilbakemeldinger, gjerne med alternativ og konkret måte å håndtere problemstillingen på Det er retningslinjene som kommer på høring Det som er fastlagt i forskriften er det ikke mulighet til å kommentere på

23 Revisjon av veileder for funksjonskrav / FIKS Oppfølging og implementering av endringer i forskrift om systemansvaret og EUs forordninger om tilknytning Radisson Blu Nydalen, / Hans Olav Ween

24 Behov for revisjon av FIKS Dagens FIKS-2012 er ikke oppdatert med utviklingen Flere oppdateringsbehov er påpekt internt Flere inkonsistenser og mangler i gjeldende versjon Gjennomgangen av EUs tilknytningsregler har synliggjort revisjonsbehov (eks. FRT krav) Skal på sikt innarbeides i retningslinjer for forskrift om systemansvaret (RfS) Behov for å tydeliggjøre grensene mot annet regelverk Beredskapsforskriften Bestemmelser og vilkår i anleggskonsesjoner DSBs regelverk - FEF Funksjonskrav og roller gitt av EUs tilknytningsforordninger Områder åpne for tilpasning Aktørenes ulike ansvar og roller TSO/systemansvarlig, Aktuell systemoperatør/dso/netteier, Tiltakshavere Sikre funksjonalitet til enkeltkomponenter eller til enheter/anlegg Generelle eller tilpassede funksjonskrav Funksjonsbehov i ulike deler av kraftsystemet kan være ulikt Prosess for godkjenning og oppfølging av kravetterlevelse er mangelfull

25 Veiledning til "Veiledningen" Oppdatert Fos 14 Søknadsmal Veileder for når det skal søkes iht. fos 14 Veileder til krav i FIKS om prøver og dokumentasjon av prøver Veileder til krav i FIKS om Fault-ride-through egenskaper for produksjonsanlegg Nye oppdateringer vurderes og er under arbeid Oppdatert veiledning til FRT Veiledningsdokument for vindkraftanlegg Vern, målinger og meldinger, reaktiv effekt og spenningsregulering, svartstartegenskaper,.

26 Oppfølging av leveranse til NVE Brev fra NVE datert Anmoder systemansvarlig om å revidere FIKS Innenfor rammene av dagens fos 14 Legge til rette for innlemmelse i "Retningslinjer" for systemansvaret Tilrettelegge for veiledning av EUs tilknytningsregler NVE mener systemansvarlig bør tillegges ansvaret for å utarbeide detaljene for hvordan systemansvaret skal utføres NVE har ikke satt noen konkrete frister for arbeidet

27 Berørt regelverk Forskrift om systemansvaret 14 om vedtak om godkjenning av anlegg Veiledende funksjonskrav til anlegg i kraftsystemet FIKS Oppdateringer i egne veiledningsnotater Ny EU regulering (Network Codes/ Guidelines) Requirements for Generators Demand Connection Requirements for grid connection of high voltage direct current systems and direct current-connected power park modules System Operation Emergency and Restoration

28 Dagens struktur i FIKS-2012 Virkeområde og rollefordeling Nettanlegg Produksjonsanlegg Vern i sentralnettet Vern i regionalnettet Feilskrivere Vedlegg Spesifikasjon for krav til turbinregulatorer i norske vannkraftaggregater Spesifikasjon av reguleringstekniske krav til magnetiseringssystemer og dempetilsatser Definisjoner, ord og uttrykk Informasjon om praktisering av systemansvaret Søknadsmal FoS 14 saker

29 Organisering av arbeidet

30 Ressursgruppe? Leverandører ABB Voith Hymatek Andritz Siemens Universitet og FoU miljø Sintef Energi NTNU Konsulenter Norconsult Multiconsult DNV-GL

31 Aktør- og myndighetsinvolvering Bransjeorganisasjoner Energi Norge, Distrikts Energi, Norwea, Småkraftforeningen Aktører Relevante nett- og produksjonsselskap Standardiseringsorganisasjoner NEK, "REN" Leverandører og konsulenter Voith, Hymatek, Andritz, Siemens, ABB, Norconsult, Multiconsult, DNV-GL etc. Myndigheter NVE/OED (konsesjons- og beredskapsmyndighet), RME (reguleringsmyndighet), DSB

32 Invitasjon om deltakelse Systemansvarlig vil sende ut en invitasjon om deltakelse til relevante organisasjoner og selskaper Frist for tilbakemelding primo mai 2018 Systemansvarlig forventer aktiv deltakelse i og mellom referansegruppemøter Oppstartsmøte medio juni 2018

33 Fremdriftsplan for arbeidet Oppstart (april 2018) Avleveringstidspunkt (høsten 2019) Starter med nettanlegg frem til årsskiftet 2018/19 Produksjonsanlegg startes opp primo september 2018 og går frem til våren 2019 Arbeidet sees i sammenheng med Statnetts arbeid med TSO/DSO, Retningslinjer for forskrift om systemansvaret, Implementering av EUs forordninger, Implementering av ny modul i Fosweb for fos 14-behandling

34

35 Spørsmål eller kommentarer?

36 DSO en ny rolle? Presentasjon på temadagen 4.april 2018 Anne Sofie Risnes,

37 Sentrale spørsmål Hvem er DSO? Hvilke rettigheter og forpliktelser får DSO? Hvordan påvirker DSO rollen markedsadgang for nye og eksisterende fleksibilitetstilbydere i eksisterende (og potensielt nye) marked?

38 Kommer DSO-diskusjonen fra EU? Reiten-rapporten koordinerende DSO Hvem er DSOen? Ifølge OED (ved implementering av andre pakke) er nettselskapene med anleggs- og områdekonsesjon å anse som DSOer I nettkoder fra Tredje energimarkedspakke og fremtidige "Vinterpakken" tydeliggjøres DSOens ansvar og rettigheter

39 Drifte nett Utøve systemansvar

40 Norge er et desentralisert og fornybart kraftsystem Mer enn 40 % av installert kapasitet (i MW) er tilknyttet distribusjons- og regionalnett Allerede eksisterende flaskehalser også i underliggende nett

41 Likebehandling av aktører Markedstilgang Transparens Driftssikkerhet

42 Flaskehalser påvirker hvilket nivå vi trenger informasjon og bud. Hvem og hvordan skal vi overvåke snittgrenser i underliggende nett? Kan nettselskap motta produksjonsplaner?

43 Samarbeidsforum med bransjen Deltagere: Troms Kraft Nett, NTE, Mørenett, Hafslund Nett, Hålogaland kraft, BKK Nett, Agder Energi Nett, Norgesnett, Sognekraft, Ringerrikskraft Nett, EnergiNorge, DistriktsEnergi og Statnett Ambisjon: en åpen dialog og et felles utgangspunkt for videre utvikling av DSOrollen i Norge

44 Tema for samarbeidsforum Hva er DSOer og hvordan utvikle løsninger som gjør det mulig for disse å utøve systemdrift? Utvikling (regulering) bør skje gradvis basert på erfaring fra piloter og utvikling i bransjen. Hvordan kan vi allerede nå utsette og redusere behovet for nettinvesteringer? Bilaterale avtaler om reservekapasitet og spenningsstøtte Systemvern ved begrensninger i overføringskapasitet Anbefaler NVE å myke opp tilknytningsplikten

45 TSO/DSO Statnetts utgangspunkt For å sikre en rasjonell utvikling og utnyttelse av kraftsystemet må DSOene gis nye virkemiddel! Hvilke virkemiddel og informasjon har nettselskapet behov for? Hva kan det enkelte (DSO) nettselskap gjøre? Hvordan kan vi best håndtere koordineringsbehov mellom selskap og nett? Statnett ønsker å teste løsninger (utøvelse av oppgaver og IKTbehov) gjennom pilot-prosjekt i regionalnett The future is electric

46 Kapasitetsfastsettelse Temadag med bransjen 4. april 2018

47 Europeiske diskusjoner Vinterpakken (Clean Energy Package CEP) Oslo, 4 Apr 2018 / Kjell Arne Barmsnes

48 Veien videre - CEP 21 Feb: ITRE adopts CEP position March: EP Plenary confirms trilogue mandate Bulgarian Presidency Austrian Presidenc y April/May: 1 st scoping trilogue July: 1 st content trilogue Further trilogues towards adoption

49 Statnetts vurdering (i stor grad enig med ENTSO-E) Tema EC EP Rådet Kommentarer Balancing (Reg art 4&5) Intraday XB GCT & ISP (art 7) Capacity Calculation (Reg 13, 14) Rådet: Dimensjonering & innkjøp kan gjøres regional. Begrensing fjernet for XB kapasitet reservasjon for balansering. EP: Regional dimensjonering og XB kapasitet reservasjon begrenset til 5% Rådet: forslag stort sett I tråd med GLEB.tekst i store trek text largely aligned with EBGL. EP: 15 min XB ID GCT, ISP 15min i 2021 I stor grad enighet mellom ACER, EC, EP og Rådet om minimumskapasiteter. Congestion income (Reg Art 17) CRMs (Art 21, 23) - XB deltagelse Ancillary services (Dir 54) Akseptabel, flaskehalsinntekter kan brukes til å redusere tariff ved nasjonal beslutning EP: Ingen eksplisitt interconnectordeltagelse. Rådet: tillater interconnectordeltagelse men med 4års grense. Begge legger opp til XB deltagelse i kapasitetsmekanismer EP: tillater TSO-eierskap av ancillary services assets dersom de er en integret del av nettet. Rådet: stort sett i tråd med EP.

50 Budområder kompromiss i EP Budområdergrenser skal baseres på langsiktige, strukturelle flaskehalser, og slike flaskehalser skal ikke være lokalisert inne i budområder Med mindre slike flaskehalser ikke påvirker andre budområder Eller at slik påvirkning kan løses med avbøtende tiltak (remedial actions)

51 Kapasitetberegning kompromiss i EP Max kapasitet av interconnector/transmisjonsnett skal gis til markedet Skal være i tråd med sikkerhets-standarder for sikker nettdrift Mothandel (inkl grensekryssende) skal brukes for å gi max kapasitet til markedet, med mindre det kan dokumenteres at dette ikke er økonomisk effektivt NTC-basert kapasitetsberegningsmetode: Min 75% av NTC Flytbasert kapasitetsberegningsmetode : 75% av termisk kapasitet for kritiske nettverks element

52 Kapasitetsfastsettelse inkl flytbasert metodikk Statnetts temadag 4. april 2018 Anders Sivertsgård

53 Flytbasert er viktig og utfordrende hva vil være positivt? Hvor står vi sett med Energi Norges øyne: Handelskapasitet er en svært viktig faktor for kraftmarkedet, kraftprisen og markedsaktørenes inntekter Markedsaktørenes bransjeforeninger (Nordenergi) ga i to omganger høringsinnspill til TSO-ens lovforslag om flytbasert: Det må være sikkerhet for at flytbasert metodikk gir høyere handelskapasitet enn dagens løsning («min 12 mnd. satisfactory parallell runs») Ikke tillit til at metodikken forhindrer flytting av interne flaskehalser til grensen mellom budområder Transparens under flytbasert blir minst like god som dagens praksis. Vannkraftens behov for troverdige langsiktige kapasitetsestimater (inntil 3 år) fremhevet spesielt Flytbasert bør innføres i ID-markedet først, for å treffe erfaringer med begrenset nedside og sikrere forutsetninger TSO-enes endelige forslag tok i liten grad hensyn til noen av disse innspillene Er skapt en følelse av at man ikke blir tilstrekkelig hørt i en svært viktig sak. Det er utfordrende..

54 Hva vil være positivt? Det er etablert stakeholderfora Dette er bra, men ikke tilstrekkelig for å dekke behovet for reelt innsyn og forståelse Derfor positivt at Statnett har tatt initiativ til utvidet samarbeid innenfor flytbasert metodikk Noen forventninger til innhold: Åpenhet rundt prosessen med etablering av common grid model Reell forklaring og gjennomgang av virkemåte flytbasert metodikk og dokumentasjon av forbedring i forhold til CNTC Parallell runs: Daglig publisering av handelskapasitet basert på NTC og flytbasert for lengre tidsperiode (varighet av parallell runs) Utgangspunktet må være at all informasjon som påvirker fastsettelse av handelskapasitet er åpen MIT-verktøy bra, men må bl.a. være: Transparens om TSO-enes basecase Åpne dataformater og tilrettelegging for import av store datamengder til aktørenes egne modeller Viktig at Statnett vektlegger markedsaktørenes behov i dette samarbeidet I tillegg positivt med fast kontaktperson som er ansvarlig for å involvere aktørene i TSO-enes prosess med flytbasert metodikk samt svare på spørsmål

55 FLYTBASERT MARKEDSKOBLING Merknader fra Norsk Industri Ole Løfsnæs, 4. april 2018

56 Flytbasert markedskobling Hva blir konsekvensen for markedspris Hvilke kostnader får vi ved omlegging Hvilke problemer med CGMer, deriblant koordinering med Europa Hvilke forsikringer finnes for at forsyningssikkerhet ikke utvannes? Krevende å håndtere markedsinformasjon Sannsynligheten for nye budområder Hvordan skal 75%-grensen tolkes Hvilke konsekvenser, hvis noen, for underliggende nett

57 Flytbasert kapasitetsberegning Temadag med bransjen 4. april 2018 Statnett / Trond Jensen

58 Innledning og spørsmål til deltakerne Presentasjonen oppsummerer status, videre prosess, samt gir en kort gjennomgang av metoden for flytbasert kapasitetsberegning. Det reises i presentasjonen noen spørsmål hvor vi spesifikt ønsker innspill fra bransjen Udekkete behov for kommunikasjon med CCM prosjektet, se slide 4? Viktige krav eller elementer i metodeforslaget som ikke er dekket innenfor NordREGs "Request for amendments"? Se slide 13 Ytterligere ønsker eller behov for informasjon/funksjonalitet i Marked Informasjons Verktøyet? Se slide 15 Er det noe annet dere ser at CCM prosjektet må ta hensyn til/forklare/ta opp?

59 Status og veien videre for CCM 17 September Levert inn første utkast for CCM til NordREG 17 Mars Mottok "Request For Amendments" fra NordREG 17 Mars - 17 Mai: "Amendment prosess" mellom TSOer og NordREG (Kommer tilbake til dette) 17 Mai 2018 Sende endelig CCM forslag til NordREG 17 Juli 2018 Endelig Regulatorgodkjenning av CCM Vår 2018 til Jan 2020 Ukentlige markedssimuleringer, publisere alle resultater ukentlig (Basert på preliminære CGMer Vi har fortsatt noen problemer) Jan 2020 til August Parallellkjøring NTC/FB, publisere alle resultater daglig (Basert på CGM ES) August 2020 Go Live for Day Ahead Flow Based (FB) og Intradag (ID) CNTC Ukjent dato Go Live for ID FB, avhengig av utvikling i ID-plattformen (XBID)

60 Kommunikasjon med aktørene Nordisk nivå Aktørforum (1 i året) Aktørgrupper (opp til 3 i året) Web side - Nordic-RSC.net/CCM Nyhetsbrev Nasjonalt nivå Noen sporadiske møter Faste aktørmøter Temamøter Er i ferd med å etablere fastere former for samarbeid mellom Energi Norge og Statnett fb@statnett.no Er der noen ytterligere behov som bør dekkes?

61 (C)NTC og FB handler om gi overføringskapasiteter til markedet Slik markedet ser det Slik fysikken ser det

62 Grunnleggende kapasitetsangivelse Handelskapasitetene definerer løsningsrommet for marked algoritmens optimering. Det vil si mengden av gyldige markedsløsninger - Kjært barn har mange navn Løsningsdomenet Sikkerhetsdomenet Flow Based domenet NTC domenet Løsningsdomenet skal ikke tillate markedsløsninger som setter nettdriften i fare driftssikkerhet Løsningsdomenet skal være så stort som mulig, og samtidig prioritere handler som markedet ønsker seg (for å maksimere det samfunnsøkonomiske overskuddet, optimal bruk av infrastruktur)

63 Mange nettbegrensninger å hensynta, ikke alle ligger "på" områdegrensen Nettkomponentenes termiske begrensning (CNE) Kritisk utfall Temperatur Spenningsgrenser (Cut/PTC) - Unngå spenningskolaps Stabilitetsgrenser (Cut/PTC) - Unngå eskalerende pendlinger "Allocation constraints" Ramping begrensninger Sum max-min eksport fra flere budområder Implisitt tapsfaktor

64 NTC og FB markedene Markedskapasitetene kan angis som MW kapasiteter mellom budområder (NTC), eller i form av en forenklet nettmodell med tilhørende MWkapasiteter på de viktigste nettbegrensningene (FB) Slik NTC markedet ser på kraftsystemet Kapasiteten på hver områdegrensene er uavhengig av kapasitet på andre områdegrenser og fysisk flyt i systemet Operatøren må "se på kartet til høyre for å prioritere kapasitet for de ulike områdegrensene" Maksimal kapasitet kan ikke gis Slik FB markedet ser på kraftsystemet Markedet "ser de fysiske flyten" og kan selv prioritere hvor kapasiteten skal benyttes Maksimal kapasitet kan gis på alle begrensninger, og operatøren trenger ikke prioritere Interne begrensninger må ikke flyttes til en bestemt områdegrense Interne begrensninger må flyttes til bestemte områdegrenser

65 Eksempel på markedskapasiteter Generation A 67 % 33 % C Simple system with three bidding zones B Coordinated net transmission capacities Border A -> B B -> C A -> C Flow-based parameters Transmissi on constraint Max exchange 750 MW 750 MW 750 MW These are the power transfer distribution factors (PTDF) Remaining Available Margin Impact from A Impact from B Impact from C A -> B 1000 MW 33 % - 33 % 0 Load B -> C 1000 MW 33 % 67 % 0 A -> C 1000 MW 67 % 33 % 0 These are the RAMs

66 Hvordan fastlegges RAMene og PTDFene for hver enkelt begrensning RAM Flyt på nettbegrensning F max F ref F' ref FRM FAV RA BC RAM og PTDF (samt F max for CNEer) beregnes av CCC (RSC) basert på timesvise oppdaterte nettmodeller (CGM) etter fastlagt beregningsmetode Input fra TSO: -Nasjonal nettmodell (IGM) -Kritiske utfall -Driftsikkerhetsgrenser (F max ) for stabilitet og spenningsgrenser -Flow Reliability Margin (FRM) -Remedial Actions (RA) -Final Ajustment Factor (FAV) -Nasjonalt Basecase (BC) Netto posisjon

67 Løsningsdomene for CNTC og FB Domenene er basert på tre noder (prisområder) Domenene er en to dimensjonal utgave av tre-node modellen, der kapasiteten på A->C er holdt konstant NTC kapasitetene (750 MW) er de stiplete linjene NTC domenet er de røde linjene Ett av uendelig mange mulige FB domenet er de blå linjene Det entydig ene Begge domenene er basert på de samme nettbegrensningene NTC markedet vil akseptere alle løsninger innenfor NTC domenet FB markedet vil akseptere alle løsninger som ligger innenfor FB domenet RAM bestemmer beliggenhet, PTDF bestemmer helning FB domenet aksepterer flere løsninger enn NTC domenet fordi FB tillater at to områder har ulik pris uten at det er flaskehals mellom dem FB markedet gir prisforskjeller når minst en begrensning er bindende, dvs markedsløsningen ligger på en begrensning

68 Avhengighet mellom budområdegrensene hensyntas ikke i NTC

69 Request for Amendments Hovedpunkter: Bedre sammenheng og forklaringer i og mellom "Explanatory" og "Legal" document Bedre forklaring av "Advanced Hybrid Coupling" Bedre forklaring av metoden for "Reliability Margin" Bedre forklaring av beregning av "Operational Security Margins" Bedre forklaring av GSK og GSK strategi Klar metode for å bestemme bruk av RA Detaljert metode, basert på driftssikkerhet og samfunnsøkonomi, som begrunner hver enkelt intern nettbegrensning som tas med i kapasitetsberegningen heller enn å løses ved spesialregulering JFR ACER recommendation Klarere regler for å unngå "Undu Discrimination" Klar metode for ID CNTC Er det noen viktige hensyn som ikke er dekket?

70 Markedsinformasjon UMM Ikke avklart enda Som i dag Referansematriser Transparency Hvilke data om kapasiteter publiseres CNE/Cut Nettbegrensninger med unik identitet og bud-område PTDF matrise som kopler bud-område med influens på CNE/Cut RAM med de enkelte komponenter, F max, F' ref, FRM, FAV, RA Noen nasjonale forskjeller på transparency nivå Market Information Tool

71 Market Information Tool (MIT) MIT skal hjelpe aktørene til å forstå FB data Generere informasjon fra data Scenarioanalyse, mulige netto-posisjoner for budområdene Når begrenses handelsmulighetene av flaskehalser Hvilke CNE/Cut begrenser Min-max nettoposisjoner for alle bud-områder Min-max flyt på alle handels-grensene Referanse CNTC-domene Er det behov som ikke er dekket? Preliminært MIT (Excel-basert) kan lastes ned på: Nordic-RSC.net/CCM

72 Finere tidsoppløsning i markedene Temadag med bransjen 4. april 2018

73 Finere tidsoppløsning 1. Innspill Energi Norge (v/anders Sivertsgård) 2. Innspill Norsk Industri (v/ole Løfsnæs) 3. Presentasjon Statnett (v/gerard Doorman) 4. Diskusjon

74 Finere tidsoppløsning i markedene Statnetts temadag 4. april 2018 Anders Sivertsgård

75 Hva er viktig, positivt og utfordrende Implementeringsplan for kortere tidsoppløsning: Intradag (XBID): Go live 12./13. juni 2018 Tidstabell balansemarkedene (Statnetts nettside): Introduksjon av 15 min balanseavregning i juni 2020 Hva er viktig: At aktørene involveres i implementering av finere tidsoppløsning, kan påvirke til bedre totalløsninger og gis tilstrekkelig tid til å gjøre evt. praktiske forberedelser At TSO-ene også har fokus på nyttevirkninger sett fra aktørenes side (eks: raskere ramping, bedre utnyttelse av nettkapasitet generelt) At krav i det nordiske balansemarkedet er harmonisert med krav fra ledende pan-europeiske markedsplattformer, eks: XBID og europeiske løsninger for afrr og mfrr (MARI/PICASSO) Hva er positivt? At planen om tettere samarbeid om innføring av finere tidsoppløsning blir vellykket Fast kontaktperson som er ansvarlig for oppfølging overfor aktørene om finere tidsoppløsning og kan svare på spørsmål rundt dette

76 FINERE TIDSOPPLØSNING Merknader fra Norsk Industri Ole Løfsnæs, 4. april 2018

77 Finere tidsoppløsning Vil industrien ha kapasitet til å levere relevante produkt Hva slags produkt vil industrien kunne levere Hvordan blir et nytt afrr-marked seende ut Hvordan realisere verdien av reservekraft på grensekryssende linjer Konsekvenser for priser på relevante marked? Hva blir kostnaden ved omlegging Hva blir konsekvensen av å innføre kvartersoppløsning på spotmarkedet Hvordan konstruere et godt system for elektronisk bestilling og aktivering

78 Markedsendringer som følge av 15-min. tidsoppløsning Temadag med bransjen 4. april mars 2018 / Gerard Doorman

79 Til informasjon Presentasjonen oppsummerer kort de ulike reservemarkedene (som antas stort sett kjent). Vi ønsker innspill på om og eventuelt hvordan disse bør endres ved overgang til 15 minutters tidsoppløsning. Statnett mener det ikke er behov for store endringer, men vil gjerne ha innspill på dette. Etter dette tas følgende tema opp: Elektronisk bestilling, og eventuelt behov for elektronisk aktivering. Standardprodukt for mfrr ("RK"), krav til respons Håndtering av strukturelle ubalanser (ved kvarterskift) På alle disse tema ønske innspill. Spørsmålene er sammenfattet på neste slide, og gjentas etter mer forklaring i resten av presentasjonen.

80 Spørsmål i presentasjonen Aktiveringsmarkeder for reservekapasitet, afrr og mfrr vil få få 15 min tidsoppløsning. Bør det få konsekvenser for afrr kapasitetsmarked og RKOM? Bør dette også gjelde FCR? Andre kommentarer til disse markedene i forbindelse med 15 min tidsoppløsning? Slide 11, 12, 14,16 Innspill på elektronisk aktivering? Slide 19 Er det mulig å få en ramp som matcher standard-produktet på 10 minutter? Eller er det bedre å beholde en rask reaksjon og akseptere ubalansen? Slide 24 Innspill på håndtering av gjenværende strukturelle ubalanser Slide 26

81 Oversikt Finere tidsoppløsning hva og hvorfor Effekt på balansemarkeder FCR, mfrr, afrr Elektronisk bestilling aktivering? Standardprodukt for mfrr Forventet/akseptert respons Gjenværende strukturelle ubalanser

82 Dagens situasjon store frekvensavvik En stor del oppstår pga.: Forbruk ikke "flat" gjennom timen Ramping på HVDC forbindelser 0,06 0,05 0,04 Fordelingen av frekvensavvik i løpet av en gjennomsnittstime i ,03 > 0.05 Hz Reserver brukes opp på ubalanser 0,02 0, Minutt av timen > 0.1 Hz > 0.15 Hz

83 Finere tidsoppløsning i energimarkedene vil redusere ubalanser mellom planlagt og reelt forbruk Effekt (MW) Faktisk forbruk Effekt (MW) Faktisk forbruk Planlagt forbruk Planlagt forbruk Time 1 Time 2 60 min 60 min 15 min Time 1 Time 2 15 min 15 min 15 min 15 min 15 min 15 min 15 min

84 Finere tidsoppløsning innebærer: 15 min avregningsperiode 15 min produkter i intradag Xbid fra 2020 Intradag auksjon (antagelig noe senere) 15 min produkter i balansemarkeder

85 Nytten av finere tidsoppløsning Reduserte ubalanser sikrere drift Økt handelskapasitet- bedre utnyttelse av overføringsforbindelser Spesielt viktig med flere nye kabler Økt verdi av fleksibilitet Erfaring tysk ID marked: Større prisforskjeller innenfor timen enn mellom timer Flere aktører kan tilby kraft i regulerkraftmarkedet Økt mulighet for å utnytte fleksibilitet på lavere nettnivå

86 Status i dag Felles mål for Nordiske TSOer: 15 min markeder og avregning innen Q2/2020 Guideline on Electricity Balancing 53 krever 15 min avregning innen des Endelig dato i Norge skal bestemmes av NVE Antyder at forskriftsendring kommer Q4/18

87 FCR markedet FCR-N aktivert automatisk ved frekvensavvik ± 0,1 HZ FCR-D automatisk ved 49,9 Hz og fullstendig ved 49,5 Hz Basisleveranse maks 12 % statikk Energileveranser avregnes i dag etter RK pris Vil bli på 15' basis, og muligens annen pris (ubalansepris?) Døgnmarked FCR-N og FCR-D Ukemarked FCR-N

88 Ukemarked FCR-N Hverdag/helg Dag/kveld/natt Per budområde Budfrist helg: torsdag 12:00 Budfrist hverdag: fredag 12:00 Resultater kunngjøres handelsdagen 13:00 Normalt liten omsetning Men kan øke hvis basisleveransen reduseres Statnett ønsker dette Bør overgang til 15' tidsoppløsning ha betydning for dette markedet? Andre innspill?

89 Døgnmarked FCR-N/D Etter klarering av Elspot Per budområde På timebasis Her kjøpes det meste av FCR-N Lite kjøp av FCR-D (basisleveranse) Bør dette markedet klareres på kvartersbasis etter overgang til 15' tidsoppløsning? Andre innspill?

90 afrr markedet Aktivt kun i rampingtimene morgen og kveld på hverdager. Ca 35 t/uke Antall timer kommer til å øke Aktivering styres automatisk og kontinuerlig av Statnetts LFCfunksjon Basert på frekvens Vil bli basert på ACE per budområde i fremtiden: ΔP flyt + k Δf Pro-rata aktivering, energilevering avregnes etter RK-pris I fremtiden (2021) På 15' basis Energibud, marginalpris, prisbasert aktivering (innføres etter 15') Vil inngå i europeisk marked for afrr fra 2022 (PICASSO)

91 Innkjøp av afrr kapasitet Nytt nordisk marked fra 2019 Erstatter dagens nasjonale ukemarked Vil inkludere reservasjon av kapasitet mellom områder GCT D-2 20:00 Bud per budområde "Porteføljebud" for kapasitet Pay-as-bid. Kan bli endret til marginalpris per budområde etterhvert. Timesoppløsning Etter innføring av energimarked for afrr vil tilslag i kapasitetsmarkedet forplikte BSPen til å levere bud i aktiveringsmarkedet. Samme som RKOM/RK. Bør overgang til 15' tidsoppløsning ha betydning for dette markedet? Andre innspill?

92 mfrr (RK) markedet Foreløpige anmeldinger innen 21:30 Endelig bud 45 min før driftstimen Blir rullerende på kvartersbasis, endelig GCT ikke besluttet Kvantum på time- og kvartersbasis Pris per time Produksjonsplaner per kvarter kvartersbud Ved innføring av 15' tidsoppløsning blir det pris og kvantum på kvartersbasis

93 RKOM: kapasitetet til mfrr (RK) RKOM sesong og uke Høykvalitet (H) og Begrensninger (B) (varighet, hviletid) Bud til ukemarkedet innen fredag 12:00 Bud per budområde Bud gis for dag (05:00-24:00) eller natt (00:00-05:00) Bør overgang til 15' tidsoppløsning ha betydning for dette markedet? Andre innspill?

94 Utvikling framover 15' tidsoppløsning Eksplisitt reaktivering Sannsynligvis hyppigere endringer i bud 15' optimalisering ID handel Minstebud 1 MW Det kan blir mange skift hvert 15' min Vanskelig å håndtere for både Statnett og aktører Elektronisk bestilling

95 Elektronisk bestilling Oppstart i 2018 Støtte til aktører som deltar innen 15. mai Krav innen utgangen av 2019 Endelig dato blir kommunisert senere Vesentlig forenkling for Landssentralen Men hva med aktørene? Er dette nok?

96 Elektronisk bestilling veien videre Avhengig av markedsutvikling Håndtering av reaktivering fra kvarter til kvarter? Håndtering av (gjenværende) strukturelle ubalanser? Spesifikt produkt? Mer afrr? Elektronisk bestilling kan være utilstrekkelig Kan det bli for mange aktiveringer å håndtere for BSPer? Elektronisk aktivering? F.eks. for endringer på aktive enheter, reaktivering, små enheter Større behov for BSPer enn for Statnett? Hva mener markedsaktørene Hva ønskes det mer informasjon om Behov for å starte prosess

97 Standardprodukt mfrr Egenskaper ikke endelig bestemt Svært sannsynlig Full Activation Time 12,5' Ramp 10' for fysisk TSO-TSO utveksling Skiller mellom "scheduled" ("planprodukt") og direkte aktivert Planprodukt startes og avsluttes alltid symmetrisk rundt kvarterskift Direkte aktivert produkt kan starte og stoppe når som helst Den første tiden (iallfall) vil kun planprodukt bli utvekslet med kontinentet NB - fokuserer nå kun på ett spørsmål i forbindelse med standardprodukt og europeisk plattform TSO spesifikt krav Statnett beslutning Relatert til lokalt mfrr produkt

98 Eksempel "scheduled" standardprodukt (1) Positiv ubalanse Standardprodukt aktivert på 2,5' Faktisk levering Negativ ubalanse aktivering Eksempel planprodukt ("scheduled") Hvis faktisk levering er symmetrisk rundt midtpunktet av rampen, er netto ubalansen null Eventuell prisrisiko kan prises inn i budet 12,5'

99 Alternativ profil (2) Standardprodukt aktivert på 2,5' Like store Faktisk levering Inn- og utfasing på minsteproduksjon Ubalansene like store

100 Ikke akseptert profil OK område IKKE OK Standardprodukt aktivert på 2,5' Faktisk levering Forutsetter at minst halve volumet er levert ved kvartersovergang Eller generelt etter 50 % av rampingtiden

101 Krav til levering Statnett kunne f.eks. kreve: Full levering skal være nådd innen FAT (12,5') 50 % skal være nådd innen 2,5' + halv FAT Relativ stor frihet til leverandører Leverandør kan da sikte mot å "treffe" 50 % punktet Minimerer ubalanse Statnett ønsker primært en ramp som matcher standardprodukt Har man kommentarer/forslag til det? Hva mener leverandører om den skisserte løsningen? Andre forslag?

102 Håndtering av strukturelle ubalanser Med 15' tidsoppløsning reduseres strukturelle ubalanser, men de forsvinner ikke

103 Tiltak mot strukturelle ubalanser Fortsatt produksjonsflytting Automatisk aktivering spesielt relevant Fortsatt produksjonsglatting (har vært meningen at dette skal avsluttes med innføring av finere tidsoppløsning) Må i så fall tilpasses til 15' Utfordrende, ville kreve 5' planer Krav om redusert ramping Spesifikt produkt 5 minutters FAT Velegnet for flytting av start/stopptidspunkt Bruk av afrr Krever tilpasning av kontrollalgoritmen Her har vi ikke startet konkrete/detaljerte vurderinger Innspill er velkommen

104 Involvering av bransjen fremover Nyheter på statnett.no Presentasjoner på ulike arrangementer Referansegruppemøter 3-4 ganger per år Formålet med gruppen er å: Informere om utvikling/framdrift Drøfte konkrete problemstillinger underveis Medlemmer: Statkraft, Agder, Hydro, E-Co, Energi Norge Vi er i ferd med å rekruttere flere medlemmer i referansegruppen: 1-2 fra mindre nettselskaper 1-2 fra kraftselgere/forbrukere 1 fra Norsk Olje og Gass

105 Samarbeid med bransjen om systemansvaret Temadag med bransjen Statnett / Ingrid Eivik

106 Bakgrunn og status Statnett skal utvikle og implementere en omfattende tiltaksplan for systemdrift og marked. En omfattende portefølje av tiltak skal gjennomføres på relativt kort tid. De fleste tiltakene vil innebære behov for endringer også for andre aktører i bransjen. Bransjeorganisasjonene og aktører har uttrykt ønske om mer og bedre informasjon og tettere involvering Status Forslag til tiltak for å videreutvikle samarbeidet er sendt ut og diskutert i møter med bransjeorganisasjoner og aktører Tilbakemelding til Statnett Mer og bedre informasjon, - mer info på nettsiden Tettere involvering i utviklingstiltakene. Energi Norge har foreslått konkrete områder for involvering Generelt positive til Statnetts forslag Statnett vil videreføre forslagene til tiltak, og vil i stor grad imøtekomme de innspill som er kommet fra bransjen

107 Mål med et forbedret samarbeid med bransjen Systemansvarlig vil gjennom målrettet og god informasjon, dialog og et tettere samarbeid med bransjen legge til rette for effektive løsninger og implementering av tiltaksplanen i SMUP Sørge for god informasjon til bransjen om endringer Legge til rette for faglige innspill og bidrag fra bransjen, - tekniske, markedsmessige og økonomiske forhold Sikre at nye løsninger er effektive, godt gjennomarbeidet og er godt forankret Sikre god koordinering slik at nødvendige tilpasninger kan gjennomføres til riktig tid Samarbeidet skal baseres på Etablerte faste arenaer for informasjonsutveksling Målrettede ad-hoc møteplasser og referansegrupper etter behov, for tettere dialog og samarbeid om temaer som opptar bransjen og systemansvarlig Antall møteplasser avgrenses til et hensiktsmessig antall og størrelse og tilpasses endringer i behov over tid.

108 Foreslåtte forbedringstiltak 1. Etablere dialogforum med bransjen 2. Mer og bedre informasjon via nettsiden 3. Avklare faste fora og andre møteplasser 4. Være tilgjengelig for dialog 5. Legge til rette for innspill fra bransjen på høringer, europeiske og norske 6. Sterkere involvering av bransjen i utviklingstiltak - Ad-hoc baserte referansegrupper 7. Utarbeide en mer konkret implementeringsplan for det nærmeste året

109 1. Etablere dialogforum med bransjen Formål: Diskutere og avklare dialog- og samarbeidsbehov (ikke faglige problemstillinger) Avklare dialog- og samarbeidsbehov og forventninger for samarbeidet Evaluere samarbeidet og foreslå forbedringer i samarbeidet, etter erfaringer og endringer i behov Avklare bransjens involvering i konkrete utviklingstiltak, - hvilke tiltak og generelle rammer for dette Vurdere og anbefale tiltak for informasjonsdeling Utarbeide en omforent overordnet plan for dialog og samarbeid for kommende år Rådgivende overfor systemansvarlig om hva som ansees som viktige områder for samarbeid og dialog Deltakelse fra Systemansvarlig og bransjeforeningene (ikke enkeltaktører), med et fåtall medlemmer Møte en gang pr år Formaliseres gjennom eget mandat

110 2. Mer og bedre informasjon via nettsiden Statnetts vil lansere ny nettside. Større endringer vil gjøres først når ny nettside teknisk sett er på plass Informasjon legges ut iht gjeldende struktur Utfordringer med varslinger Kraftsystemet Ny informasjon på nettsiden Høringer Oversikt over Network codes høringer er lagt ut. Alle høringer legges ut løpende Oversikt over arrangementer m/årshjul i april Oversikt over kontaktpersoner i systemdrift (prosjekter/fagområder) - ila april Samarbeid med bransjen

111 3. Faste fora og andre møteplasser - Struktur Faste årlig større arrangementer Faste mindre fora begrenset deltakelse Ad-hoc referansegrupper begrenset deltakelse Fagmøter / Temadag etter behov Systemoperatørforu m (Ett årlig møte) Forum for systemtjenester (Ett årlig møte) Avregningskonferansen (Ett årlig møte) Driftstekniske møter (Årlig møte i nord og sør) ISB IKT-gruppe (2 møter/år) Kundeforum balanseavregning (3 møter/år) Norsk Ediel ekspertgruppe (6 møter/år) Netteiermøte (Ett årlig møte) TSO/DSO forum (Besluttet videreført) NY: Nasjonal veileder for funksjonskrav NY: Retningslinjer? Finere tidsoppløsning (Gruppe eksisterer ) NY: Balansering NY: Flytbasert EU-forordninger* Markedskoder Driftskoder Fagmøter/temadag Om europeiske høringer Høringsmøter ved endring av praksis Faglige tema som ikke dekkes andre steder

112 6. Involvere bransjen i utviklingstiltak - Ad-hoc baserte referansegrupper Formål Øke bransjens involvering i konkrete utviklingsprosjekter for å sikre effektive løsninger og en effektiv implementering av tiltaksplanen i SMUP hos Statnett og aktørene Mandat og formaliteter avklares ved oppstart av referansegruppe Mandat med tydelige målsettinger, ansvar og bidrag, forpliktelser Avklare forventninger og spilleregler, roller, møtefrekvens, kostnader, referater Statnett leder gruppene Sørge for å avklare mandat, forventninger etc Sørge for en plan for hva som skal diskuteres og avklares med aktørene til hvilken tid Forbereder møtene med agenda og sørger for underlag til møtene, inkl bidrag fra eksterne. Referat fra møtene Legge til rette for involvering og konkrete bidrag fra deltakerne Deltakere skal Bidra med konkrete og strukturerte innspill basert på egne erfaringer og kunnskap, herunder teknisk, markedsmessig, økonomisk inkl input til vurderinger av samfunnsøkonomi Bidra med konkrete løsningsforslag på utfordringer som adresseres Sørge aktivt for å innhente og videreformidle informasjon i egen organisasjon Sørge for forankring i egen bedrift og bransjeorganisasjon

113 Videre oppfølging Informasjon på nettside legges ut løpende Intern forankring og planlegging - april Arrangere dialogmøte med bransjen - april/mai Planlegge og iverksette referansegrupper Avklaringer, felles rammeverk, mandater Bransjeorganisasjonene utnevner personer til aktuelle grupper Iverksette, fortrinnsvis før sommerferien Systemoperatørforum 30. mai