Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

Transkript

1 Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen Nye og flere utfordringer hvordan bør ansvar og plikter utvikles?

2 Forsidefoto: Fredrik Ringe, Lyse Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 2

3 Forord Inspirert av teknologiske og samfunnsmessige endringer som påvirker planlegging og drift av kraftsystem og europeisk regelverksutvikling for nettdrift og balansering av nett, nedsatte Energi Norge i mars 2018 en arbeidsgruppe som skulle arbeide med en visjon for DSO-rollen. Et viktig utgangspunkt har vært å se på løsninger som vil sikre nettets langsiktige konkurransekraft. Denne rapporten oppsummerer arbeidet som i løpet av 2018 er utført i Energi Norges arbeidsgruppe for DSO-rollen. Arbeidsgruppen hadde sitt første møte i Oslo den 7. mars Siden har gruppen hatt jevnlige telefonmøter samt et åpent seminar i Oslo den 6. juni Arbeidsgruppen har vært ledet av Einar Westre (Energi Norge). Med seg fra Energi Norge har han hatt Anders Sivertsgård og Ulf Møller. Jørgen Bjørndalen og Marie Rustad fra DNV GL har bistått som sekretariat for arbeidet. Arbeidsgruppen har ellers bestått av følgende personer: Kristoffer Sletten Agder Energi Nett Camilla Landro Berntsen BKK Nett Mads Hansen-Møllerud Eidsiva Nett Trond Eriksen Glitre Energi Nett Sigurd Kvistad Hafslund Nett Truls Drange Haugaland Kraft Bjørn Aune Helgeland Kraft Nett Gerhard Eidså Istad Nett Frank Boholm Lyse Nett Peter Kirkebø Mørenett Geir Svarholt Nordlandsnett Morten Anfinnsen Norgesnett Johan Hernes NTE Nett Ståle Austrheim SFE Nett Eivind Gramme Skagerak Nett Per-Magne Johansen Troms Kraft Nett Hilmar Fredriksen Trønderenergi Nett Leif Jankila Varanger Kraft Nett Det har vært avholdt 12 møter i arbeidsgruppen, i tillegg til et åpent seminar i Oslo 6. juni Tematikken har også vært drøftet på Energi Norges vinterkonferanse i april 2018 og strategikonferanse i september Vi vil rette en spesiell takk til Statnett og NVE for gode og konstruktive diskusjoner i forbindelse med dette prosjektet, ikke minst når det gjelder utvikling av pilotforslag for å teste ut ny organisering og arbeidsdeling. Oslo, 28. november 2018 Side 3 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

4 Ordforklaring Tabellen nedenfor gir en forklaring på begreper og forkortelser slik de er benyttet i rapporten. Aggregator Distribusjonsnett DSO DSO Entity FoL FOR FoS Konsesjonær KORRR Markedsaktør som samler effekt (kw) fra kunder for tilbakesalg til markedet/dso/tso Overføringsnett på lavere spenningsnivåer (230 Volt 132 kv) Operatør av distribusjonssystem Ny organisatorisk enhet underlagt EC som skal følge opp faglige spørsmål knyttet til DSO Forskrift om leveringskvalitet Forskrift Forskrift om systemansvar Begrep fra forskriftene og henviser her som oftest til den som eier nettanlegg (netteier); som regel et nettselskap. Key Organisational Requirements, Roles and Responsibilities - regelverk for informasjonsutveksling N-1 Henviser til en sikkerhetstankegang for systemdriften slik at kraftsystemet opprettholder normal drift selv om den største enheten skulle få en feil og ikke fungere lenger. Nettkode RfG SoGL SGU Systemdrift Systemoperatør Systemvern TSO Transmisjonsnett Utdypende lovtekster og retningslinjer til den tredje elmarkedspakken Requirements for Generators - nettkode om tilknytning av produksjon System operation Guideline - nettkode om systemdrift Significant Grid Users de viktigste produksjonsenhetene og spesielle kategorier forbruks- og nettanlegg Aktiviteten hos en systemoperatør Organisatorisk enhet som ved hjelp av en driftssentral planlegger og overvåker kraftflyten i nettet, iverksetter tiltak for å sikre at kraftflyten er forsvarlig og eventuelt for å gjenopprette normal kraftflyt etter feil Automatiske koblinger som utløses ved spesifikke hendelser i kraftsystemet for å øke overføringsgrenser eller begrense feil og avbrudd Operatør av transmisjonssystem Overføringsnett for kraft på høyeste spenningsnivå (normalt 300 og 420 kv) Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 4

5 Innhold FORORD 3 ORDFORKLARING 4 1. SAMMENDRAG 6 2. INTRODUKSJON 9 3. DAGENS UTFORDRINGER ER REELLE MORGENDAGENS UTFORDRINGER BLIR STØRRE EGENSKAPER VED EFFEKTIV ORGANISERING VISJON FOR DSO-ROLLEN PRIORITERTE INNSATSOMRÅDER DET NÆRMESTE ÅRET 33 VEDLEGG A NYE REGLER FRA EU 35 VEDLEGG B KONKRETE EKSEMPLER 40 VEDLEGG C PILOTFORSLAG 44 VEDLEGG D FLEKSIBILITET 46 Side 5 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

6 1. Sammendrag Regelverket for planlegging og drift av distribusjonsnett er under press fra tre kanter: For det første er det allerede i dag et misforhold mellom praksis i systemdriften og ordlyden i forskrifter. Dernest må Norge implementere europeisk regelverk etter at tredje pakke formelt blir innlemmet i EØS. Endelig må vi regne med at fremtidens utfordringer knyttet til planlegging og drift av nettet blir større enn dagens. Dette henger nøye sammen med klimapolitikk, digitalisering, store endringer i forbruksmønsteret, teknologisk utvikling knyttet til så vel kraftproduksjon som energibruk og energilagring, samt fallende kostnader for distribuert kraftproduksjon. Hver for seg er disse drivkreftene tilstrekkelig grunn til å gå grundig inn i dagens regelverk og tilpasse arbeidsdelingen mellom Statnett og de andre nettselskapene til morgendagens utfordringer. Grensesnittet mellom TSO og DSO må tegnes opp på nytt og DSO-rollen må utvikles. Behovet for god håndtering av flaskehalser, kontroll med reaktiv effektflyt, høy spenningskvalitet og fastsettelse av effektive koblingsbilder på alle spenningsnivåer blir viktigere enn i dag. Over hele Europa ser vi nå en dreining i hvordan rollene for systemoperatører på transmisjons- og distribusjonsnivå utformes. Operatører på ulike nettnivå blir mer likestilte og ansvaret for planlegging og drift av eget nett blir klarere. Vår visjon for den fremtidige organiseringen av systemdriften er derfor en mer desentralisert organisering enn dagens modell. Ansvaret for å løse de praktiske utfordringene i nettet må flyttes nærmere der løsningene finnes. Systemoperatørene må ha nærhet og lokal kompetanse, ikke minst fordi de fleksible ressursene som kan bidra til kostnadseffektive løsninger i stor grad er distribuert over alt i nettet. På den måten kan Statnett konsentrere seg om transmisjonsnettet, kraftflyten på forbindelsene til utlandet og bidra til å sikre frekvenskvaliteten i det nordiske synkronsystemet. Dette er i praksis ingen prinsipiell endring når det gjelder planlegging, mens det for den løpende driften av regionalt distribusjonsnett innebærer en relativt omfattende omlegging. Her vil det bety at aktuelle nettselskap med direkte tilknytning til transmisjonsnettet overtar ansvar og oppgaver fra Statnett. For lokalt distribusjonsnett er visjonen et uttrykk for at utviklingen i retning av rimeligere nett med relativt sett lavere kapasitet uansett skaper behov for en mer aktiv systemdrift og en annen planlegging enn i dag. Visjonen er sammenfallende med regelverket som er under utvikling i EU. Samtidig må vi ha respekt for at kraftsystemet er et komplekst og sensitivt system som står overfor klare kvalitetskrav og svært liten toleranse for feil. Dette medfører store krav til relevant kompetanse og ferdigheter hos systemoperatører. Ved å legge et definert ansvar for systemdrift i regionalt distribusjonsnett til DSOer, vil Statnett få en mer rendyrket rolle som systemoperatør for transmisjonsnettet og ansvarlig for frekvenssamarbeidet med utlandet. DSOene må på sin side sikre at Statnett til enhver tid har den informasjon og tilgang på virkemidler som kreves for å kunne ivareta funksjonen som landets TSO. Dette vil kreve et solid utviklingsløp blant DSOer, hvor gjennomføring av piloter som tester relevante problemstillinger vil gi et godt grunnlag for å kunne ta på seg en slik rolle. Vår visjon betyr at arbeidet med DSO-rollen trappes opp i tiden som kommer. I løpet av de nærmeste årene bør vi bli enige om en ny fordeling av ansvar og oppgaver, og et tilpasset regelverk. I det europeiske regelverket vektlegges sterkt at TSO og DSO må samarbeide om utvikling av morgendagens løsninger. Dette er også et viktig premiss for opprettelsen av den nye DSO enheten forankret i vinterpakken. Dialogen som det siste året er etablert med Statnett om dette, blant annet gjennom Statnetts Samarbeidsforum, er derfor svært positiv og en modell å bygge videre på. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 6

7 Foruten piloter er det også behov for modernisering av forskriftene FoS og FoL. Regelverket som er under utvikling i EU de såkalte nettkodene er et langt steg i riktig retning, men implementering vil kreve endringsvilje både hos myndigheter og nettselskapene. Mens noen nettselskap i prinsippet kunne ha påtatt seg fullt driftsansvar ganske raskt, vil andre nok ha behov for noen års forberedelser og eventuelt gradvis overføring av oppgaver. Dette vil også kreve en detaljert gjennomgang av rutiner sett i forhold til det samarbeid som må bestå med landets TSO. Side 7 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

8 Fremtidens kraftnett Dette er ett bilde på hvordan framtiden kan bli. Mye er usikkert. Men noe vet vi: Det kommer mange nye kundebehov som skal løses på en god måte. Vi får mer og mer distribuert produksjon og vi får stadig mer effektkrevende utstyr som for eksempel elbiler. Nettselskapet vil trenge flere verktøy enn bare nettinvesteringer. De kan ikke løse enhver nettutfordring med å bygge ny linje. Det blir for dyrt. (Kilde: Hafslund Nett) Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 8

9 2. Introduksjon Prinsippene for og arbeidet med drift og utvikling av kraftnettet har endret seg og blitt mer komplisert de senere årene. De viktigste årsakene til dette er teknologiske endringer og utvikling av europeiske regler for kraftsektoren. Til nå har det vært vanlig å sørge for at Ulike nettnivå distribusjonsnettet alltid har rikelig kapasitet. Med mer effektorientert kraftetterspørsel, mer Transmisjonsnettet er hovednettet som binder distribuert produksjon og nye muligheter for Norge sammen og knytter oss til utlandet. intelligent og automatisk styring av både Spenningen i transmisjonsnettet er 420 eller produksjon og forbruk har det blitt mulig og 300 kv og unntaksvis 132 kv. (Alt som ikke økonomisk attraktivt å undersøke alternative og er transmisjonsnett deles gjerne inn i regionalt mindre kapitalkrevende strategier. Dette har (132 til 33 kv) og lokalt (22 kv til 220/400 V) allerede begynt å påvirke systemdriften og etter distribusjonsnett. hvert også nettplanlegging i første omgang i regionale distribusjonsnett, men etter hvert også Transmisjonsnettet eies og drives av Statnett. i lokale distribusjonsnett. Statnett må i økende Operatøren betegnes som TSO. Nettselskap grad trekke på ekspertisen til regionale som driver distribusjonsnett omtales ofte som nettselskaper for å opprettholde forsyningssikkerheten. På sin Høstkonferanse i 2017 DSO. Nettselskap som driver regionalt distribusjonsnett er tilknyttet TSO og kan ha påpekte Statnett at 40 prosent av tilknytning til andre DSOer. Blant DSOene er produksjonskapasiteten i Norge er tilknyttet det derfor noen som bare er tilknyttet en lokalt og regionalt distribusjonsnett, og at annen DSO, mens andre også er tilknyttet andelen er økende. De konstaterte samtidig at TSO. 30 prosent av snittene de må overvåke i Oppgaver og utfordringer for DSO varierer systemdriften, ligger i regionale distribusjonsnett blant annet med nettnivå og hvem som er og at også denne andelen er økende. Statnett tilknyttet det aktuelle nettet; forbrukere, ønsket derfor å delegere oppgaver knyttet til produsenter, andre nettselskap. DSO tilknyttet drift av kraftsystemet til DSOer i fremtiden. transmisjonsnettet kan typisk ha ansvar for Overskriften var DSO må få ansvar og virkemidler. regional koordinering av nettdrift og utvikling. Høsten 2017 fulgte Statnett opp dette med å opprette et Samarbeidsforum, hvor representanter for utvalgte nettselskap, Energi Norge og Distriktsenergi sammen med Statnett har drøftet disse utfordringene og mulige løsninger. Nettselskapene kan på sin side fortelle om et økende omfang av uønskede hendelser og situasjoner knyttet til nettdriften i regionale og lokale distribusjonsnett. Dette synes å henge sammen med at vi har begrenset tradisjon for aktiv bruk av systemvirkemidler i distribusjonsnettene, i motsetning til hva Statnett benytter i transmisjonsnettet. Dertil kommer at Statnetts oppgaver er i ferd med å bli svært omfattende og i økende grad får konsekvenser i distribusjonsnett. Dette gjenspeiles også i forskriftene som gir nettselskapene ansvar og fullmakter. Mens oppgavene og virkemidlene for Statnett er relativt tydelig beskrevet, er formuleringene mindre klare for nettselskap som eier og driver distribusjonsnett. De tre viktigste forskriftene i denne sammenheng er FoS (Forskrift om systemansvaret i kraftsystemet, FOR ) og FoL (Forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet, FOR ). Dagens FoS er skrevet med utgangspunkt i et premiss om at det bare kan være én systemansvarlig, at denne har vide fullmakter i hele det nasjonale kraftsystemet, og at dette har vært mest effektivt for å ivareta ansvaret for frekvenskvalitet og forsyningssikkerhet. I det felleseuropeiske Side 9 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

10 regelverket for kraftmarkedet i form av nettkoder og guidelines som får stor betydning også for Norge, beskrives tydelig en annen rolledeling for systemdriften enn det som per i dag gjelder i Norge. Den grunnleggende forskjellen er at TSO og DSO beskrives som likeverdige aktører for hvert sitt område/nettnivå, og at den relevante systemoperatør for utførelse av ulike funksjoner 1 kan være TSO eller DSO, avhengig av om nettområdet er transmisjon eller distribusjon (se vedlegg A). Både kravene i felleseuropeisk regelverk og utfordringene ovenfor tilsier at det er behov for en gjennomgang av hvordan roller og ansvar for drift og utvikling av kraftsystemet best kan ivaretas. En viktig motivasjon er å tilstrebe løsninger som sikrer høyest mulig samfunnsøkonomisk effektivitet. Med dette bakteppet har Energi Norges arbeidsgruppe i dette prosjektet samlet erfaringer med systemdrift, med særlig fokus på utfordringene i regionale distribusjonsnett, drøftet utfordringer og muligheter for DSO-rollen og sett på hvordan flere nettselskap enn Statnett kan påta seg vesentlige oppgaver knyttet til drift og utvikling av distribusjonsnettet både lokalt og regionalt. Vi kan konstatere at mye fungerer bra i dag, men vi må forholde oss til og forberede oss på fremtiden, som blir stadig mer kompleks. Både tekniske, samfunnsmessige og økonomiske endringer og ikke minst regelverksutvikling på norsk og europeisk nivå utfordrer dagens arbeidsdeling mellom nettselskap i Norge: Mens det tidligere nærmest var utenkelig å planlegge for flaskehalser i lokale distribusjonsnett (og dermed ikke noe vesentlig behov for aktiv systemdrift på samme måte som i transmisjonsnettet), må vi forberede oss på at det fremover blir utenkelig å planlegge uten flaskehalser på noe nettnivå. Kompleksiteten i systemdriften tilsier behov for økt kompetanse og flere ressurser, spesielt for de nettselskapene som skal ivareta grensesnittet mot TSO samtidig som de skal koordinere systemdriften vis-á-vis andre nettselskap og aktører. Dagens arbeidsdeling mellom Statnett og tilknyttede nettselskap er ikke spesielt tydelig regulert, og det kan som antydet ovenfor, stilles spørsmål om den er tilpasset fremtiden. I årene som kommer, vil vi få nye utfordringer. Samlet skaper dette behov for endringer i forskrifter og praksis for systemdrift slik at mulighetene til å utnytte fleksibilitet blir bedre og grenseflatene mellom nettselskapene blir tydeligere regulert. Utvikling av nettkoder og retningslinjer tilknyttet EUs tredje energimarkedspakke og prioriteringer i vinterpakken (fjerde energipakke; Clean Energy for All Europeans) peker mot en likestilling av systemoperatører av transmisjonsnett og distribusjonsnett. Implementering av dette i norsk rett vil kreve nokså omfattende endringer av både forskrifter og praksis. Energiloven slår fast at produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi skal foregå på en samfunnsmessig rasjonell måte. Dette overordnete hensynet må legges til grunn også fremover. Meningen er at nettvirksomheten skal skape verdier for nettkundene. I de neste kapitlene beskrives først selskapenes erfaringer med dagens rollefordeling og utfordringer i systemdriften. Dernest følger en kort drøfting av hvordan vi tror fremtidens utfordringer kommer til å arte seg. I lys av Energilovens mål om en samfunnsmessig rasjonell (effektiv) organisering drøfter vi deretter kriterier for en effektiv organisering av nettvirksomheten. Rapporten avsluttes med vår visjon for drift og utvikling av kraftnettet og prioriterte innsatsområder for å utvikle DSO-rollen. 1 For eksempel godkjenning av tilknytning av ny produksjon basert på standardvilkår. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 10

11 3. Dagens utfordringer er reelle Norske nettselskap, på alle nettnivåer og av alle størrelser, opplever på ulike måter og i forskjellig omfang flere sider av dagens systemdrift som problematisk. Vi ser et mangfold av utfordringer og årsaker, men uansett er erfaringene reelle og fører til perioder med dårligere leveringskvalitet enn kundene forventer, høyere avbruddsrisiko enn ønskelig og avbrudd som burde vært unngått. Selv om mye fungerer bra og det er stor vilje til å finne gode og hensiktsmessige løsninger på problemstillinger som oppstår i systemdriften, fremstår ikke dagens situasjon og arbeidsdeling som optimal. I det følgende presenteres mer konkret hva disse utfordringene består i og hvordan de oppleves fra nettselskapenes ståsted. Bakgrunnen er case som selskapene har rapportert i regi av Energi Norges prosjekt. Det er særlig tre områder som peker seg ut, med behov for å endre ansvarsfordelingen mellom DSO og TSO: Spenningskoordinering Fastsetting av koblingsbilde i regionalt distribusjonsnett Håndtering av flaskehalser I tillegg har det under innhenting av informasjon kommet frem andre viktig utfordringer utenfor disse kategoriene som også vil belyses i det følgende. Utgangspunktet er at kraftsystemet er komplisert og består av en lang rekke komponenter. Antallet komponenter øker sterkt med fallende spenningsnivå og kan ses på som en indikator for hvor kompleks systemdriften kan bli. Mens det er noen hundre produksjonsenheter tilknyttet transmisjonsnettet, er det nå mer enn 1500 anlegg tilknyttet distribusjonsnett. Sistnevnte kategori er i sterk vekst i takt med utvikling av distribusjon. I henhold til nettkoden RfG skal alle nye anlegg fra 800 W godkjennes av relevant systemoperatør. Figur 1 Nøkkeltall for det norske kraftsystemet (Kilde: NVE/Energi Norge) Side 11 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

12 Mange nettselskap har til nå ikke opplevd regelmessige og hyppige situasjoner der aktive inngrep i kundenes produksjon eller forbruk kunne ha løst situasjonen effektivt. Det kan skape grobunn for en ubegrunnet oppfatning om at alt er i sin skjønneste orden det er vanskelig å mobilisere for et problem som foreløpig fremstår som lite dagsaktuelt og kanskje hypotetisk. Derfor er det flere nettselskap som ikke har verktøy eller avtaler for å håndtere slike situasjoner og langt mindre et komplett og gjennomarbeidet sett av rutiner. Dessuten synes en del av de opplevde utfordringene i noen grad å være knyttet til ulik forståelse blant nettselskapene om hvilke rettigheter de faktisk har gjennom FoL, som med fordel kunne ha vært tydeligere på en del punkter. I avsnittene nedenfor presenteres nettselskapenes erfaringer med utgangspunkt i dagens regelverk. Henvisningene til FoS tar utgangspunkt i forskriftsteksten som etter vedtak 29/ blir gjeldende senest 1/ Flaskehalshåndtering En sentral oppgave knyttet til driften av kraftsystemer er å lage forhåndsdefinerte lastgrenser for nettanlegg, både enkeltvis og for relevante grupper av nettanlegg. Når slike overføringsgrenser er laget på forhånd, er det en overkommelig oppgave å vurdere om planlagt eller faktisk lastflyt er innenfor ønsket sikkerhetsmargin for komponentene og systemet som helhet. Flaskehalshåndtering starter derfor med å fastsette slike overføringsgrenser og fortsetter med overvåkning og eventuelt tiltak dersom lasten nærmer seg og potensielt blir større enn fastsatte grenser. FoS definerer flaskehals som en «situasjon som oppstår når utvekslingsbehovet i nettet overstiger overføringsgrensen». Hendelser som utløser flaskehalsproblematikk kan være av ulik art, og det kan være både linje og transformator(er) (og snitt av linjer og/eller trafoer) som blir flaskehals i systemet. Casegrunnlaget fra informasjonsinnhentingen viser at en rekke nettselskap opplever utfordringer relatert til ansvarsfordeling og praktisk håndtering når flaskehalser oppstår i regionalt distribusjonsnett. Dagens regelverk og organisering 5 i FoS plasserer ansvaret for flaskehalshåndtering i transmisjon og regional distribusjon hos Statnett (Systemansvarlig skal håndtere alle flaskehalser i regional- og sentralnettet), men har ingen tilsvarende bestemmelse for lokal distribusjon (22 kv og lavere). Kapittel 2 i FoL gir imidlertid alle nettselskap enkelte rettigheter og plikter. FoL har dermed i praksis særskilt betydning for lokal distribusjon. 2-4 pålegger eksempelvis nettselskap så langt som mulig [å] utføre koblinger i egne nettanlegg for å begrense omfanget av de forholdene som omfattes av 2-1, 2-2 og 2-3 [planlagte og ikke-planlagte avbrudd]. FoL 2-3 gir generell rett til å koble ut nettkunder for å gjennomføre vedlikehold, fornyelse, ombygging, feilsøking eller feilretting. Selv om FoS er tydelig på at flaskehalsutfordringer i regional- og transmisjonsnett skal håndteres av Statnett, viser våre eksempler at nettselskapene opplever en praksis som mer uklar og utfordrende enn FoS legger opp til. I regionale (og lokale) distribusjonsnett har det ofte vist seg mest hensiktsmessig at lokale nettselskap tar ansvar i flaskehalssituasjoner. Noen ganger skjer dette fordi Statnett har bedt andre nettselskap ta et ansvar når flaskehalser oppstår, mens andre ganger har nettselskapene tatt initiativet selv og grepet inn uten å gå veien om Statnett. Spesielt i områder hvor det kun er en produsent eller det aktuelle nettselskap er i samme konsern som en lokal produsent, ser det ut til å være etablert en praksis at nettselskapene henvender seg direkte til denne produsenten for å tilpasse kjøreplaner til konkrete situasjoner i nettet. Frykt for å komme i konflikt med nøytralitetskravene til nettselskap fører til at slike henvendelser ofte holdes innenfor eget konsern. Selv om en slik praksis kan være nyttig og effektiv for både TSO og nettselskap, er den et eksempel på praksis som ikke er klart og tydelig i samsvar med FoS eller FoL. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 12

13 Det er ellers verdt å merke seg at FoL 2-3 kun åpner for utkobling ved såkalt ikke-intakt nett. Når alt er normalt, har andre nettselskap enn Statnett i utgangspunktet ikke anledning til å håndtere flaskehalser med tvungen utkobling. Hvorvidt videre fullmakter er nødvendig for å legge til rette for en mer effektiv drift og utvikling bør vurderes nærmere, for eksempel for å forhindre feil, redusere tapskostnader eller utsette investeringer. Nettselskapenes erfaringer Nettselskapene finner det utfordrende at beskrivelsen av ansvarsfordeling i forskriftene ikke stemmer overens med løsninger som i praksis har vist seg nødvendig. Det synes som om regelverket ikke gir realistiske og gjennomførbare føringer for konkret håndtering av flaskehalser i regionale og lokale distribusjonsnett. I regionale distribusjonsnett er problemet knyttet til at FoS sier noe annet enn hva som er praksis flere steder. FoS 5 sier at Flaskehalser i regional- og sentralnettet som ikke håndteres ved bruk av elspotområder, skal systemansvarlig normalt håndtere ved bruk av regulerkraftmarkedet. Som følge av begrenset innsikt i det regionale kraftsystemet, må Statnett i flere tilfeller enten overlate oppgaven til lokalt nettselskap eller anta at reguleringen ikke skaper problemer i det lokale nettet. I lokale distribusjonsnett er utfordringen at FoL ikke er veldig tydelig på virkemidler for flaskehalshåndtering og at FoL heller ikke fastslår prinsipper for flaskehalshåndtering. En forbedring her ville også vært om FoL skilte mellom utkoblinger i intakt og ikke-intakt nett. Som følge av dette, opplever nettselskapene også at de ikke har hensiktsmessige virkemidler for å takle flaskehalsproblematikk (se for eksempel case 1a, 1b, 1c, 1d, 1e og 1f i Vedlegg B). For regionalt distribusjonsnett skyldes dette selvsagt at ansvaret i henhold til FoS ligger hos Statnett, selv om nettselskapene som regionale operatører og eiere har best innsikt i og kjenner utfordringene i nettet. Nettselskapene peker derfor på at for å sikre en mer effektiv håndtering av flaskehalsutfordringer, bør de gjennom forskrift få flere virkemidler. Virkemidlene må implementeres på en slik måte at frekvenskvalitet og forsyningssikkerhet i det nasjonale kraftsystemet ikke blir truet: Figur 2 Småkraftverk kan både bidra til å skape og til å løse utfordringer med flaskehalser. (Foto: Nordkraft) Systemvern. Mulighet til å administrere driften av systemvern vil gi nettselskapene mulighet til å utnytte eksisterende nettkapasitet bedre. Systemvern vil også være et nyttig virkemiddel for å kunne tilknytte mer produksjon enn hva nettet i utgangspunktet tillater og vil dermed bidra til å utsette behov for reinvesteringer i nettet. Se for eksempel case 1a, 1b, 1c, 1d, og 1f. Produksjonstilpasning. Mulighet til å kunne gjøre avtaler med produsenter for å få de til å regulere ned (eller opp) produksjon i timer hvor det er nødvendig for å hindre at en flaskehalssituasjon oppstår. Regulert adgang til produksjonstilpasning, inkludert rett til kunnskap om produksjonsplaner, vil kunne bidra til å utsette nettinvesteringer (for eksempel der det kan være behov for å regulere ned produksjon i relativt få timer) og tryggere systemdrift. Forslaget Side 13 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

14 om tilknytningsavtale med vilkår om produksjonsbegrensning er et skritt i riktig retning. 2 I dag kan produksjonstilpasning kun benyttes ved feil i nettet. Et marked for fleksibilitet kan potensielt benyttes i alle situasjoner, gitt at tilbud og etterspørsel matcher. Se for eksempel case 1c, 1d, 1e og 1f. Fleksible ressurser. I årene fremover forventer vi at tilgang til fleksible ressurser som eksempelvis batterier eller forbrukerfleksibilitet blir viktig for nettselskapenes drift og for å holde nettleien lavest mulig. Fleksibilitet kan være et virkemiddel for å håndtere utfordringer som blant annet flaskehalsutfordringer og kan utsette investeringer i nettet som ellers ville ha vært nødvendige, slik Agder Energi har demonstrert i sitt pilotprosjekt ved Engene trafo. For å være et reelt virkemiddel i drift og planlegging påpekes det at nettselskapene må ha anledning til å organisere dette slik at de har sikker og automatisk tilgang til slike fleksible ressurser. Se case 1e. Det er en utbredt oppfatning blant selskapene som har deltatt i studien, at det er de regionale nettselskapene som har best oversikt over hva som vil være de beste tiltakene å iverksette ved flaskehalsproblematikk i regionalt og lokalt distribusjonsnett og at de derfor burde være utstyrt med virkemidler som nevnt over. Å gi DSO anledning til å bruke virkemidlene over vil kunne redusere investeringsomfanget og dermed være en rimeligere måte å utvikle og drifte nettet på. Koblingsbilde Koblingsbilde refererer til de bryterstillinger som fastsettes for å ivareta en sikker og hensiktsmessig systemdrift, både i normaldrift og ved feil eller planlagte revisjoner. Spesielt ved feil eller planlagte revisjoner er det viktig at det foreligger gode planer for hvordan en skal sikre at lastgrenser overholdes og nettets leveringsevne så langt som mulig opprettholdes, eller hurtigst mulig tilbakestilles til normalsituasjonen. I likhet med flaskehalsutfordringer og spenningsregulering, er koblingsbilde et av områdene som skiller seg ut som utfordrende i grensesnittet mellom DSO og TSO. Dagens regelverk og organisering 16 i FoS gir Statnett et hovedansvar for å fastsette koblingsbilder i transmisjon og regional distribusjon (Systemansvarlig kan vedta de til enhver tid driftsbetingede bryterstillinger i regional- og sentralnettet (koblingsbilde)). Ikke desto mindre skal andre nettselskap også kunne planlegge koblinger i sitt nett. Dersom slike koblinger kan påvirke driften av nettet, skal planer meldes til Statnett, som eventuelt vedtar disse (Konsesjonær skal melde planlagte koblinger som kan påvirke driften av regional- og sentralnettet til systemansvarlig når andre konsesjonærer blir berørt av koblingen. Systemansvarlig skal vedta om kobling kan foretas). 12 i FoS stiller krav om at nettselskap skal utarbeide planer for oppretting etter eventuelle feil. Disse planene skal rapporteres og eventuelt godkjennes av Statnett. (Konsesjonær skal utarbeide og skriftlig rapportere til systemansvarlig plan for effektiv gjenoppretting av normal drift av egne anlegg, ved driftsforstyrrelser i regional- og sentralnettet og tilknyttede produksjonsenheter. Systemansvarlig skal ved vedtak godkjenne planen eller pålegge endringer.) Utgangspunktet er at kraftsystemet driftes etter N-1 kriteriet så langt det er mulig. Planene i henhold til 12 skal sikre at både unormale driftsforhold av en viss betydning og all N-0 drift der det normalt er N-1, gjenopprettes raskt og sikkert. Forskriften gir Statnett en rekke rettigheter og plikter til å gjennomføre dette. Behovet for endringer i koblingsbilder er sterkt knyttet til at kraftanlegg og nettanlegg fra tid til annen må ha rutinemessig vedlikehold, og at vedlikehold ofte krever at anleggene tas ut av drift. 17 i FoS legger føringer for hvordan slike driftsstanser skal samordnes. Her gjelder samme hovedprinsipp som 2 Forslag til forskrift om Nettregulering og energimarked (RME-forskriften), 3-3 Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 14

15 ved fastsettelse av koblingsbilde og utarbeiding av gjenopprettingsplaner: nettselskap lager forslag mens Statnett godkjenner eller pålegger endringer (Ved behov for driftsstanser i regional- og sentralnettet og tilknyttede produksjonsenheter, som kan påvirke andre konsesjonærer, skal konsesjonær sende plan for driftsstans til systemansvarlig i rimelig tid før ønsket tidspunkt for driftsstans. Konsesjonær kan ikke iverksette driftsstans for slike anlegg uten etter vedtak av systemansvarlig.). Til tross for at FoS er relativt klar på at det påligger Statnett å evaluere forslag og til sist fatte vedtak, ser det ut til å være en uregulert praksis hvor koordinering av driftsstanser mot berørte konsesjonærer i enkelte tilfeller utføres av nettselskap alene ; nettselskapet tar seg av koordineringen og rapporterer deretter til Statnett. I enkelte tilfeller har Statnett eksplisitt delegert planlegging av driftsstanser ved å overlate ansvar for koordinering og drift mellom konsesjonærer til driftssentralene i de største nettselskapene. Figur 3 Vindkraft er en viktig fornybar energikilde, men kan skape utfordringer for nettvirksomhet (Foto: Statkraft) Nettselskapenes erfaringer Utfordringene knyttet til dagens lovverk er todelt. Det ene er relatert til at ansvarsfordelingen beskrevet i lovverket, spesielt for samordning av driftsstanser, ikke samsvarer med hvordan nettselskapene oppfatter at revisjonskoordinering praktiseres i dag. Hjemmelsgrunnlaget for dagens praksis er ganske enkelt uklar for selskapene. Flere peker på at det er ønskelig med et tydelig definert grensesnitt for arbeidet med å planlegge driftsstanser. I flere tilfeller vil det være mer effektivt om dette i større grad enn i dag gjøres lokalt/regionalt fremfor sentralt av Statnett. Det andre gjelder hvilke utfordringer nettselskapene opplever som resultat av å ikke ha et regulert ansvar for fastsettelse av koblingsbilde og for revisjonsplanlegging. De peker på flere ugunstige konsekvenser som oppstår som resultat av dette, som unødvendig byråkrati og ugunstig koblingsbilde. Utfordringene nettselskapene peker på, kan oppsummeres i følgende kategorier: Unødvendig byråkrati ved revisjonsplanlegging. I følge FoS kan ikke et nettselskap iverksette driftsstans i det regionale distribusjonsnettet og tilknyttede produksjonsenheter uten etter vedtak Side 15 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

16 av Statnett. 3 Søknader til Statnett må sendes lang tid i forveien. Flere nettselskap hevder at det ville gitt mer effektiv systemdrift om de selv hadde fullmakt og ansvar for å planlegge revisjoner i det regionale distribusjonsnettet som ikke påvirker transmisjonsnettet. Se for eksempel case 2e. Koblingspraksis kan ha negative konsekvenser for underliggende nett. Det kan se ut som at Statnetts rutiner for koblinger påvirkes av både ansvaret for forsyningssikkerhet og hvilken informasjon de har tilgjengelig. Resultatet er koblinger som oppfattes som gunstige sett fra TSOens perspektiv, men som kan ha utilsiktede eller uønskede negative konsekvenser for underliggende nett. Det påpekes at Statnett i for stor grad ser ut til å være opptatt av å drifte etter N-1. Ved anstrengt drift hvor anleggsdeler kobles ut i transmisjonsnett ser det ut til å være for lite fokus på gjeninnkoblingstid som igjen påvirker KILE og KILE-risiko hos lokale og regionale nettselskap. Se også case 2a, 2b, 2f, 2g og 2h. Fravær av rammeverk som tilrettelegger for likebehandling. Det mangler regler som sikrer likebehandling av aktører når utfall/planlagte utkoblinger av nett medfører at kraftverk må driftes mot svakt underliggende nett. Det er eksempler på at nettselskap i dag koordinerer produksjon til gjenoppbygging etter feil. Nettselskapene ønsker regler som klargjør rollene og sikrer likebehandling i slike situasjoner. Se også case 2c. Ved høy produksjon og masket drift kan en bestemt feil gi et kaskaderende utfall. Dette gjelder også forhold i transmisjonsnettet som kan medføre transitt i regionalt distribusjonsnett. Slike situasjoner håndteres i dag ved pålegg fra Statnett om deling av nettet. Det oppleves at tilbakeføring av slike oppdelinger ikke følges opp i tilstrekkelig grad. Det bør vurderes hvorvidt en regional aktør i) kan finne mer optimale løsninger enn pålagte delinger og ii) i praksis kan overvåke delinger nøyere med henblikk på hurtigst mulig tilbakeføring. Et aktuelt virkemiddel kan være å la nettselskap få rett til å bruke systemvern. Ved revisjoner i regionalt distribusjonsnett er det viktig å sikre god koordinering blant involverte parter for å oppnå effektiv bruk av eksisterende reserver i underliggende nett. Flere nettselskap peker på at det er et ikke ubetydelig forbedringspotensial i denne koordineringen. Da det er sannsynlig at en regional aktør har større nærhet, kjennskap til nettet og kunnskap om mulig bruk av underliggende nett, ønsker flere nettselskap å ha en aktiv rolle i dette arbeidet. Et ansvar for dette bør formaliseres i forskrift. Videre påpekes det at siden det er naturlig at eieren av nettet har bedre detaljkunnskap om ulike driftsforhold enn Statnetts regionsentral, er det bedre om DSO definerer koblingsbilde og signaliserer behov for eventuelle spesialreguleringer ved ulike drift- og lastsituasjoner i regionale (og naturligvis lokale) distribusjonsnett. Det påpekes videre at det er ønskelig med et formalisert rammeverk som tilrettelegger for likebehandling i tilfeller hvor man må ta avgjørelser som legger føringer for produksjon. Oppsummert ser det ut til å være behov for mindre detaljstyring fra sentralt hold ved revisjonsplanlegging og reell mulighet til å styre regionalt revisjoner som ikke påvirker overliggende nett. At ressurser i regionale distribusjonsnett kan være attraktive og eventuelt kontrahert for leveranse av systemtjenester, behøver ikke være til hinder for at DSO overtar ansvar for fastsettelse av koblingsbilde. 3 Se også Statnetts håndtering av planlagte driftsstanser, Notat fra Statnett datert 1/ Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 16

17 Spenningsregulering Det er ulike årsaker til spenningsproblemer. Spenning er en lokal egenskap i kraftnettet; det er ikke som frekvens, som er en global egenskap (frekvensen er den samme i Norge, Sverige, Finland og Øst-Danmark). Både aktiv og reaktiv effekt har påvirkning på spenningen, og det er gjerne ved stor endring i aktiv effektflyt at utfordringer oppstår. Distribuert produksjon samt mye varierende produksjon fra småkraft er gjerne en utløsende faktor for at spenningen varierer mer enn ønskelig og fastsatt i FoL. Problemer med spenningskvalitet oppstår også ofte ute på lange radialer. Da det blir tilknyttet mer lokal produksjon i fremtidens nett, antas det at store flytendringer i betydelig grad øker kravene til spenningsregulering. 4 Figur 4 Fra Gressholmen i Indre Oslofjord. Spenning kan blant annet være et problem på lange radialer. Foto: Hafslund Nett Dagens regelverk og organisering 15 i FoS trekker opp ansvarsfordelingen for spenningsregulering i transmisjonsnettet og det regionale distribusjonsnettet: Systemansvarlig kan fastsette spenningsgrenser og grenser for utveksling av reaktiv effekt i regional- og sentralnettet. Produksjonsenheter tilknyttet regional- og sentralnettet skal bidra med produksjon av reaktiv effekt innenfor enhetenes tekniske begrensninger. Systemansvarlig kan vedta hvordan den reaktive reguleringen skal benyttes i produksjonsenheter tilknyttet regional- eller sentralnettet. Statnett bemerker i sine kommentarer til FoS at «Konsesjonær er selv ansvarlig for spenningsnivå og regulering i egne stasjoner og eget nett, jf. krav til spenningsnivå gitt av direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap, samt å sørge for egen reaktiv balanse. Systemansvarlig kan etter behov kreve ut- og innkobling av kondensatorbatteri/reaktor og MVAr kjøring på generatorer.» Til tross for at det etter dette skulle være rimelig klart at både Statnett og regionale nettselskap har klare og ulike oppgaver og ansvar knyttet til reaktiv effekt og 4 Se også Utvikling av systemtjenester , udatert publikasjon fra Statnett. Side 17 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

18 spenningsregulering, oppleves det ikke like klart og tydelig i praksis. Det kan henge sammen med fysikkens lover. I regionalt distribusjonsnett påvirkes spenningen av ageringen til alle aktørene, det vil si både TSO, regionale og lokale nettselskap og produsenter (og forbrukere). Imidlertid er det ingen aktør eller mekanisme som ser all agering i sammenheng. Mye er ugjort med hensyn til reaktiv flyt i distribusjonsnett, og det synes å være et betydelig effektiviseringspotensial. Flere nettselskap gir uttrykk for at de savner nødvendige virkemidler til å regulere spenning i eget nett. Videre savner flere et mandat til å ta den koordinerende rollen mot produksjonsselskaper i tilfellene hvor nettselskapene opplever problemer i sitt nett og trenger å regulere produksjon av reaktiv effekt ut over de grenser som eventuelt er fastsatt av Statnett. Statnett har i dag ikke stilt klare krav til produsenter om reaktiv effektstøtte, bortsett fra for det de mener er viktige stasjoner i transmisjonsnettet og regionale distribusjonsnett. Flere selskap peker på at de bør ha mulighet til å stille krav til innstilling av spenningsregulatorer for krafttransformatorer og prinsipper for hvordan disse regulerer og samarbeider, både i parallell og i serie, mellom transmisjonsnett og regionalt distribusjonsnett og mellom regionalt og lokalt distribusjonsnett. Det er flere eksempler på at nettselskap tar et ansvar for koordinering av spenning, for eksempel ved oppfølging av reaktiv produksjon hos tilknyttede kraftverk i området og kobling av kondensatorbatteri. Da er det etablert praktiske løsninger for å drifte strømnettet på en effektiv måte, selv om ansvarsforhold og virkemidler ikke synes å være klart regulert. Det er et utbredt ønske blant nettselskapene å formalisere en slik ansvars- og oppgavefordeling mellom TSO og DSO. Nettselskapenes erfaringer Flyten i nettet er avhengig av forbruk, belastning på nettet og hvordan kraftverk og reaktive kompenseringsanlegg kjøres. Så lenge ikke et lokalt eller regionalt nettselskap har den samlede oversikten og mandat for å regulere disse anleggene, kan ikke spenningskoordineringen bli optimal for hele nettet. Dette medfører unødvendige tap i nettet. Utfordringene nettselskapene rapporterer om, er i stor grad knyttet til at FoS gir ansvar og fullmakter til Statnett, som i praksis ser systemdriften fra transmisjonsnettets perspektiv. Dette gir opphav til samme type problemer som ved fastsettelse av koblingsbilde at hensyn til tap og spenningskvalitet i regionale og lokale distribusjonsnett kan bli oversett eller skadelidende. Det er tungvint og lite effektivt å måtte involvere Statnett i utforming og valg som har liten eller ingen betydning for transmisjonsnettet. DSO bør få mulighet til å regulere spenningen regionalt gjennom krav til magnetisering hos tilknyttet produksjon og trinning av transformatorer. Et mer balansert regelverk vil bidra til en tydeligere ansvarsfordeling og bedre koordinering mellom partene. Nå oppstår det enkelte ganger situasjoner hvor både nettselskap og TSO iverksetter tiltak for å regulere spenning og hvor de ulike tiltakene ender opp med å jobbe mot hverandre (se case 3a). Tiltak for spenningsregulering må rimeligvis ses i sammenheng på tvers av nettnivå. Ansvaret for koordinering av spenningsregulering bør derfor plasseres hos de ansvarlige for de regionale nettselskapene det er de som vil kunne være i stand til å sikre denne sammenhengen på tvers av nettnivå. Eksemplene vi har innhentet tyder på at DSOer må få regulert ansvar til å benytte seg av følgende virkemidler, som alle er tiltak for å regulere spenning: Fastsette reaktivt bidrag fra kraftprodusenter. Nettselskapene utfører i dag en del arbeid med oppfølging av reaktiv produksjon med tilknyttede kraftverk. Se case 3a, 3b, 3c og 3d. Se og overstyre produksjonsplaner. Innsyn i og mulighet til å overstyre produksjonsplaner kan bidra til å forhindre spenningskollaps. Dette kan eventuelt gjøres i form av avtaler med aktuelle produsenter. Se også case 3e. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 18

19 Kobling av kondensatorbatteri. Nettselskap benytter i dag kondensatorbatteri til å regulere spenning. Se også case 3f. Installering av batterier. Batterier kan være rimelige tiltak for å redusere spenningsproblemer, ikke minst i lavspenningsnettet (230 og 400 V). Viktigheten av dette anses som økende da nye forbruksmønstre og plusskunder antas å gi endrede forutsetninger for spenningsregulering i lavspenningsnettet. Det er et utbredt ønske blant nettselskapene om å få et større ansvar for spenningskoordinering samt flere virkemidler til å håndtere oppgaven. Det påpekes at det er områdekonsesjonærer som har de beste målerverdiene og best forutsetninger for å løse overvåkning og koordinering på en mest mulig effektiv måte. Det stilles også spørsmål ved hvorvidt Statnett har kapasitet til å ta ansvar for spenningsregulering langt ned i regionale og lokale distribusjonsnett. Med endringene vi nå ser komme i distribusjonsnettet, blir det viktigere enn før at en relevant systemoperatør ser hele distribusjonsnettet (regionalt og lokalt) i sammenheng. Et spørsmål det kan være grunn til å se nærmere på, er om DSO bør få adgang til å sette begrensninger i intakt nett. Etter FoL har alle nettselskap relativt vide fullmakter når feil har oppstått, men spørsmålet er hvor langt en bør kunne gå for eksempel for å forhindre feil eller redusere tapskostnader. I denne sammenheng kan det også oppstå spørsmål om økonomisk kompensasjon når noen koples ut mot sitt ønske. Side 19 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

20 4. Morgendagens utfordringer blir større Kraftsektoren er ikke skjermet fra at den teknologiske utviklingen i samfunnet går raskere enn noen gang. Miljø- og klimapolitikken, både i Norge og internasjonalt, stimulerer både teknologiske endringer og omlegging av energibruken i retning av mer elektrisitet. I Norge vil dette særlig gjelde ulike former for transport, foruten industri og petroleumsvirksomheten. Mens de to sistnevnte generelt har nokså stabile uttak fra nettet, kan uttak til transportformål bidra til relativt stor variasjon i det løpende uttaket av kraft fra nettet. Fallende kostnader øker imidlertid også utbredelsen av både distribuert kraftproduksjon (solceller), batterier og automatiserte løsninger for styring av energibruken. I nettvirksomheten kan det bli mer aktuelt å utsette kapasitetsøkninger fordi alternativene blir bedre og billigere enn før. Samlet påvirker dette kompleksiteten i og behovet for planlegging og aktiv drift av kraftnettet Vår hypotese er at utviklingstrekkene samlet fører til at både planlegging og drift av nett på begge nettnivå blir mer krevende enn før. Dette skyldes ikke minst at effektflyten blir mer varierende (volatil) enn tidligere. Nedenfor ser vi først på de enkelte utviklingstrekkene før vi forsøker å trekke opp perspektivene for nettvirksomheten. Elektrifisering Det synes å være bred enighet om at et vesentlig grep for å nå klimamålene er å elektrifisere betydelige deler av energibruken. Dette er eksempelvis bakgrunnen for Energi Norges visjon om at Norge skal bli verdens første fornybare og fullelektriske samfunn. Siden vi allerede har en kraftforsyning som nesten utelukkende er basert på fornybar energi, vil et av de viktigste grepene for Norge være å elektrifisere så mye som mulig av transporten både til vanns, på land og i luften. To andre sektorer hvor bruken av fossile brensler i dag er relativt stor er landbasert industri og petroleumsnæringen. Generelt vil elektrisitet fra fornybare kilder være det mest nærliggende alternativet til fossile brensler med mindre en kan bruke fornybar varme. Samlet må vi regne med en ikke ubetydelig etterspørselsøkning etter kraft i tiårene som kommer. Figur 5 De neste tiårene blir fossil energibruk erstattet av elektrisitet Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 20

21 Innenfor sektorer hvor bruken av elektrisitet allerede er høy kan vi imidlertid også vente oss betydelige endringer. Den globale oppmerksomheten på energibruk kommer temmelig sikkert til å føre til fortsatt utvikling av mer energieffektive løsninger. Morgendagens elektriske apparater kan bli flere, men de vil trolig kreve mindre energi sett i forhold til arbeidet de gjør. Varmegjenvinning kan bli mer lønnsomt og bygg kan bli enda mer energieffektive. Det er nærliggende å tro at dette isolert sett vil føre til lavere brukstid for denne delen av totalforbruket av kraft. Distribuert produksjon I årene som kommer, vil vi se mer distribuert produksjon som er mindre regulerbar enn tradisjonelle kraftverk. Én viktig årsak er naturligvis fallet i kostnader for solceller og tilhørende elektronikk, drevet frem av global jakt på fornybar energi. Denne utviklingen kommer neppe til å stoppe opp, og vi må forberede oss på at morgendagens byggematerialer kan ha solcelleteknologi integrert, slik vi allerede har sett innenfor taktekking. Tilsvarende kan komme i vindusglass og fasadeelementer. Figur 6 Solceller blir tilknyttet lokalt distribusjonsnett, ofte bak måleren (Foto: Fredrikstad Energi Flere forbrukere, både små og store, ønsker dessuten av ulike grunner å produsere så mye som mulig av sin egen elektrisitet også selv om det ikke nødvendigvis ser bedriftsøkonomisk lønnsomt ut for utenforstående. For noen kan den primære drivkraften være et ønske om å «være grønn» eller å gå foran som et godt eksempel, mens for andre kan det være teknologisk nysgjerrighet for kraftsystemet spiller motivasjonen liten rolle. En interessant forskjell mellom Norge og de fleste andre europeiske land er imidlertid at hos oss kan vi regne med at de sentrale kraftverkene kommer til å forbli tilknyttet nettet. I land som på sikt skal avvikle fossile kraftverk, kan det bli relativt lite produksjon igjen som er direkte tilknyttet transmisjonsnettet. Batterier Jakten på elektriske løsninger for transport har drevet frem et betydelig prisfall på kjemiske batterier. Li-ion batterier er fortsatt svært kostbare, men flere av de som ønsker egenprodusert strøm, vil også kunne lagre overskuddsproduksjon i noen perioder til eget bruk i andre perioder. Når tilnærmet hele bilparken er elektrisk om noen tiår, vil det dessuten uansett til enhver tid være en rekke batterier tilkoblet nettet. På samme måte blir batterier også mer aktuelt som alternativ eller supplement til en tradisjonell nettløsning. Klarest ser vi dette i dag på de vel 75 fergesamband i Norge hvor det reises krav om nulleller lav-utslippsløsninger. Selv med dagens relativt høye batteripriser vil det i mange tilfeller være billigere å tilby hurtiglading gjennom en kombinasjon av lading fra stasjonært batteri og lading fra nettet enn utelukkende å trekke en høy effekt fra nettet de korte periodene fergene ligger til kai. Andre situasjoner der batterier som supplement kan være billigere enn tradisjonelle nettløsninger er for å håndtere spenningsvariasjoner og kunder med midlertidige/forbigående effektbehov. Samtidig forskes det intenst på forbedring og nyutvikling av batteriteknologier. Det er i praksis bare et tidsspørsmål før batterier blir både rimeligere, mer effektive, mindre plasskrevende og mer Side 21 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

22 miljøvennlige. Ingen vet presist hva dette vil si for kraftbransjen, men det er rimelig klart at endringene for aktørene kan bli betydelige og i sin tur kan endre synet på hva som er fornuftig organisering av sektoren. Automatisering og kunstig intelligens De siste årene har vi også sett en kraftig økning i utbredelsen av og ytelsene til sensorer og dataprosessorer. Parallelt med at alt og alle kobles til internett åpner dette formidable muligheter for intelligent styring av kraftbruken. Ikke minst i Norge, hvor en stor del av kraftforbruket benyttes til oppvarming og kjøling, kan nytten av slik styring være betydelig større enn kostnaden. Sluttkunden kan fokusere på å stille krav til energiprestasjon og komfort, som for eksempel «bilen skal være minimum 70 prosent oppladet innen klokken syv», «stuetemperaturen skal være mellom 21 og 22 grader mellom klokken fem og klokken 11)» eller «varmtvannsberederen skal ikke kobles inn i gitte tidsperioder». En smart styringsenhet kan utnytte handlingsrommet dette gir til å minimere kundens energikostnader og/eller imøtekomme andre energibrukeres eller nettselskapets behov. Virkninger for nettselskap Om trendene pekt på ovenfor fører til at det er etterspørselen etter energi eller effekt som vokser hurtigst gjenstår å se, men nettselskapene har uansett store oppgaver foran seg. Vi kan peke på tre forhold som har betydning for nettselskapene: Vi blir avhengige av strøm Når vi skal bruke strøm til alt mulig, endrer konsekvensene av et avbrudd karakter. På den ene siden blir det viktigere enn før at påliteligheten er høy. På den annen side får vi mer distribuert produksjon og mer energilagring tilknyttet kraftsystemet. Dermed er det ikke sikkert at den nettfeilen som i dag rammer alle kundene innenfor et avgrenset område, vil ramme en like stor del av kundemassen hvis den gjentar seg i morgen. Virkningen for kundene som rammes, kan bli større, mens antallet kunder som rammes, kan bli mindre. Vi kan derfor ikke sette likhetstegn mellom økt andel (eller økt volum av) elektrisk kraft og økt kostnad ved avbrudd. Bildet blir rett og slett mer komplisert. Nettplanlegging får nye dimensjoner Mulighetene for smart styring, lokal energilagring, distribuert produksjon, effektiv og automatisert kommunikasjon gjør at økende etterspørsel etter nettjenester ikke automatisk bør føre til økt kapasitet i nettet. Med gårsdagens teknologi er det i praksis ikke mulig å skjerme enkelte kunder eller utvalgte formål i tilfeller av lokal knapphet. Trenger man å koble ut noen kunder for en periode kan man ende opp med å måtte koble ut alle innenfor det aktuelle området. Med morgendagens teknologi kan man koble ut selektivt ved tilsvarende behov. Der det tidligere var utenkelig å planlegge nettet med litt knapp kapasitet, kan det fremover bli utenkelig å planlegge uten knapphet på kapasitet. Batterier og smart styring kan ta noe av plassen som kobber har spilt i nettet. Planlegging av slike «lette nett» 5 er noe annet enn tradisjonell metodikk. Dette betyr at vi fremover må ha en tett kobling mellom systemdrift og planlegging av investeringer i distribusjonsnett. Den kunnskap som nettselskapene får gjennom et mer desentralt ansvar for systemdriften må videreføres i bedre nettplanlegging og omvendt. 5 Lette nett er et nytt uttrykk som henviser til nett som planlegges med aktiv bruk av nettkundenes fleksibilitet i sin etterspørsel eller bruk av nettkapasitet, med mål om at nettet kan bygges med noe mindre kapasitet enn tradisjonell planlegging tilsier. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 22

23 Nettet må driftes aktivt på alle nettnivå Mer uregulerbar produksjon i form av vind og sol vil medføre økte spennings- og flaskehalsutfordringer da lokale distribusjonsnett sjelden er dimensjonert for betydelig innmating. Mer ustabilt vær som gjør uregulerbar produksjon mindre forutsigbar, vil forsterke dette. På forbruksiden vil spesielt elektrifisering av transportsektoren påvirke systemdrift og investeringer fremover. NVE har anslått at halve personbilparken vil være elektrisk i 2030, noe som innebærer 1,5 millioner biler og 7000 flere hurtigladere installert enn hva det er i dag. 6 Sammen med generell effektivisering av forbruket må vi regne med at brukstiden for forbruket faller og at vi får et annet effektmønster enn vi er vant med. Figur 7 Oppgavene på driftssentralene stiller stadig større krav til kompetanse og ressurser til informasjonshåndtering. Foto: Hafslund Spenningskoordinering, fastsettelse av koblingsbilde og håndtering av flaskehalser er i dag områder med et utfordrende og uklart grensesnitt mellom Statnett og nettselskapene. Endringene skissert ovenfor tyder på at omfanget av slike utfordringer vil øke og økningen vil trolig tilta i styrke etter hvert som tiden går, med mindre vi tar grep for å utvikle en mer effektiv organisering. Det er nettopp derfor nettselskapene nå tenker i retning av aktiv systemdrift i lokalt og regionalt distribusjonsnett. Dette krever utvikling av lokale markeder for fleksibilitet. Agder Energis satsing på Nodes må forstås i en slik sammenheng. Det samme gjelder planene til Troms Kraft Nett på Senja, der nettkapasiteten er relativt liten sett i forhold til raskt økende etterspørsel fra fiskerinæringen. Alternativet er å bygge seg ut av utfordringene. Det kan gi god leveringskvalitet, men blir dyrt. Utfordringen er at lette nett krever tilgang til en relevant verktøykasse, i prinsippet tilsvarende den som Statnett er utstyrt med gjennom FoS. Skulle man velge en strategi med lette nett uten relevante verktøy ville resultatet blitt dårligere leveringskvalitet enn kundene forventer, høyere avbruddsrisiko enn hva som er ønskelig samt avbrudd som burde vært unngått. Ingen nettselskap vil velge slik. Effektivisering Flere av driverne som øker kompleksiteten i systemdriften, som mer distribuert produksjon av elektrisitet og rimeligere batterier, fører samtidig til at kostnadene ved å koble seg fra nettet kan bli 6 Har strømnettet kapasitet til elektriske biler, busser og ferger? NVE Rapport 77/2017 Side 23 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

24 lavere. For kraftbransjen er det derfor et selvstendig mål å bevare egen konkurransekraft vis-á-vis alternativene til nettilknytning. Ett av tiltakene for å sikre det, er å øke utnyttelsen av nettanleggene, slik at investeringsomfanget i nettvirksomheten kan reduseres sammenlignet med en tradisjonell utbygging av kraftsystemet. Slike lette nett er på den annen side en av årsakene til at systemdriften forventes å bli mer komplisert. Behov for effektivisering er derfor en viktig faktor i dette bildet. Både bransjen og myndighetene må arbeide målbevisst for å holde kostnader nede uten at forsyningssikkerhet, kvalitet, kundetilfredshet eller innovasjon blir skadelidende. Selv om økende avhengighet av kraft og tendenser til urbanisering isolert sett trekker i retning av at kraftnettet og systemdriften blir dyrere, er det viktigere enn noensinne å forhindre at det blir resultatet. Nytt regelverk under utvikling i EU EUs organer har med hjemmel i tredje elmarkedsdirektiv og grensehandelsforordningen utviklet i alt åtte såkalte nettkoder og retningslinjer (guidelines) som til sammen danner et helhetlig, detaljert og felles regelverk for tilknytning av anlegg, det indre energimarkedet og systemdrift. Disse er alle vedtatt av EU og under implementering. Det interessante med nettkoder og retningslinjer i et DSOperspektiv, er at de beskriver en annen rolle- og ansvarsfordeling enn den som per i dag gjelder i Norge basert på eksisterende lover og forskrifter. Generelt legges det opp til en mer jevnbyrdig fordeling av oppgaver mellom DSO og TSO. Reglene stiller i den anledning en rekke krav til selskap som vil fylle en DSO-rolle, samtidig som oppgavene spesifiseres. Tilknytningskoden (RfG) definerer begrepet relevant systemoperatør, og knytter dette til både geografisk område og spenningsnivå (transmisjon eller distribusjon). Den poengterer at det er systemoperatøren for nettet hvor for eksempel et kraftverk skal tilknyttes som har ansvar for kontroll og godkjenning av nye anlegg. Retningslinjene for systemdrift (SoGL) beskriver gjensidige plikter og rettigheter for utveksling av informasjon som de ulike systemoperatørene er avhengige av for å løse sine oppgaver tilfredsstillende. Se vedlegg A for en god oversikt over de mest aktuelle EU-reglene. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 24

25 5. Egenskaper ved effektiv organisering Effektivitetskravet i energiloven tilsier at riktig kvalitet skal leveres til lavest mulig kostnad både nå og i fremtiden. Hvordan man skal oppnå dette i praksis er et mer omdiskutert tema. Å bygge mer nett vil åpenbart kunne løse kvalitetsproblemer, men vil neppe være den kostnadsoptimale tilnærmingen. Energi Norges arbeidsgruppe mener at mye av svaret ligger i en effektiv organisering av nettvirksomheten, hvor aktuelle problemer løses av den parten som er best posisjonert. Med mindre det er mest effektivt at ett selskap tar fullt ansvar i hele nettet, fra frekvenssamarbeidet med utlandet og helt ned til 230 V, vil dette innebære at flere nettselskap må få og påta seg mer ansvar med videre og tydeligere fullmakter enn de har i dag. Under drøfter vi kriterier organisasjonsmodellen må oppfylle, samt nødvendige krav til egenskaper hos den enkelte operatør. Den valgte organisasjonsmodellen må oppfylle følgende sentrale kriterier: 1) Effektiv drift og utvikling. Ansvar for planlegging og systemdrift bør plasseres slik at vi får høy kvalitet til lav kostnad. I tråd med økende bruk av elektrisitet stiger også kravene til forsyningssikkerhet. Samtidig er det viktig at kostnadene ikke stiger uforholdsmessig. Det betyr for det første et behov for en tettere sammenheng mellom nettutbygging og systemdrift enn vi har hatt i regionalt og lokalt distribusjonsnett til nå. Nettet må planlegges for aktiv bruk av ulike virkemidler for optimalisering av systemdriften. Men det betyr også at nettplanlegging må koordineres godt lokalt og regionalt, slik også Reiten-utvalget pekte på. 7 2) Minimere sårbarhet for systemfeil. Ansvar for planlegging og systemdrift bør plasseres slik at koblingsbilder fastsettes effektivt, spenningskvaliteten sikres og flaskehalser håndteres på en effektiv måte. Sårbarheten for feil blir også mindre om operatøroppgaver knyttet til systemdriften fordeles mellom flere aktører. Systemdriften må også ses i sammenheng med systemdrift i tilgrensende nett, enten dette er på et annet nettnivå eller et nabonett på samme nettnivå. Dette tilsier også en fortsatt hierarkisk oppbygging, slik at Statnett har ansvar for effekt- og frekvenskvalitet i samarbeid med TSOer i andre nordiske land. 3) Tydelig oppgavefordeling mellom ulike systemoperatører. Rollefordelingen mellom ulike systemoperatører må være klar og tydelig, slik at misforståelser unngås og man unngår usikkerhet rundt ansvar for å avklare og løse situasjoner. Med en tydelig oppgavefordeling unngår man også at ulike tiltak motvirker hverandre. Dette gjelder både forholdet mellom TSO og den enkelte DSO, og forholdet mellom ulike DSOer. Samtidig er det avgjørende at ansvar ikke pulveriseres. 4) Effektiv monopolkontroll. Organiseringen av systemdriften bør være slik at den legger til rette for effektiv monopolkontroll. Dette kan både sikre brukernes rettigheter og bidra til mer effektiv planlegging og drift av kraftnettet. Ved å utvikle regionale 7 Reitenutvalgets rapport la stor vekt på nettplanlegging og nettutvikling, se spesielt kapittel 4.3 om DSO: Side 25 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

26 Fleksibilitet kompetansesentre med et regionalt ansvar for systemdrift vil NVE få relevante sammenligningsgrunnlag og kunne utvikle reell målestokkonkurranse også for systemdrift. 5) Systemoperatører må ha tilgang på nødvendige virkemidler. Systemoperatører må ha regulert myndighet til å benytte virkemidler og fullmakter, i prinsippet tilsvarende det Statnett i dag besitter: a. Systemvern. Mulighet til å administrere driften av systemvern slik at eksisterende nettkapasitet kan utnyttes. b. Fleksible ressurser. Tilgang til fleksible ressurser som eksempelvis batterier eller forbrukerfleksibilitet, samt kondensatorbatteri. Dette kan oppfattes som en mer generell beskrivelse enn det neste: c. Aktiv og reaktiv regulering av produksjon. Mulighet til å gjøre avtaler med kraftprodusenter for å få de til å regulere ned (eller opp) produksjon i timer hvor det er nødvendig. Mulighet til å følge opp og fastsette eller inngå avtaler om reaktivt bidrag fra produsenter er her viktig. d. Informasjon. Tilgang til oppdatert informasjon om nettanlegg og anlegg tilknyttet nettet. Velfungerende system for innsamling, utveksling og håndtering av slik informasjon. Dette krever også effektiv informasjonsutveksling vis a vis andre nettselskap tilknyttet det regionale systemet, Statnett og øvrige brukere. e. Relevant inntektsramme. Effektivitetsmålingen av nettselskap må innrettes slik at nettselskap med ansvar for drift av regionalt og lokalt distribusjonsnett ikke kommer systematisk dårligere ut enn selskap uten slikt ansvar. Kraftsystemer trenger fleksibilitet for å sikre momentan balanse til enhver tid. I praksis kan verken produksjon eller forbruk planlegges med så stor grad av nøyaktighet at vi får slik balanse. Fleksibilitet er evne til å endre tilpasning sammenlignet med det som er planlagt. Fleksible ressurser i kraftsystemet er forbruk, kraftproduksjon eller lagring av elektrisitet som utnyttes for å påvirke aktiv og reaktiv effektflyt i kraftnettet. Nettanlegg kan også bidra til fleksibilitet i kraftsystemet; rikelig med overføringskapasitet betyr for eksempel at det ikke betyr så mye for systemdriften hvor produksjonen foregår. Markedsaktører kan tilby fleksibilitet hvis de har mulighet til å endre kraftproduksjon eller kraftforbruk, eller bruken av batterier, på oppfordring fra for eksempel nettselskap. Når flere nettselskap er interessert i fleksibilitet fra samme kilde eller samme område, må bruken koordineres, slik at ikke DSOens bruk forsterker problemer for TSO, eller omvendt. Se også vedlegg D for en nærmere forklaring. Videre må de som har ansvar for planlegging og drift av kraftnettet ha noen bestemte egenskaper. Systemoperatøren må: 6) Være nøytral. Det er viktig at systemdriften organiseres slik at dette inngir tillit hos alle brukere av kraftsystemet herunder tilsluttede nettselskaper, landets TSO, lokale og regionale produsenter, aggregatorer og forbrukere. Under alle omstendigheter må nøytralitetsprinsippet opprettholdes. I praksis betyr dette at driftssentraler for kraftselskap og nettselskap må holdes adskilt. Alle aktører må være trygg på at informasjon som de må gi til systemoperatør ikke går videre til konkurranseutsatt Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 26

27 virksomhet i samme konsern som systemoperatøren tilhører. Reglene om selskapsmessig og funksjonelt skille forutsettes lagt til grunn. 7) Ha kompetanse og innovasjonskraft. Systemoperatør må ha tilstrekkelig kompetanse og ressurser til å håndtere ansvaret. Det betyr kompetanse som sikrer sikker drift i alle situasjoner. Videre er det essensielt at systemoperatøren har kapasitet til å gjennomføre innovasjonsarbeid for å sikre fremtidens fleksible kraftsystem. Det er også avgjørende at det utvikles rutiner som er kompatible mellom de ulike systemoperatørene. 8) Ha gode systemer for informasjonsutveksling. Systemoperatørene må ha effektiv informasjonsutveksling vis-à-vis andre nettselskap tilknyttet det regionale systemet, landets TSO og øvrige brukere. Dette krever blant annet en felles standard for løpende informasjonsutveksling. Informasjonsbehov og behov for standardisering Behovet for aktiv systemdrift på alle spenningsnivå og koordinering av slik drift på tvers av nettnivået medfører et betydelig behov for innsamling og spredning av relevant informasjon. Nettselskapene blir kritisk avhengig av løpende informasjon fra markedsaktører og fra hverandre, og må ha gode ITsystemer for å ta vare på og behandle informasjon på en trygg og hensiktsmessig måte. Dette krever blant annet en felles standard for hvordan informasjon skal formidles mellom parter som blir involvert i slik utveksling av informasjon. Dette er en felles utfordring for hele kraftbransjen, og arbeidet er allerede godt i gang. Den enkelte aktørs eget informasjonssystem er derimot et anliggende for den enkelte aktør. Det er grensesnittene til de andre aktørenes informasjonssystemer det må etableres standarder for, for å sikre at de ulike systemene kan snakke sammen. 9) Ha nærhet til problemet. Det er essensielt at systemoperatøren sitter nært problemet som skal løses. Kjennskap til nettet og øvrig nett, samt kunnskap om hvor nettet er sårbart, er viktig for å finne de mest effektive løsningene. Det minimerer også risikoen for å ta avgjørelser som får negative konsekvenser i øvrig nett. Oppsummert er kjennetegn for en effektiv organisering at ansvar for planlegging og drift henger sammen, at ansvaret for drift plasseres hos de(n) aktørene som gjør nettet minst mulig sårbart for utfall, og at oppgavefordeling og grensesnitt mellom aktører er tydelig definert. Videre er det en absolutt forutsetning at systemoperatører har tilgang på nødvendige virkemidler og fullmakter for å kunne drifte nettet effektivt. Side 27 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

28 6. Visjon for DSO-rollen Ansvaret for planlegging og drift av distribusjonsnett må flyttes nærmere der løsningene finnes. Endringene på produksjon- og forbrukssiden i kraftsystemet er så omfattende at arbeidsdelingen mellom Statnett og de andre nettselskapene må tilpasses morgendagens utfordringer. Grensesnittet mellom TSO og DSO må tegnes opp på nytt, og DSO-rollen må utvikles. Behovet for god håndtering av flaskehalser, kontroll med reaktiv effektflyt, høy spenningskvalitet og fastsettelse av effektive koblingsbilder på alle spenningsnivåer blir viktigere enn i dag. Over hele Europa ser vi nå en dreining i hvordan rollene for systemoperatører på transmisjons- og distribusjonsnivå utformes. Operatører på ulike nettnivå blir mer likestilte og ansvaret for planlegging og drift av eget nett blir klarere. Dialogen som det siste året er etablert med Statnett om dette, blant annet gjennom Statnetts Samarbeidsforum, er derfor svært positiv. KRAFTSYSTEMET BLIR SÅ KOMPLISERT AT ARBEIDSDELINGEN MÅ TILPASSES Kraftsystemet er i en omfattende omstillingsprosess. Drevet frem av klimapolitikk, digitalisering, store endringer i forbruksmønsteret, teknologisk utvikling knyttet til så vel kraftproduksjon som energibruk og energilagring, samt fallende kostnader for distribuert kraftproduksjon, står kraftbransjen foran et betydelig press for effektivisering. Selv om nesten all energibruk skal elektrifiseres, kan vi ikke ta det for gitt at kundene vil beholde sin nettilknytning. Bransjen må selv ta grep for å sikre vår egen konkurransekraft. Dette krever nytekning på alle områder også når det gjelder planlegging og drift av kraftnettet. Selv om endringene i kraftproduksjon og -bruk skjerper kravene til nettet, dets egenskaper og den løpende driften, kan vi ikke møte enhver utfordring med økt kapasitet. Kundene har større forventninger til oss og de har alternativer. Vi merker allerede den økende kompleksiteten i systemdriften. På alle nettnivå oppleves økende variasjon i effektflyten, tiltagende problemer med spenningsvariasjoner og effektflyt motsatt normal retning, mens knapphet på kapasitet i nettet blir vanligere. Samtidig som det bygges mye og derfor ofte er behov for utkoblinger i nettet, har det blitt atskillig mer å holde styr på ved fastsettelse av koblingsbilder. Håndtering av reaktiv effektflyt med implikasjoner for spenningskvalitet og nettap synes dårlig koordinert og har et stort forbedringspotensial. Når nettselskap tar opp konkrete forhold i regionalt distribusjonsnett med Statnetts regionsentral får de ofte beskjed om at dette kan dere best håndtere selv. Systemdriften har blitt så komplisert at dagens arbeidsdeling må tilpasses morgendagens utfordringer. SVARET ER EN MER DESENTRALISERT ORGANISERING Økt kompleksitet peker mot en mer desentralisert tilnærming. Dagens sentralisering av systemdriften fungerer ikke tilfredsstillende, særlig når vi tar i betraktning de endringer som pågår i kraftsystemet. Å sikre god flyt i transmisjonsnettet i tillegg til ansvaret for frekvenssamarbeidet med utlandet er oppgaver som naturlig tilligger Statnett. Det kan være krevende samtidig å skulle håndtere lokale og regionale problemstillinger som ikke berører transmisjonsnettet. Vår visjon er derfor at ansvaret for å løse de praktiske utfordringene i nettet må flyttes nærmere der løsningene finnes. Antallet komponenter som potensielt må overvåkes (se Figur 1 for flere detaljer), er vesentlig større i regionalt og lokalt distribusjonsnett enn i transmisjonsnettet. Operatørene må ha nærhet og lokal kompetanse, ikke minst fordi de fleksible ressursene som kan bidra til kostnadseffektive løsninger i stor grad er distribuert over alt i nettet. Statnetts primæransvar bør knyttes til transmisjonsnettet, oppfølging av kraftflyten mot utlandet, samarbeidet om Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 28

29 frekvenskvalitet i det nordiske synkronområdet og tilrettelegging for markedene t, mens andre kan ta fullt ansvar for systemdrift i regionalt og lokalt distribusjonsnett. Dette er i praksis ingen prinsipiell endring når det gjelder planlegging, mens det for den løpende driften av regionalt distribusjonsnett innebærer en relativt omfattende omlegging. Her vil det bety at aktuelle nettselskap med direkte tilknytning til transmisjonsnettet overtar ansvar og oppgaver fra Statnett. For lokalt distribusjonsnett er visjonen et uttrykk for at utviklingen i retning av lette nett uansett skaper behov for en mer aktiv systemdrift og en annen planlegging enn i dag. Visjonen er sammenfallende med regelverket som er under utvikling i EU. KRAFTSYSTEMETS SÅRBARHET OG KUNDENES KVALITETSKRAV MÅ RESPEKTERES Vi må ha respekt for at kraftsystemet er et komplekst og sensitivt system som står overfor klare kvalitetskrav og svært liten toleranse for feil. Men nettopp derfor krever dette en god organisering med hensiktsmessig fordeling av oppgaver og myndighet. I stedet for å gjøre oss avhengig ett selskap som skal ta ansvar for all systemdrift, mener vi det er bedre å fordele både drift og planlegging på flere miljøer. Hensynet til effektivitet tilsier samtidig at ansvar for drift følger ansvar for planlegging av kraftsystemet. VI TRENGER REGIONALE KOMPETANSEMILJØER Kvalitetskravene til systemdrift medfører store krav til relevant kompetanse og ferdigheter. De aktuelle driftsmiljøene må ha tilstrekkelig infrastruktur, ressurser, erfaring og kompetanse som setter dem i stand til å håndtere et slikt særlig ansvar. En modell hvor noen nettselskap får et koordinerende ansvar gir mulighet for å utvikle tilstrekkelig regional/lokal kompetanse slik at de aktuelle arbeidsoppgavene kan ivaretas med de kvalitets- og sikkerhetskrav som med rimelighet kan kreves. Dette vil også kreve rendyrkete driftssentraler for nett. Nettselskap med ambisjoner om å fylle en slik rolle må forventes å oppfylle særlige krav til organisering og nøytralitet. Alle nettselskaper er ikke nødvendigvis i denne kategorien. Nettselskap som vil påta seg et særlig ansvar, må samtidig være villige til å tilby driftssentraltjenester for andre nettselskap. Hvorvidt det skal være krav om sertifisering eller behov for særskilt regulering, herunder regulering av forholdet til nettselskap som eventuelt vil kjøpe tjenester fra et koordinerende nettselskap, må vurderes nærmere. STANDARD FOR INFORMASJONSINNHENTING OG -UTVEKSLING MÅ PÅ PLASS Uavhengig av organiseringen stiller morgendagens utfordringer store krav til aktiv, løpende utveksling av informasjon. Alle systemoperatører vil få behov for oppdatert sanntidsinformasjon og aktuelle planer fra tilknyttede produksjons- og forbruksanlegg, og må eventuelt også utveksle informasjon med tilknyttede nett. Dette krever IT-systemer som snakker sammen på en smidig og trygg måte. LØSNINGEN LEGGER TIL RETTE FOR EFFEKTIV REGULERING En løsning hvor noen nettselskap med direkte tilknytning til både TSO og andre lokale nettselskap får et utvidet ansvar regionalt for drift og nettplanlegging, vil kunne legge til rette for en reguleringsmodell basert på målestokkonkurranse mellom disse enhetene. Det bør være interessant for reguleringsmyndighetene å tenke i disse baner. På samme måte som vi i Norge har lyktes med å skape effektiv målestokk-konkurranse mellom nettselskapene når det gjelder kostnader generelt, er vår visjon at det kan skapes en regulering som premierer effektivitet og samfunnsmessig verdiskaping hos systemoperatører. Med vellykket regulering vil de aktuelle nettselskapene konkurrere om utvikling av smarte løsninger og om å Side 29 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

30 tiltrekke seg kompetent arbeidskraft. Vi mener dette vil skape en sterkere dynamikk og innovasjonskraft innen både systemdrift og nettplanlegging enn vi har i dag. STATNETT MÅ FORTSATT HA NASJONALT ANSVAR FOR EFFEKTBALANSE OG FREKVENSKVALITET Ved å legge et definert ansvar for systemdrift i regionalt distribusjonsnett til DSOer, vil Statnett få en mer rendyrket rolle som systemoperatør for transmisjonsnettet og ansvarlig for frekvenssamarbeidet med utlandet. DSOene må på sin side sikre at Statnett til enhver tid har den informasjon og tilgang på virkemidler som kreves for å kunne ivareta funksjonen som landets TSO. DSOene vil samtidig kunne bruke sin lokalkunnskap direkte inn i systemdriften. Lokale DSOer har nødvendigvis bedre og mer detaljert innsikt i muligheter og aktuelle konsekvenser når situasjoner oppstår i nettet. Dette henger sammen med at det er adskillig flere komponenter å følge opp i distribusjonsnettene sammenlignet med transmisjonsnettet. Ikke minst når det er feil eller behov for revisjoner og utkobling av linjer er lokalkunnskap helt essensielt. VEIEN ER LANG VI STARTER NÅ En avgjørende forutsetning er at de aktuelle nettselskapene får tilstrekkelige fullmakter og utvikler nødvendige virkemidler. Dette vil kreve et solid utviklingsløp blant DSOer, hvor gjennomføring av piloter som tester relevante problemstillinger, vil gi et godt grunnlag for å kunne ta på seg en slik rolle. (Se vedlegg C for en oversikt over alle pilotforslagene.) Videre er det behov for et modernisert regelverk hvor den uavhengige regulatoren får en sterk posisjon. Alt dette krever imidlertid grundige forberedelser. Vår visjon betyr at arbeidet med DSO-rollen ikke avsluttes nå, men tvert imot trappes opp i tiden som kommer. Tilstrekkelige ressurser og riktig kompetanse er en forutsetning for å lykkes. I løpet av de nærmeste årene bør vi bli enige om en ny oppgavedeling, se Figur 9 nedenfor, og et tilpasset regelverk. Foruten piloter er det også behov for modernisering av FoS og FoL. Regelverket som er under utvikling i EU er et langt steg i riktig retning, men arbeidet er ikke ferdig. Deretter bør det være en tidsfrist for implementering. Mens noen nettselskap i prinsippet kunne ha påtatt seg fullt driftsansvar ganske raskt, vil andre nok ha behov for noen års forberedelser og eventuelt gradvis overføring av oppgaver. Dette vil også kreve en detaljert gjennomgang av rutiner sett i forhold til det samarbeid som må bestå med landets TSO. Et veikart til en ferdig reorganisering av ansvaret for drift og utvikling av kraftsystemet er skissert i Figur 8 nedenfor. En mer detaljert oversikt over prioriterte innsatsområder det nærmeste året følger i neste kapittel. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 30

31 2019 Testing i piloter Utvikle og starte nye piloter Utvikle og forbedre rutiner (DSO-TSO og DSO-DSO) Læring og formidling til alle nettselskap Revisjon FoS og FoL 2020 Reviderte forskrifter om systemdrift Implementering av nettkoder og KORRR Nye piloter; vellykkede går over i permanent drift Utvikling av rutiner, læring og formidling fortsetter... DSO-enhet på plass i Brussel Nye piloter; vellykkede går over i permanent drift Utvikling av rutiner, læring og formidling fortsetter Standard for informasjonsutveksling på plass Sertifisering av DSO som skal ha utvidet ansvar 2024 Regional koordinering på plass i hele Norge Figur 8 Veikart til fremtidens driftskoordinering Figur 9 Skisse til fremtidig arbeidsdeling mellom TSO og DSO Figur 9 antyder hvordan den fremtidige arbeidsdelingen kan se ut. Bunnfargene indikerer nettnivå; transmisjon, regional distribusjon og lokal distribusjon. Den grønne ringen rundt de fire TSOene i Norden indikerer at ansvaret for flaskehalshåndtering i transmisjonsnettet og frekvenskvaliteten i kraftsystemet må ligge hos TSOene. NRSC er Nordic Regional Security Coordinator, som er de Side 31 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

32 nordiske TSOenes felles koordineringskontor i København. NRSC arbeider blant annet med kapasitetsberegninger for handel mellom budsoner, analyser av driftssikkerhet og forsyningssikkerhet og planlegging av utkoblinger og vedlikehold. Hensikten med et felles kontor er at dette skal koordineres mellom de fire TSOene. Den oransje ringen er tegnet for å illustrere at for annen systemdrift, alt fra flaskehalshåndtering og spenningsregulering til planlegging av koblingsbilder, må nettselskapene koordineres seg imellom. For noen problemstillinger og nettanlegg må TSOen og de DSOer som er tilknyttet TSOen samarbeide (i figuren nummerert fra DSO 1 til DSO n). DSO 1 vil typisk være et selskap med mye regionalt distribusjonsnett. Et slikt samarbeid kan for eksempel være knyttet til reaktiv effekt. For andre problemstillinger må DSO 1 samarbeide med alle tilknyttede DSOer (i figuren nummerert fra a til k). Tilsvarende må DSO n samarbeide DSOer tilknyttet deres regionalnett (DSO v til DSO z). To DSOer som er naboer, kan også ha behov for å koordinere systemdriften. Dessuten må flaskehalshåndtering i regionalt distribusjonsnett henge sammen med flaskehalshåndtering i transmisjonsnett. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 32

33 7. Prioriterte innsatsområder det nærmeste året Selv om denne rapporten er skrevet ved avslutningen av det som ble startet som et prosjekt, har prosessen så langt vist at arbeidet med DSO-rollen ikke kan avsluttes nå, men tvert imot trappes opp i tiden som kommer. Hovedgrunnen til dette er endringene vi legger opp til er omfattende og kompliserte selv om de legger til rette for en mindre komplisert systemdrift når endringen er gjennomført. Under peker vi på de innsatsområdene vi i dag ser som de viktigste for den nærmeste tiden: Oppfølging av pilotprosjekter og kunnskapsspredning Av i alt ti innkomne forslag til TSO/DSO-piloter fra Energi Norges medlemmer har Statnett foreløpig valgt ut tre for gjennomføring i samarbeid med Statnett. Ett forslag vil bli gjennomført mellom DSO-er regionalt (Buskerud og Telemark) og et forslag som er i gang knytter seg til flaskehalshåndtering i lokalt distribusjonsnett (Senja; Troms Kraft Nett). For å løfte kunnskapsnivået i hele bransjen, er det viktig å følge opp erfaringer fra pilotprosjektene og spre disse i sammenheng med annen relevant kunnskapsspredning. Samarbeidet med Statnett blir viktig. Konkretisering av informasjonsgrensesnitt TSO/DSO og DSO/DSO For at DSO-er skal kunne ta et større systemdriftsansvar, er det nødvendig med økt tilgang til informasjon, for eksempel i form av produksjonsplaner. Videre må informasjonsgrensesnittet mot TSO fungere enda bedre enn i dag. Et tema her er rent tekniske forhold knyttet til standardiserte formater og protokoller. Gjennom et initiativ fra Digital Norway høsten 2018 er bransjen invitert til et samarbeid om digitalisering. Samtidig utvikles nå et regelverk for informasjonsutveksling for sikker systemdrift på EU-nivå (KORRR). Dette gir et rammeverk for informasjonsutveksling mellom TSO og DSO, og et mer konkret på informasjonsinnhold og informasjonsveier. Ferdigstilling og implementering av KORRR legger hovedgrunnlaget for hvordan videre konkretisering av informasjonsgrensesnitt mellom TSO og DSO bør foregå fremover. Kartlegging og oppfølging av barrierer for DSO-rollen Selv om det synes å være en økende forståelse for en utvidet rolle for DSO-ene knyttet til drift og utvikling av det regionale kraftsystemet, er det barrierer for en slik utvikling som er viktige å adressere. Noen barrierer er regulatoriske, knyttet til for eksempel konkretisering av nøytralitetskrav for DSO-er, uklarhet i hvordan norsk regelverk skal tilpasses EU-krav og tilpasning av inntektsrammereguleringen. Andre barrierer er selskapsinterne og er knyttet til aspekter som oppbygging av nye funksjoner og systemer, kompetanseutvikling og etablering av nye samarbeidsrelasjoner Økt fokus på DSO/DSO-samarbeid Som følge av at DSO-er får en ny rolle, vil det være behov for å videreutvikle eksisterende samarbeidsrelasjoner mellom DSO-er regionalt knyttet til informasjonssystemer, systemvirkemidler, og best practice på håndtering av nye utfordringer i kraftsystemet. Det blir en sentral oppgave for Energi Norge å følge opp nytt europeisk regelverk om DSO-rollen og harmonisering av DSO-rollen med øvrige nordiske land, samt følge opp implementering av eksisterende nettkoder og guidelines i norske forskrifter. Side 33 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

34 Videre utvikling av regler og forskrifter Som beskrevet i denne rapporten, er det behov for å klargjøre de regulatoriske rammene for DSOrollen. Det er i hovedsak tre årsaker til dette behovet. For det første er det allerede i dag et misforhold mellom praksis i systemdriften og ordlyden i deler av FoS. Dernest må Norge implementere europeisk regelverk etter at tredje pakke formelt blir innlemmet i EØS. Spesielt viktig er de såkalte nettkodene som gir detaljerte utfyllende regler. Endelig må vi regne med at fremtidens utfordringer blir større enn dagens. Hver for seg er alle disse tre tilstrekkelig grunn til å gå grundig inn dagens regelverk og tilpasse dette til behovene. Det er derfor viktig at Energi Norge fortsetter overvåking av europeisk regelverksutvikling og sannsynlig implementering i Norge, og orienterer nettselskapene om dette. Videre er det viktig å forsterke dialogen med norske myndigheter om behovet for regulatoriske endringer, ikke minst inn mot den pågående endringsprosessen av FoS. Som antydet foran i rapporten, er det også behov for å se nærmere på FoL, som med fordel kunne vært tydeligere på hvilke fullmakter DSOene bør ha i intakt vs. ikke-intakt nett. Parallelt med dette må vi også se nærmere på hvordan kostnadene for både piloter og den kommende systemdriften bør håndteres. Mens det kan være aktuelt å bruke FoU-ordningen for nettvirksomhet i pilotfasen, må kostnadene på sikt reflekteres i den generelle økonomiske reguleringen av nettvirksomhet. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 34

35 Vedlegg A Nye regler fra EU EUs organer har med hjemmel i tredje elmarkedsdirektiv og grensehandelsforordningen utviklet i alt åtte såkalte nettkoder og retningslinjer (guidelines) som til sammen danner et helhetlig, detaljert og felles regelverk for tilknytning av anlegg, det indre energimarkedet og systemdrift. Disse er alle vedtatt av EU og under implementering. Det interessante med nettkoder og retningslinjer i et DSO-perspektiv, er at de beskriver en annen rolle- og ansvarsfordeling enn den som per i dag gjelder i Norge basert på eksisterende lover og forskrifter. De 8 nettkodene og retningslinjene har rettslig status som forordninger i medlemsland. Det betyr at de automatisk blir nasjonale regler i EU-land når de er vedtatt av EU Kommisjonen. For Norge er implementering noe annerledes: Etter at rettsakten er vedtatt innlemmet i EØS-avtalens vedlegg IV om energi, må myndighetene gjennomføre rettsakten i norsk rett. Nå det gjelder direktiver, er det opp til myndighetene å bestemme form og midler for gjennomføringen. 8 Forordninger må derimot implementeres "som sådan". 9 Dette betyr at forordningen kan oversettes, men ikke endres. EØSkomiteen kan vedta visse tilpasninger, men som regel angår tilpasningene EØS-spesifikke forhold, og ikke regler som er viktige for det indre markedet. 10 Gjennomføring av forordninger skjer som regel ved lov eller forskrift som henviser til forordningen og konstaterer at den gjelder som lov eller forskrift. Forordningene er juridisk bindende som forordninger ellers, uansett om de kalles retningslinjer eller nettkoder. Det følger av at det er formen kommisjonsforordning som er valgt. Forordningene har direkte effekt i EU, noe som innebærer at private parter kan påberope seg forordningene direkte overfor myndighetene. I EFTA-landene vil de ikke ha direkte effekt, men staten kan under visse omstendigheter bli erstatningsansvarlig for uriktig gjennomføring av EUs rettsakter. 11 Retningslinjer har samme rettslige status som nettkoder. Grunnen til forskjellig begrepsbruk er at det under retningslinjene skal utvikles mer spesifikke metodikker på nærmere spesifiserte områder. Nye roller for DSO beskrevet i eldirektiv 3 og nettkodene EU-regelverket legger opp til en mer jevnbyrdig oppgavefordeling mellom DSO og TSO enn det som er nedfelt for eksempel i FoS. Mens FoS beskriver enerett for Statnett som systemansvarlig til funksjoner også i regionalt distribusjonsnett (for eksempel spenningsregulering, håndtering av flaskehalser, tilknytning av nye produksjonsanlegg, tilgang til produksjonsplaner), opererer eldirektiv 3 med mer lik status for operatør av transmisjonsnett (TSO) og operatør av distribusjonsnett (DSO), gitt at de formelle kravene for eksempel til nøytralitet, er oppfylt. Rammene for DSO-rollen reguleres i artikkel i eldirektiv 3. Artikkel 24 sier at én eller flere DSOer skal utpekes enten av medlemsstatene selv eller av foretakene som eier eller har ansvar for distribusjonsnett og som medlemsstatene anmoder om å utpeke DSOer. Dette skal skje for et tidsrom av ubestemt lengde, og det skal tas hensyn til effektivitet og økonomisk likevekt. I artikkel 25, som har tittel "Oppgaver for operatører av distribusjonsnett", gjentas i nr 1 de oppgavene som ligger til definisjonen av DSO. I tillegg fremkommer at DSOen skal drive et "sikkert, 8 EØS-avtalen artikkel 7 bokstav a. 9 EØS-avtalen artikkel 7 bokstav b. 10 Se Fredriksen/Mathisen EØS-rett (2018) s Dette følger av den såkalte Finanger II-dommen, Rt Side 35 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

36 pålitelig og effektivt distribusjonsnett for elektrisk kraft på sitt område, som tar behørig hensyn til miljø og energieffektivitet." Her er det verdt å merke at ordlyden i både definisjonen og i artikkel 25 nr 1 henviser til "et gitt område" og "i sitt område." Artikkel 25 nr 2 gir DSOen plikt til ikke å forskjellsbehandle brukere av nettet, spesielt ikke tilknyttede foretak, mens nr 3 gjelder plikt til å dele nødvendig informasjon for å sikre andre brukere tilgang til og bruk av nettet. Nr 4 gir medlemslandene rett til å kreve at DSOen gir forrang til produsenter med fornybare energikilder ved lastfordelingen av produksjonsanlegg. Nr 5 gjelder regler om transparens og ikke-diskriminering, denne gangen ved anskaffelse av energi for å dekke energitap og reservekapasitet i sine nett som skal skje på markedsbaserte fremgangsmåter. Nr 6 sier at DSOens regler for balansering i distribusjonsnettet skal være objektive, oversiktlige og ikke forskjellsbehandle nettbrukere, og at reglene skal godkjennes og offentliggjøres. Både nr 5 og nr 6 gjelder dersom DSOen har dette ansvaret i utgangspunktet. Nr 7 sier at DSOen skal ta hensyn til energieffektiviseringstiltak når den planlegger utviklingen av nettet, gjennom styring av etterspørsel eller distribuert produksjon som vil kunne erstatte behov for investering i nettkapasitet. Denne mer jevnbyrdige beskrivelsen mellom TSO og DSO knyttet til systemoperatørfunksjoner i eget område finner vi igjen i nettkodene. Det er særlig en av tilknytningskodene, RfG, og systemdriftskoden SoGL som beskriver utvidete roller og ansvar for DSO-ene i forhold til hva som er praksis i Norge i dag. Dette gjøres det nærmere rede for under. Tilknytningskoden - RfG Tilknytningskoden RfG beskriver i detalj hvilke tekniske krav som skal gjelde ved tilknytning av nye produksjonsanlegg med ulik installert ytelse. RfG gjelder for tilknytning av nye anlegg fra 0,8 kw og oppover. RfG beskriver også at blant annet kontroll av kravetterlevelse skal foretas av "relevant system operator". Relevant System Operator er definert på følgende måte: RfG, Art. 2 Definitions (13): 'relevant system operator' means the transmission system operator or distribution system operator to whose system a power generating module, demand facility, distribution system or HVDC system is or will be connected. Som vi ser, kan "relevant system operator" etter tilknytningskodene være enten TSO eller DSO, avhengig av hvilket system det nye anlegget knyttes til. Relevant systemoperatør kan altså enten operere et TSO-system eller DSO-system. TSO er operatør for transmisjonsnett, mens DSO er operatør for distribusjonsnett. RfG beskriver gjennomgående at det er "relevant system operator" som skal gjennomføre prosedyrene beskrevet i tilknytningskodene. Denne funksjonen skal altså foretas av DSO i distribusjonsnettet. I dagens bestemmelse i FoS 14 heter det blant annet at "Konsesjonær skal informere systemansvarlig om planer for nye anlegg eller endring av egne anlegg i eller tilknyttet regional- eller transmisjonsnett, når andre konsesjonærer blir berørt av dette. Systemansvarlig skal fatte vedtak om godkjenning av nye anlegg eller endringer i eksisterende anlegg før disse kan idriftsettes. Som vi ser, er ikke FoS i samsvar med RfG når det gjelder hvem som skal forestå kontroll og godkjenning ved tilknytning av nye produksjonsanlegg i regionalt distribusjonsnett (tidligere regionalnett). Etablert praksis med bakgrunn i FoS er at systemansvarlig både har fastsatt hvilke tekniske krav som nye produksjonsanlegg skal oppfylle (FIKS) og gjennomfører godkjenningsprosessen. Når RfG innføres, må det være krav og prosedyrer etter dette regelverket Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 36

37 som skal gjelde ved tilknytning av nye produksjonsanlegg, og kontroll og godkjenning skal gjennomføres av "relevant system operator", som er DSO i alt nett som ikke er transmisjonsnett. Klargjøring for overgang til det regelverket som vil gjelde fremover altså EUs nettkoder og guidelines er svært viktig både fra regulators- og DSO-enes side fordi det er mange produksjonsanlegg under etablering og planlegging i Norge. NVE estimerer i sin kraftmarkedsanalyse fra 2018 etablering av hele 21 TWh ny vindkraft og 8 TWh ny vannkraft i tillegg til noe solkraft i Norge frem til Det aller meste av den nye produksjonskapasiteten vil bli tilknyttet lokalt eller regionalt distribusjonsnett. System Operation Guideline (SoGL) Denne retningslinjen ble vedtatt 2. august Formålet med SoGL er beskrevet i Artikkel 1. Her står det at SoGL skal legge til rette for forsyningssikkerhet, frekvenskvalitet og effektiv bruk av det felles kraftsystemet og dets ressurser. SoGL legger frem detaljerte retningslinjer angående: Krav og prinsipper om forsyningssikkerhet Regler og roller og ansvarsforhold for koordinering og datautveksling mellom TSOer, mellom TSOer og DSOer, og mellom TSOer eller DSOer og SGU-er 12 i operasjonell planlegging og i nær sanntidsdrift Regler for trening og sertifisering av ansatte som utfører systemdriftsfunksjoner Krav til revisjonskoordinering Krav til driftsplanlegging og koordinering mellom TSO-enes kontrollområder, og Regler med siktemål å etablere et EU-rammeverk for LFC (load-frequency control) og reserver Som det fremgår, trekkes behovet for koordinering og datautveksling mellom TSO og DSO og SGU og DSO eller TSO frem allerede i Artikkel 1. Det er nærliggende å se fremhevelsen av dette i sammenheng med de fundamentale endringene i kraftsystemet hvor blant annet mer væravhengig produksjon nedstrøms og økt elektrifisering skaper behov for bedre samhandling i systemdriften. Selv om mye av SoGL omfatter TSO-TSO spørsmål i et stadig mer integrert europeisk kraftsystem, er hele tittel 2 i SoGL, det vil si artiklene viet generelle krav til datautveksling. Også på dette området beskrives mer likeverdige roller mellom DSO og TSO enn det som er reflektert i FoS per i dag. Denne likeverdigheten fremgår blant annet ved at både DSO og TSO skal ha tilgang til anleggsdata, at DSO-er skal ha tilgang til produksjonsdata for SGUer tilknyttet eget nett og at format for datautveksling skal baseres på avtale mellom DSO og TSO. Likeverdigheten i roller fremgår for eksempel også av Artikkel 83 (5), hvor det blant annet står at hver TSO skal opplyse transmisjonstilknyttede DSO-er om all disponibel informasjon knyttet til utbyggingsprosjekter som kan ha betydning for disse DSO-enes drift. Videre fremgår det av Artikkel 90 (1) at hver TSO skal koordinere revisjonsplanlegging av relevante interne eiendeler knyttet til distribusjonsnettet med relevant DSO. 12 SGU-er, significant grid users er blant annet eksisterende og nye produksjonsenheter fra installert ytelse 1,5 MW og høyere (type B, C og D-anlegg ref RfG) og eksisterende og nye forbruksanlegg, lukkede distribusjonssystemer og tredjeparter hvis de fremskaffer forbruksfleksibilitet direkte til TSO i henhold til Artikkel 27 i DCC-koden. Side 37 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

38 KORRR Rammeregelverket knyttet til datautveksling for å ivareta sikker systemdrift i det europeiske kraftsystemet har gjennom det siste året blitt ytterligere konkretisert gjennom en såkalt metodikk foreslått av "all-tsos" KORRR-regelverket. KORRR står for "Key Organisational Requirements, Roles and Responsibilities). KORRR er et lovforslag om minimumskrav til organisering av datautveksling knyttet til systemdrift i det europeiske kraftsystemet og springer ut av SOGL-koden, Art. 40 (6) KORRR beskriver system for datautveksling mellom aktører i det europeiske kraftsystemet, og roller i utvikling og implementering av systemet. Etter over et år med hørings- og endringsprosesser, foreligger nå endelig forslag fra "all TSO's". Dette er nå til endelig godkjenning hos NRA-ene (de nasjonale regulatorene) med forventet avgjørelse før årsskiftet. Selv om Norge ikke er med i EU, er nettkodene/guidelines som nevnt EØS-relevant, og Statnett og NVE er med i prosessen rundt KORRR. Av relevante innhold i KORRR for DSO-rollen kan særlig nevnes: DSO skal ha tilgang til sanntidsdata, scheduled data som produksjonsplaner/revisjonsplaner og anleggsdata for SGU-er i eget nett TSO skal også ha tilgang til samme informasjon Hver DSO skal ha tilgang til informasjon fra TSO om planlagt og ikke-planlagt utetid på transmisjonsanlegg i DSO-enes tilknytningspunkter De konkrete systemene som skal etableres for å ivareta datautvekslingen skal være avtalebasert mellom DSO og TSO. I henhold til. Artikkel 2 i endelig forslag fra all-tsos skal KORRR skal gjelde i alle transmisjonssystemer, distribusjonssystemer og mellomlandsforbindelser i Unionen (med visse unntak spesifisert i Artikkel 2(2) i SoGL). KORRR-regelverket, som gir DSO-ene økte rettigheter i systemdriften enn tilfellet er i dag, må sees i sammenheng med Statnetts initiativ gjennom Digital Norway. FoS, som mer eller mindre ensidig gir rettigheter til systemansvarlig, må på flere områder endres for å være i samsvar med KORRR. Dette gjelder 7 (Anleggsdata), 8(Produksjonsplan), 16 (Koblingsbilde) og 17 (Driftsstanser). Vinterpakken etablering av EU DSO enhet. Som følge av de strukturelle endringene i kraftsystemet blant annet med sterk økning av tilknyttet produksjon i distribusjonsnettet, økt elektrifisering og nye lagringsløsninger, øker DSO-enes betydning fremover. DSO-enes innflytelse over fremtidig regulering er derfor foreslått økt i Vinterpakken. Et av de viktigste tiltakene EU-kommisjonen har foreslått, er opprettelse av en paneuropeisk EU DSO entity (DSO enhet). DSO-enhetens hovedarbeidsområder vil være innenfor: Koordinert operasjon og planlegging av transmisjons- og distribusjonsnett Integrasjon av fornybare ressurser og distribuert produksjon Utvikling av forbruksfleksibilitet Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 38

39 Digitalisering av distribusjonsnett, datalagring, -beskyttelse og IKT-sikkerhet Deltakelse i utarbeidelse av nettkoder I alle relevante dokumenter fra EU legges det vekt på at utarbeidelse og implementering av nettkoder og beste praksis på områder som er relevant for distribusjonsnettet skal skje i nært samarbeid mellom DSO enheten og ENTSO-E. Endelig innhold om DSO-rollen i Vinterpakken vil ikke være klart før denne er ferdigforhandlet i desember Side 39 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

40 Vedlegg B Konkrete eksempler Energi Norges DSO-prosjekt startet med en innsamling av erfaringer og case som er egnet til å illustrere utfordringene i dagens systemdrift. Utvalget nedenfor fokuserer kun på det som oppleves problematisk av nettselskapene og må ikke oppfattes som en representativ beskrivelse av systemdriften og nettselskapenes samarbeid med Statnett. Eksemplene har nedenfor også fått en knappest mulig beskrivelse. Flaskehalshåndtering Case Selskap Utfordring 1a) Agder Energi Nett I dag er det Statnett som kan fatte vedtak om installasjon av systemvern. AEN ønsker å ha mulighet til selv å installere systemvern for å eksempelvis ha muligheten til å tilknytte mer produksjon enn nettet i utgangspunktet tillater. 1b) Eidsiva Nett EN/DSO har i dag ikke anledning til å ikke gi full nettilknytning til kundene. Dette kan gi samfunnsøkonomisk uriktige kostnader og uønskede konsekvenser også for kunde/produsent mht. tidsbruk for å klargjøre nettkapasitet. Eksempel vindkraft i Hedmark, hvor det også er innført ordning med begrensninger i nettkapasitet. EN har ingen mulighet til å begrense tillatt kapasitet som skal knyttes til nettet eller basere seg på systemvern, og må involvere Statnett i kundedialogen (svært kompliserende). 1c) BKK Nett Vi tolker FoS dithen at systemansvarlig sin rolle når det gjelder flaskehalser ikke gjelder D-nettet i normaldrift. Ved flaskehalser under revisjoner og driftsforstyrrelser i D-nettet tolker vi det dithen at systemansvarlig har en rolle (paragraf 8). Når vi har flaskehalser i D-nettet grunnet revisjoner/feil, er det vi som tar kontakt med de forskjellige produsentene vedrørende begrensninger i produksjonen. Det er utydelig i FoS hvordan flaskehalser i D-nettet i normaldrift og under revisjon skal håndteres, men det er ikke tvil om at det er eiere av D-nettet/områdekonsesjonær som har de beste forutsetninger for å kunne utføre denne koordineringen - pr. i dag har vi ingen regulatoriske virkemidler. Det middelet vi har er å beskrive normalsituasjon og reservedrift-situasjon i en driftskoordineringsavtale med den enkelte småkraftprodusent, men dette går ikke i lengden når det kommer flere aktører til i samme område. "Førstemann til møllen" prinsippet? 1d) Troms Kraft Nett Utbygging av vindkraft anlegget Kvitfjell/Raudfjell på 275 MVA utfordrer eksisterende nettstruktur rundt Tromsø by. Enkelte linjer vil kunne bli overbelastet få timer i året. Dette fører til økt sårbarhet og mulighet for utfall i hele Tromsø by/kommune. På kort sikt fram til ny 420 kv (Balsfjord-Alta) er bygget vil det bli økt sårbarhet for Finnmark. Utfordring å ha mye ny produksjon / tilknytningsplikt uten å ha mulighet til å tilby begrenset innmatingskapasitet. Produsenter betaler ikke fulle kostander (masket nett), samfunnet må ta kostnadene (regningen). Reguleringen gir oss ikke virkemidler til å stille regningen til de som påfører kraftsystemet kostnader. Nettselskapet sitter ikke med verktøy for å regulere systemet (systemvern). Nettselskapet sitter på denne utfordringen i dag, systemvern bør være en tilgjengelig løsning. Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 40

41 1e) Lyse Elnett Fleksible ressurser fra kunder, inkl. batterier og aggregater vil være både nyttig og viktig å ha sikker tilgang til for DSO både i drift og planlegging. Utvekslingen i kundepunktene endres raskt, det kommer stadig mer effektkrevende apparater, mulighet for fleksibilitetsmarked i samspill med kundene, plusskunder med lokale batterier som øker fleksibiliteten. For å være et reelt virkemiddel i drift og planlegging må DSO ha tilgang til fleksibilitet sikkert og med automatikk. Om en ordning legges til rette via for eksempel en aggregator, må tilbudet være sikkert og geografisk koblet. Vanskelig å få reell virkning for eksempel utsatte reinvesteringer. DSO bør kunne eie / drifte nødvendige løsninger det være seg batterier, eller produksjonsløsninger. 1f) Mørenett Produksjonstilpasning ved planlagt arbeid eller driftsforstyrrelser i området Gursken på 66/22 kv, trafo eller linje fra Håheim (ensidig regionalnett). Systemansvarlig har ikke oversikt over tilknyttet produksjon i underliggende 22 kv-nett som kan bidra til å løse situasjonen. Utfordrende å ringe kraftverkseiere for å be om regulering uten fastere regler. Mørenett bør ha myndighet og ansvar for balansetilpasning i slike situasjoner. Koblingsbilde Case Selskap Utfordring 2a) Mørenett Statnett fokuserer ansvaret sitt på høyere spenningsnivå. Tussa Kraftverk skulle automatisk kjøres opp på plan, men det skjedde så fort at operatør ikke greide reagere på lastoverskridelse i Haugen. Utfall av produksjon og forbruk. Kunne vært unngått ved at Mørenett kan ta driftsansvar/systemansvar for denne type snitt i regionalnettet. 2b) Mørenett Statnett skulle koble ut Kjelbotn-Grytten for planlagt jobb. Dette medførte uønsket separatområde med produksjon fra Tafjord for å forsyne Kjelbotn. Under sammenkoblingsforsøk faller 132/22 kv trafo. Statnett blir gjort oppmerksom på årsak og "retteløsning av Mørenett. Driftssentralen i Mørenett får dermed beskjed om å sørge for innkobling og opprette forsyningen igjen. Årsaken til den UH er manglende oversikt over nettet, samt at utveksling av koblingsplaner kunne hindret den uønskede hendelsen. Utfallet kunne vært unngått med et klarere regionalt ansvar for denne type koblingsbilder. 2c) Skagerak Nett Ved utfall/planlagte utkoblinger i et ensidig forsynt regionalt distribusjonsnett må forsyningen opprettholdes gjennom en kombinasjon av reserver i det underliggende lokale distribusjonsnettet og ved bruk av et kraftverk som normalt mater fritt mot regionalnettet. Dette legger føringer for produksjonen. 2d) Glitre Energi Nett Glitre Energi Nett bruker produksjon til gjenoppbygg etter feil hvis lastsituasjon tilsier det. Eksempel kan være utfall av 66kV i Flesaker mot Midtkraft hvor vi har måtte startet produksjon før innkobling av kunder. Vi har tidligere også vært avhengig av Gamlebrofoss for forsyning av Kongsberg. Forsterkninger gjort i nettet senere tid har imidlertid redusert behovet. Nye Bragernes gjør oss bla. mindre avhengig av produksjon fra Kaggefoss mot Drammen. FoS ledd beskriver Systemansvarlig skal samordne inngrep ved driftsforstyrrelser som berører flere konsesjonærer. Er dette praksis i dag? Her gjør vi som «overordnet» DSO mulig mye jobb for Statnett. Når for eksempel Midtkraft Nett har en feil under Døvikfoss som berører både Glitre Energi Produksjon, Øvre Eiker Nett og Glitre Side 41 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

42 Energi Nett, så skal egentlig Statnett inn å samordne håndtering av dette? Skulle vært interessant og forsøkt i praksis. 2e) Agder Energi Nett 2f) Agder Energi Nett Unødvendig byråkrati for å ta ut forbindelser i regionalnettet (må søkes 3 måneder før utkobling). AEN bør ha mulighet til å selv planlegge revisjoner i regionalt distribusjonsnett som ikke påvirker transmisjonsnettet uten å måtte søke Statnett 3 måneder før. TSO pålegger uheldig koblingsbilde i regionalnettet. TSO fastsetter koblingsbilde på grunn av forhold i transmisjonsnettet. DSO utsettes for økte tap, redusert forsyningssikkerhet og KILE-risiko. DSO må få kompensert ulemper med unormale koblingsbilder pålagt av TSO. En spesifikk case er her Øye/Øye smelteverk som ligger tilkoblet Statnetts 300 kv-ledning Feda-Øye. Ved revisjon på 300 kv-ledningen, forsynes Eramet/Øye smelteverk fra AEN sitt 110 kv nett fra Øye, noe som medfører at AEN får hele KILE-risikoen for denne forsyningen. 2g) Eidsiva Nett Eksempel fra Nord-Østerdal desember EN sin nettsentral har problemer med å overbevise Statnett om at normaldelet i Savalen mot Ulset må koples inn dersom Savalen ikke kjøres kontinuerlig i tunglast. Hvis ikke vil spenningene i regionalnettet fra Nybergsund til Røros bli kritisk lave. T2 i Rendalen som ikke er trinnbar og har omsetning 310/132 bli max belastet. Regionsentralen har systemansvaret for et stort område. Det er naturlig at eieren av nettet har bedre detaljkunnskap om ulike driftsforhold en Statnett sine operatører på regionsentralen. Slik sett er det bedre om en DSO definerer koplingsbilde og signaliserer behovet for eventuelt spesialreguleringer ved ulike drift- og lastsituasjoner. 2h) Eidsiva Nett 5 tilfeller av effekt- og spenningspendlinger sommeren Statnett beordret oppdeling av et masket nett i radielle drifter for å få mest mulig kraft ut av nettet og med det minst mulig spesialregulering. Pendlingene berørte kunder fra Ylja vest i Oppland, Hedmark og kunder tilhørende Fortum i Sverige. Fortums nettsentral i Karlstad tok kontakt på grunn av pendlinger i deres nett i Sverige. Årsak: Ikke kontroll på de dynamiske grensene i det nye koplingsbildet Spenningsregulering Case Selskap Utfordring 3a) Eidsiva Nett Urimelig krav fra Statnett overfor EN på grunn av innmating av 60MVAr (2 mill kr) i lettlast. Spenningsregulering uten koordinering mellom Statnett, EN og produsenter. Reaktor i Vang og Fåberg på til sammen 250MVAr innkoplet, samtidig produserer vannkraftgeneratorene 45MVAr som leveres ut på nettet. Det er viktig å etablere samarbeidsrutiner mellom EN, Lokale kraftprodusenter og Statnett som sikrer at generatorer og andre kompenseringsanlegg i systemet ikke jobber mot hverandre. DSO må ha myndighet til å fastsette reaktivt bidrag fra kraftprodusenter. 3b) Eidsiva Nett Kraftverk på 5MW ytterst på en lang radial skaper utfordringer. I dette tilfellet høy spenning ved idriftsettelse av nytt anlegg i lettlast. Berørt nettanlegg er 22kV linje fra Rena til Søkunda. Det er nødvendig at produksjonen (aktiv og reaktiv) må tilpasses lokale driftsforhold. 3c) Troms Kraft Yttersia og nord på Senja har TKN spenningsutfordringer og til tider noen effektutfordringer. Dette har resultert i at TKN har tegnet en avtale med en Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 42

43 Nett produsert i området, TKN ønsker å tegne flere avtaler på flere produksjonsanlegg. Fiske industrianlegg Nergård i Senjahopen og Br. Karlsen på Husøya har økt risiko på grunn av at alternative forsyningsveier har redusert kapasitet. Linjenettet er bygd på 50 og 60 tallet, men mye av nettet er fornyet vedlikeholdt på 1990 tallet. Men distribusjonsnettet er bygd for lys i husene, nettkonfigurasjoner er ikke hensyntatt fiskeindustriens utvikling de siste 10 årene. 3d) Skagerak Nett Ved mye varierende produksjon fra småkraft kan det oppstå situasjoner der en må regulere spenningen. Potensielt alternativ kunne vært tilknytningsvilkår med krav til justering av egen produksjon mht. maksimal spenning og/eller basert på frivillighet. Regulering uten kompensasjon, betale for reaktiv kompensering etter faste satser som tar utgangspunkt i antatt normal kostnadskompensering (Tyskland) eller andre mer markedsbaserte tilnærminger. 3e) NTE Nett Uheldig koblingsbilde med stor lastleveranse fra Namsos S og Ogndal S (kaldt vær). Fare for spenningskollaps, unngikk akkurat gjennom å kjøre opp viktige kraftverk i området. Lignende episoder tidligere har ført til spenningskollaps og utfall. Forholdet kunne vært unngått ved å ha kjennskap til produksjonsplaner og mulighet for å overstyre produksjonsplaner om det foreligger fare for spenningskollaps (håndteres i dag via Statnett og spesialregulering). 3f) Agder Energi Nett AEN opplever at spenningskoordineringen ikke er optimal for regionalnettet. Reaktiv utveksling mot TSO er avhengig av hvordan reaktive kompenseringsanlegg (kondensatorbatterier, reaktorer osv), kraftverk og spenningsregulatorer fra trafoer (mellom t-nettet og d-nettet) innstilles og kjøres. AEN har ikke mandat til å bestemme hvordan disse komponentene skal regulere, kun for egne transformatorer og kondensatorbatterier. Dette medfører dårlig koordinert spenningshåndtering der komponenter tidvis regulerer mot hverandre og der AEN trekker eller leverer uønsket reaktiv effekt fra/til transmisjonsnettet. AEN har også opplevd at spenningsregulatorer fra Statnetts trafoer ikke har regulert spenningen automatisk, men stått i "hånd" over lang tid og dermed ikke har bidratt til spenningsregulering. Side 43 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

44 Vedlegg C Pilotforslag I forbindelse med arbeidet i Statnetts Samarbeidsforum (se kapittel 3), har Energi Norges medlemmer lagt seg i selen for å utarbeide forslag til pilotprosjekter. Ideene til disse har blitt drøftet inngående som en del av arbeidet med DSO-prosjektet. Under følger en oversikt over forslagene. Beskrivelsen av hvert enkelt forslag er hentet fra Statnetts presentasjon av pilotene til et møte i Samarbeidsforum. DSO Fosen Trønder Energi Nett og NTE Nett vil etablere en felles "DSO Fosen"-funksjon Fungere som revisjonskontor (lang- og kortsiktig driftskoordinering) og planlegge neste driftsdøgn basert på nettstatus og produksjonsplaner En støtte til Statnetts sentraler (region Nord), som bidrar med økt lokal-kunnskap i forbindelse med analyser og koordinering TEN & NTEN har allokert ressurser Et område med store driftsutfordringer og uklar/manglende eksisterende praksis Mørenett Overvåking og flaskehalshåndtering over Haugen trafo, og samspill med flaskehalshåndtering med underliggende distribusjonsnett Vedvarende flaskehals Får testet videreutvikling av prosesser i RK (regulerkraftmarkedet) Mørenett vurderer også pilot i lokalt distribusjonsnett Gjenbruksverdi i bransjen Mørenett har også fremmet forslag pilot knyttet til spenningskoordinering denne er ikke vurdert særskilt Agder Energi Nett Spenningskoordinering i det regionale og lokale distribusjonsnettet for Agder sitt nett Bred og helhetlig tilnærming, inkludert lokalt distribusjonsnett, trinning av trafo, reaktive komponenter og set-punkt produksjon God og helhetlig tilnærming Ressurser klargjort Gjenbruksverdi i bransjen Troms Kraft Nett Etablering og bruk av systemvern for å håndtere tidvis overlast på grunn av. 270 MW ny vindkraft Tiltak må uansett foretas, blant annet involvering av systemansvarlig i forbindelse med systemvern Piloten vil også se hvordan innmating kan kjøpes/kobles koble ut for å unngå overlast Betydelig økonomisk verdi ved utsatt/unngått investering i regionalnett Overføringsverdi til bransjen Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 44

45 Skagerak Nett Flaskehalshåndtering, etablering av avtaler og systemer for overvåking, varsling og håndtering av 3 intaktnettsnitt (koblingsbilde vs. spesialregulering) På sikt flere intaktsnitt, samt håndtering av temporære snitt Flaskehalser spesielt vår/høst I første omgang økt informasjonsutveksling for å muliggjøre bedrede analyser BKK Nett «Regional driftskoordinering»: BKK ønsker en mer formalisert rolle som regional driftskoordinator, med ansvar for flere oppgaver enn i dag «Spenningskoordinering»: lokalisere og utarbeide koblingsbilder, driftsstanskoordinering (inklusive fordele produksjon for småkraft), aktivere og deaktivere systemvern samt jordspolekoordinering Krevende driftsmessig område, spesielt kommende år. Allerede rutinebeskrivelse som klargjør noe av samspillet TSO/DSO Eidsiva Nett Pilot 1: Spenningsregulering, inkludert koblingsbilde, jordspolekompensering og driftsstanskoordinering Pilot 2: Bruk av systemvern (deaktivere og aktivere i Valdres) samt utforme nye systemvern for å håndtere flaskehals Glitre Energi Nett Spenningskoordinering DSO-DSO: økt formalisering knyttet til koordinering mellom mange, underliggende konsesjonærer for å utnytte lokalkunnskap Fastsette koblingsbilder og koordinere driftsstanser DSO-DSO fokus: relevant for områder med mange underliggende konsesjonærer Lyse Nett Overvåking og flaskehalshåndtering: teste prosesser og datautveksling for koordinering mellom DSO og produsenter/ andre vesentlige aktører Foreta avveiinger mellom endrede koblingsbilder vs. RK-regulering Pilot koordinere revisjonsplaner for å redusere spesialreguleringer Aktuelt også med pilot på økt regional spenningskoordinering Side 45 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

46 Vedlegg D Fleksibilitet Fleksible ressurser i kraftsystemet er forbruk, kraftproduksjon eller lagring av elektrisitet som utnyttes for å påvirke aktiv og reaktiv effektflyt i kraftnettet. Nettanlegg kan også bidra til fleksibilitet i kraftsystemet; rikelig med overføringskapasitet betyr for eksempel at det ikke betyr så mye for systemdriften hvor produksjonen foregår. Markedsaktører kan tilby fleksibilitet hvis de har mulighet til å endre kraftproduksjon eller kraftforbruk, eller bruken av batterier, på oppfordring fra for eksempel nettselskap. Begrepet fleksibilitet knyttes derfor gjerne til at en forbruker eller en kraftprodusent gjør noe annet enn hva som var tenkt på forhånd. Denne enkle forklaringen må utdypes for å gi mening: 1. For å forklare fleksibilitet må vi starte med tidsdimensjonen i kraftmarkedet. Figuren nedenfor viser noen sentrale begreper og hvordan de henger sammen. To av disse trenger en nærmere forklaring: a. Driftsfasen kalles også driftstimen. I Norge varer driftstimen nøyaktig en time, men om noen år kommer driftsfasen til å vare kun et kvarter. I noen land er driftsfasen helt nede i fem minutter. Driftsfasen kalles også realtid. Nettselskapenes driftssentraler overvåker nettet i driftsfasen og iverksetter tiltak dersom situasjonen tilsier det. Årsaken er typisk uforutsette hendelser. b. Planfasen kommer naturligvis forut for driftsfasen. Mens driftsfasen er spesifisert i tid, for eksempel fra klokken 10:00:00 til klokken 10:59:59, er det ingen formell start på planfasen. Markedsaktørene kan starte planleggingen uker, for ikke å si år, i forveien, for eksempel gjennom kjøp eller salg av langsiktige kontrakter og annen planlegging. Planfase Driftsfase Langsiktig kontraktsmarked Spot marked (kortsiktig) Intradag marked Realtidsmarked Gate closure c. Dagen før driftsfasen arrangeres spotmarkedet, med budfrist klokken 12:00. Dette er et kortsiktig kontraktsmarked timemarked. I løpet av en drøy halvtime blir det klart hvem som har kjøpt eller solgt hvor mye for hver enkelt driftstime neste døgn, og til hvilke priser. Senere åpner intradag markedet, der kontrakter omsettes helt frem til lukketidspunkt - gate closure, som i Norge er 60 minutter før driftsfasen starter. 2. «Gjør noe annet» sikter til en bevisst handling: a. At en forbruker bruker mer eller mindre elektrisitet, eller Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen - Side 46

47 b. At en kraftprodusent produserer mindre eller mer, sammenlignet med et utgangspunkt. 3. Utgangspunktet kalles ofte baseline og etableres i planfasen, mens endringen kommer senere. Utgangspunktet vil normalt være at man skal levere (produsere) eller ta imot (forbruke) en spesifisert mengde energi i driftsfasen. Prinsippene for fastsettelse av baseline kan variere etter hvem som ønsker å kjøpe fleksibilitet, og vil normalt være spesifisert i en konkret avtale mellom kjøper og selger. a. Endringen kan komme i planfasen eller i driftstimen. En endring i planfasen kan for eksempel bety at det som var innkjøpt i spotmarkedet for planlagt forbruk, selges i intradagmarkedet. Det kan være lønnsomt hvis verdien av kraft har økt etter at spotmarkedet ble klarert, og formålet med kraftforbruket ikke lenger er lønnsomt med den høyere intradagprisen. b. Endringen kan også komme i driftsfasen ved at produksjon eller forbruk justeres på signal eller etter avtale med kjøperen av fleksibilitet. 4. Selgere av fleksibilitet kan være forbrukere eller kraftprodusenter selv, eller det kan være en aggregator, det vil si en som kjøper litt fra flere forbrukere eller kraftprodusenter og videreselger den samlede mengden til en kjøper. Kjøpere kan være andre markedsaktører eller nettselskap som trenger endringen for å løse sine oppgaver. a. Med mindre annet er avtalt, er det forbrukeren eller kraftprodusenten som eier sin fleksibilitet, og som selv avgjør hvem som skal få kjøpe den (innenfor hva nettilknytningen tillater). 5. Et sentralt begrep er balanseansvarlig. Store produsenter og forbrukere (industri) er ofte balanseansvarlige selv. For mindre aktører er det gjerne kraftleverandøren som er balanseansvarlig. a. Å være balanseansvarlig vil si at man i planfasen skal sørge for at det etableres balanse mellom hva man har tenkt å produsere og hva som er solgt, alternativt balanse mellom hva som er kjøpt og hva man kommer til å bruke (eller hva en leverandør tror at kundene kommer til å bruke, eventuelt etter fratrekk av kundens egenproduksjon). b. Hvis det etter driftsfasen viser seg at det ikke var balanse, blir det et økonomisk oppgjør som er slik at det hadde lønt seg å være i balanse. 6. Det er ressurseieren som eier fleksibiliteten. Når forbrukere og produsenter selger fleksibilitet til for eksempel Statnett eller til en aggregator som selger dette tilbake til RK-markedet, blir det vanskeligere for det lokale nettselskapet å forutsi flyten i eget nett og utvekslingen med overliggende nett. Det er ikke gitt at det lokale nettselskapet kan overstyre selgerens adferd det avhenger av hva slags nettilknytning selgeren har og vilkårene for denne. a. Forbrukere på såkalt avbrytbar tariff kan for eksempel ikke uten videre øke sitt forbruk hvis de er utkoblet. I en slik situasjon kan fleksibiliteten sies å være solgt (til nettselskapet hvor forbrukeren er tilknyttet) gjennom forbrukerens aksept av vilkårene for tariff. En fleksibel sluttbruker som derimot er tilknyttet på en helt ordinær tariff står med dagens regelverk fritt til å kunne øke forbruket innenfor hva abonnementet og dets vilkår tilsier uavhengig av hvordan dette passer for nettselskapet forbrukeren er tilknyttet. b. Det er delte meninger om hvordan motstridende interesser mellom nettselskapet hvor en eier av fleksibilitet er tilknyttet og eventuelle kjøpere av denne fleksibiliteten bør håndteres. Noen snakker om en trafikklysfunksjon hvor nettselskapet skal kunne si nei til endringer i produksjon eller forbruk hvis disse er i konflikt med hva som er best for det lokale nettet. Andre legger vekt på at nettkundene må kunne få disponere sine ressurser fritt innenfor sitt abonnement, som i dag. Hvis ikke, må nettkundene enten få et valg, eller så må nettkundenes rettigheter avklares i en bredere prosess enn gjennom vedtak fra nettselskapenes side. Side 47 - Drift og utvikling av kraftnettet utforming av DSO-rollen

48 Energi Norge Postboks 7184 Majorstuen, 0307 Oslo