Prosjekt AMS Energi Norge Gardermoen 13. juni 2012

Transkript

1 Prosjekt AMS Energi Norge Gardermoen 13. juni 2012

2 Agenda Bakgrunn, mål og leveranse Forskriftsavklaringer Morten Bjerkan Grensesnitt, formater og standarder Ivan Schytte Krav og funksjonalitet i måler og bryter Bernhard Haukland Forretningsregler Anne Nysæther Risiko og sårbarhetsanalyse Ketil Sagen Veien videre

3 Mål for AMS-prosjektet i regi av Energi Norge 1. Omforent tolkning av forskrift 301 om måling, avregning og fakturering ("Avregningsforskriften") 2. Redusere selskapenes gjennomføringsrisiko ved å søke avstemte løsninger der forskriften ikke gir avklaring

4 Hovedbudskap fra AMS-prosjektet AMS-prosjektet har gitt avklaringer og økt innsikt, som bidrar til å øke gjennomføringsevne og redusere risikoen AMS prosjektet gir konkrete forslag og innspill til løsninger der konklusjoner ikke er tatt Gjenstående avklaringer må komme i samarbeid mellom myndighetene og bransjen Det anbefales å avvente kontrahering av løsninger og utstyr til nødvendige og endelige avklaringer på regulatorisk nivå er kommet

5 Hovedbudskap fra AMS-prosjektet Bransjen må være en aktiv deltaker i videre design og utvikling av en felles IKT-løsning Det må legges en konkret og realistisk framdriftsplan for utviklingen av en felles IKT-løsning Forsinkelse i forhold til framdriftsplanen, må få konsekvens for tidsfristene nettselskapene er pålagt

6 Agenda Bakgrunn, mål og leveranse Forskriftsavklaringer Morten Bjerkan Grensesnitt, formater og standarder Ivan Schytte Krav og funksjonalitet i måler og bryter Bernhard Haukland Forretningsregler Anne Nysæther Risiko og sårbarhetsanalyse Ketil Sagen Veien videre

7 Arbeidsgruppens sammensetning Navn Svein Inge Djursvoll Trond Holvik Vidar Kristoffersen Jon Eivind Johannessen Morten Bjerkan Selskap Haugaland kraft Agder Energi Fredrikstad Energi Hafslund Nett NTE Nett

8 Gruppens mandat Forstå de krav og forventninger som ligger i forskriftens formål/intensjonen Ikke endre forskriften Foreslå en tydeliggjør som sikrer felles implementering av AMS

9 Forskriftsavklaringer 4-1 Plikt til å installere AMS - Unntaksbestemmelsene 4-2f AMS kanalen Prissignal, styringssignal og jordfeil 4-4 Distribusjon og presentrasjon av informasjon 4-6 Grense for ansvar mht distribusjonsrekkevidde display 4-7, 4-8 First for tilgjengeliggjøring av timesverdier

10 4-1. Plikt til å installere AMS Nettselskap skal i hvert enkelt målepunkt installere AMS. Nettselskapene har ikke plikt til å installere AMS dersom: a) forbruket i målepunktet er svært lavt og forutsigbart, b) installasjonen er til vesentlig og dokumenterbar ulempe for sluttbruker. Dersom nettselskap og sluttbruker er uenig om installasjon av AMS, kan saken fremlegges for Norges vassdrags- og energidirektorat til avgjørelse. Norges vassdrags- og energidirektorat kan dispensere fra nettselskapenes plikt til å installere AMS i særlige tilfeller.

11 4.1 Tolkning Forbruket i målepunktet er svært lavt og forutsigbart Grenseverdi for årsforbruk, samt krav til forbruksprofil: Anbefalt grenseverdi 1000 kwh/år Fast tilkobling uten stikkontakter Eksempler på anlegg som vil imøtekomme disse kravene er: telefonkiosker, parkometerautomater, forsterkerskap, fotobokser og mindre lampeanlegg Installasjonen er til vesentlig og dokumenterbar ulempe for sluttbruker. Gi objektiv og korrekt informasjon om AMS teknologien Benytte kanaler til FELO for distribusjon Kreve legeattest Fremlegge uenighet til NVE for avgjørelse

12 4-2f Informasjon om kraftpriser og nettariffer AMS skal: f) kunne sende og motta informasjon om kraftpriser og tariffer samt kunne overføre styrings- og jordfeilsignal,

13 4-2f problemstilling Behov for å avklare hva det innebærer at AMS skal kunne sende og motta informasjon om kraftpriser og nettariffer. Herunder spørsmål om: 1. Hva utløser kravet? 2. Hvilken kanal distribusjonen skal eller kan sendes gjennom? 3. Hvilken informasjon må løsningen ivareta? 4. Kvalitetssikring og kostnadsinndekning for tjenesten? 5. Anbefalt alternativ løsning gjennom felles nasjonal IKT-løsning Pkt 1-4 bygger på dialog med NVE, Pkt 5 Vurderinger mot Statnetts IKT-utredning Dersom NVE støtter dette forslaget, endres noe av forutsetningene for tolkning av 4-2 f.

14 4-2f tolkning Hva utløser kravet På forespørsel fra kunden og kraftleverandør Først da er nettselskapet forpliktet til å etterkomme forskriftskravet Den som forespør dekker kostnaden. Ikke drøftet prismodell. Hvilken kanal distribusjonen skal eller kan sendes gjennom? mest effektive distribusjonsform dersom problemstillingen kommer opp. Hvilken informasjon må løsningen ivareta Dynamiske priser og tariffer, slik at sluttkunde, kraftleverandører og tredjeparter i fremtiden får de riktige insentiv som støtter opp om gode løsninger for kundene Nettselskapet er ikke ansvarlig for å finne frem kraftpriser eller kontrollere at disse er riktige. AMS prosjektet støtter Statnetts utredning NVE tilpasser forskrift 301 slik at den er i tråd med Statnetts forslag også vedrørende ansvar og rolledeling i bransjen. Nettselskapenes mulighet til å innføre dynamiske nettariffering ikke begrenses av en slik løsning Insentiver som nettselskapene bygger inn i nettariffene tilfaller kundene

15 4-2f Styringssignaler AMS skal: f) kunne sende og motta informasjon om kraftpriser og tariffer samt kunne overføre styrings- og jordfeilsignal,

16 4-2f problemstilling Behov for å avklare hva det innebærer at AMS skal kunne overføre styringssignaler. Herunder spørsmål om: 1. Hvilke styringssignaler, gjennom hvilken kanal? 2. Hva utløser kravet? 3. Kostnadsinndekning for tjenesten? 4. Anbefalt alternativ løsning Pkt 1-3 bygger på dialog med NVE, Pkt 4 Vurdert mot Statnetts IKT-utredning

17 4-2f Tolkning Hvilke styringssignal, gjennom hvilken kanal? Kravet omhandler kun distribusjon (begge veier) av energirelaterte styringssignaler uten at dette er begrensende for hva som kan distribueres. Sende/motta styringssignaler i AMS kanalen for nettselskapets eget behov. Hva utløser kravet Utover nettselskapets eget behov, kun når kunde eller tredjepart etterspør. Etterspørrer dekker kostnaden AMS prosjektet støtter Statnetts utredning: Styringssignaler mellom kunde og kraftleverandører/ tredjepartsaktører håndteres over internett. Kun styring av «kontrollert enhet» utført av nettselskapet skal skje via AMS-kanalen.

18 4-2f Jordfeilsignal AMS skal: f) kunne sende og motta informasjon om kraftpriser og tariffer samt kunne overføre styrings- og jordfeilsignal

19 4-2f Tolkning Skal være mulig å sende jordfeilsignal fra måler til nettselskapet. Det er ingen krav om å installere jordfeilsensor ute hos kunden OBS! DSB pålegger nettselskapene ansvar for å vite om det er jordfeil, noe som kan medføre krav fra DSB på området. Om dette kravet kommer, er per 1. juni.2012 ikke avklart.

20 4-4 Distribusjon og presentasjon av informasjon Målerverdiene, jf. 4-3, tredje ledd, skal vederlagsfritt gjøres tilgjengelig for sluttbrukeren via Internett Informasjonen skal presenteres på en slik måte at det er mulig å sammenligne forbruket, priser og kostnader over tid. Leverandører av energitjenester, herunder kraftleverandører skal ved fullmakt fra kunden vederlagsfritt få tilgang til målerverdiene fra nettselskapet på standardisert format.

21 4-4 Tolkning Samsvare med en leverandørsentrisk modell Standardisert format = innhenting av verdier til andre applikasjoner. Med priser som skal presenteres = nettariffer, priser fra Nord Pool spot (ligger ikke noe krav på kraftleverandør om å gjøre tilgjengelig sine avtalte priser med enkeltkunder ovenfor tredjepart) Nettselskapene vil være forpliktet til å gjøre målerverdien tilgjengelig for den sentrale løsningen innen fastsatte standarder og frister

22 4-6 Display Nettselskapet skal legge til rette for at de sluttbrukerne som ønsker dette skal kunne tilknytte et display, jf. 4-2 b). Kraftleverandør skal kunne sende prisinformasjon til displayet. Nettselskapet skal kunne sende tariffinformasjon til displayet, jf. 4-2 f).

23 4-6 Problemstilling Behov for å avklare rammene for forskriftspunktet, inklusive grense for ansvar for fysisk tilknytning ved lange avstander.

24 4-6 Tolkning legge til rette for innebærer at det skal være mulig å koble et display til målernoden Display alle typer visningsflater Nettselskapet er ikke ansvarlig for kommunikasjon/signalkvalitet mellom måler og display Kunden ansvar for å dekke kostnader Statnetts tolkning 4.2 f: måledata distribueres måler/målernode «display»

25 4-7 Krav til installasjon og rapportering Nettselskapet skal innen ha installert AMS i alle målepunkt i sitt konsesjonsområde. NVE anbefaler nettselskapene å avvente kontrahering av utstyr til nødvendige avklaringer er gjort sommeren/høsten AMS-prosjektet i regi av Energi Norge anser det risikofylt å kontrahere utstyr før nødvendige regulatoriske avklaringer er gjort, og ser det riktigere å gå i dialog med NVE dersom forsinkelser på myndighetsnivå og knyttet til avklaring og utvikling av felles IKT-løsning medfører problemer i forhold til forskriftsdefinerte frister.

26 4-8 Overgangsbestemmelser Når nettselskapet har installert AMS i henhold til 4-7, skal a) sluttbruker ha tilgang til måleverdiene lokalt, b) nettselskapet vederlagsfritt tilby sluttbrukeren informasjon om sitt forbruk på Internett.

27 4-8 Tolkning Timesverdier kan benyttes til avregningsformål fra nettselskapet har systemer for dette på plass, men kravet trer ikke i kraft for avregningsformål før Statnett IKT utredning: NVE vil ikke kreve at nettselskapene lager egne mellomløsninger dersom felles IKT-løsning ikke kan tilby tjenesten i det nettselskapene begynner å rulle ut AMS-målere.

28 Agenda Bakgrunn, mål og leveranse Forskriftsavklaringer Morten Bjerkan Grensesnitt, formater og standarder Ivan Schytte Krav og funksjonalitet i måler og bryter Bernhard Haukland Forretningsregler Anne Nysæther Risiko og sårbarhetsanalyse Ketil Sagen Veien videre

29 Hvilke informasjonstjenester skal det etableres felles dataformat for? Prisinformasjon Forbruk (rådata, kvalitetssikrede) Tariffer Styringssignaler, prissignaler Jordfeil Andre hendelser, informasjonselementer! Lokal produksjon Evalueringskriterier Standardenes åpenhet. Ytelse, skalering og modenhet. Sikkerhet Fremtidsrettet Funksjonalitet, standardene som vurderes her skal dekke HANaspektet.

30 Grensesnittene, tolkning og konklusjon A2: Grensesnitt mot andre målere. Fjernvarmemålere, vannmålere, enkeltlastmålere. Mulig port for jordfeilsignal. A3: Grensesnitt mot "display". 3. partsustyr "Display" må i Sintefmodellen leses i et videre perspektiv, dvs. alle typer tredjepartsutstyr som skal motta målerdata og andre data som gjøres tilgjengelig i målernodens kommunikasjonsgrensesnitt, men der videre prosessering skjer i tredjepartsutstyret. Tredjepartsutstyr i denne definisjonen kan også være utstyr som prosesserer mottatte data og ut fra definerte regler styrer laster og annet utstyr. HAN-utstyr kan også være slik tredjepartsutstyr, A4: Grensesnitt mot kontrollert enhet. IO-grensesnitt Kontrollert enhet, styres direkte gjennom et grensesnitt, manuelt eller ved at styringssignalet kommer etter automatiserte regler i sentrale systemer. Det er altså da et styringssignal som går gjennom AMSkanalen og ut gjennom grensesnittet uten noen form for behandling hos kunden. Mulig port for jordfeilsignal. Arbeidsgruppen vurderer det hensiktsmessig å erstatte tidligere definerte grensesnitt A4 med en konkret I/O-port, for styring av releer eller sending/mottak av enkeltsignaler.

31 Brukstilfeller tilrettelegge i kundesnittet beskriver aktuelle problemstillinger i grensesnittet som setter krav til egenskaper etc. og funksjonalitet Oppkobling og gjenoppkobling av utstyr, Primært pushe informasjon Oppdatere informasjon etter spørring Styrefunksjoner, koble til / koble fra Håndtere funksjoner, som respondere på spørring Kontrollere status i grensesnittet Sikkerhetsmekanismer, nøkling og kryptering Målbilde: tredjepartsutstyr prosesserer informasjon og skaper nytteverdi! Måleinstrument A2 Gr. 2 Brukstilfelle Målsetting med prosess A2-1 Oppkobling av måleinstrument i grensesnitt A2 For å hente ut målerdata fra andre måleinstrument, må dette utstyret etablere kontakt med målernode. Ved første tilkobling må det derfor være en kontrollprosedyre for etablere oppkobling mellom eksternt måleinstrument og målernode,evt. inklusive kontroll av autorisasjon/rettighet A2-2 Gjenoppkobling av måleinstrument i grensesnitt A2 Gjenoppkobling av måleinstrument som midlertidig ikke har hatt kontakt med målernode A2-5 Jordfeilsignal fra ekstern giver Signal som indikerer jordfeil skal registreres i målernoden og status skal overføres via AMS A2-6 Målernoden skal kunne sjekkes status for grensesnittet, aktiv eller passiv, måleverdiststrøm. Kontroll av om det er aktuelt måleutstyr, informasjon fra aktuelt måleustyr, status etc.

32 Kartlegging, status hos leverandører, møte 30. mai Avklare hvilke fysiske bærer / grensesnitt og protokoller/formater relevante målerleverandører kan levere i grensesnitt A2, A3 og A4 ref. Sintefmodellen Leverandørenes svar er knyttet til A2, A3. Leverandør A2 - Fysisk bærer / Protokoll A3 - Fysisk bærer / Protokoll Kommentar Landis+Gyr Itron MBUS, W-MBUS MBUS, W-MBUS Optisk port, Zigbee, DSMR 4.0 P1, NFC* Zigbee, RF433 ***, Relé utgang Echelon W-MBUS Z-wave, Zigbee, RS232, C-band PLC, I/O utgang / puls Kamstrup W-MBUS DLMS/ COSEM Zigbee, Reĺé utgang Aidon W-MBUS DLMS HomePlug, Zigbee, Wifi, RF443*** Metering MBUS, DLMS/ MBUS, W-MBUS COSEM W-MBUS Embriq DLMS, SEP 1.1 (2.0*), SEP 1.1 (2.0*), RF443 SEP 1.0 (2.0**), OSGP over PLC SEP 1.1 (2.0*) DLMS/ COSEM Figur 1 Oppsummerende tabell. Det påpekes at tabellen ikke nødvendigvis er uttømmende for hva den enkelte kan levere * Kommer i overskuelig fremtid ** Leverandør avventer implementasjon *** Propritær protokoll Anbefaler å ikke definere bærer (Zigbee e.l.) kun fysisk grensesnitt Internt modulgrensesnitt Skiller ikke begrepsmessig i A2 og A3. Fokus på modulært påkoblet kommunikasjonsgrensesnitt / adapter. Adapter må lages for enkeltutstyr (av Echelon?). Plass til 4 tilleggsmoduler Embriq leverer ikke selv målere, men kommunikasjons- og totalløsninger. Opptatt av standardisering på fysisk grensesnitt, slik at kommunikasjonsløsninger kan brukes på tvers av målere uten fysisk spesialtilpasning. Sikkerhet Leverandørene leverer overordnede beskrivelser. Bygger inn autentisering og kryptering. Har og jobber med implementering. Dokumenterer sikkerhetsnivå i løsning! Viktig å sikre beskyttelse via port, parameter og firmware oppgradering etc. Primært er sikkerhetsløsningene A2/A3/A4 basert på kjente teknologier (Zigbee, DLMS/COSEM etc). > Ønskelig med oppsummering av tema sikkerhet!

33 Innspill fra målerleverandørene Spørsmålstillinger: SEP Fysisk grensesnitt Alternativer for fysisk grensesnitt Ikke tett integrasjon med HAN Modulær bygging av interface, ikke kostnadsdrivende for AMS Påpeker at SEP 2.0 er fram i tid Mere tid for anbefaling Prefererte løsninger etablerte M441, utfordring

34 - Arbeidshypotese Bransjen må bli enige om en eller flere standarder som dekker grensesnitt A3 Fysisk grensesnitt Krav til fysisk port Pluggbart Optisk Tilgjengelighet for selvbetjening, Format/protokoll Valgte løsning må ikke begrense kundens muligheter til å ta i bruk informasjon som vil være tilgjengelig i snittet Tredjepart/markedsaktører leverer løsninger som finnes i det åpne markedet Konkludere med fokusering på funksjonalitet Fokus på å samordne dette med innordning av forholdet til M441 Bærer Tredjepart/markedsaktørene må «velge» bærer Kundeutstyr

35 Konklusjon - Grensesnitt, standarder og formater Vurdering av standarder Fokus på åpne standarder med kundefokus og fremtidsrettet funksjonalitet Eksisterende og fremtidig produktstøtte hos 3. part leverandører Støttet på nasjonale og internasjonale studier, samt kartlegging av leverandørers eksisterende og fremtidige løsninger A2 Standardiseres på MBUS + evt. DLMS/COSEM MBUS er den mest utbredte standarden i Europa for multi-utility MBUS støttes av samtlige målerleverandører fra kartleggingen A3 Standardiseres på SEP 2.0 for applikasjonslaget Bred funksjonsstøtte (display, energistyring, laststyring, el-biler, etc) Ingen bestemt fysisk bærer valgt En viktig faktor ved SEP 2.0 er interoperabilitet med eksisterende IP-baserte nettverk (trådløst og kablet) Avklaringer trengs ifm. M/441 A4 Styringssignal distribuert via AMS-kanal uten behandling av kundens 3. parts utstyr Digitale innganger og releutganger gir nettselskapene mulighet for laststyring Tilbakemeldinger fra leverandørene Grensesnittene A3 og A4 bør ses på som ett grensesnitt (Dette er ivaretatt i gruppens arbeid, da A4 er «omdefinert» til å være en I/O-enhet) Bred støtte for dagens SEP (1.0 og 1.1) og fremtidig støtte for kommende SEP 2.0 Ønsker ikke særnorske løsninger

36 Prosess for å avklare krav til grensesnittene A2-A4 1. Innledende møter med målerleverandørene 2. Utarbeide foreløpig forslag 1. Fysisk grensesnitt 2. Format/protokoll 3. Verifikasjon av foreløpig forslag a) Dialog med målerleverandørene b) Avsjekk mot europeiske initiativ og standardiseringsarbeid 4. Utarbeide justert forslag 5. Verifikasjon av justert forslag a) Høring/avsjekk i bransjen b) Verifikasjon mot myndigheter c) Verifikasjon mot andre interessenter 6. Konklusjon

37 Agenda Bakgrunn, mål og leveranse Forskriftsavklaringer Morten Bjerkan Grensesnitt, formater og standarder Ivan Schytte Krav og funksjonalitet i måler og bryter Bernhard Haukland Forretningsregler Anne Nysæther Risiko og sårbarhetsanalyse Ketil Sagen Veien videre

38 Målertekniske forhold BRYTER I MÅLER DSBS OMTALE I ELSIKKERHET NR 8 - SIDEN OGSÅ BEREDSKAPSASPEKTET RUNDT BRYTEREN TIDSSYNKRONISERING FELLES KILDE OG MAKS AVVIK NVES KRAV OM MÅLING I 4 KVADRANTER SETT OPP MOT JUSTERVESENETS FREMTIDIGE KONTROLLORDNING OMBYGGING AV SIKRINGSSKAP FELLES PRAKSIS OG FORSTÅELSE AV NVES ANBEFALING 38

39 Hvem har jobbet i gruppen: MAGNAR DYBWAD STEINAR FINES FINN ARNE GRAVDEHAUG IVAR LINGAAS ØYVIND NORDGÅRD JON SYSE BERNHARD HAUKLAND (LEDER), 39

40 Problemstillingene med DSB BRYTER I MÅLER HVILKE FASER SKAL BRYTES I FORSKJELLIGE NETTSYSTEMER STATUS FOR BRYTEREN (FOR Å FORBEREDE FOR FORRETNINGSREGLER) MERKING AV BRYTEREN JORDFEILOVERVÅKNING I NETTSTASJON (SAMORDNING MED AMS-UTRULLINGEN) SAMSVARSERKLÆRING HVORDAN HÅNDTERER VI DET? KVALIFIKASJONSKRAV I FORBINDELSE MED MONTASJE AV AMS-UTSTYR 40

41 Problemstillingene med Justervesenet HVORDAN NY KONTROLLORDNING VIL FORHOLDE SEG I FORHOLD TIL 4Q MÅLERE SOM IKKE BENYTTES I ALLE KVADRANTER RISIKOEN VED Å SETTE UT 4Q MÅLERE KRAV KNYTTET TIL DISPLAY I AMS-MÅLEREN MULIGHETEN FOR FIRMWARE OPPDATERINGER AV MÅLERE 41

42 Problemstillingene med oss selv TIDSSYNKRONISERING FELLES KILDE OG MAKS AVVIK OMBYGGING AV SIKRINGSSKAP FELLES FORSTÅELSE OG FELLES PRAKSIS 42

43 Løsningene med DSB BRYTER I MÅLER HVILKE FASER SKAL BRYTES I FORSKJELLIGE NETTSYSTEMER STATUS FOR BRYTEREN (FOR Å FORBEREDE FOR FORRETNINGSREGLER) MERKING AV BRYTEREN KONKLUSJON: ENFASET 230 V OG 400 V (IT- OG TN-NETT): TO LEDERE BRYTES TREFASE 230 V (IT-NETT): TRE LEDERE BRYTES TREFASE 400 V (TN-NETT): TRE LEDERE BRYTES, N- LEDER BRYTES IKKE BRYTEREN SKAL VÆRE BI-STABIL. Denne løsningen forutsetter foranstående overbelastningsvern (OV), at PEN leder er splittet før OV og merking på måleren at bryteren i måleren ikke må brukes i forbindelse med arbeid på anlegget. DSB understreket at OV skal være dimensjonert i forhold til bryteren i måleren slik at OV kobler ut ved kortslutning før bryterne i måleren blir skadet. DSB benytter begrepet «betjeningsbryter» og er opptatt av at det merkes eksplisitt at bryteren i måleren ikke gjør anlegget spenningsløst. 43

44 Løsningene med DSB JORDFEILOVERVÅKNING I NETTSTASJON (SAMORDNING MED AMS-UTRULLINGEN) DSB KUNNE IKKE GI ET SVAR I MØTET, MEN FORESLO I STEDET AT ENERGI NORGE SENDER OVER ET BREV TIL DSB MED EN FORESPØRSEL OM GENERELL DISPENSASJON/UTSETTELSE FRA KRAVET OM JORDFEILREGISTRERING I NETTSTASJONER INNTIL AMS ER RULLET UT. MÅLET MED EN SLIK DISPENSASJON ER Å UNNGÅ AT MAN MÅ GJØRE TING TO GANGER OG DERMED FORDYRER AMS-UTRULLINGEN UNØDVENDIG. DETTE ER ANALOGT MED ARGUMENTASJONEN KNYTTET TIL DISPENSASJONEN GITT AV JUSTERVESENET. DSB FULGTE ARGUMENTASJONEN LANGT PÅ VEI, MEN MENTE AT HENSYNET TIL HELSE/SIKKERHET GJORDE EN SLIK DISPENSASJON NOE ANNERLEDES ENN DEN GITT AV JV. BREVET ER SENDT, MEN SVARET ER ENNÅ IKKE MOTTATT. 44

45 Løsningene med DSB SAMSVARSERKLÆRING HVORDAN HÅNDTERER VI DET? I UTGANGSPUNKTET KREVES DET SAMSVARSERKLÆRING FOR ALLE TILTAK I KUNDENS ANLEGG (OGSÅ EN-TIL-EN UTSKIFTING AV UTSTYR SOM STIKK-KONTAKTER OG MÅLERE). DSB INNSER IMIDLERTID AT DETTE VIL MEDFØRE ET BETYDELIG MERARBEID I FORBINDELSE MED UTRULLINGEN AV AMS. DSB ANBEFALTE DERFOR AT ENERGI NORGE SENDER ET BREV TIL DSB MED FORESPØRSEL OM DISPENSASJON FRA KRAVET OM SAMSVARSERKLÆRING FOR DE ANLEGG DER DET KUN UTFØRES ET EN-TIL-EN SKIFTE FRA GAMMEL TIL NY MÅLER OG INGEN ANDRE ENDRINGER. DSBS BEHOV FOR SAMSVARSERKLÆRING ER PRIMÆRT KNYTTET TIL Å KUNNE ANSVARLIGGJØRE DEN UTFØRENDE INSTALLATØR/MONTØR. DETTE BEHOVET BLIR UANSETT DEKKET VED AT NETTSELSKAPENES EGNE SYSTEMER VED UTRULLING VIL HOLDE ORDEN PÅ HVEM SOM HAR GJORT HVA. PÅ DEN MÅTEN KAN EN I ETTERTID GÅ TILBAKE OG SE HVEM SOM EVENTUELT ER ANSVARLIG FOR FEIL/MANGLER. BREVET ER KLART OG BLIR SENDT I DISSE DAGER. 45

46 Løsningene med DSB KVALIFIKASJONSKRAV I FORBINDELSE MED MONTASJE AV AMS-UTSTYR DSB UNDERSTREKER AT DET KUN ER KVALIFISERT PERSONELL SOM SKAL KUNNE GJENNOMFØRE ET MÅLERBYTTE. KRAVENE ER DE SAMME UAVHENGIG AV OM DET ER NETTSELSKAPET ELLER EN TREDJEPART SOM UTFØRER MÅLERBYTTENE. DSB HAR TIDLIGERE UTTALT AT DET IKKE VIL BLI GITT DISPENSASJON TIL Å BENYTTE INSTRUERT PERSONELL. MÅLERSKIFTE SKAL DERFOR FORETAS AV PERSONER SOM TILFREDSSTILLER KRAVENE I FORSKRIFT OM KVALIFIKASJONER FOR ELEKTROFAGFOLK (FKE). 46

47 Løsningene med Justervesenet HVORDAN NY KONTROLLORDNING VIL FORHOLDE SEG I FORHOLD TIL 4Q MÅLERE SOM IKKE BENYTTES I ALLE KVADRANTER JUSTERVESENET UNDERSTREKET AT DE IKKE ER FERDIGE MED SITT ARBEID, MEN DE HAR LIKEVEL GJORT NOEN FORELØPIGE VURDERINGER AV HVILKE KRAV SOM VIL KOMME TIL Å GJELDE. JV UNDERSTREKET AT FOKUSET DERES ER PÅ NØYAKTIGHET I DE MÅLEDATA SOM BLIR BRUK I ØKONOMISK OPPGJØR. DET ER MED ANDRE ORD BRUKSFORMÅLET SOM AVGJØR OM KVALITETEN PÅ MÅLINGEN ER RELEVANT I FORHOLD TIL KONTROLLORDNINGEN. NETTSELSKAPENE MÅ DERFOR AVGJØRE HVORDAN ULIKE TYPER MÅLERE SKAL BRUKES OG DETTE VIL AVGJØRE HVORVIDT 1Q, 2Q ELLER 4Q ER RELEVANT I FORHOLD TIL FREMTIDIG KONTROLLORDNING. DERSOM REAKTIV EFFEKT BRUKES I ØKONOMISK OPPGJØR VIL DETTE FALLE INN UNDER KONTROLLORDNINGEN. NETTSELSKAPER BØR GRUPPERE MÅLERNE ETTER BRUKSOMRÅDE I FORBINDELSE MED STIKKPRØVER. 47

48 Løsningene med Justervesenet KRAV KNYTTET TIL DISPLAY I AMS-MÅLEREN JV PÅPEKTE AT DET I HENHOLD TIL MID, SKAL VÆRE MULIG FOR KUNDEN Å SE STANDEN I DISPLAYET PÅ MÅLERNE. EVENTUELLE KRAV TIL DATASIKRING, DATAPRESENTASJON ER ENNÅ IKKE AVKLART. 48

49 Løsningene med Justervesenet MULIGHETEN FOR FIRMWARE OPPDATERINGER AV MÅLERE DET ER ØNSKELIG MED EKSTERN FIRMWAREOPPGRADERING (OPPLASTING AV NY FIRMWARE). JV UTTALTE I MØTET AT MAN I EU HAR KONKLUDERT MED AT DENNE TYPE FUNKSJONALITET (FIRMWARE OPPGRADERINGER) IKKE SKAL VÆRE MULIG. ETTER ENERGI NORGES VURDERING VIL MÅLERNODEN INNEHOLDE EN METROLOGISK DEL, MEN OGSÅ PROSESSORER OG MINNE FOR Å HÅNDTERE FUNKSJONALITETEN I KOMMUNIKASJON OG PROSESSERING AV MÅLEVERDIER OG HENDELSER. DISSE DELENE LIGGER UTENFOR WELMECS DOMENE. EN AKSEPTABEL LØSNING VIL VÆRE AT SOFTWAREN SEPARERES I 2 DELER, EN METROLOGISK DEL OG EN IKKE-METROLOGISK DEL. JUSTERVESENET VIL TA DETTE VIDERE OPP MED LEVERANDØRENE. SVAR FRA JUSTERVESENET AVVENTES 49

50 Løsningene med oss selv TIDSSYNKRONISERING FELLES KILDE OG MAKS AVVIK TIDLIGERE UTARBEIDDE KRAVSPESIFIKASJON OMTALER TIDSSYNKRONISERING I TEKNISKE KRAV FØLGENDE TILLEGG BØR TAS INN: INNSAMLINGSSYSTEMET SKAL VÆRE SYNKRONISERT MED STATNETTS NTP SERVERE. TIDSSETTINGEN I MÅLERNODENE SKAL IKKE AVVIKE MED MER ENN +- 7 SEKUNDER FRA SANN TID. KOMMENTAR: TIDSSYNKRONISERING MÅ SEES I SAMMENHENG MED INNFØRING AV EN FELLES IKT-LØSNING FOR BRANSJEN. KONKLUSJONEN RUNDT SYNKRONISERINGSKILDE VIL LEGGE PRESEDENS FOR RESTEN AV BRANSJEN. AMS-PROSJEKTET FORESLÅR AT JUSTERVESENETS KLOKKE BRUKES TIL Å OVERVÅKE STATNETTS NTP-SERVERE. 50

51 Løsningene med oss selv OMBYGGING AV SIKRINGSSKAP FELLES PRAKSIS AMS-PROSJEKTET HAR I DIALOG MED NVE KOMMET FRAM TIL FØLGENDE KJØREREGLER VED OMBYGGING: NETTSELSKAPENE FØLGER NVES INTENSJON OM Å DEKKE KOSTNADENE VED OMBYGGING I ANLEGG HVOR NETTSELSKAPET ALLEREDE HAR EN AVREGNINGSMÅLER. DET BLIR OPP TIL HVERT ENKELT SELSKAP Å GJØRE DETTE PÅ BILLIGSTE MÅTE, NOE SOM NATURLIG FØLGER AV INNTEKSTRAMMEMODELLEN. AVVIKLING AV FELLESMÅLING ER Å BETRAKTE SOM ET NYTT KUNDEFORHOLD. INSTALLASJONSEIER/ ANLEGGSEIER MÅ STILLE TIL RÅDIGHET EN MÅLERPLASS I HENHOLD TIL RETNINGSLINJENE I REN. DERETTER ER DET OPP TIL DET ENKELTE SELSKAP Å UTVISE VANLIG FLEKSIBILITET. 51

52 Hva gjenstår? BRYTEREN I ET BEREDSKAPSPERSPEKTIV HVILKE KRAV KAN STILLES TIL TEKNOLOGISKE LØSNINGER I MÅLERNODE OG INNSAMLINGSSYSTEM FOR Å REDUSERE/FJERNE BEREDSKAPSRISIKOEN? HVA KAN MÅLER- OG SYSTEMLEVERANDØRENE LEVERE I DAG OG OM ET TO ÅR? HVORDAN KAN BRANSJEN PÅVIRKE NVES ARBEID MED NY BEREDSKAPSFORSKRIFT? MØTE MED NVES BEREDSKAPSSEKSJON SIDEN ETTER LUNCH. 52

53 Agenda Bakgrunn, mål og leveranse Forskriftsavklaringer Morten Bjerkan Grensesnitt, formater og standarder Ivan Schytte Krav og funksjonalitet i måler og bryter Bernhard Haukland Forretningsregler Anne Nysæther Risiko og sårbarhetsanalyse Ketil Sagen Veien videre

54 Forretningsprosesser behandlet til nå Lagringstid og registreringsfrekvens for måledata Definere steg i prosessen fra rådata til kvalitetssikrede data A-kontofakturering av næringskunder/hyttekunder Tidspunkt for måleverdiuttak (på døgnet) ved leverandørskift, flytting og faktura

55 Forretningsprosesser behandlet til nå Lagringstid og registreringsfrekvens for måledata Definere steg i prosessen fra rådata til kvalitetssikrede data Fokus og videre arbeid A-kontofakturering av næringskunder/hyttekunder Tidspunkt for måleverdiuttak (på døgnet) ved leverandørskift, flytting og faktura

56 Forretningsprosesser - erkjennelse Den opprinnelige listen over forretningsprosesser var et utvalg blant mange aktuelle prosesser som påvirkes av AMS Statnetts utredning har behandlet og berørt forretningsprosesser forholdvis bredt, og forsterket behovet for å detaljere øvrige prosesser i samspill i tiden framover

57 Lagringstid/registreringsfrekvens måledata 4-2. a): AMS skal lagre måleverdier med en registreringsfrekvens på maksimalt 60 minutter, og kunne stilles om til en registreringsfrekvens på minimum 15 minutter 4-5. Lagring av måleverdier: Nettselskap skal lagre måleverdier med en tidsoppløsning på 60 minutt i minimum 3 måneder og inntil 15 måneder Nettselskapet skal lagre måleverdier med en tidsoppløsning på en måned for de foregående 3 kalenderår Nettselskapet skal lagre måleverdier med en tidsoppløsning på ett år for de foregående 3 kalenderår NVE påpeker at begrensningen på 15 mnd. kun er tilknyttet formål i FOR 301

58 Lagring av måleverdier vurderinger og forslag Arbeidsgruppens vurdering omkring kravene om maksimal lagringstid: Er ikke avstemt med øvrig regelverk for lagring av data tilknyttet fakturering Er til hinder for kundens forståelse av eget strømforbruk og energieffektivisering Er til hinder for nettselskapets mulighet for analyse og optimalisering av nettdriften (nettnytte) og dermed å oppnå gevinstrealisering ved innføring av AMS Forslag lagt fram for NVE: Minimum 3,5 år og maksimalt 5 år for timeverdier (evt. 15 min) Maksimalt 10 år for ukeverdier Maksimalt 10 år for månedsverdier Maksimalt 10 år for årsverdier Det er utarbeidet et notat til NVE med argumentasjon, anbefaling og spørsmålsstillinger til Datatilsynet

59 Neste steg Det utarbeides et grunnlag for dialog med Datatilsynet, med fokus på konkretisering og eksemplifisering av budskapet Videre arbeid koordineres med NVE inn mot dialog med Datatilsynet

60 Steg i måleverdikjeden Bakgrunn: 4-3 krav til døgnlig overføring, tilgjengeliggjøring innen kl 9 neste dag 3-5 krav til stipulering 3-10 krav til kvalitetssikring av måleverdiene Prosess: Skissert definisjoner, forutsetninger og steg i prosessen Valgt å gi innspill til Statnetts dokumentasjon ihht. dialog Forutsetninger/prinsipper: Estimeringsregler/-metoder er like i alle ledd av prosessen Automatisk validerings-/kvalitetssikringsprosess er kjørt hos nettselskapet før døgnfrist Svært høy andel korrekt innsamlede verdier er nødvendig for å kunne håndtere datamengden Oppdaterte data kan tilgjengeliggjøres fortløpende, og data legges kun ut på nytt ved endringer

61 Hovedpunkter fra dialog med Statnett vedr. steg i måleverdikjeden Tidspunkter/milepæler: Hvilke tidspunkter skal gjelde? D+1, D+5, M+3 Nettselskapenes ansvar for oppretting av feil, eventuelt asymmetrisk ansvar etter M+3 Stand versus volum Stander må benyttes av nettselskapene Stand har en verdi også i dialog med sluttbruker Månedsstander kombinert med volum en mulig løsning Regler for stipulering og rimelighetskontroll Enklere regler for stipulering og rimelighetskontroll Tidspunkt kl 9 Ved introduksjon av et nytt ledd i verdikjeden må tidspunktet vurderes Ansvar for data ved datahub som autorativ database Kvalitetsansvar må tydelig defineres

62 Øvrige relaterte temaer diskutert med Statnett Hvordan påvirkes stengeretten av en modell med totalfakturering? Leveringsplikt og oppstart av anlegg Avvikling av dagens faktureringsprosesser vs. anlegg uten AMS Ansvar for utarbeidelse av fakturalinjer for nettkunder ref. datahub Innspillene er oppsummert i Energi Norges rapport

63 A-kontofakturering og tidspunkt for måleverdiuttak NVE bekrefter at krav til fakturering på grunnlag av faktisk forbruk ikke påvirker næringskunder. Kommende regelverk vil generelt begrense mulighet for a-konto for hytte/husholdning. Prosjektets anbefalinger vedr. tidspunkt for måleverdiuttak, avstemt med NVE: Leverandørskifte: Skifte ved døgnskifte, stand kl gjeldende døgn Flytting/anleggsovertakelse/opphør: Forslag pt. Ved døgnskifte. Det må gjøres et arbeid med å utarbeide klare forretningsregler Fakturering: Løpende fakturering relateres til døgnskifte Målerbytte: Klokkeslett/nærmeste time (eller kvarter avh. av valgt oppløsing)

64 Agenda Bakgrunn, mål og leveranse Forskriftsavklaringer Morten Bjerkan Grensesnitt, formater og standarder Ivan Schytte Krav og funksjonalitet i måler og bryter Bernhard Haukland Forretningsregler Anne Nysæther Risiko og sårbarhetsanalyse Ketil Sagen Veien videre

65 AMS et omfattende og komplekst IKT-prosjekt Risiko ikke bare knyttet til forsyningssikkerhet, ref. Bfk og NVEs oppsummering av høringsuttalelser til endret forskrift nr Utfordrer selskapene på mange måter Økonomi Organisasjon Omdømme Prosesser Anskaffelse Energi Norges AMS-avklaringsprosjekt har prioritert gjennomført en bredere ROS-analyse for innføringsprosjekter for AMS

66 Formål med ROS-analysen Mål: Synliggjøre risikobilde i forhold til forsyningssikkerhet, personvern, økonomi og omdømme ved innføringen av AMS Dokumentasjonen skal kunne benyttes som grunnlag for selskapsspesifikke analyser Utfordring: Rammene ikke klare (felles IKT-løsning, tolkningsmuligheter) Fiktivt selskap og kun prinsipielt analyseobjekt Bransjens kompetanse på ROS-analysemetodikk

67 Metode Overordnet strukturert grovanalyse iht. NVEs veileder Synergi med eksisterende veiledning og pedagogisk tilbud til bransjen Begrenset til planlegging og ROS-vurderingsfasene Generisk selskap analysert av et team fra flere ulike selskap TrønderEnergi, NTE, Hafslund, Eidsiva Energi, Skagerak Energi, Agder Energi, BKK, Istad. Teamets kompetanseprofil dekket Beredskap, Prosjektledelse, MAFI, IKT, Anskaffelse NVEs Beredskapsseksjon, SINTEF Energi og EnergiAkademiet var med i tillegg. Erfaren konsulent engasjert til å bistå med planlegging, møteledelse og dokumentasjon (Proactima)

68 Analyseobjekt AMS-prosjekt MAFI Kundebehandling 3.partstilgang AMS/IKT-forv./drift Nett FDV Beredskap

69 Forutsetninger for analysen Analysen tok utgangspunkt i gjeldende kunnskap om AMS infrastruktur, og den begrensede kunnskap om mulige framtidige teknologivalg som foreligger på analysetidspunktet Analysen tok utgangspunkt i gjeldende lover og forskrifter på analysetidspunktet og de avklarende tolkninger som var ferdige Analysen skulle være et helhetlig supplement til SINTEF Rapport F21615 Risikovurdering av AMS Eventuell Felles IKT-løsning vil inneholde tilfredsstillende sikkerhetsmessige spesifikasjoner

70 Struktur på analysen Dag 1 Kort innføring i prosessen Idedugnad Strukturert gjennomgang iht sjekklister Dag 1 Identifisering av hendelser Hendelse 2 Hendelse 1 Dag2 Risiko- og sårbarhetsvurdere utvalge hendelser Hendelse n Dag 2 Identifisering av risikoreduserende tiltak Utvalgte hendelser

71 Sannsynlighet Resultater ID Betegnelse ID Betegnelse S- Mangelfull kravspesifikasjon U- Manglende organisering av parallelle driftsmodeller i S- 02 S- 03 S- 04 S- 05 S- 06 S- 07 S- 08 U- 01 U- 02 U- 03 Svikt i evaluering av tilbud U- 05 Ikke valgt leverandør går til søksmål mot aktuelt selskap Mangelfulle avtaler med leverandører Mangelfull kvalitetssikring av leverandør Feilbudsjettering (økonomiske kalkyler) Mangelfull/svikt i prosjektkontroll og eierstyring Negativ oppmerksomhet fra sluttbrukere i strategisk fase Omfattende mangel på U- 06 U- 07 D- 01 D- 02 D- 03 D- 04 D- 05 tilgang til installasjonsstedet Ikke tilgjengelige montører D- 06 Leverandør leverer ikke i tråd med kravspesifikasjon D- 07 overgangsfasen Betydelig negativ oppmerksomhet fra sluttbrukere/kunder Svikt i systemet ved overgang til fullskalasituasjon Svikt i leveransen grunnet uklare ansvarsforhold mellom ulike leverandører Komponentsvikt fører til massive utskiftninger (> 20 %) Hacking/sabotasje hvor mange brytere legges ut, tilgang til kraftsystemet Systematisk feil i avregning For lav innsamlingsprosent for verdier Data på avveie Systemsvikt som følge av oppgradering/patching eller underkapasitet Kritisk teknologi forsvinner/fases ut 22 uønskede hendelser prioritert for risiko- og sårbarhetsvurdering der hver hendelse får sitt sammenstillingsskjema. Det er i hovedsak dimensjonene økonomi og omdømme hvor man ser det største konsekvenspotensialet. Det er avdekket et betydelig risikopotensial knyttet direkte til strategisk fase. De valg som tas i strategisk fase legger rammene for risikonivået i de senere fasene. ID: D-2 Hacking/sabotasje hvor mange brytere legges ut, tilgang til kraftsystemet FASE: Driftsfase Bryterfunksjonaliteten i AMS infrastrukturen kan utnyttes til å legge ut strømforsyningen til sluttbrukere. 5 Svært sannsynlig Konsekvens A - Ubetydelig B - Liten C - Middels D - Alvorlig E - Kritisk 4 Meget sannsynlig 3 Sannsynlig 2 Mindre sannsynlig PV FS, ØK, OD 1 Lite sannsynlig Usikkerhet: IDENTIFISERTE ÅRSAKER IDENTIFISERTE TILTAK KOMMENTAR TIL SANNSYNLIGHETSVURDERING 1. Passord for konfigurering er på avveie Eksisterende: En helhetsvurdering foretatt av analysegruppen på bakgrunn av identifiserte årsaker, 2. Utro tjener - tidligere erfaring og bransjeekspertise. 3. Passord for tilgang blir kjent 4. Manglende sporing Nye: 1. Terminal man betjener brytere fra kan plasseres 5. Krypteringsnøkler kommer på avveie på driftssentralen 2. Om kundesenteret skal betjene brytere så kan man ha krav om at to personer skal jobbe KOMMENTARER TIL KONSEKVENSVURDERINGER Forsyningssikkerhet: Hendelsen vil være kritisk for strømforsyningen, da mange kunder sammen, samt at de har en begrensning på vil være uten strøm antall brytere de kan operere samtidig Personvern: Hendelsen vurderes til ikke å kunne ha konsekvenser for personvern. 3. Kreve flere signaler for å autorisere utkobling Økonomi: Utgifter til håndtering av hendelsen samt KILE-utgifter vil kunne utgjøre store 4. Beredskapsplaner summer 5. Logisk og fysisk sikring Omdømme: Hendelsen vil få mye oppmerksomhet i media og blant kunder, og kan være 6. Manual override kritisk for omdømmet til selskapet. 7. Mulighet for gateway å blokkere innkommende trafikk 8. Sikre at bryteroperasjoner på grupper av nettkunderbryter (rasjonering pga forsyningssituasjonen) alltid skjer fra nettsentralen 9. Montere målere med bryter i innkoplet og deaktivert tilstand.

72 Sannsynlighet ID: D-2 Eksempel på resultatsammenstilling Hacking/sabotasje hvor mange brytere legges ut, tilgang til kraftsystemet FASE: Driftsfase Bryterfunksjonaliteten i AMS infrastrukturen kan utnyttes til å legge ut strømforsyningen til sluttbrukere. Konsekvens A - Ubetydelig B - Liten C - Middels D - Alvorlig E - Kritisk 5 Svært sannsynlig 4 Meget sannsynlig 3 Sannsynlig 2 Mindre sannsynlig PV FS, ØK, OD 1 Lite sannsynlig Usikkerhet: IDENTIFISERTE ÅRSAKER IDENTIFISERTE TILTAK KOMMENTAR TIL SANNSYNLIGHETSVURDERING 1. Passord for konfigurering er på avveie 2. Utro tjener 3. Passord for tilgang blir kjent 4. Manglende sporing 5. Krypteringsnøkler kommer på avveie Eksisterende: - Nye: 1. Terminal man betjener brytere fra kan plasseres på driftssentralen 2. Om kundesenteret skal betjene brytere så kan man ha krav om at to personer skal jobbe sammen, samt at de har en begrensning på antall brytere de kan operere samtidig 3. Kreve flere signaler for å autorisere utkobling 4. Beredskapsplaner 5. Logisk og fysisk sikring 6. Manual override 7. Mulighet for gateway å blokkere innkommende trafikk 8. Sikre at bryteroperasjoner på grupper av nettkunderbryter (rasjonering pga forsyningssituasjonen) alltid skjer fra nettsentralen 9. Montere målere med bryter i innkoplet og deaktivert tilstand. En helhetsvurdering foretatt av analysegruppen på bakgrunn av identifiserte årsaker, tidligere erfaring og bransjeekspertise. KOMMENTARER TIL KONSEKVENSVURDERINGER Forsyningssikkerhet: Hendelsen vil være kritisk for strømforsyningen, da mange kunder vil være uten strøm Personvern: Hendelsen vurderes til ikke å kunne ha konsekvenser for personvern. Økonomi: Utgifter til håndtering av hendelsen samt KILE-utgifter vil kunne utgjøre store summer Omdømme: Hendelsen vil få mye oppmerksomhet i media og blant kunder, og kan være kritisk for omdømmet til selskapet. Videre arbeid i regi av AMS-prosjektet. Revisjon av BfK.

73 Veien videre Ferdigstille rapport innen utgangen av juni Beskrivelse av ROS-metodikk Presentasjon av identifisert risikobilde og tiltak Temadag 4. september Utdypende om ROS-metodikk Videre konkretisering av anbefalte tiltak Erfaringer i bruk av veileder i egen ROS-analyse

74 Agenda Bakgrunn, mål og leveranse Forskriftsavklaringer Morten Bjerkan Grensesnitt, formater og standarder Ivan Schytte Krav og funksjonalitet i måler og bryter Bernhard Haukland Forretningsregler Anne Nysæther Risiko og sårbarhetsanalyse Ketil Sagen Veien videre

75 Relevante avklarende prosesser 2012* NVE beslutningsfase basert på underlag per juni NVE utarbeider mandat utvikling IKT-løsning 3. Fase 1 utvikling av felles ikt-løsning / datahub 4. Revidering forskrift Avklaring mht bransjens rolle i utvikling og drift av felles IKT-løsning 6. Konsekvensforståelse NVEs beslutning 8. Risikovurderinger bryterfunksjonalitet og generelt (NVE/Bransjen) 7. Avklare nye problemstillinger relevant for utrullings- og driftsfase AMS *Prosessen er indikative mht tidspunkter.