Ansvar, oppgaver og virkemidler En rapport fra en arbeidsgruppe i Energi Norge

Transkript

1 DSO-ROLLEN Ansvar, oppgaver og virkemidler En rapport fra en arbeidsgruppe i Energi Norge

2 Innhold Innhold FORORD 4 OPPSUMMERING OG VEIEN VIDERE ENERGI NORGES ROLLE 5 INNLEDNING OG BAKGRUNN 7 KRAV OG FØRINGER I NASJONALT OG EUROPEISK REGELVERK 8 Energiloven 8 Nettmeldingen og Reiten-utvalgets mandat 8 Sundvollen erklæringen 9 EUs regelverk for kraftsektoren, eldirektiver, forordninger og network codes 10 Status implementering og utvikling i Europa 16 OEDs forslag til lovendringer for implementering av eldirektiv 3 17 STATUS, UTFORDRINGER OG MULIGHETER FOR NORSKE NETTSELSKAPER 19 Dagens organisering 19 Utfordringer og behov for kompetanse og investeringer 19 Regionalnettets rolle som distribusjonsnett 20 Muligheter og hindringer for forbedringer ved reorganisering av drift og systemutvikling 21 BESKRIVELSE AV RELEVANTE ROLLER OG OPPGAVER FOR DSO 24 Forslag til sentrale føringer for DSO-rollen 25 Oppgaver og roller for DSO 27 Grenseavklaring mellom DSO og AOK 32 Grenseavklaring mellom TSO og DSO 32 ALTERNATIVE UTVIKLINGSLØP 35 Ulike alternative modeller - pro et contra 35 DSO-rollen - Side 2

3 Mulige organisatoriske modeller for distribusjon i forhold til nøytralitetskrav37 NØDVENDIGE/ØNSKELIGE REGELVERKSENDRINGER 38 REFERANSELISTE 39 VEDLEGG 1 - ROLLER OG OPPGAVER TILLAGT RNOER OG DSOER I FORESLÅTTE NC 41 VEDLEGG 2 DSO/AOK GRENSESNITT "MÅ OG BØR HA" ANSVAR, ROLLER OG OPPGAVER 42 VEDLEGG 3 TSO/DSO GRENSESNITTET 45 Side 3 - DSO-rollen

4 Forord Energi Norge har lenge fulgt med i utviklingen i Europa knyttet til forsyningssikkerhet, nasjonale mål for fornybar kraftproduksjon, markedsintegrering og utviklingen av regelverk knyttet til dette. Ekstremhendelser i kraftsystemet setter stadig nye krav til kraftsystemets robusthet og beredskapen i kraftforsyningen. Ønsket om å utvikle fremtidens fornybarsamfunn basert på fornybare energikilder og økt forbrukseffektivitet og fleksibilitet, driver frem nye løsninger som gir nye utfordringer for kraftsystemet. Med bakgrunn i implementering av eldirektiv 3, OEDs etablering av Reiten-utvalget og gjennomgang av nettstrukturen i Norge, og nytt regelverk som uformes i EU, har en arbeidsgruppe i Energi Norge regi vurdert nærmere dagens regulering av nettsystemet, utviklingstrender, muligheter og utfordringer i fremtiden, og beskrevet en mulig DSO rolle og grensesnittet mellom DSO og TSO ansvar og funksjoner i Norge. Energi Norges arbeidsgruppe har bestått av følgende representanter: Asbjørn Høivik, Lyse John Ole Bjørnerud, Hafslund Johan Hernes, NTE Tore Morten Wetterhus, EB Pål Martinussen, Lofotkraft Erik Boysen, Agder Energi Svein Almås, Helgelandskraft Asgeir Aase, SFE Thoralf Olsen, Eidsiva Per-Arne Sæther, Rissa Kraftlag Jens Skaar, BKK Leif E. Jankila, Varangerkraft Einar Westre, Energi Norge Trond Svartsund, Energi Norge Hans Olav Ween, Energi Norge Arbeidsgruppen legger med dette frem rapporten fra sitt arbeid. Erik Boysen, Agder Energi, har deltatt i arbeidet, men mener at oppsummeringen ikke støtter målet om en effektiv fremtidig nettstruktur i Norge. Rapporten står for øvrig for arbeidsgruppens regning og er ikke å anse som Energi Norges posisjon eller bindende i forhold til deltakende selskapers fremtidige posisjoner på området. Rapporten er ment som et underlag for innspill fra medlemmene, medlemsselskapenes interne diskusjoner om temaet og som et grunnlag for Energi Norges videre arbeid og posisjoner i tilknytning til Reiten-utvalgets arbeid og OEDs arbeid med revisjon av energiloven med tilhørende forskrifter i tilknytning til implementering av EUs tredje elmarkedspakke i norsk lovgivning. DSO-rollen - Side 4

5 Oppsummering og veien videre Energi Norges rolle Fremtidig nettorganisering og mulige konsekvenser for både oppgaver, roller og eierskap har fått høy oppmerksomhet hos både myndigheter og medlemmer av Energi Norge. Dette er dels en konsekvens av norsk innføring av tredje elmarkedspakke, Reiten-utvalgets pågående arbeid og de utfordringer av teknisk og økonomisk karakter som bransjen står overfor i fremtiden. Utfordringene bransjen står overfor er av svært strategiske betydning for nettselskapene og kan potensielt gi betydelige konsekvenser for videre utvikling for alle nettselskaper, og gjør saken særlig følsom blant store og små medlemsselskaper i Energi Norge. Eldirektiv 3 slår utvetydig fast at nettsystemet har to nivåer transmisjon og distribusjon. Helt siden ESA i sitt brev til OED av juli 2011 ("Conformity Assesment"), hvor det ble hevdet at ESA anser det norske regionalnettet for å være transmisjon, har det vært nødvendig å tydeliggjøre at regionalnettet er distribusjon og driftsmessig henger sammen med det underliggende distribusjonsnettet. ESA har mottatt formell klage på OEDs forankring av regionalnett som distribusjon og vil trolig åpne sak på dette. Etter arbeidsgruppens syn er regionalnettet å oppfatte som distribusjon, noe som bekreftes av OED i deres høringsnotat av med forslag til endringer i energiloven. Det er viktig med slike presiseringer, men det er viktig at regionalnettet også gjennom sin funksjon ved tilrettelagt planlegging, utvikling og drift, driftsmessig forankres som distribusjon. Et viktig tiltak i så måte er oppretting av DSOer operatører av distribusjonssystemet. OED har tatt høyde for dette gjennom å foreslå en ny paragraf 3-7 i loven om "Operatør av distribusjonssystem DSO". Departementet foreslår en hjemmel til å gi forskrifter om utpeking av konsesjonær etter 3-1 og 3-2 som operatør av distribusjonssystem. Arbeidsgruppen mener at dagens løsning er lite egnet til å ivareta fremtidens utfordringer på en god måte. En løsning der Statnett ivaretar DSO rollen anbefales ikke ettersom dette på sikt vil knytte nettet mot transmisjon og bane veien for en senere eiermessig forflytning av anlegg til Statnett, slik vi nå ser for dagens sentralnett. Arbeidsgruppen foreslår derfor en hovedmodell hvor det utpekes/etableres et gitt antall koordinerende DSOer, men uten å gå i detalj på hvordan den konkrete løsningen skal se ut. Eldirektiv 3 gir en god ramme for hvordan det samlede distribusjonsnettet kan fremstå som et samdriftet distribusjonssystem. Det er imidlertid en utfordring å sikre at de nøytralitetsforutsetninger som ligger i direktivet, skal kunne oppfylles. Nøytralitetskravene for DSOene bør vurderes i forhold til operatørfunksjoner som tillegges funksjonen jfr. retningslinjer OED har benyttet i forbindelse med utarbeidelse av forskrift for systemansvaret. Etter arbeidsgruppens oppfatning bør nøytralitetskravene gitt av eldirektiv 3 være dekkende for DSOer med et delegert overordnet koordineringsansvar. En løsning, slik arbeidsgruppen foreslår, vil bedre legge til rette for en samfunnsmessig optimal koordinering av planlegging, investering og drift mellom ulike anleggs- og områdekonsesjonærer ved at flere mindre områder og de enkelte anlegg sees i en bredere sammenheng. TSOens kontrollområde reduseres samtidig ved det blir færre koordineringsflater å forholde seg til for TSOen, dvs. færre selskaper å forholde seg til direkte. DSO-rollen bør derfor som et minimum fylles med koordineringsoppgaver som inneholder et avgrenset område-/regionvis system- og driftsansvar, overordnet kraftsystemplanlegging og nettutvikling, overordnet beredskapsledelse og -koordinering for området/regionen og eventuelt felles tarifferingsoppgaver. En videre detaljering av oppgavene bør skje ut fra et hensiktsmessighetskriterium vurdert opp mot de nøytralitetskravene som legges til grunn. Det ligger utenfor arbeidsgruppens mandat å ta stilling til antall DSO-områder og den geografiske inndelingen av områdene, men områdene bør defineres ut Side 5 - DSO-rollen

6 fra system- og nettmessige kriterier og hvilke nettdeler som hører naturlig sammen. Når det gjelder hvem som skal ta det organisatoriske ansvaret en slik overordnet DSO funksjon kan det være ulike tilnærminger, bl.a.; Ansvaret kan legges til den dominerende netteieren i området, som er et etablert selskap med tyngde og kompetanse innen drift og systemutvikling. Ansvaret kan også legges til en felleseid DSO, som selv ikke eier nett, f.eks. AOKer innenfor et gitt område, hvor ingen av eierne har dominerende posisjon. Man kan også tenke seg et eksternt eierskap (ikke bransjetilknytning), hvor selskapet ikke eier nett. Dette nødvendiggjør en grenseoppgang av ansvar, roller og oppgaver mellom TSO og DSOer og mellom DSOer og anleggs- og områdekonsesjonærer. Rapporten skisserer i grove trekk en mulig fordeling av slike oppgaver og roller, men konkluderer ikke endelig, ettersom dette også vil avhenge av den detaljerte modellen som velges og kravene til nøytralitet. Arbeidsgruppen oppfatter at det ikke er samsvar mellom systemansvarligs regelverk, praktiseringen av dette regelverk og de praktiske behov. Det bør derfor foretas en kritisk gjennomgang av hele FoS med sikte på å tilrettelegge for en effektiv og optimal drift av kraftsystemet, hvor ansvars og oppgaver er fordelt mellom TSO og underliggende DSOer. Arbeidsgruppen understreker at lokale nettselskapet er betydelig bidragsyter til lokalsamfunnet for flere små kommuner. En bør derfor søke løsninger som ivaretar de lokale og regionale interesser og behov og legge til rette for gode prosesser og tilpasninger, som sikrer en god fremtidig utvikling. Energi Norge bør, så langt mulig, ta en aktiv rolle i diskusjonene om fremtidens organisering av norsk kraftsektor. Rapporten er tenkt som en plattform for Energi Norges forslag til posisjon for regionalnettets rolle og DSO-rollen i fremtiden. Energi Norges posisjon bør så langt som mulig foreslå sentrale føringer og prinsipper for fremtidens nettorganisering, samt forslag til alternative modeller og konsepter. DSO-rollen - Side 6

7 Innledning og bakgrunn Med bakgrunn i utviklingen den senere tid knyttet til regionalnettet i Norge, implementering av eldirektiv 3 og nytt regelverk som uformes i EU, har Energi Norge sett behovet for å definere og beskrive DSO rollen og grensesnittet mellom DSO-rollen og anleggs- og områdekonsesjonærer og forholdet mellom DSO-rollen og TSO-rollen i Norge. I den forbindelse er det også sett på de underliggende problemer som lå til grunn for forslaget om en regionalnettsordning og de utfordringer som knytter seg til fragmenterte regionalnett og store kostnadsforskjeller grunnet ulik grad av tilknyttet produksjon. Dagens nettstruktur, organisering og ansvarsfordeling i regional- og distribusjonsnettet er i støpeskjeen, og vi vil se nye krav og nytt regelverk ved implementering av eldirektiv 3 i norsk lov. I den europeiske lovgivningen opereres det kun med to nettnivåer; transmisjon og distribusjon. Rollene, oppgavene og ansvaret knyttet til systemdriften lokalt og regionalt er større og tydeligere i EUs regelverk enn dagens regelverk i Norge. Utviklingen av markedsreguleringen i Europa, bla gjennom eldirektiv 1, 2 og 3, i økende grad rettet mot skille mellom monopol- og markedsutsatt virksomhet. Vi erfarer en gradvis innstramning av reglene knyttet til dette. I eldirektiv 3 legges det klare krav og føringer, som skal sikre transmisjonsoperatørens nøytralitet i utøvelsen av systemansvaret. Implementeringen av eldirektiv 3 vil derfor kunne få betydning for eierskap til nett, driftsoperatørenes nøytralitet og ansvars- og arbeidsbyrdene for lokale distribusjonsselskaper. I brev datert , fra OED til NVE, terminerer OED arbeidet med å etablere en ny regionalnettsordning. De underliggende problemer er imidlertid ikke løst. Produksjonstunge nett blir svært dyre for tilknyttet forbruk, som må bære alle kostnadene. OED oppfatter dagens regionalnett som fragmentert og uoversiktlig og mener at både investeringer og kostnader må vurderes i en større sammenheng. OED har derfor nedsatt en ekspertgruppe ledet av Eivind Reiten, Reiten-utvalget. Utvalget skal vurdere hvilke forutsetninger som må være oppfylt og hvilke virkemidler myndighetene kan bruke for å få til en god og hensiktsmessig nettorganisering. Det skal legges fram en eller flere modeller for organiseringen av dagens regional og distribusjonsnett, og det skal fremmes ett eller flere alternative forslag til virkemiddelbruk. Utvalget skal vurdere om ønsket endring i nettorganiseringen lar seg gjennomføre innen 2020 og legge fram en strategi for eventuell gjennomføring, herunder tiltak for harmonisering av tariffer. I tillegg til de forvaltningsmessige og strukturelle utfordringer dagens regionalnett står overfor, ser vi en mulig fremtid med betydelige teknologiske endringer i kraftsystemet, med økende grad av lokal distribuert produksjon i form av vindkraft, småkraft og potensielt solkraft (ref. forslag til TEK-15), nye teknologiske virkemidler for intelligent overvåking, styring og kontroll, og endrede premisser for planlegging, investering i og drift av kraftsystemet. På denne bakgrunn igangsatte Energi Norge et arbeid for å avklare de mest relevante utfallsrommene, konsekvensene av ulike valg og løsninger i forhold til fremtidig tilpasning for medlemsbedriftene og for å utarbeide, om mulig, en felles posisjon i forhold til hvilke veivalg bransjen bør ta. Videre ønsker Energi Norge å lage et felles opplegg for å veilede medlemmene og spre informasjon om hvordan nye teknologiske og driftsmessige utfordringer kan håndteres. På Energi Norges medlemsmøte 19. juni 2013 om temaet, hvor alle medlemmer var invitert til å delta, konkluderte møtet med at Energi Norge bør ta en aktiv rolle i forhold til å møte de utfordringer bransjen står overfor i tiden fremover. En sentral premiss for Energi Norge bør være å sørge for god informasjon til medlemmene om de utfordringer Energi Norge ser, de alternativer som finnes i forhold til å møte utfordringene og foreslå løsninger overfor politiske myndigheter og forvaltningsorgan i Norge og Europa, innenfor det mandatet Energi Norge er gitt av sine medlemsbedrifter. Side 7 - DSO-rollen

8 Krav og føringer i nasjonalt og europeisk regelverk Energiloven Energiloven er utformet som en konsesjonslov. Rettigheter og plikter for aktørene reguleres gjennom konsesjonsordninger med tilhørende vilkår. Lovens konsesjonsordninger og de føringer som settes, utfylles både gjennom forskrifter med standardiserte vilkår og ved hjelp av individuelt tilpassede vilkår i den enkelte konsesjon. For å sikre etterlevelsen av de energipolitiske målsettinger er nettselskapenes virksomhet underlagt en omfattende regulering av myndighetene gjennom tekniske og funksjonelle krav. Inntektene og prinsippene for tariffering er også regulert. Utbygging av nettanlegg med høyt spenningsnivå, det vil si i regional- og sentralnettet, trenger konsesjon for anleggene fra energimyndighetene. Distribusjonsverkene eier, driver og bygger innenfor en generell områdekonsesjon. Konsesjoner for enkelt anlegg og for områder er gitt for et tidsrom på inntil 30 år. Energiloven regulerer i dag tre nettnivåer; sentral-, regional- og distribusjonsnett. Sentral- og distribusjonsnettet har klare funksjoner. Regionalnettet ligger mellom disse to nivåene og har ulik rolle og størrelse. Det overordnede energipolitiske mål som lå til grunn for energilovens tilblivelse i var å fremme en samfunnsøkonomisk best mulig utnyttelse av de energiressurser som tas i bruk gjennom en økonomisk effektiv drift av sektoren og at både økonomiske, organisatoriske og rettslige tiltak vil kunne nyttes for å fremme en slik utvikling. Følgende energipolitiske målsettinger står sentralt i Energiloven: Sikre en samfunnsøkonomisk rasjonell utnyttelse av kraftressursene. Legge til rette for en sikker kraftforsyning. Utjevne priser til forbrukerne. Skape klare skiller mellom funksjoner som kan organiseres gjennom et marked og funksjoner som er naturlige monopoler. Effektivisere kraftmarkedet gjennom å redusere antall e-verk og en effektiv regulering av det naturlige nettmonopolet og markedet. De samfunnsøkonomiske målene for arbeidet med dereguleringen og mer konkurranse i kraftsektoren var: å jevne ut kraftkostnadene mellom ulike områder og å redusere diskriminering mellom ulike abonnenter å bedre utnyttelsen av elektrisk kraft hos forbrukere å utnytte variasjonene i vannkraftproduksjonen fra år til år å drive fordelingsverkene mer effektivt å velge billige utbygginger før dyre å få til mer effektiv kraftproduksjon å velge utbyggingsløsninger som gjenspeiler brukernes vilje til å betale for effekt og tørrårssikring å bygge ut mer effektivt, og i riktig omfang. Organiseringen av nettvirksomheten skal bidra til å sikre samfunnet en hensiktsmessig infrastruktur for strømforsyning ved at nettselskapene sørger for en sikker, effektiv og miljøvennlig strømforsyning og nettilknytning for dem som ber om det. Nettmeldingen og Reiten-utvalgets mandat Nettmeldingen konstaterer at det etter mange år med effektivisering og moderate investeringer i det sentrale overføringsnettet er et stort behov for å øke kapasiteten og bygge om deler av nettet. Utbyggingsbehovet skyldes nødvendigheten av bedre sikkerhet for strømleveransene i noen områder, mer fornybar DSO-rollen - Side 8

9 kraftproduksjon, forbruksvekst blant annet i petroleumssektoren, industrien og områder med befolkningsøkning og ønsket om å utjevne regionale ubalanser og kraftpriser. Meldingen slår fast at "Det er Statnett og de større regionale nettselskapene som er ansvarlige for byggingen og driften av det sentrale strømnettet". I forbindelse med etableringen av Reiten-utvalget pekte OED på at det har vært investert for lite i deler av nettet de siste tiårene og de reiser spørsmål ved om gjennomføringsevnen i enkelte selskaper er god nok til å ta i bruk ny teknologi og til å møte nye krav og oppgaver. Mange av nettselskapene oppfattes som for små til å ha en effektiv drift og økonomisk løfteevne til fornyelse og utvidelser, selv om departementet ikke med sikkerhet kan se noen klar sammenheng mellom selskapenes størrelse og deres effektivitet. Departementet peker videre på de store tarifforskjeller mellom nettselskapene og at det er et mål å få mer harmoniserte tariffer. Regionalnettet som eget nettnivå, ansees å ha en uklar rolle hvor flere av anleggene ikke har betydning som mellomledd mellom distribusjonsnett og sentralnett. Videre oppfattes dagens nettstruktur som oppdelt og lite oversiktlig både for energimyndighetene og for samfunnet for øvrig, noe som kompliserer koordineringen av utbygging og drift unødvendig. Departementet ser at det kan være behov for enkelte endringer i grensesnittet mellom sentralnett og øvrig nett. OED forutsetter at nettselskapene selv avgjør om de vil slå seg sammen med andre selskaper til større enheter. For energimyndighetene er det imidlertid viktig at selskapene oppfyller myndighetenes krav til å drive nettvirksomhet. Det er også viktig at sentralnettselskapet kan samarbeide godt med tilstrekkelig store og kompetente nettselskaper om koordineringen av systemkontroll og utbygging av sentrale regionnett med sentralnettet. Det bør også være tilstrekkelig styrke i de regionale selskapene til å koordinere regionalnettutbyggingen med distribusjonsnettene. Med bakgrunn i ovennevnte har Reiten-utvalget fått i oppdrag å jobbe med følgende utfordringer: Oppgaver overføringsnettet i Norge må ha på lang sikt. Hva er en hensiktsmessig nettorganisering? En eller flere modeller for organiseringen skal legges frem. Forutsetninger som må være oppfylt og hvilke virkemidler myndighetene kan bruke for å få til en god nettorganisering. Ett eller flere alternative forslag til virkemiddelbruk skal legges frem. Harmonisering av tariffer som bidrar til å redusere dagens store tarifforskjeller mellom nettselskapene. Vurdere om ønsket endring i nettorganiseringen lar seg gjennomføre innen 2020, og legge fram en strategi for eventuell gjennomføring. Gruppen organiserer selv sitt arbeid og vurderer selv eventuelt behov for ekstern kontakt og/eller bistand. Thema Consulting er leid inn for å bistå utvalget. Olje- og energidepartementet leder sekretariatet for gruppen der også NVE deltar. OED åpner opp for at også andre kan engasjeres i sekretariatet. Gruppen skal legge fram sin rapport for Olje- og energidepartementet Sundvollen erklæringen I Sundvollen erklæringen, den nye regjeringens plattform for regjeringssamarbeidet, omtales energisektoren eksplisitt. Den nye regjeringen vil videreutvikle norsk energibransje og sørge for gode og stabile rammebetingelser. Regjeringen vil legge frem en stortingsmelding om en helhetlig energipolitikk, hvor energiforsyning, klimautfordringer og næringsutvikling sees i sammenheng. De vil øke fornybar kraftproduksjon i Norge og vurdere tilpasninger i ordningen med el-sertifikater. Forsyningssikkerheten skal styrkes og robustheten i kraftleveransene i Norge økes. Regjeringen legger vekt på å bygge ut tilstrekkelig nettkapasitet over hele landet. Det skal legges til rette for en strukturendring i retning færre og mer robuste nettselskaper for å ivareta kundenes behov for en effektiv prissetting, god forsyningssikkerhet og kvalitet i tjenestene. Regjeringen vil styrke lokaldemokratiet og gjennomføre en kommunereform. Det er et ønske om større og mer robuste kommuner som kan gis større oppgaver og ta mer ansvar enn dagens kommuner. Fylkesmannens mulighet til å overprøve lokale folkevalgte forsamlinger ønskes begrenset. Regjeringen vil Side 9 - DSO-rollen

10 foreta en gjennomgang av oppgavene til fylkeskommunene, fylkesmennene og staten, med sikte på å gi mer makt og myndighet til mer robuste kommuner. EUs regelverk for kraftsektoren, eldirektiver, forordninger og network codes EUs regelverk for kraftsektoren er beskrevet i direktiver og tilknyttede forordninger. Eldirektivene står sentralt i denne sammenheng. Eldirektivene 1 og 2 er implementert i norsk lov, eldirektiv 3 er fremdeles i prosess 1. Eldirektivene bygger på hverandre, og eldirektiv 3 er således en videreføring og utvidelse av eldirektiv 2, med en rekke innstramminger, primært rettet mot å sikre nøytralitet og ikke-diskriminerende adferd. De nye kravene innebærer videre at andre elmarkedsdirektivets skille mellom TSO og DSO får en større rettslig betydning når elmarkedspakke 3 skal gjennomføres. Eldirektivene har langt på vei de samme målsettinger som lå til grunn for energiloven i sin tid. I motsetning til norsk regulering opererer eldirektiv 3 kun med to nettnivåer; transmisjon og distribusjon. Definisjonen og grenseskillet mellom de to nivåene er ikke entydig ettersom de er basert på spenningsnivåer som til dels er overlappende for de to nettnivåene. Transmisjon omfatter spenningsnivåene Høy- og ekstrahøy spenning, mens distribusjon omfatter lav, middels og høy spenning. Plasseringen og definisjonen av regionalnettet i Norge i forhold til transmisjons- og distribusjonsbegrepet i eldirektivene (33, 47, 66, 110, 132 kv) blir dermed viktig for hvilke reguleringer som gjelder dette nettet. Ved implementering av eldirektiv 2 2 tok OED stilling til dette spørsmålet. Direktivet artikkel 15 stiller krav til selskapsmessig og funksjonelt skille for vertikalt integrerte virksomheter som i direktivet benevnes som «Distribution System Operators» (DSO). I det følgende vil DSO omtales som nettvirksomhet. Ut fra norske forhold omfatter dette virksomheter med distribusjons- eller regionalnett. ESA (EFTAs) overvåkningsorgan har i brev til OED datert , Conformity assessment of the transposition of the Electricity Directive /EC by Norway, etterlyst en avklaring på flere sentrale områder knyttet til implementering av eldirektiv 2, herunder at: Sentralnett eies av vertikalintegrerte selskaper. Regionalnettet oppfattes som transmisjonsnett og bør underlegges krav om legal, organisatorisk og beslutningsmessig uavhengighet. NVEs rolle i forhold til tariffering og inntektsrammereguleringen gir uforutsigbarhet for kundene. Tilknytningsplikten for produksjon oppfattes som uklar da det ikke finnes noen klare lovregulerte kriterier for implementering eller for unntaksbestemmelsene. Norsk lov gir dårligere forbrukerrettigheter enn eldirektivet og begrenser klageretten. I OEDs svar til ESA gjentas begrunnelsen for at regionalnettet ansees som distribusjon og at skille mellom distribusjon og transmisjon ikke må vurderes ut i fra spenningsgrenser alene men også ut i fra funksjonsbaserte kriterier slik dagens sentralnett er definert. OED fremhever bl.a.: Regionalnettet er ikke definert i eldirektivet. Det norske regionalnettet er betydelig nærmere definisjonen av distribusjon enn transmisjon. I lys av eldirektivets relativt vage og fleksible definisjon av nett- og spenningsnivåer hevder departementet at det må være opp til det enkelte land selv å utvise skjønn i forhold til nivåinndelingen, forutsatt at nasjonale karakteristika og underliggende føringer i direktivet ivaretas. 1 Forslag til energilovsendringer for implementering av EUs tredje elmarkedspakke ble sendt ut på høring med kommentarfrist St.meld. nr. 15 ( ) og Ot.prp. nr. 61 ( ) DSO-rollen - Side 10

11 Videre er det NVE som definerer hva som tilhører transmisjon (sentralnettet) basert på en vurdering av spenningsnivå og funksjon for anleggene. En mer generell definisjon av transmisjon er beskrevet i forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer nr. 302 av 11. mars 1999: Sentralnettet: Anlegg i overføringsnettet på spenningsnivå 132 kv eller høyere og som er definert som anlegg i sentralnettet. Mao. anleggene må ha et spenningsnivå lik eller større enn 132 kv og være definert som sentralnett. Etter energilovsforskriftens 4-4 bokstav g) kan NVE i enkeltvedtak avgjøre hvilke anlegg som skal inngå i sentralnettet. Sentralnettet binder sammen produksjon og forbruk i ulike landsdeler, gir aktørene i alle landsdeler adgang til en markedsplass og sørger for sentrale utvekslingspunkt i alle regioner. Sentralnettet omfatter også utlandsforbindelsene. Denne definisjonen korresponderer godt med definisjonen av transmisjon i eldirektivets forstand. Øvrige anlegg, herunder regionalnettet, ansees som distribusjon i eldirektivets forstand, ref. Ot.prp. nr. 61 ( ), side 31. Regionalnett er etter departementets tolkning av direktivets ordlyd og intensjon å betrakte som distribusjonsnett i forhold til direktivets bestemmelser om krav om selskapsmessig og funksjonelt skille. Virksomhet knyttet til regionalnett faller derfor som hovedregel sammen med distribusjonsnett innenfor direktivet artikkel 15. Direktivets definisjon av distribusjon inkluderer ikke kun transport av kraft til sluttbrukere men transport av kraft med det formål å levere kraft til sluttbrukere. I praksis har imidlertid flere av dagens regionalnett direkte forsyning av sluttbrukere. Ca. 20 TWh elektrisitet levers i dag sluttkunder direkte fra regionalnettet. Regionalnettet har historisk sett ikke vært en del av transmisjonsnettet, men ansett som et regionalt hovedfordelingsnett. Dette nettet er i all hovedsak eiet av selskaper med underliggende distribusjon med en sterk kobling mellom systemene. Planleggingen av regionalnettet krever betydelig lokalt kjennskap og involvering av lokale interesser. På denne bakgrunn kan ikke departementet se at regionalnettet er eller bør defineres som transmisjon. Norske DSOer har ikke noe overordnet ansvar for å balansere distribusjonssystemet. Denne oppgaven er tillagt TSOen for hele det nasjonale kraftsystemet. Imidlertid har DSOen de samme forpliktelser som andre aktører til å bidra i balanseringen og kan instrueres av TSOen iht. forskrift 448 i tillegg til de plikter og rettigheter de er gitt iht. konsesjoner og vilkår. TSOen er forpliktet til å holde frekvensen innenfor gitte grenser også i de tilfelle hvor delsystemer midlertidig er uten fysisk tilkobling til omkringliggende systemer, jfr. Forskrift 1557 om leveringskvalitet. I slike delsystemer er TSOen ansvarlig for å bestemme hvem som skal forestå frekvensreguleringen, jfr. Forskrift 448. Økende fokus på nøytralitet EUs regelverk har et økende fokus på nøytral opptreden, og ESA er svært opptatt av at selskaper gjennom sin organisering, ikke unndrar seg kravene for å sikre at nøytralitet ivaretas. Vi forventer at det vil bli mer fokus på dette området fremover. Spesielt utfordrende vil dette kun bli dersom DSO funksjonen skal tildeles forvaltningsfullmakter tilsvarende Statnetts systemansvar. Strengere krav til nøytralitet gjennom krav til konsernmodell ol. eller eiermessig skille, kan bli spesielt krevende for mindre og mellomstore selskaper. Synergier ved å ivareta flere funksjoner i samme selskap vil da kunne forsvinne med det resultat at det blir svært vanskelig å drive selskapene på en økonomisk effektiv måte. EU kommisjonen vurderte å forsterke nøytralitetskravene for DSOer ved å pålegge alle, uavhengig av antall kunder, krav om selskapsmessig og funksjonelt skille (konsernmodellen). Begrunnelsen for dette var knyttet Side 11 - DSO-rollen

12 til at en mer effektiv oppsplitting av selskaper og funksjoner i prinsippet vil bidra til mer likeverdige konkurransevilkår på sluttbrukernivå ved at informasjonsfordeler, muligheten for kryss-subsidiering, diskriminering knyttet til nettilgang og uklarhet knyttet til kundebytter elimineres. EU kommisjonen vurderte følgende pro et contra ved strengere nøytralitetskrav: Argumenter for videre oppsplitting av DSOer Vertikalintegrerte DSOer ansees å ha en interesse av å hindre kundebytter for å vanskeliggjøre tilgangen til markedet for kundene. Spesielt vil dette kunne gi opphav til dis incentiver for introduksjon av AMS (AMS vil gjøre sluttbrukermarkedet mer transparent og kundebytter enklere). Bruk av samme selskapsnavn (brand) på omsetningsselskapet og nettselskapet vil også kunne gi uheldige konkurransemessige fordeler. Som på TSO nivå kan interne omsetningsenheter få en særgevinst av intern tilgang til nettinformasjon. Dette kan være et større problem på DSO nivå i forhold til måling, ettersom det kan gi detaljert eksklusiv informasjon om forbruk, som gir vertikalintegrerte selskaper sterke fortrinn i forhold til andre konkurende selskaper. Tilsvarende for TSO nivå, er det en risiko for at omsetningsvirksomheten hos en DSO drar fordeler av kryss-subsidiering fra nettaktiviteten i det integrerte selskapet. Eierskapet til nettanleggene kan oppfattes å gi det vertikalintegrerte DSO selskapet konkurransemessige fordeler gitt av enklere tilgang til kapital sammenliknet med selskaper som ikke har slikt eierskap. Argumenter mot en videre oppsplitting av DSOer Diskriminering i forhold til nettilgang oppfattes å være av mindre betydning på DSO nivå enn på TSO nivå. Dette er begrunnet i at EU kommisjonen ikke så at flaskehalser på distribusjonsnivået ville være et problem, dvs. nettkapasitet og tilgang til nettet ville være åpen for alle. Videre oppfattes DSOene ikke å være involvert i etablering og utvikling av regler for balansehåndtering. Diskriminering i denne sammenheng ansees derfor ikke som mulig. Behovene for investeringer på DSO nivå oppfattes gitt av forbrukskundenes behov og ikke av leverandører, produsenter eller behovet for import av kraft. Et unntak i denne sammenheng er småskala kraftproduksjon direkte knyttet til distribusjonsnettet (distribuert produksjon), for det meste fornybar produksjon. Dette ansees å være av marginal betydning i dag, men kan vokse i fremtiden. DSO oppsplitting oppfattes som mindre relevant i forhold til grensekryssende handel av kraft. Det mangler lovmessig erfaring i forhold til eksisterende nøytralitetskrav for DSOer. Funksjonell oppsplitting, som ble introdusert i , ble ikke ansett å bli helt effektiv uten legal (konsernmodellen) oppsplitting, som først ble gjeldende i Fullt eiermessig skille av DSOer tilsvarende kravet for TSOer, oppfattes av Kommisjonen å kunne bli vanskelig å implementere. Eiermessig skille av TSOer forventes å kreve en restrukturering av flere vertikalintegrerte selskaper og underliggende selskaper. En tilsvarende prosess for DSOer vil kunne uttømme de finansielle markedenes evne til å håndtere de finansielle konsekvensene. Kommisjonen konkluderte med at fordelene ved videre oppsplitting på distribusjonsnivå ikke vil være vesentlig høyere enn kostnadene. Gitt de relativt beskjedne erfaringene som er gjort med eksisterende krav 3 I EU DSO-rollen - Side 12

13 til nøytralitet, så Kommisjonen det ikke som hensiktsmessig å stille ytterligere og strengere krav for DSOene. For mindre DSOer har derfor Kommisjonen opprettholdt unntaket fra selskapsmessig og funksjonelt skille. Grensen for dette unntaket, kunder, tar i betraktning at mindre selskaper med relativt få ansatte vil kunne tape mer enn de forventede gevinster ved oppsplitting, ved at synergiene ved vertikalintegrasjon blir borte. Noen av fordelene av videre oppsplitting, som enklere kundebytter og unngå forvirring i forhold til selskapsnavn (branding), mente Kommisjonen kunne løses ved å utvikle bindende lovmessige regler og krav. Sterkere fullmakter for regulator til å følge opp nøytralitet mente de også kunne bidra til løse eventuelle problemer med kryss-subsidiering og informasjonsfordeler. Samtidig setter ikke direktivet begrensninger dersom nasjonale myndigheter ønsker å gå lengre enn direktivets minimumskrav. Eldirektiv 3 setter derfor kun sterkere fokus på nøytralitet ved utøvelse av systemdriften i transmisjonsnett. Hovedregelen er at eiere av transmisjonsnett pr definisjon er å oppfatte som systemoperatør for dette nettet, TSO, og at det som hovedprinsipp skal være et eiermessig skille mellom monopoloppgaver og markedsutsatt virksomhet. Dette innebærer i utgangspunktet at det ikke vil være tillatt med transmisjonsnett i vertikalintegrerte selskaper. Imidlertid har Kommisjonen åpnet for andre løsninger, ISO og/eller ITO modell, for de land som av 3. september 2009 hadde transmisjonsnett i vertikalt integrert selskap. Independent system operator (ISO)-modellen innebærer at en vertikalt integrert virksomhet fortsatt kan være eier av et transmisjonsnett, forutsatt at operatør og vedlikeholds funksjoner for nettet blir satt ut til et selvstendig foretak (ISO) som sertifiseres av nasjonal regulator. ISOen kan ikke være del av et vertikalt integrert konsern. Transmisjonsnetteier blir kun en finansiell eier av nettet uten innflytelse i forhold til drift og vedlikehold av nettet. Independent transmission operator (ITO)-modellen åpner for at en TSO kan være del av en vertikalt integrert virksomhet, men oppstiller svært strenge og detaljerte krav til konsernet for øvrig. Herunder skal ITO-en blant annet være utstyrt med alle nødvendige personellmessige, tekniske og økonomiske ressurser til å kunne utføre oppgaven som netteier og operatør, og selv fatte alle beslutninger knyttet til drift, vedlikehold og utvikling av nettet på selvstendig grunnlag. Departementet anser ikke denne løsning som aktuell for Norge Eldirektiv 3, når implementert i norsk lov, tillater imidlertid ikke en fortsettelse av disse alternativene for nye transmisjonsnett som bygges. Dette innebærer at nye transmisjonsnett bygget etter implementeringen av eldirektiv 3 i norsk lov, må følge hovedregelen om eiermessig skille, med unntak av mellomlandsforbindelser, hvor det er åpnet for unntak for kommersielle kabelløsninger. Eldirektivets definisjon av transmisjon og distribusjon skaper imidlertid uklarhet i forhold regionalnettets stilling i Norge. Slik det er definert i direktivet, kan regionalnettet oppfattes både som transmisjon og distribusjon. I ESAs "assessment review" av norsk implementering av Eldirektiv 2 oppfatter de dagens regionalnett som transmisjon. Konsekvensene av en slik fortolkning er at Eldirektiv 3s krav til eiermessig skille da vil slå inn for regionalnettet. Dette nettet er i dag hovedsakelig eiet av vertikalintegrerte selskaper eller selskaper i konsern. Utnevnelse av TSO og DSOer Nasjonal regulator skal fatte vedtak om sertifisering innen 4 måneder etter at TSO har bedt om sertifisering. Regulatormyndighetens sertifisering skal oversendes Kommisjonen uten forsinkelser sammen med all relevant informasjon, som lå til grunn for avgjørelsen. For Norges del vil ESA 4 i følge OED få en tilsvarende rolle som Kommisjonen har overfor EU-land. Selskap som er sertifisert av regulatormyndigheten er gjenstand for godkjenning og utnevnelse som TSO av norske myndigheter. 4 EFTAs overvåkningsorgan Side 13 - DSO-rollen

14 Ved gjennomføringen av eldirektiv 2 la OED til grunn at det kun var én systemansvarlig i det norske kraftsystemet som var å anse som TSO i direktivets forstand. Denne forståelsen har OED foreslått videreført ved implementering av eldirektiv 3. Medlemsland skal utpeke eller kreve at selskaper som eier eller er ansvarlig for distribusjonssystemer utpeker, for en tilmålt tid bestemt av medlemslandet basert på vurderinger av effektivitet og økonomi, en eller flere operatører for distribusjonsnettet, DSO(er). Overnasjonal regulering, Framework Guidelines og Network Codes EUs tredje energimarkedspakke, herunder eldirektiv 3, ble vedtatt i EU den 13. juli Bakgrunnen for endringsforslagene fra EU er det de oppfatter som interessekonflikter som oppstår ved en for høy grad av vertikal integrasjon knyttet til produksjon, overføring, distribusjon og salg, og tendensen til favorisering av tilknyttede selskaper på bekostning av andre brukere av systemet. Eldirektiv 3 og Forordning (EF) nr. 714/2009 (grensekryssende krafthandel, etablerer blant annet det formelle grunnlaget for opprettelsen av ACER 5 og ENTSO-E 6 og baner veien for detaljert regulering av kraftsektoren gjennom utarbeidelse av Framework Guidelines og Network Codes. Mens Framework Guidelines, som utarbeides av ACER, er retningsgivende for utarbeidelsen av Network Codes, vil Network Codes, som utarbeides av ENTSO-E, være forordninger og bindende etter Kommisjonens kommitologiprosess 7 og etter innlemmelse i EØSavtalen etter ordinær prosedyre. Kravene i eldirektiv 3, Norges formelle rolle i forhold til ACER og ENTSO-E, kravene til regulator nøytralitet og kravene gitt av Network Codes, vil bli gjeldende for Norge og norske aktører når eldirektiv 3 implementeres i norsk lov. Dette innebærer at endringene vil avklares i Figur 1 Oversikt over utviklingen av Network Codes i EU Stortinget tidligst i vårsesjonen OEDs forslag kommenteres senere i dette dokumentet. Nødvendige endringer i underliggende forskrift vil bli lagt frem senere av OED i egen høringssak. Vi forventer at dette i tillegg vil kreve endringer i underliggende forskrifter som forvaltes av NVE. 5 Agency for the Cooperation of Energy Regulators 6 European Network of Transmission System Operators for Electricity 7 EU kommisjonens legale forankringsprosess for forordninger DSO-rollen - Side 14

15 Det er en omfattende regelverksprosess ENTSO-E er i ferd med å gjennomføre, hvor en rekke Network Codes er i ferdigstillelsesfasen og flere er i bearbeidelsesfasen, ref. figur 1. De Network Codes, NC, som så langt er utarbeidet, er relativt detaljerte. Flere av disse legger klare føringer for DSOenes rolle og regulerer oppgaver, plikter og rettigheter, samt forholdet mellom DSOer og TSO. De mest sentrale NC for DSO rollen er følgende: NC RfG regulerer tilknytning av produksjon til nettet. NC Demand connection regulerer DSO funksjoner og tilkobling av distribusjonsnett og forbrukere. NC LFC-R regulerer lastfrekvensstyring og reservehåndtering i kraftsystemet NC OS regulerer sikkerhet i driftskoordineringen NC OPS regulerer driftsplanlegging og driftskoordinering NC EB regulerer momentanbalanseringen av kraftsystemet og tilhørende markedsmekanismer. Framework Guidelines og Networks Codes spesielt, konkretiserer og spesifiserer eldirektivets reelle innhold. Det vil imidlertid føre for langt å liste opp alle oppgaver og roller som skal ivaretas av ulike parter beskrevet i Network Codes i denne sammenheng (denne prosessen er heller ikke ferdigstilt av ENTSO-E). Vi har derfor valgt å fokusere på de prinsipielle områder, som i særlig grad definerer og berører DSO rollen og forholdet mellom TSO og DSO. Med bakgrunn Directive 2009/72/EC (eldirektiv 3) defineres innledningsvis i NCs for nettilknytning TSO og DSO begrepene (2) Transmission system operators (TSOs) are according to Article 2 and 12 of Directive 2009/72/EC respons ible for providing and operating high and extra high voltage networks for long distance transmission of electricity as well as for supply of lower level regional distribution systems and directly connected customers. Besides this transmission and supply task it is also the TSOs responsibility to ensure the system security with a high level of reliability and quality; (3) Distribution system operators (DSOs) are according to Articles 2 and 25 of Directive 2009/72/EC responsible for providing and operating low, medium and high voltage networks for regional distribution of electricity as well as for supply of lower level Distribution Networks and directly connected customers. Besides the regional distribution and supply task it is also the DSOs responsibility to ensure the security of their networks with a high level of reliability and quality. Ledd (3) nevnt ovenfor er sentralt i det DSO ansvaret direkte knyttes til et ansvar for å fremskaffe og drifte nett på lavt, middels og høyt spenningsnivå med det formål å drive regional distribusjon, så vel som forsyning av underliggende distribusjonsnett og direktetilknyttede kunder. I tillegg skal DSO være ansvarlig for forsyningssikkerheten i sine nett og levere et høyt nivå av pålitelighet og kvalitet. Beskrivelsen dekker godt funksjonen til dagens distribusjonsnett (hoved- og fordelingsnett) i Norge. I forhold til norsk organisering og regulering er det ikke uten videre gitt hvordan de ulike begrepene i Network Codes, eks. Network Operator og DSO skal forstås i forhold til anleggs- og område konsesjonærer, AOK. I hovedsak er all regulering av kraftsektoren i Norge knyttet til konsesjoner, konsesjonsvilkår og tilhørende plikter gitt i forskrifter og vedtak fra myndighetene. Side 15 - DSO-rollen

16 Relevant Network Operator, RNO, er det begrepet som sammenfaller mest med vår oppfatning av ansvar, plikter og roller tildelt AOKer, hvor konsesjonene er knyttet til å bygge, eie og drive nettet og dekker både de anlegg som i dag inngår i sentralnettet og regionalnettet. AOKene har i motsetning til RNO i utgangspunktet en regulert plikt til å eie nettet. EUs regulering av distribusjonsnettet er primært rettet mot operatørfunksjonen og ikke selve eierskapet til anleggene. Sentrale begrepene i NC knyttet til DSO funksjonen Network Operator, NO - Enhet ansvarlig for drift av et nett (TSO, DSO eller operatør av et lukket distribusjonsnett CDSO) Relevant Network Operator, RNO - Operatøren for det nettet hvor produksjon, forbruksenhet eller tilknyttede distribusjonsnett er eller vil bli tilknyttet. TSO - Enhet ansvarlig for drift, vedlikehold og om nødvendig utvikling av transmisjonssystemet i et gitt område og tilkobling til andre systemer. Ansvarlig for å sikre systemets langsiktige evne til å møte behov for transmisjon av elektrisitet. Relevant TSO, RTSO - TSOen i det kontrollområdet produksjon, forbruk eller distribusjonstilknytning er eller vil bli tilknyttet nettet, uavhengig av spenningsnivå. DSO - Enhet ansvarlig for drift, vedlikehold og om nødvendig utvikling av distribusjonsnettet innenfor et gitt område og tilknytninger til tilgrensende nett. Ansvarlig for å sikre nettets langsiktige evne til å møte et hensiktsmessig behov for distribusjon av elektrisitet. Den regulatoriske utviklingen fra EU er entydig fra et overordnet perspektiv hvor kravene til organisering og nøytralitet gradvis har blitt strengere, spesielt for transmisjonsaktiviteten. Selv om DSO aktivitet ikke i samme grad har vært gjenstand for samme innstramming, dvs. ikke krav om eiermessig skille og fortsatt unntak fra krav om selskapsmessig og funksjonelt skille for selskaper med under nettkunder, har Kommisjonen en spesiell overvåkenhet i forhold til nøytraliteten i DSO funksjonene. I tillegg er ESA opptatt av hvordan antall kunder skal beregnes i Norge for å unngå at nettselskaper benytter kreative tellemåter for å unndra seg eldirektivets krav for å sikre nøytral opptreden. Relevant DSO, RDSO - DSO med nett, som produksjonsanlegg er eller vil bli tilknyttet. Distribution Network Connection, DNC Distribusjonstilknytning eller elektrisk enhet eller utstyr til stede ved tilknytningspunktet, typisk en understasjon, av enten et nytt eller eksisterende distribusjonsnett knyttet til transmisjonsnettet. Distribution Network Operator, DNO Enten en DSO eller en CDSO Boks 1 Oversikt over sentrale relevante begreper for DSO og AOK rollen i Network Codes Status implementering og utvikling i Europa Med bakgrunn i EUs mål og integrering av de europeiske energimarkedene forventes distribusjonsselskapenes oppgaver og ansvarsområder å øke. En stadig større andel av den nye fornybare kraftproduksjonen kobles på distribusjonsnettet, mens implementering av avanserte målere vil kunne føre til økt fleksibilitet og styring av forbrukssiden. Utviklingen innebærer at distribusjonsnettene (DSOene) i økende grad må forholde seg til innmating i tillegg til uttak, samt en mer fleksibel, men variabel, etterspørselsside. Samtidig bidrar EUs mål om et integrert europeisk energimarked til økt behov for koordinering på tvers av landegrensene, hvilket fører til at en større del av regelverket på energiområdet blir fastsatt på EU-nivå. Det innebærer at også regelverk som er relevant for distribusjonsselskapene blir fastsatt i EU fremfor på nasjonalt plan, hvilket har vært vanlig praksis hittil. Dagens organisering av det norske nettet forventes, i lys av nevnte utviklingstrekk, å endres fremover. Dette gjelder særlig på de lavere nettnivåene. Siden utviklingen av det norske nettet påvirkes av hva som skjer i resten av Europa, har Thema Consulting på oppdrag fra Energi Norge sett nærmere på hvordan andre land i Europa, nærmere bestemt Danmark, Sverige, Nederland, Belgia, Frankrike og Tyskland, har organisert sin nettvirksomhet. Antall nettnivå og spenningsnivå som definerer grensesnittet mellom de ulike nettnivåene, varierer betydelig mellom landene, ref. figur 2. Av landene som er vurdert er det kun Sverige og Norge som fortsatt har et eget administrativt regionalnett. De øvrige landene har enten definert regionalnettet som transmisjonsnett, eller droppet dette nettnivået. Belgia er det eneste landet som Figur 2 Beskrivelse av nivå inndeling av nettet i Europa DSO-rollen - Side 16

17 har valgt å definere sitt regionalnett som distribusjonsnett. Nettstrukturen påvirker graden av sameierskap og oppgavefordeling på tvers av nettnivå. Distribusjonsnettet eies i alle land, med unntak av Tyskland, av andre aktører enn aktøren som eier transmisjonsnettet, ref. figur 3. I noen land har likevel TSOen (det systemansvarlige nettselskapet) driftsansvar i deler av distribusjonsnettet, som i Belgia, eller som i Frankrike der søsterselskap av TSOen har fått delegert ansvaret for å drifte og utvikle 95 prosent av distribusjonsnettet. Figur 3 Funksjonelle og administrative skiller i Europa TSOens myndighet over DSOene varierer i de enkelte landene. Imidlertid har TSOen i alle land myndighet til å gripe inn i driften av distribusjonsnettet, dersom det er avgjørende for å opprettholde forsyningssikkerheten. Med unntak av noen få land, er det tilsynelatende få DSOer som agerer aktivt med delegerte myndighetsfullmakter i distribusjonsnettet. Det innebærer at DSOene i dag i liten grad har et aktivt systemansvar i distribusjonsnettet, dersom en ser bort fra utkobling av forbruk i perioder med redusert driftssikkerhet. I lys av hva Thema Consulting har observert i de ulike europeiske landene, samt hva som er beskrevet i relevante Network Codes og ulike europeiske utredninger 8, forventes det imidlertid at DSOene vil ta en mer aktiv rolle i fremtidens kraftsystem i takt med økende grad av distribuert produksjon (særlig vind og sol) dypt nede i distribusjonsnettet. At DSOene tar et større systemansvar i fremtiden er avgjørende for å integrere den planlagte økningen i uregulerbar kraftproduksjon, samt for å redusere behovet for nettinvesteringer. Det er naturlig å anta at DSOenes økte ansvar og endrede oppgaver kan føre til diskusjoner om nye og strengere krav til regulering og organisering. For eksempel kan det tenkes at DSOene i større grad enn i dag blir regulert på EU-nivå gjennom krav i nedfelt i forordninger/network Codes. Økte krav til DSOene kan samtidig føre til endringer i nettstrukturen, og fusjoner/oppkjøp og nye samarbeidsformer kan bli nødvendig for å sikre at nettselskapene har tilstrekkelig kapital og kompetanse til å gjennomføre sine pålagte oppgaver. OEDs forslag til lovendringer for implementering av eldirektiv 3 I OEDs høringsnotat om energilovsendringer stadfester OED sitt syn om at regional- og distribusjonsnettet ikke omfattes av kravene for transmisjonsnett. Norske myndigheter har lagt til grunn at det kun er sentralnett, ikke regional- eller distribusjonsnett, som er omfattet av kravene for transmisjonssystemer. For Norges del er organiseringen av nettvirksomhet i Statnett SF en tilnærming som følger direktivets hovedmodell om eiermessig skille. OED beholder begrepet sentralnett og definerer sentralnettet som transmisjon. De foreslår en hjemmel, som i dag, til å definere sentralnettets utstrekning og at dette kan delegeres NVE. Dette innebærer at grensen mellom distribusjon og transmisjon ikke er endelig, men vil være gjenstand for OEDs, NVEs eller regulators vurderinger og senere vedtak. Eierskap til sentralnett/transmisjonsnett knyttes opp mot systemansvaret og ikke som tidligere mot Statnett som netteier og sentralnetts operatør. OED ivaretar selv tildeling av konsesjon for å utøve systemansvaret med tilhørende vilkår (denne funksjonen er i dag delegert til NVE). 8 Think-rapporten og Eurelectrics rapport om "Active system management" Side 17 - DSO-rollen

18 OED åpner for kun en TSO i Norge og knytter denne til utøver av systemansvaret og Statnett. NVE gis ansvaret for å sertifisere TSOen. Det er uklart om dette skjer før eller etter at Statnett gis konsesjon for utøvelse av systemansvaret og hvordan forholdet er mellom sertifiseringen og konsesjonen for systemansvaret og uavhengigheten mellom OED og NVE som regulatormyndighet. Det beskrives kun to alternative organisasjonsformer for sentralnett, TSO løsning (eiermessig skille) og ISO løsningen med en forutsetning om at anleggskonsesjoner flyttes fra eier til Statnett (eiere av sentralnett kan kun være finansielle eiere). ITO løsningen oppfatter OED ikke som en egnet løsning. OED presiserer videre at anlegg i sentralnettet kun kan overdras til systemansvarlig virksomhet - Statnett. Dette innebærer at ingen andre kan ivareta funksjonen som TSO i Norge, og det vil kun være en kjøper av anleggene. OED forankrer en hjemmel til at de selv eller regulator kan fastsette verdien av anlegg ved overdragelse fra sentralnetts eier til Statnett. OEDs forslag, dersom dette gjennomføres, medfører et tvangssalg og et tvangskjøp av de sentralnetts anlegg som eies av andre enn Statnett. Dersom det ikke oppnås enighet om pris, er det OED/NVE som fastsetter en modell for verdiberegningen. Denne løsningen vil trolig medføre en verdiforringelse av anleggene og en betydelig prosessuell behandling knyttet til fastsettelse av anleggenes kvalitet, utrustning, funksjonalitet, samt behandling av påfølgende klagesaker. Modellen som er foreslått vil slå ut forskjellig fra selskap til selskap. Det er uklart om det er OED eller det foreslåtte klageorganet som skal behandle evt. klagesaker. Før et eventuelt tvangssalg gjennomføres, blir det avgjørende å definere hvorvidt de aktuelle sentralnetts anlegg reelt er å betrakte som transmisjon eller distribusjon og dermed er gjenstand for tvangsoverflytting eller ei. I henhold til andre elmarkedsdirektiv anser OED netteiere med områdekonsesjon utpekt som DSO. Oppgavene til DSO harmoniserer etter departementets syn med de oppgaver nettkonsesjonæren har. For regionalnettet mener OED at det kan være noe mer uklart hvem som skal anses som DSO slik direktivet forutsetter. Etter departementets vurdering vil det norske distribusjons- og regionalnettet kunne møte økte omstillingskrav og nye forventninger til hva nettet skal levere i årene fremover. Det er et betydelig behov for nettinvesteringer i perioden, drevet fram av blant annet nettets tekniske levealder, demografisk utvikling, klima- og fornybarmål, økt sårbarhet for avbrudd og økende effektuttak. Stadig mer uregulerbar kraft og tettere integrering med andre lands kraftsystemer gir utfordringer for driften og balanseringen av systemet. Selskapene skal også rulle ut AMS, med mulighet for teknologiutvikling og nye forretningsmuligheter. Direktivet åpner for mulighetene til å gi DSO er ytterligere oppgaver i form av å dekke energitap og reservekapasitet i nettet, samt ansvar for balansetjenester i distribusjonsnettet. Dette mener OED kan bli mer aktuelt fremover, og de utelukker ikke at ansvar for balansering av systemet på sikt blir flyttet lenger ned i nettet. I lys av den forventede utviklingen mener OED det kan tenkes at ikke alle områdekonsesjonærer vil være i stand til eller se det som ønskelig å løfte de oppgavene som tilligger DSO. Som en konsekvens av dette vurderer departementet å se om andre inndelinger enn dagens områdekonsesjonsordning kan være aktuell som grunnlag for DSO er i fremtiden. For å kunne oppfylle kravene i tredje elmarkedsdirektiv på en robust måte, med mulighet til en klarere utpeking av hvem som skal anses som DSO i forskjellige områder av landet, foreslår OED en ny hjemmel til å etablere og utforme regler for en distribusjonsoperatørfunksjon for definerte områder. De som utpekes som DSOer må settes i stand til å utføre oppgavene innenfor sitt område. Høringsinnspill og Reiten-utvalgets konklusjoner vil trolig påvirke utformingen av lovverket og senere tilpasninger i revisjon av energilovsforskriften på dette punkt. Det foreslås etablert en egen klagenemd, ca. 3 årsverk, lagt til Lillesand. Klagenemden skal håndtere alle klager innenfor Regulatormyndighetens ansvarsområde, herunder, klager på inntektsrammer, effektivitets beregninger, tariffer og tariffberegninger, måling, avregning og fakturering, nettleie og tilknytningskontrakter etc. Det er uklart i hvilken grad klagenemden vil involveres i forhold knyttet til utøvelsen av systemansvaret. Etablering kan få konsekvenser i forhold til Klagenemda administrert av Energi Norge. Dette bør vurderes nærmere. DSO-rollen - Side 18

19 Status, utfordringer og muligheter for norske nettselskaper Dagens organisering Det norske kraftsystemet er i dag organisert gjennom produksjonsvirksomhet, nettvirksomhet, entreprenørvirksomhet, kraftomsetning og trader virksomhet. Produksjonsvirksomheten er organisert enten i selvstendige produksjonsselskaper, selskaper organisert som konsern hvor de ulike virksomhetene er lagt i egne datterselskap eller i rene vertikalintegrerte selskaper som driver en rekke ulike virksomheter knyttet til monopol- og markedsbasert virksomhet (nettvirksomhet, produksjon, omsetning, entreprenørtjenester, fjernvarme, alarmtjenester, media virksomhet, fiber og bredbånd, gassalg og distribusjon etc.) OED og NVE er overordnet forvaltningsmyndighet, hvor OED har delegert de aller fleste av energilovens forvaltningsoppgaver til NVE. Et eget systemansvar for hele kraftsystemet er definert og egen konsesjon for denne virksomheten er gitt til Statnett SF. Gjennom denne konsesjonen er Statnett delegert offentligrettslig forvaltningskompetanse til å fatte enkeltvedtak etter forvaltningslovens bestemmelser. Enkelte av disse vedtak er unntatt fra forvaltnings- og offentlighetslovens bestemmelser i det de oppfattes som systemkritiske vedtak. Nettselskapene i Norge er i dag fragmenterte i forhold til størrelse, kompetanse, geografisk utbredelse og kundegrunnlag. I enkelte regioner er det få og store selskaper i andre mange og små. I tillegg er det stor spredning i ressurs- og kompetansetilgangen i de ulike selskapene og i forhold til hvor stor produksjons- og omsetningsvirksomheten de ulike selskapene har. Utfordringer og behov for kompetanse og investeringer Kravene til norske nettselskaper er økende. Nettsystemet har vært gjennom en lang periode med effektivisering gjennom et inntektsreguleringsregime som har gitt sterke incentiver, både til å finne mer effektive løsninger og til å kutte i investeringer, drift og vedlikehold. Mye av nettet er gammelt, er hardt utnyttet og må fornyes. Mye kompetanse i selskapene er også i ferd med å gå over i pensjonistenes rekker. Det er høye forventninger til investeringer i ny fornybar kraftproduksjon, primært småkraft og vindkraft, etter at Norges fornybarandel ble politisk fastlagt og det felles norsk svenske elsertifkatmarkedet etablert. Dette er produksjon, som dersom den skal komme i Norge, vil mates inn i områder hvor det enten ikke finnes nettkapasitet eller hvor nettkapasiteten er begrenset. Dette vil i tillegg kunne gi nye og utfordrende driftsforhold. Fornybarsatsingen krever derfor betydelig investeringer i nytt nett i tillegg til kapasitetsutvidelser i eksisterende nettanlegg på alle nettnivåer. Imidlertid er mye av investeringene i underliggende nett knyttet til definerte områder hvor kraftproduksjonspotensialet finnes. Den generelle velstandsøkningen i Norge har medført en lavere toleranse for feil og avbrudd i kraftsystemet. I tillegg er det en økende forventning til kvaliteten på strømmen som leveres. Økende automatisering, sluttbruker styring og et økende effektuttak (effektvannvarming, induksjonsovner, elbiler, høytrykksspylere etc.) stiller nye og økende krav til leveransene fra el-systemet. De senere års erfaringer med ulike ekstremsituasjoner, klimaendringer og den generelt økende bekymring for terroranslag har i sterkere grad enn tidligere satt beredskap i fokus. Dette har medført økende krav fra myndighetene i forhold til den generelle dimensjoneringen av kraftsystemet, kraftsystemets robusthet mot interne og eksterne hendelser, ressurstilgang, bemanning og kompetanse. I tillegg til de økende krav har myndighetene i tillegg intensivert tilsynet med nettselskapenes etterlevelse av krav og forpliktelser. Myndighetenes økende krav og direkte regulering av nettselskapene, samt nye utfordringer knyttet til implementering av AMS, SmartGrid løsninger, økende effektuttak fra nettet og økende grad av lokal uregulerbar kraftproduksjon, stiller strengere krav til ressursene og kompetansen i de ulike nettselskapene. Det er reist spørsmål om alle selskaper er rustet til å ivareta lovpålagte oppgaver i dag og i fremtiden og hva som vil være hensiktsmessige måter å løse disse utfordringene på. Side 19 - DSO-rollen

20 NVEs forslag om å redusere og på sikt fjerne minimumsavkastning vil gjøre spesielt små og mellomstore selskaper sårbare for utenforstående hendelser som påfører selskapene store økonomiske tap, eks. KILE og USLA ved ekstreme værpåkjenninger. Risikoen for at selskaper vil kunne gå konkurs øker uten at det er foreskrevet noen fullgod metode 9 for hvordan eiernes verdier og kundenes behov og rettigheter skal ivaretas. NVE påpeker selv på at dette må på plass før det kan bli aktuelt å fjerne minimumsavkastningen helt. OEDs forslag om tvangsoverdragelse av sentralnettsanlegg til Statnett og en forvaltningsbestemt kompensasjon for anleggene, vil trolig forringe verdiene av anleggene i forhold til om de var omsatt i et system uten kjøps- og salgstvang. En tilsvarende utvikling, dersom unbudlings- og nøytralitetskravene forsterkes i fremtiden for regional- og distribusjonsnettanlegg, vil få svært store økonomiske konsekvenser for dagens eiere av regional- og distribusjonsnetts anlegg. I Danmark ble 10 eiere av regionalnett pålagt salg til Energinett Danmark, da dette i dansk lovgivning ble definert som transmisjon. Økt samarbeid og smartere organisering av kraftsektoren kan åpne for mer kostnadseffektive løsninger, som bedre ivaretar forsyningssikkerheten og leveringskvaliteten i systemet og økte krav fra myndighetene. Ved å ta i bruk ny teknologi og styringssystemer åpnes det videre for en mer dynamisk styring og kontroll av nettdriften, både i forhold til produksjon, forbruk og nettkoblinger i kraftsystemet. Regionalnettets rolle som distribusjonsnett De fremtidige krav til nettselskapene og DSO funksjonen vil trolig medføre at dagens organisering ikke lenger vil være hensiktsmessig. Til det er de overordnede koordineringsoppgavene i distribusjonssystemet vi ser i fremtiden for omfattende. Nett er etter eldirektivets forstand enten transmisjon eller distribusjon, og all fremtidig EU regulering vil rettes inn mot disse nivåene. Distribusjon i Norge er definert som alt nett som ikke er definert å inngå i sentralnettet/transmisjon. Dette innebærer en endring av dagens organisering i tråd med figur 4. Hovedbegrunnelsen for en slik definisjon er følgende: Regionalnettet er historisk et nett for hovedfordeling / overordnet distribusjon - Kopler ulike underliggende distribusjonsnett til hverandre og til overliggende transmisjon (sentralnettet) - Lokal / regional fordelingsfunksjon Eies, drives, planlegges og investeres i hovedsak av selskaper som eier distribusjonsnett - Sterk tilknytning til underliggende distribusjonsnett - I stor grad integrert med underliggende distribusjonssystemer - Ingen klare funksjonsmessige skiller mellom overordnet distribusjon og underliggende distribusjon Har mange direktekunder og leveranse av store volumer effekt og energi Lokal/regional forankring gir i tillegg en rekke synergier Figur 4 Nettnivåinndeling i dag og i fremtiden - Bedre koordinering av utbyggings- og driftsplanlegging innenfor et gitt geografisk område - Lokalkunnskap i planlegging, investering og drift (klima, geografi etc.) - Kundekunnskap og nærhet - Nærhet til lokale og regionale politikere og myndigheter - Bedre beredskapskoordinering og -utøvelse - Større kostnadsbevissthet De ovenfor nevnte begrunnelser er understøttet av OEDs kommentarer til ESA comformity assesment og Ot.prp. 61 ( ) og OEDs lovendringsforslag for implementering av EUs tredje elmarkedspakke i norsk lov. En sentral føring for arbeidsgruppens videre definisjon av DSOenes rolle er derfor at dagens regionalnett er å betrakte som distribusjon. 9 NVE har skrevet litt i sitt høringsdokument, men dette må utvikles videre. DSO-rollen - Side 20

21 Muligheter og hindringer for forbedringer ved reorganisering av drift og systemutvikling Det var 133 områdekonsesjonærer og ca. 87 selskaper med en vektet verdi av regionalnettskomponenter registrert av NVE pr Av sist nevnte er det ca. 51 selskaper med registrert regionalnett (luftlinje eller kabel). Figur 5 viser antall registrerte abonnenter pr. distribusjonsselskap. Pga. den store forskjellen i antall kunder mellom det selskapet med de fleste kunder og de øvrige selskaper, er det valgt en logaritmisk skala for å få bedre frem de selskapene med færre kunder. Figuren viser at EUs krav om selskapsmessig og funksjonelt skille, kunder, kun rammer noen få selskaper og at grensen i praksis må fjernes dersom det skal skapes likhet i kravene mellom selskapene. I figur 6 under vises spredningen i utstrekning av antall km regionalnett fordelt på de 51 selskapene nevnt over. Som figuren viser er det stor spredning i antall [km] regionalnett fordelt etter selskap. Figur 7 viser fordelingen av antall selskap som har ulike andeler av sentralnett, regionalnett og distribusjonsnett i Norge. Figuren viser at regionalnettet er tett integrert i selskaper som også eier og betjener underliggende distribusjonsnett. Figur 5 Antall abonnenter fordelt på dagens distribusjonsselskap i Norge, kilde NVE 2011 Figur 6 Utstrekning av regionalnett i Norge, kilde NVE 2011 Figur 7 Viser fordelingen sentralnett, regionalnett og underliggende distribusjonsnett for nettselskapene i Norge, kilde NVE 2011 Figur 8 viser fordelingen av ulike nettselskaper som har produksjonsvirksomhet i selskapet. Figuren 8 i kombinasjon med figur 7 viser at det i overveiende grad er selskaper med regionalnett og underliggende distribusjonsnett i samme selskap som også har produksjon. Det fremgår ikke her hvordan dette er fordelt mellom selskap organisert som konsern og de som er rent vertikalintegrerte. Figur 8 Viser fordeling av nettselskaper med produksjonsvirksomhet, kilde NVE 2011 Figur 9 viser fordelingen av selskaper som enten kun har omsetningsvirksomhet eller kun nettvirksomhet uten produksjon og omsetning. Figuren viser at det ikke er noen rene regionalnettselskaper uten omsetning og produksjonsvirksomhet Side 21 - DSO-rollen

22 Nettvirksomheten regulert i henhold til områdekonsesjonen er gitt et klart ansvar for å utvikle og drive distribusjonsnett opp til og med 22 kv 10, innenfor et definert geografisk område. Summen av disse områdene dekker hele Norge og følger helt eller delvis kommune- og fylkesgrenser, hvor flere forsyningsområder dekker flere kommuner. Nettselskap med områdekonsesjon har plikt til å forsyne alle kundene i sitt konsesjonsområde med elektrisk energi. Områdekonsesjonærene har ingen myndighetsdelegerte forvaltningsfullmakter til å instruere kunder i sitt område. Nødvendige inn- og utkoblingsrettigheter og annen regulering Figur 9 Fordeling av selskaper med kun omsetningsvirksomhet og nettselskaper uten produksjon og omsetning. knyttet til nettdrift og kundeforhold er regulert gjennom forskrifter gitt av NVE og gjennom bilaterale kontrakter mellom kunder og nettselskap. Dagens ordning med kraftsystemutredninger gir et godt grunnlag for utvikling av planer innenfor og mellom de aktuelle planområder og mot sentralnettet. Utvikling og drift av nettet underlagt områdekonsesjonsordningen fungerer godt i forhold til de konkrete områder nettselskapene er gitt ansvaret for. Det er imidlertid ingen fullgod regulering som dekker koordineringen og planlegging mellom de ulike områder gitt av områdekonsesjoner og mellom disse og overliggende hoveddistribusjonsnett. Områdekonsesjonærens planansvar er i dag knyttet til lokale energiutredninger hvor område konsesjonær minimum hvert andre år, og i tilknytning til kommuneplanarbeidet, utarbeider, oppdaterer og offentliggjør en energiutredning for hver kommune i konsesjonsområdet. Det foreligger imidlertid ingen direkte krav til utarbeidelse av kraftsystemplaner for nettet regulert av områdekonsesjonen og mellom slike nett. Nettvirksomheten i hovedfordelingsnettet kv har ingen tilsvarende områdevis regulering, og rettigheter og plikter er knyttet til anleggskonsesjonen som regulerer eierskap, bygging og drift av de enkelte anleggene. Den eneste koordineringen som finnes på dette nivået er regulert gjennom forskrift om energiutredninger, forskrift om beredskap og forskrift om systemansvaret. Forskrift om energiutredninger regulerer områdeog anleggskonsesjonærenes plikt til å delta med informasjon og ressurser inn mot de utpekte regionale utredningsansvarlige, 17 regionale områder, ref. figur 10, hvor utredningsansvarlige plikter å utarbeide en oppdatere kraftsystemutredning, KSU, for sitt utrednings område annet hvert år. Utrednings ansvarlig skal gi uttalelse ved høring av melding og søknad om anleggskonsesjon for kraftoverførings- og produksjonsanlegg i sitt utredningsområde. Det koordinerende utredningsarbeidet er imidlertid kun en uforpliktende plan og innebærer ikke et investeringsansvar for noen. Videre er de prosjektene som lanseres i liten grad koordinert i forhold til nettbehov i underliggende Figur 10 - Oversikt over ansvarsfordeling for Kraftforsyningens distriktssjefer og ansvarlige for regionale kraftsystemutredninger 10 Opp til og med 132 kv kabelnett i enkelte bystrøk DSO-rollen - Side 22

23 nett og baseres i all hovedsak på innmeldte behov og ønsker fra ulike anleggskonsesjonærer, områdekonsesjonærer og brukere. Forskrift om beredskap regulerer koordineringsfunksjoner knyttet til beredskap. Beredskapsmyndigheten (NVE) beslutter inndeling av distrikter og utpeker kraftforsyningens distriktssjefer med stedfortredere, i dag utpekt 14 distrikter ref. figur 10. Kraftforsyningens distriktssjefer (KDS) skal bidra til å tilrettelegge for hensiktsmessig samarbeid om forebygging og håndtering av ekstraordinære situasjoner. Oppgaver for KDS kan reguleres gjennom avtaler mellom beredskapsmyndigheten og den person som er utpekt som KDS og i årlige forventningsbrev. Fullmakt til vedtak kan delegeres fra beredskapsmyndigheten til KDS. I mange sammenhenger er KDS utpekt fra samme selskap som fra KSU ansvarlig selskap. KDS sitt områdeansvar følger fylkesgrensene og er således ikke helt sammenfallende med KSU områdeinndelingen, ref. figur 10. KDS er fylkesmannens sparringspartner når det kommer til energihendelser og sitter på vegne av kraftforsyningens beredskapsorganisasjon 11, KBO, i fylkesberedskapsrådet. Noen få enheter i KBO krysser de geografiske fylkesgrensene. Disse vil formelt rapportere til 2 ulike KDSer, i den grad en og samme hendelse berører 2 fylker. KDSene samsnakker seg imellom og i mange tilfeller vil den KDS som er sterkest berørt koordinere oppfølgingen, men holde sin KDS kollega informert. Dette for å unngå for mye dobbelrapportering fra den enkelte KBO-enhet. Forskrift om systemansvaret regulerer plikter og rettigheter i forhold til driften av kraftsystemet og regulerer i utgangspunktet hele kraftsystemet, men er i hovedsak avgrenset til sentral- og regionalnettet. Alle tiltak knyttet til å sikre momentan balanse, spenningsregulering, stabilitet, leveringskvalitet, håndtering av flaskehalser etc. er lagt til Statnett som systemansvarlig. Det kan reises berettiget tvil om investerings- og driftskoordineringen mellom de ulike områdene regulert av områdekonsesjonen og overliggende nett sikrer en samfunnsmessig effektiv utvikling og drift av kraftsystemet. Dagens regulering i forskrift om systemansvaret er trolig ikke i tråd med kravene eller hovedintensjonene i eldirektiv 3, ettersom Statnett som TSO er tillagt operatørfunksjoner langt ned i DSOenes virksomhetsområde og faller inn under unntaksbestemmelser gitt av direktivet. Videre er det ingen sammenhengende områdevis koordinering av planlegging, investering og drift i distribusjonsnettet, slik det er definert i eldirektivene. Det er i denne sammenheng viktig å legge til at selv om eldirektivene ikke regulerer beredskap er dette også en viktig funksjon som må sees i sammenheng med planlegging, investeringer og drift av nettet. Av figur 10 ser vi at det i dag ikke er full overensstemmelse mellom KDSenes områdeansvar og KSU områdeinndelingen. Det er flere eksempler på at bedre plankoordinering og investering i og mellom distribusjonsnett sett i sammenheng med utviklingen av overliggende distribusjonsnett ville bidratt til en bedre samfunnsøkonomisk utvikling av kraftsystemet, mer effektive løsninger og økt forsyningssikkerhet. En slik tilnærming krever imidlertid en bedre horisontal og vertikal koordinering av nettutvikling og drift enn det vi ser i dag. Kraftforsyningen er i dag gjennomregulert og sterkt politisert både på sentralt, regionalt og lokalt nivå. Det er nær 100 % offentlig eierskap, hvor statlige, fylkeskommunale og kommunale eiere har store interesser i sektoren. Selskapene genererer betydelige inntekter til eierne, og for de lokale og regionale samfunn innebærer aktiviteten en viktig nærings- og sysselsettingseffekt. For flere kommuner oppleves det lokale nettselskapet som en viktig bidragsyter til lokalsamfunnet. Samtidig synes det å være en økende erkjennelse hos flere selskaper, politikere og energimyndighetene at det er behov for en videre strukturutvikling på 11 KBO-enheter er de virksomheter som eier eller driver anlegg og som har konsesjon etter energiloven 3-1, 3-2 eller 5-1, og som i medhold av 5-2 eller 5-7 er klassifisert etter beredskapsforskriften. Side 23 - DSO-rollen

24 nettsiden. Det er derfor viktig at nye løsninger og modeller oppleves å ivareta lokale og regionale interesser og behov. Beskrivelse av relevante roller og oppgaver for DSO Organiseringen av DSO rollen og definisjonen av DSOenes rolle, ansvar og oppgaver henger nøye sammen og bør derfor søkes sett i sammenheng. Arbeidsgruppen finner det formålstjenlig å søke å definere roller og oppgaver først, for så å vurdere alternative egnede modeller for organisering. Utgangspunktet er dagens organisering, rolle- og oppgavefordeling, hvor Statnett er delegert systemansvaret som TSO og alle som innehar en anleggs- eller områdekonsesjon er definert som DSO 12. TSOens og DSOenes roller og oppgaver er definert gjennom vilkår i konsesjoner og ulike forskrifter. I nær fremtid vil dette også bli ytterligere konkretisert gjennom Network Codes som utarbeides av ENTSO-E og godkjennes via kommitologiprosessene 13 i EU. En utfordring i forhold til norsk regelverk er at nivåinndeling og begreper som benyttes i EU sammenheng ikke uten videre er sammenfallende med nivåinndeling og begreper benyttet i Norge. Reguleringen i Norge er primært basert på konsesjoner og tilhørende konsesjonsvilkår og forskrifter rettet mot anleggs- og områdekonsesjonærene, mens regelverket i EU er knyttet til Network Codes som benytter begreper som TSO, DSO, Relevant Network Operator etc. ref. boks1 for beskrivelsen av de ulike begrepene. Koblingen mellom de begreper som brukes i EU systemet og norsk regulering må derfor tydeliggjøres ved implementeringen av EUs tredje energimarkedspakke og tilhørende Network Codes i norsk lov og underliggende konsesjoner og forskrifter. Reguleringene i Network Codes er knyttet opp mot begrepet DSO og dels til begrepet Relevant Network Operator RNO. Sistnevnte er brukt i tilknytningskravene for produksjon, mens DSO er brukt i de øvrige codes. RNO er tidligere beskrevet og definert som operatøren for det nettet hvor produksjon, forbruksenhet eller tilknyttede distribusjonsnett er eller vil bli tilknyttet. DSO er definert som enhet ansvarlig for drift, vedlikehold og om nødvendig utvikling av distribusjonsnettet innenfor et gitt område og tilknytninger til tilgrensende nett. Videre er DSO tillagt et ansvar for å sikre nettets langsiktige evne til å møte et hensiktsmessig behov for distribusjon av elektrisitet. RNO begrepet dekker tilsynelatende alle netteiere, uavhengig av spenningsnivå, hvor produksjon eller forbruk er eller kan bli tilknyttet. DSO er imidlertid i tillegg knyttet til et spesifikt områdeansvar, som i norsk sammenheng kun finnes igjen hos de selskap som er gitt en områdekonsesjon. Dagens regionalnett faller mao. utenfor i og med at det for det regionale nivået i Norge i dag ikke er definert noe områdeansvar, utover det som er gitt i forhold til regionale kraftsystemutredninger og KDS funksjonen. I vedlegg 1 listes de mest sentrale roller og oppgaver som EUs Network Codes, NC, tillegger RNOer og DSOer. DSO rollen kan defineres på mange ulike måter, fra svært omfattende til svært begrenset. Som tidligere nevnt vil krav om nøytral og ikke-diskriminerende atferd stå sentralt i forhold til DSOenes fremtidige rolle og oppgaver. Desto mer myndighet og oppgaver, jo større krav til nøytralitet og ikke-diskriminerende atferd må vi forvente vil bli stilt til DSO rollen. I dette arbeidet er det foreslått flere sentrale føringer som arbeidsgruppen har lagt til grunn for definisjonen av DSO rollen og organiseringen av disse. 12 Ref. OEDs vurdering ved implementering av eldirektiv EUs lovprosess DSO-rollen - Side 24

25 Forslag til sentrale føringer for DSO-rollen Myndighetskrav og energipolitiske målsettinger nasjonalt og europeisk skal innfris på en effektiv måte på kort og lang sikt. Lokalt/regionalt eierskap og styring av distribusjonsnettet skal sikres. Nøytral og ikke-diskriminerende adferd skal sikres innenfor reglene gitt av EUs tredje energimarkedspakke for utøvelsen av DSO rollen. Valgte løsninger skal øke effektiviteten i investeringer og nettdrift og bidra til redusert byråkrati i sektoren. Løsningen skal bidra til en god og frivillig utvikling over tid uten myndighetskrav om endret eierskap. Nødvendige regelverksendringer gjennomføres der dette er nødvendig for å legge til rette for hensiktsmessige løsninger og utvikling av DSOer med funksjoner og fullmakter regulert gjennom nye eller reviderte forskrifter. Koordineringsfunksjoner knyttet til beredskapsplanlegging og -utøvelse (KDS/KBO) ivaretas gjennom DSO rollen. Koordineringsfunksjoner rettes fra små til større geografiske områder. DSOenes områdeinndeling baseres på naturlige nettmessige og systemmessige skiller. Grensesnittet mellom TSO og DSO ansvar og roller defineres etter funksjon og naturlige nettmessige og systemmessige skiller -ikke etter spenningsnivå. I det etterfølgende kommenteres de ulike føringene eksplisitt. Myndighetskrav og energipolitiske målsettinger nasjonalt og europeisk skal innfris på en effektiv måte på kort og lang sikt. Det er viktig at det ikke oppstår uklarhet eller tvil om hvem som har ansvaret for å innfri myndighetspålagte krav og hvordan de skal innfris. Lokalt/regionalt eierskap og styring av distribusjonsnettet skal sikres. Nærhet og kunnskap om lokale og regionale forhold er viktig i forhold beredskapsplanlegging, nettplanlegging, bygging og drift. Gjennomføring av prosjekter er også avhengig av lokal og regional støtte, ikke minst på det lokale/regionale politiske plan. Lokalt/regionalt eierskap og tilhørighet til selskapet vil også kunne ha en betydning i de områder drift- og utbyggingsaktivitet foregår. Nøytral og ikke-diskriminerende adferd skal sikres innenfor reglene gitt av EUs tredje energimarkedspakke for utøvelsen av DSO rollen. Tilliten til markedet og reguleringen av kraftsektoren er basert på at aktørene har tillitt til en prisdannelse som ikke manipuleres gjennom utøvelse av markedsmakt og misbruk av markedssensitiv informasjon, og at det ikke forkommer uheldig forskjellsbehandling mellom aktører og kunder. Dette er sentrale prinsipper gitt av energiloven og dereguleringen av kraftsektoren i Norge og i det regelverk som utvikles fra EU. Fremtidige tiltak fra myndighetene for å sikre slik nøytralitet og ikke-diskriminerende atferd kan påvirke nettselskapenes verdier negativt, ref. OEDs forslag om tvangssalg av sentralnett anlegg, og det er derfor viktig å legge til rette for hensiktsmessige løsninger og opptreden fra selskapene, for å unngå slike løsninger i fremtiden. Valgte løsninger skal øke effektiviteten i investeringer og nettdrift og bidra til redusert byråkrati i sektoren. En sentral energipolitisk føring for kraftsektoren er at investeringer i og drift av kraftsystemet skal gjøres på en samfunnsøkonomisk effektiv måte. Det er derfor et mål at fremtidige løsninger bidrar til dette. Defineringen av DSO rollen må derfor ikke medføre unødvendig byråkratiske mellomledd eller konstellasjoner, slik at løsningene som velges gir en høyere effektivitet i systemet enn dagens løsning. Løsningen skal bidra til en god og frivillig utvikling over tid uten myndighetskrav om endret eierskap. Eierskap til regionale og lokale nettselskaper representerer et viktig bidrag til lokal og regional næringsutvikling og sysselsetting i Norge. Det er videre knyttet betydelig lokal/regional tilhørighet til kraftselskaper. Dette innebærer imidlertid ikke at det for lokalsamfunn kan være fordelaktig at det lokale Side 25 - DSO-rollen

26 nettselskap inngår eiermessig eller avtalemessig i større konstellasjoner, dersom dette fører til en merverdi for lokalsamfunnet på sikt. Løsninger som skaper sterke politiske konflikter mellom by og land, stat og kommune, små og store selskaper og mellom ulike eiere, vil snarere kunne avspore hensiktsmessige og gode initiativ og løsninger, enn å utvikle dem. Arbeidsgruppen anser det derfor viktig å fremme løsninger og rammebetingelser, som kan fremme effektive samarbeidskonstellasjoner og/eller sammenslåinger som utvikler seg naturlig over tid. Nødvendige regelverksendringer gjennomføres der dette er nødvendig for å legge til rette for hensiktsmessige løsninger og utvikling av DSOer med funksjoner og fullmakter regulert gjennom nye eller reviderte forskrifter. Etablering av en overordnet DSO-rolle krever endringer i dagens ansvars- og rollefordeling, revisjon av offentlige reguleringer og forskrifter. Kraftsystemet er unikt i og med at det til enhver tid må sikres momentan balanse i systemet for at systemet ikke skal bryte sammen. Det er derfor viktig å sørge for at overgangen til nye konstellasjoner skjer gradvis og kontrollert. Koordineringsfunksjoner knyttet til beredskapsplanlegging og -utøvelse (KDS/KBO) ivaretas gjennom DSO rollen. En god beredskap er uløselig knyttet til koordinert planlegging, investering og drift av kraftsystemet. I tillegg er selskapsorganisering en sentral brikke for å sørge for hensiktsmessige og funksjonelle løsninger som virker i ekstraordinære situasjoner. Dette er ikke minst viktig i forhold til dagens relativt fragmenterte regionalnett. DSO rollen bør derfor etter arbeidsgruppens oppfatning også ivareta koordineringsfunksjoner knyttet til beredskap i kraftforsyningen. Koordineringsfunksjoner rettes fra små til større geografiske områder. Det er i dag regulert en koordinerende funksjon innenfor de enkelte områdene regulert av områdekonsesjonen. Det mangler imidlertid en god koordinering mellom de ulike områdene og i forhold til overliggende nett. For å hente ut synergier i en bedre lokal og regional koordinering og samtidig å bevare lokale og regionale fordeler knyttet til lokalkunnskap, kompetanse og tilhørighet, er det nødvendig å definere et færre antall større koordineringsområder for å ivareta DSO-rollen på en effektiv og rasjonell måte. DSOenes områdeinndeling baseres på naturlige nettmessige og systemmessige skiller. Hensikten med å etablere koordinerende DSO rolle er å legge til rette for en bedre koordinert planlegging, og drift av nettet og sikre at de mest samfunnsrasjonelle løsninger i forhold til investeringer realiseres. Det må derfor sikres en tett kobling mellom og avgrensning til nettets fysiske beskaffenhet og topologi. Grensesnittet mellom TSO og DSO ansvar og roller defineres etter funksjon og naturlige nettmessige og systemmessige skiller - ikke etter spenningsnivå. Samme begrunnelse som over. I tillegg er det avgjørende med klare ansvars- og rolle avgrensninger for å sikre at misforståelser i driften av kraftsystemet ikke truer forsyningssikkerheten og at dublering av funksjoner og oppgaver unngås der dette ikke har en beredskapsmessig betydning. DSO-rollen - Side 26

27 Oppgaver og roller for DSO Med bakgrunn i ovennevnte prinsipper foreslår arbeidsgruppen følgende utgangspunkt for å vurdere avgrensning mellom DSO funksjonen og det ansvar og de oppgaver som i dag er tillagt AOKer. En mer detaljert liste med konkrete forslag til ansvar, roller og oppgaver følger i vedlegg 2. Disse må bli gjenstand for en mer konkret vurdering sett i forhold til de nøytralitetskrav myndighetene legger til grunn. Ansvar, roller og oppgaver DSO Plikter og rettigheter overfor systemansvarlig for transmisjonsnettet Område-/regionvis system- og driftsansvar Overordnet kraftsystemplanlegging og nettutvikling for området / regionen Overordnet beredskapsledelse og - koordinering for området/regionen Felles tarifferingsoppgaver AOK Plikter i konsesjonsvilkår og forskrifter Driftsledelse/drift egne anlegg Nettutvikling (re-investeringer og nybygging innenfor eget konsesjonsområde) Beredskapsansvar for egne anlegg Kundespesifikke oppgaver I det etterfølgende gis en nærmere vurdering av de ulike foreslåtte operasjonelle oppgaver. Område-/regionvis system- og driftsansvar Systemoperatørfunksjonen er en sentral del av grunnlaget for etablering av en DSO. Gjennom driftskoordinering, overvåkning og kontroll av nettet har DSOen et koordineringsansvar for systemdriften av alt distribusjonsnett i området. Det forutsettes drift- og kostnadsmessige gevinster ved å samle slike funksjoner for et større område og se nettdriften mer samlet. Dagens systemer og den rivende teknologiske utviklingen gjør at driftskontrollsystemer kan operere effektiv over store områder og ivareta mange funksjoner for mange anlegg. Standardisering og harmonisering av løsninger vil være effektivitetsfremmende i forhold til etablering av mange ulike typer systemer som ikke nødvendigvis kommuniserer godt sammen. Dagens myndighetsregulering stiller videre betydelige krav til hvordan oppgaven skal løses både med hensyn til personell og sikkerhet i tilknytning til bygninger og teknisk utrustning som benyttes. Koordinering av tilgjengelig kraft i en region for å sikre momentan balanse er en oppgave som i dag ikke fungerer tilfredsstillende. Virkemidlene er i dag lagt til TSOen uten at TSOen har mulighet til å følge dette opp i praksis. Dette skyldes ofte mangel på kunnskap om lokale forhold i nettet innenfor et geografisk område. Dette kommer særlig godt til syne når det blir anstrengte kraftsituasjoner, jf. trussel om effekt og energirasjonering ved netthavarier, flaskehalser i tørrårssituasjoner etc. Ved å legge balansehåndteringen til DSO med ansvar for et mer avgrenset geografisk område enn TSOen, vil forutsetningene for å håndtere dette på en tilfredsstillende måte bli bedre. Dette forutsetter imidlertid at DSO gjennom å være utpekt som systemoperatør også får tilgang på de nødvendige virkemidlene som gjør DSOen i stand til å gjøre de tiltak som utnytter nettet best, og investerer i de riktige tiltakene m.h.t optimal utnyttelse av nettet i en region. Dette gjelder både i ordinær drift og i ekstraordinære situasjoner. En slik løsning er også i tråd med eldirektivets intensjoner om rolledelingen mellom TSO og DSO. DSOer med et overordnet driftskoordineringsansvar for et definert område, vil også kunne bidra til at det utvikles nye og innovative løsninger innenfor driftsplanlegging og kontroll i kraftsystemet, som også imøtekommer den jevne forbruker sine forventninger i det teknologibaserte samfunnet vi har i dag. DSOer av en viss størrelse antas også å ha en sterkere finansiell og kompetansemessig løfteevne til å drive frem en slik utvikling. Side 27 - DSO-rollen

28 Overordnet kraftsystemplanlegging (KSU)/nettutvikling Nettplanlegging består av en rekke aktiviteter (behovskartlegging, konseptvalg, utredning, prioritering, m.m.) og legger føringer for hvordan nettet forvaltes og utvikles. Vesentlige kostnadsdrivere er personalkostander, tjenesteinnkjøp, investeringer i programvare, m.m. Kostnadsbildet er tosidig. Et godt planarbeid er ressurskrevende, men også nøkkelen til effektiv forvaltning og utvikling av nettet. Planlegging krever samarbeid og kontakt med en rekke aktører; lokale og sentrale myndigheter, grunneiere, nettkunder, andre netteiere, m.m. Grensesnittet mellom nettbransjen og omverdenen forenkles ved å ha et miljø som planlegger større nettområde i sammenheng. Et godt planleggingsmiljø må ha faglig styrke og utfordres regelmessig. I små miljøer vil det være krevende å skape tilstrekkelig bredde i utfordringer og kompetanse. Dette gjelder særlig i forhold til å opprettholde faglig spisskompetanse innen analysemetodikk og tekniske beregninger, nye tekniske løsninger eller anleggstyper som ikke finnes i eget nett. Dersom nødvendige bredde i kompetanse mangler, øker sannsynligheten for at gode alternativ ikke blir belyst i planleggingsfasen. Regelmessig analyse og oppgaveutførelse er en nødvendig premiss for å opprettholde og utvikle planleggingskompetanse og miljøer. Ved et lavt planleggingsvolum kan slike tjenester kjøpes fra eksterne selskap. En slik løsning krever imidlertid at det er et kompetent fagmiljø i selskapet som kan sikre bestillerfunksjonen, resultatsikring og at helheten ivaretas. Gode planer avhenger ikke bare av fagmiljøet som involveres, men også av planunderlaget. Med dette menes blant annet informasjon om lokale forhold som tilstand, naturgitte trusler, eksisterende og fremtidige kundebehov (forbruk og produksjon), flaskehalser, m.m. Slike data kan innhentes fra styringssystemer for vedlikehold, reguleringsplaner, involvering av nettstyringsmiljø, desentraliserte nettproduksjonsmiljø, nettkunder, lokale myndigheter, andre netteiere m.m. Geografisk nærhet og kunnskap vil i denne sammenheng være en fordel. For å få en effektiv utvikling av nettet bør planarbeidet ha et systemperspektiv. Dette for å sikre at de beste løsningene utredes og velges uavhengig av hvor i nettet dette medfører tiltak. Det er ikke alltid slik at optimale valg for en enhet og dens forsyningsområde i et fragmentert system, er til det beste for helheten. En ensrettet lokal tilnærming vil være en barriere mot at de beste løsningene for systemet som helhet utredes og velges. Større og mer kompetente planleggingsmiljø som ser et større område i sammenheng, kan forenkle grensesnittet mot andre aktører, muliggjør en bedre og mer effektiv planlegging og legger til rette for en mer effektiv forvaltning og utvikling av strømnettet. En forutsetning for dette er imidlertid at ressursene er dimensjonert i forhold de oppgaver som skal utføres. Koordinert og forbedret planlegging er en viktig premiss for å gi en effektiv fremtidig utvikling av nettet og holde investeringsbehovet og tariffene lavest mulig. For å sikre et systemperspektiv er det også gunstig at en viss nettmengde planlegges under ett, enten av et større miljø eller gjennom et tett samarbeid mellom flere miljø. I et felles planområde med ulike distribusjonsnett kan det derfor være hensiktsmessig å ha en felles tilnærming til en eller flere tett integrerte nettstrukturer/ driftsområder. Det kan også være hensiktsmessig med en felles tilnærming slik at utfordringer løses der det er mest hensiktsmessig uavhengig av nettnivå. For å håndtere uklarheter knyttet til investeringsansvar og prioritering av tiltak, kan det være hensiktsmessig at selskapene som er DSOer også selv eier overordnet distribusjonsnett som betjener flere underliggende distribusjonsnett. På bakgrunn av dette bør det vurderes om dagens inndeling er optimal. Dette bør også revurderes fortløpende i takt med eventuelle strukturendringer i bransjen. DSO-rollen - Side 28

29 KDS-funksjonen / overordnet beredskapsledelse for området/regionen En god forsyningssikkerhet bygger på et godt beredskapsarbeid. Hovedoppgavene innen beredskap er å analysere risiko og sårbarhet, gjennomføre forbyggende tiltak, planlegge å organisere for å håndtere ekstraordinære situasjoner, gjenopprette funksjonalitet, evaluere hendelser, samt gjennomføre og evaluere øvelser. Vesentlige kostnadsdrivere er personalkostander, tjenesteinnkjøp, investeringer i reserveanlegg og - utstyr, lagerhold m.m. Beredskap krever samarbeid og kontakt med en rekke aktører, både lokale og sentrale myndigheter, leverandører, nettkunder, andre netteiere, m.m. Felles håndtering/koordinering av større nett forenkler grensesnittet mellom nettbransjen og omverdenen, og vil kunne forenkle, effektivisere og forbedre beredskapsarbeidet. Et beredskapsmiljø må ha tilstrekkelig faglig styrke, både i forhold til kompetanse og ressurser. Det er viktig å etablere og vedlikeholde faglig spisskompetanse innen analyse metodikk, og sikre tilstrekkelige ressurser og kompetanse. Ved et lavt oppgavevolum, kan tjenester kjøpes fra eksterne selskap, men selskapene må uansett ha et fagmiljø og nødvendig lokal kunnskap for å sikre en effektiv håndtering av ekstraordinære situasjoner og at helheten ivaretas. Gode beredskapsanalyser og -planer bygger på involvering og informasjon om lokale forhold som tilstand, naturgitte trusler, eksisterende og fremtidige kundebehov, flaskehalser, m.m. ikke minst i forhold til egne anlegg som i mange sammenhenger vil ha en annen beskaffenhet enn tilgrensende selskapers anlegg. Mye kan innhentes fra kilder som styringssystemer for vedlikehold, reguleringsplaner m.m., samt ved å involvere nettstyringsmiljøet, desentraliserte nettproduksjonsmiljø, nettkunder, lokale myndigheter, andre netteiere m.m. Geografisk nærhet vil i denne sammenheng ofte kunne være en fordel. I beredskapsarbeid er det viktig med et systemperspektiv. Det er helheten som er avgjørende for forsyningssikkerheten, og det er derfor viktig at helheten dekkes godt opp av analyser og planer. I tillegg må det gjennomføres nødvendige risikoreduserende tiltak. Ved en fragmentert tilnærming til et tett koblet system, kan det hende at relevante forhold ikke belyses på en tilstrekkelig god måte. Aktuelle forbyggende tiltak kan være nettinvesteringer, andre investeringer eller være relatert til det operative beredskapsarbeidet. Det operative beredskapsarbeidet krever både tilstrekkelig nærhet og tilstrekkelig ressurstilgang. Et desentralisert operativt miljø gir rask tilgang til mannskap, utstyr og materiell. Ved større hendelser så er det en fordel å kunne trekke på ressurser fra andre områder som ikke er berørt. Alternativt må ressursene i et område kunne prioriteres til de mest kritiske jobbene, uavhengig av hvilket nettnivå ressursene normalt er tilknyttet. En tilstrekkelig tilgang på ressurser kan sikres gjennom en overordnet DSO koordinering og prioritering, bl.a. at det blir mulig å dra veksler på underliggende nett sine ressurser og personell. For beredskap kan organisering i enheter over en viss størrelse forenkle grensesnittet mot andre aktører, muliggjøre økonomiske effektivitetsgevinster og tilrettelegge for et mer effektivt beredskapsarbeid. Mye kan imidlertid også oppnås gjennom et tett og forpliktende beredskapssamarbeid. Koordinert nettplanlegging og beredskapsplanlegging henger tett samme for å sikre en best mulig planlagt beredskap i kraftforsyningen. I kritiske hendelser vil utøvelsen av de planlagte tiltak i beredskapsarbeidet være tett knyttet til den operative driften og overvåkingen av nettet. Dette tilsier at DSO-rollen også bør ha et koordineringsansvar i beredskapssituasjoner. Side 29 - DSO-rollen

30 Felles tarifferingsoppgaver Problemstillingen relatert til tariffer og tariffnivå er sammensatt. For det første er det betydelig variasjon i nettkostnadene mellom ulike nettselskap, også innen samme fylke. Det fører til store forskjeller i nettariffene for uttakskunder. For det andre kan disse forskjellene øke som følge av forskjeller i investeringsbehov i ulike nettselskap. Mens noen nettselskap kan ha betydelig pågang av nye kraftverk, kan andre måtte investere mye fordi nettet er gammelt eller har for liten kapasitet i forhold til forbruket. Atter andre kan ha relativt lavt investeringsbehov i mange år fremover. For det tredje er effektive priser, som signaliserer hva de faktiske kostnadene ved nettvirksomheten er, en grunnleggende premiss for hele organiseringen og reguleringen av kraftsektoren. Dessuten er det slik at produksjonstunge nett på grunn av utformingen av tariffsystemet vil ha høyere uttakstariffer enn andre. Utjevning av tarifforskjellene kan imidlertid svekke incentivene til optimal bruk og utbygging av nettet. Utjevning av nettleien kan øke presset på nettselskapene, til å bygge nett med unødvendig stor kapasitet. Et generelt svakere fokus på kostnadseffektivitet kan også lett bli resultatet, incentivene i nettreguleringen til tross. Det er betydelige forskjeller i gjennomsnittlig nettleie blant norske nettselskaper. Ikke minst kommer dette til uttrykk i distribusjonsnettet. Selskapet med høyest nettleie har fem ganger så høy nettkostnad som selskapet med lavest nettleie. En nettorganisering der DSOer, med et definert områdeansvar, også får ansvar for å fastsette og kreve inn tariffer for et slikt område, vil bidra til en naturlig områdevis utjevning av tariffer. Ved etablering av felles regionalnett og/eller distribusjonsnett vil noen selskap oppleve reduksjon i nettleien, mens andre selskap vil få en økning. Slik fellestariffering kan begrenses til den regionale delen av distribusjonsnettet, men kan også omfatte hele fellesnettet ned til husholdningsnivå. Hva som velges, må bestemmes ut fra et hensiktsmessighetskriterium. Fellesnett innebærer imidlertid mer enn utjevning av tariffene, i og med at selskapene som er involvert også foretar måling, avregning og fakturering i fellesskap, mens drifts- og vedlikeholdsoppgaver i utgangspunktet løses separat. Fellesnett fører til like tariffer for berørte kunder (per definisjon), men skiller ikke om årsaken til forskjellene for utjevning skyldes ny produksjon eller gamle forhold. Foruten selskapets kostnadsnivå og effektivitet, som til en viss grad er påvirkbart, avhenger tariffnivået også av geografiske forhold i forsyningsområdet, investeringsbehov som følge av reinvesteringer, tilknytning av ny fornybar kraft eller nytt forbruk, befolkningstetthet og andre mer upåvirkbare forhold. Kostnadsdrivere som følge av geografiske forhold vil ofte være felles for selskaper i samme geografiske område. Selv om en oppnår tariffutjevning ved å etablere større tariffområder, vil det likevel kunne bli forskjeller i tariffene mellom ulike DSO-områder. Forutsatt at områdene er definert ut fra nettmessige og systemmessige naturlige skiller, vil en slik tariffutjevning allikevel bedre kunne ivareta de naturlige nettmessige utfordringer for området. Tariffering er en oppgave som er helt uavhengig av DSOens størrelse og geografisk avgrensing. Det vil imidlertid kunne være effektivitetsgevinster ved å utføre denne oppgaven i færre enheter enn i dag. Det vil også lede til en mer ensartet tariffstruktur og beregning av energileddet i tariffen. En mulig modell for å håndtere inntektene til DSOen og underliggende selskap kan være etter modell av "regionalnettsordningen", som ble terminert. Det vil si at DSOen må være ansvarlig for de underliggende nettselskapenes inntektsrammer, siden DSOen tarifferer/fakturerer. Dersom en leverandørsentrisk modell kommer på plass, vil det være naturlig at kraftomsetterne i området er ansvarlig for faktureringen basert på fakturagrunnlaget som DSOen leverer. Arbeidsgruppen mener tariffutjevning ikke bør være et avgjørende kriterium i valget av DSO-områder. DSO-områder må avgrenses ut fra hva som vurderes som best for kraftsystemet, og med det formål å oppnå en best mulig organisering av systemoperatøroppgaven. DSO-rollen - Side 30

31 Investering og vedlikehold Gjennomføring av riktige investeringer og kostnadseffektivt vedlikehold forutsetter god oversikt og informasjon om kraftsystemet, herunder også om kraftproduksjon og forbruk. Ved å vurdere behovet for investeringer og vedlikehold i et større område samlet, får en bedre oversikt og kontroll over flaskehalser etc. Videre vil en kunne oppnå en mer enhetlig struktur på nettutforming, beredskap og belastning/balanse. DSOer med et områdevis koordineringsansvar for alle anleggene i det definerte området vil legge til rette for å utvikle felles vedlikeholdsstandarder, felles vedlikeholds filosofi, felles beste praksis o.l. for et større nettområde. Gode prinsipper for forvaltning av anlegg vil bidra både til en god forsyningssikkerhet, samtidig som også hensyn til sikkerhet for eget personell eller tredjepart blir ivaretatt. Selve gjennomføringen av investeringer, basert på vedtatte forvaltningsprinsipper, kan foretas lokalt/regionalt i det enkelte DSO området av de ulike AOKer eller av DSOen selv, dersom ingen andre aktører er villige eller evner å gjennomføre nødvendige investeringer. På den måten kan også den lokale kompetansen utnyttes. En slik måte å betrakte en DSO på har ikke begrensninger med tanke på størrelse og geografisk utbredelse. En samling i færre og større DSO områder vil kunne bidra til at nettsystemet blir mer oversiktlig og enklere å forholde seg til både for myndigheter, TSOen, aktørene og samfunnet for øvrig. Et framtidig DSO område bør derfor minimum ha en geografisk utbredelse som sikrer DSOen kontroll/innflytelse på tekniske- og driftsmessige systemforhold innenfor området. Den økonomiske reguleringen av selskapene må også gjøre det mulig å oppnå lønnsomhet for selskapene. Måling, avregning og fakturering Måling, avregning og fakturering er typiske oppgaver som ikke forutsetter nærhet til de fysiske nettanleggene og således oppgaver som kan være velegnet for å samles i enheter hvor tjenester kan utføres på vegne av andre. Arbeidsgruppen mener det trolig vil være effektivitetsgevinster ved å gjennomføre disse oppgavene i færre og større miljøer. Måling, avregning og fakturering er også et felt der det allerede er i ferd med å skje endringer ved at myndighetene har satt i gang et arbeid for å legge til rette for en leverandørsentrisk modell. Dette innebærer at ansvaret for fakturering, innkreving og kundehåndtering overføres til kraftleverandør. Innføring av en leverandørsentrisk modell og etablering av det planlagte nasjonale sentrale IKT systemet vil trolig ikke frata nettselskapene ansvaret for å samle inn og kvalitetssikre målerverdiene fra nettkundene. I forbindelse med utrullingen av avanserte målere er det også flere steder etablert områdebaserte samarbeidsløsninger mellom nettselskap for å utnytte stordriftsfordeler som ligger i felles innkjøp, etablering og drift av slike systemer. Ansvarlig for å sikre momentan balanse Kraftsystemet er karakterisert ved at det må være momentan balanse mellom produksjon og forbruk av elektrisk kraft til en hver tid. I denne sammenheng er det tatt utgangspunkt i Statnetts etablerte praksis. Oppgaven for å sikre momentan balanse innebærer bl.a. ansvaret for å utvikle og drive regulerkraftmarkedet, stille krav til turbinregulatorer og innstilling av statikk i produksjonsapparatet, ha virkemidler til å pålegge aktørene ulike former for opp og nedregulering av produksjon, fastsette driftskoblinger, og virkemidler for å håndtere flaskehalser gjennom definering av prisområder og motkjøp osv. Kraftbalanse og kraftutvekslingen i og mellom nettområder baseres på nettområdenes underskudd / overskudd av effekt til enhver tid, hensyn tatt tapene i nettet. Sikring av momentan balanse ivaretas i dag av Statnett gjennom det ansvaret de er delegert som systemansvarlig. Ansvaret og virkemidlene de benytter, er for alle praktiske formål rettet inn mot sentral- og regionalnettet. Underliggende distribusjonsnett (regulert av områdekonsesjonen) har i dag i vesentlig grad Side 31 - DSO-rollen

32 tilstrekkelig kapasitet til at det ikke oppstår isolerte delområder som truer den momentane balansen. Utviklingen i dagens produksjons- og forbruksmønster er imidlertid i ferd med å endre dette. Mer lokal produksjon og økende effektuttak vil trolig endre driftsbildet betydelig i fremtiden. Utvikling av lokale styringssystemer kombinert med potensielle store investeringskostnader for å møte kundenes behov, vil kunne gjøre det attraktivt og muligens nødvendig å etablere lokale løsninger for å håndtere lokale utfordringer i forhold til å sikre momentan balanse. Utfordringen ved å sikre momentan balanse i mange små områder krever at det brukes ressurser på oppgaven i alle berørte lokale enheter. Ansvaret for å sikre momentan balanse i lokale områder kan derfor etter arbeidsgruppens oppfatning gjennomføres mer effektivt ved å se flere lokale områder i sammenheng samtidig som den lokale nærheten til utfordringene ikke mistes. Grenseavklaring mellom DSO og AOK Dagens områdekonsesjonærer har et investerings- og driftsansvar for distribusjonsnett innenfor et definert geografisk område. Plikter og rettigheter er her, på lik linje med anleggskonsesjonærer, regulert gjennom konsesjoner, vilkår til konsesjonene og ulike lov og forskriftsverk gitt av OED, NVE og DSB. Det er imidlertid ingen regulering som sikrer en helhetlig koordinering av planlegging, investering, utbygging og drift mellom områdekonsesjonsområdene og overliggende hoveddistribusjonsnett. Dagens anleggskonsesjonærer og områdekonsesjonærer ble ved implementeringen av eldirektiv 2 i norsk lov definert som DSOer. DSOene oppfattes imidlertid iht. direktivtekstene å skulle ha et områdevis koordinerende ansvar. Dette ivaretas i dag av de selskaper som har en områdekonsesjon, men ikke for dagens hoveddistribusjonsnett (regionalnettet). For å ivareta nødvendige koordineringsfunksjoner for dette nivået og se hele distribusjonssystemet i en større helhet, oppfattes det som hensiktsmessig å legge til rette for å definere en overordnet koordinerende DSO rolle. Dagens AOKer vil ha ansvar, oppgaver, plikter og rettigheter som til enhver tid er gitt av konsesjoner, vilkår og forskrifter for sine anlegg/område. Områdekonsesjonærer oppfattes i dag som DSOer, men uten rettigheter eller plikter utover sitt eget definerte geografiske område. Anleggskonsesjonærer kan vanskelig oppfattes å ivareta en DSO rolle og bør derfor reguleres gjennom etableringen av et gitt antall overordnede DSO enheter, som også gis et koordineringsansvar for alle DSOer i det definerte området. Forholdet mellom AOKer, DSOer og overordnede DSOer kan reguleres gjennom bilaterale avtaler mellom selskapene og/eller gjennom tilpasninger i lov, forskrift og konsesjonsvilkår. Grenseavklaring mellom TSO og DSO Statnetts rolle som systemansvarlig dekker i dag hele det norske kraftsystemet og systemansvarlig er gjennom konsesjon og forskrift delegert vedtakskompetanse til å fatte ordinære og såkalte systemkritiske forvaltningsvedtak overfor andre aktører. Utøvelsen er imidlertid i hovedsak avgrenset til sentral- og regionalnettene 14 og de sentrale bestemmelser i FoS knyttet til driftskoordineringen er begrenset til kun å gjelde for disse nettnivåene. I forhold til DSO rollen vil DSOens muligheter til å koordinere inngrep i kraftsystemet være av avgjørende betydning. Virkemidler for å håndtere dette kan sikres gjennom direkte delegasjon av myndighet til DSOen, 14 Forarbeidene til energiloven (Ot.prp. nr /2001) DSO-rollen - Side 32

33 subdelegasjon av fullmakter og virkemidler fra systemansvarlig eller gjennom avtaler med aktuelle kunder/aktører. Skal en eventuell løsning med subdelegasjon være effektiv, må DSOen fullt ut tildeles systemansvarligs kompetanse, inklusive virkemiddelapparatet etter forskriftene med adgang til å gi pålegg til andre aktører. I praksis vil en stå overfor en glidende overgang hvor praktiske behov vil være vesentlige for den juridiske vurderingen. På den ene side må systemansvarlig utvilsomt kunne pålegge andre aktører konkrete oppgaver knyttet til systemansvaret, ref. Ot.prp. nr. 56 ( ): «.. systemansvarlig skal ha mulighet til å gi nødvendige pålegg til de som helt eller delvis eier eller driver nett eller produksjon samt sluttbrukere i forbindelse med utøvelsen av systemansvaret. Dette kan være forut for, i, og i etterkant av driftstimen. Påleggene kan for eksempel omhandle revisjoner, krav til teknisk utstyr foruten pålegg hvis umiddelbare intensjon er å sikre den momentane balansen i selve driftstimen. Hvilke pålegg systemansvarlig kan gi vil bli nærmere angitt i forskrift» På den annen side ansees det som klart at systemansvarlig ikke kan subdelegere systemansvaret innenfor bestemte områder medfølgende systemansvarligs fulle virkemiddelapparat og påleggskompetanse til andre aktører. Skulle det likevel være ønskelig å åpne for slik type subdelegasjon, ville det kreves en klar hjemmel i energiloven. Dette hjemmelsgrunnlaget er ikke til stede i dag. Det vil kunne være problematisk å subdelegere den systemansvarliges fulle virkemiddelapparat. Dette er heller ikke nødvendig. Det er kun på begrensede områder det vil være aktuelt og hensiktsmessig med en evt. subdelegasjon til DSO og da kun i forbindelse med forhold systemansvarlig enten er avskåret fra å gripe inn i eller at forholdet faller utenfor dagens FoS praktisering. Dette gjelder spesielt to forhold: Øy-drift Underliggende distribusjonsnett Øy-drift I Statnetts retningslinjer for praktisering av systemansvaret, er bruk av lokal koordinator angitt som en mulighet for å utføre bestemte oppgaver som ligger under systemansvaret. Å inngå formelle avtaler med regionale nettselskaper vil i mange tilfeller være å formalisere en arbeidsdeling som har vært praktisk nødvendig og fungert utmerket i en årrekke. Statnett har nylig utarbeidet en mal for slike avtaler med regionale nettselskap, «Avtale om utøvelse av systemansvaret i regionalnettet». Så langt arbeidsgruppen har brakt i erfaring, er det kun ett nettselskap som i dag formelt har inngått en slik avtale. Denne avtalen inneholder ingen konkrete bestemmelser om hvordan lokal drift (øy-drift) hvor forbindelsen til sentralnettet er brutt. I slike situasjoner, hvor Statnett i praksis er avskåret fra å gripe inn selv, er det praksis i mange tilfeller at de regionale driftssentralene i de vertikalintegrerte selskapene ordner opp i eget område. Dette til tross for at det er Statnett som systemansvarlig som har det operative ansvaret. De regionale driftsenhetene må selv foreta oppkjøring av egen tilgjengelig produksjon etc. uten at det formelle hjemmelsgrunnlag for å gripe inn på egenhånd har vært til stede. Alternativet til å gripe inn, ville i mange tilfeller føre til at området går i svart. Underliggende distribusjonsnett Selv om systemansvaret er definert til å dekke hele kraftsystemet, er det som nevnt for alle praktiske formål avgrenset mot anleggskonsesjonærer (dagens regional- og sentralnett). Denne avgrensing av systemansvaret er også lagt til grunn i Statnetts avtale med nettselskap om en koordinatorrolle i forhold til utøvelse av systemansvaret. Verken energiloven eller forarbeidene til FoS adresserer distribusjonsnettet i nevneverdig grad. Det er en klar mangel med dagens FoS at systemdriftsansvaret av underliggende nett ikke er dekket. Allerede i dag er det eksempler på at lokale driftssentraler i området med mye uregulert småkraft tilknyttet distribusjonsnettet krever reduksjon av produksjon eller utkopling for å unngå overlast og spenningsforstyrrelser i distribusjonsnettet, spesielt i perioder med mye nedbør, og eller revisjon/utkoplinger. Dette kan gjøres på grunnlag av privatrettslige avtaler, men innføringen av FoS har jo nettopp lagt til grunn for å sikre tydeligere ansvarsforhold og virkemidler, som ikke er like gjennomførbart i privatrettslige avtaler. Det er grunn til tro at mange aktører vil komme i en situasjon hvor inngripen i aktørers produksjon vil være påkrevd, men uten at nødvendig hjemmelsgrunnlag er til stede. Det er all grunn til å påregne at økt Side 33 - DSO-rollen

34 produksjon tilknyttet distribusjonsnettene vil gi økte utfordringer framover for nettselskapene og forsterke behovet for et legalt hjemmelsgrunnlag for å kunne foreta nødvendige lokale inngrep. Dagens regulering dekker ikke behovet for driftskoordineringsfunksjoner i underliggende distribusjonsnett og åpner heller ikke for at andre enn Statnett kan gjøre det, til tross for at flere nettselskaper ser det som ønskelig, har tilstrekkelige ressurser og lokal/regional kunnskap og kompetanse til å gjøre det. Utfordringen blir å finne gode løsninger som også sikrer nødvendige nøytralitetskrav gitt av eldirektiv 3. I Statnetts retningslinjer for praktisering av systemansvaret, oppfattes omfanget av hvilke avgjørelser som må vedtaksfestes, ikke minst i forhold til systemkritiske vedtak, å gå langt utover det arbeidsgruppen oppfatter at det er saklig grunnlag for. I stedet for å vedta for eksempel normalt koplingsbilde i regionalnettet (FoS 16 1.ledd), gjenopprettingssplaner (FoS 12) ol, kan Statnett godkjenne disse etter forslag fra DSO. I Statnetts mal for «Avtale om utøvelse av systemansvaret i regionalnettet», som forutsettes inngått mellom Statnett og lokal koordinator, er det tydelig skjedd en bevegelse i Statnetts oppfatning for eksempel i forbindelse med spenningsregulering og utveksling av reaktiv effekt (FoS 15). Spenning og reaktiv effekt er typiske lokale parametere i motsetning til for eksempel frekvens som er en global parameter. I avtaleutkastet synes en slik tilnærmingsmåte å være lagt til grunn gjennom at lokal koordinator skal oversende til systemansvarlig forslag til samordnet plan for anbefalte spenningsgrenser og grenser for utveksling av reaktiv effekt i området. Systemansvarlig vil, basert på en dialog med lokal koordinator om forslaget vurdere å godkjenne en samordnet plan for området. I henhold til Statnetts gjeldende retningslinjer for praktisering av systemansvaret, er vedtak etter alle ledd i FoS 15 å betrakte som systemkritiske vedtak. Videre er det uklart om Statnetts praktisering av de såkalte koordinatoravtalene er i overensstemmelse med dagens regulering av systemansvaret og om det finnes tilstrekkelig hjemmel til å delegere oppgaver slik Statnett legger opp til. Arbeidsgruppen oppfatter at det ikke er samsvar mellom systemansvarligs regelverk, praktiseringen av dette regelverk og de praktiske behov. Det bør derfor foretas en kritisk gjennomgang av hele FoS med sikte på å klarlegge når systemansvarlig foretar ordinær godkjenning, hvilke forhold som krever ordinære forvaltningsvedtak, OFV, og hva som må være systemkritiske forvaltningsvedtak. Det er grunn til å tro at svært få oppgaver på regionalnettsnivå vil kreve ordinære forvaltningsvedtak eller systemkritiske forvaltningsvedtak, SFV. I vedlegg 3 listes systemansvarliges oppgaver opp med en oversikt over hvilke oppgaver Statnett har knyttet til de ulike vedtaksformene hhv. OFV og SFV. Implementering av EUs tredje elmarkedspakke innebærer en klarere tonivådeling av det norske kraftsystemet mellom TSO og DSO funksjoner. Dette skillet tydeliggjøres og detaljeres ytterligere i de Network Codes som nå utvikles i EU, og som blir bindende for norsk regelverksutforming slik arbeidsgruppen oppfatter det. Det er derfor nødvendig å se hen til dette regelverket når DSOenes oppgaver skal beskrives og spesielt grenseoppgangen mellom TSO og DSO. Dette innebærer også at det vil være behov for en gjennomgang av dagens regulering av systemansvaret, lov forskrift og underforskrifter. Arbeidsgruppen mener derfor det er behov for en gjennomgang av energiloven med tilhørende forskrifter, spesielt forskrift om systemansvaret, med sikte på å tilrettelegge for en effektiv og optimal drift av kraftsystemet gjennom en klar grenseoppgang mellom operative roller og funksjoner mellom TSO og DSO. I vedlegg 3 gjennomgås dagens forskrift for systemansvaret med henblikk på å definere nærmere parallelle og overlappende behov for TSO og DSOer. DSO-rollen - Side 34

35 Alternative utviklingsløp Ulike alternative modeller - pro et contra I det etterfølgende omtales de ulike modellene som arbeidsgruppen har vurdert. Dagens løsning - Status Quo modellen Den mest nærliggende løsningen er dagens løsning hvor alt fortsetter som før, dvs. alle selskaper med anleggs- eller områdekonsesjon er å oppfatte som utpekte DSOer av OED/NVE gjennom tildelingen av konsesjon (anleggs- og områdekonsesjoner). Arbeidsgruppen mener at en slik løsning er lite egnet til å ivareta fremtidens utfordringer på en god måte. Regionalnettet er fragmentert, både i forhold til utstrekning og organisering, og er i vesentlig grad sterkt knyttet til distribusjonsfunksjoner, men uten en helhetlig koordinering av investeringer og drift. Fremtidens krav, som tidligere beskrevet, forventes å bli så omfattende at dagens anleggs- og områdekonsesjonærer vil kunne møte betydelige utfordringer i forhold til å innfri disse på en god måte. Modellen vil legge opp til en videreføring av trenivåmodellen i Norge og er ikke i tråd med direktivets tonivåinndeling og fremtidig regulering gitt av EUs regelverk. Løsningen oppfattes derfor som uheldig og lite egnet i forhold til det EU regelverket som skal implementeres i norsk lov. Sentraliseringsmodellen Det åpnes for at Statnett benytter unntaksbestemmelsen i eldirektivet og ivaretar DSO-rollen for alt regionalnett i Norge. På sikt vil en slik løsning trolig medføre at Statnett gradvis og i økende omfang griper inn i planlegging, investering og drift av anleggene og at skillet mellom transmisjon og regionalnett viskes ut. Dersom en på sikt opplever samme utvikling som for dagens sentralnett vil dette trolig resultere samme nøytralitetskrav som for transmisjon, hvor transmisjonsanlegg overføres "med tvang" til Statnett, jfr. OEDs forslag for sentralnett som i dag eies av andre enn Statnett. En slik løsning vil få omfattende strukturelle og eiermessige konsekvenser. Det må forventes en betydelig verdiforringelse av anleggene for dagens eiere, kommuner og fylkeskommuner, til fordel for staten som overtar anleggene gjennom Statnett. En slik løsning vil føre til en betydelig sentralisering av oppgaver og funksjoner, tap av lokal/regional kunnskap og forankring knyttet til drift og fremtidige investeringer. Bemanningen, funksjonene og kompetansen i Statnett må økes kraftig, og det kan reises berettiget tvil hvorvidt det vil være mulig å sikre en effektiv styring og kontroll av selskapet. Dagens økonomiske regulering av nettselskapene er basert på målestokk-konkurranse, hvor incentivene til selskapene er knyttet til hvor godt de driver sine selskap i konkurranse med andre tilsvarende selskap. Det vil si selskapene konkurrerer mot hverandre på avkastning. Dette bidrar til effektiv drift og effektiv utvikling av nettet. Dersom det overordnede distribusjonsnettet (dagens regionalnett) defineres som transmisjon og eierskapet overføres til Statnett, vil denne konkurranse opphøre. Dette vil være uheldig for kostnadseffektiviteten og således bidra til høyere nettleie for kundene. Statnett har i dag en inntektsmodell hvor de i prinsippet konkurrerer mot andre TSOer i Europa. En slik endring vil vanskeliggjøre en effektiv sammenlikning med andre selskaper hvor distribusjonsnettet ikke inngår i selskapene. Løsningen er heller ikke i tråd med de styrende prinsipper arbeidsgruppen har lagt til grunn for sitt arbeid, og ansees ikke som en aktuell modell. DSO-modellen Mellom de to ovennevnte løsninger finnes ulike modell varianter hvor det etableres et avgrenset antall lokale/regionale DSOer, som gis et koordinerende ansvar, tilsvarende det som i dag er gitt gjennom systemansvaret, men for definerte områder. Dette innebærer en nødvendig grenseoppgang av ansvar, roller og oppgaver mellom TSO og DSOer og mellom DSOer og AOKer, jfr. foregående kapittel og figur 11. Figuren beskriver grensesnittet mellom transmisjon og distribusjon og de ulike rollene til TSO og DSOer i Side 35 - DSO-rollen

36 forhold til AOKer. De ulike søylene (rød = transmisjonsfunksjoner, blå = DSO funksjoner) indikerer at TSO og DSOer vil kunne ha funksjoner som griper ulikt ned i underliggende system. En slik løsning vil etter arbeidsgruppens oppfatning bedre legge til rette for en samfunnsmessig optimal koordinering av planlegging, investering og drift mellom ulike AOKer, ved at flere mindre områder og de enkelte anlegg sees i en bredere sammenheng. Figur 11 Beskrivelse av ansvars og rolleforhold mellom TSO, DSO og AOK TSOens kontrollområde reduseres samtidig som det blir færre koordineringsflater /selskaper å forholde seg til for TSOen. Videre vil det kunne legge til rette for en frivillig utvikling mot større og mer kompetente drifts- og investeringsselskaper. Modellen åpner for ulike løsninger i forhold til antall DSOer og tilhørende koordineringsområder og grad av utøvende og koordinerende funksjoner. Det er avgjørende å vurdere antall, størrelse og funksjoner i forhold til kravene som stilles i forhold til selskapenes nøytralitet, økonomiske regulering av selskapene etc. Innenfor denne hovedmodellen kan det tenkes en rekke ulike varianter, blant annet knyttet til hvorvidt overordnet DSO selv skal eie nettanlegg eller ikke (DSO vs. IDSO løsning 15 ), om alt eierskap til nett samles i DSO enheten gjennom fusjoner eller kjøp av anlegg innenfor kontrollområdet, ulike innleie- og samarbeidsordninger og hvordan ansvar og funksjoner fordeles mellom overordnet DSO og aktuelle AOKer. I vurderingen av de ulike modellene vil det være noen konkrete føringer som bør ligge i bunn som modellene bør ivareta. Eldirektivets og underliggende network codes forutsetning om at DSO er en enhet som er ansvarlig for drift, vedlikehold og om nødvendig utvikling av distribusjonsnettet innenfor et gitt område og tilknytninger til tilgrensende nett. Ansvarlig for å sikre nettets langsiktige evne til å møte et hensiktsmessig behov for distribusjon av elektrisitet. Ivareta driftskoordineringsoppgaver for distribusjonsnettet, herunder anlegg for regional og underliggende distribusjon, og sikre forsyningssikkerheten i dette distribusjonsnettet med en høy grad av pålitelighet og kvalitet. Løse utfordringene OED påpeker knyttet til manglende nettinvesteringer og gjennomføringsevne for nettinvesteringer, en bedre koordinering av en fragmentert nettstruktur, spesielt på regionalnettsnivå. Nøytralitetsutfordringer kan ivaretas innenfor eldirektivets krav for DSOer. Nettselskaper som ikke ønsker eller ikke makter å ivareta spesifikke oppgaver kan kjøpe tjenester fra DSO. Sikre lokalt/regional eierskap og styring av distribusjonsnettet. Øke effektiviteten i investeringer og nettdrift. Legge til rette for en frivillig og gradvis utvikling av større DSOere. Ulike DSO løsninger som innebærer at selskapet ikke eier nett- eller produksjonsaktiva, men kun utfører koordineringsoppgaver på vegne av andre, dvs. en uavhengig DSO, IDSO-løsning, ivaretar alle krav til nøytralitet og ikke-diskriminerende atferd. En forutsetning for denne nøytraliteten er imidlertid at selskapets eiere ikke har dominerende innflytelse, som kan brukes til å fremme egne interesser knyttet til egen kommersiell virksomhet, eksempelvis produksjon eller omsetningsvirksomhet. En slik løsning innebærer at IDSOen selv ikke vil ha egenutviklet kompetanse knyttet til investeringer, bygging og drift av anlegg. Selskapet vil naturlig nok heller ikke ha verdier i egen anleggsmasse og heller ingen finansiell løfteevne basert i en slik anleggsportefølje. Alle nødvendige investeringer må således løftes og gjennomføres av andre som har nødvendig økonomisk egeninteresser og finansiell løfteevne. Selskapet vil kunne få utfordringer i forhold til å 15 IDSO er uavhengig DSO som ikke selv eier anlegg, men har konsesjon for å drive anleggene. DSO-rollen - Side 36