Deres referanse Vår referanse Dato Hege Sveas Fadum Ulf Møller 01.10.2012 Norges vassdrags- og energidirektorat Postboks 5091 Majorstuen 0303 Oslo Leveringskvalitet i kraftsystemet Det vises til høringsbrev av 29.06.12 angående forslag til endringer i forskrift av 30. november 2004 nr. 1557 om leveringskvalitet i kraftsystemet. Vedlagt er Energi Norges kommentarer. Leveringskvalitet er som nevnt i høringsdokumentet en viktig faktor som påvirker forsyningssikkerheten, og inkluderer både tilgjengelighet, anvendelighet og kommunikasjon mellom nettselskap og kunde. Samfunnsutviklingen gjør oss stadig mer avhengig av strøm, og på den bakgrunn er det ikke urimelig at NVE foreslår å utvide plikten til å registrere og rapportere avbrudd på sluttbrukernivå. Vi vil gjennom våre kommentarer henlede oppmerksomhet til enkelte uheldige sider ved forslaget. Vi finner mange av forslagene angående spenningskvalitet faglig fornuftig, men stiller samtidig spørsmål ved om alle kravene samlet er samfunnsmessig rasjonelle, idet enkelte av kravene vil kunne medføre at norske sluttbrukere i større grad vil bli utbedringspliktige for avvik i spenningskvalitetsparametere i kraftnettet, spesielt for kravene spenningssprang samt kortvarig flimmer- intensitet i 100 % av tiden. Det vil særlig kunne gi kraftkrevende industri høyere kostnader enn konkurrerende virksomhet i Europa. Nedenfor er de ulike kapitler kommentert i samme rekkefølge som i høringsdokumentet: AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP 3.1 De foreslåtte endringene virker faglig sett rasjonelle og støttes i hovedsak. Vi har likevel noen kommentarer til enkelte punkter. 1-4 PUNKT 1 Vi støtter at avbruddsdefinisjonen blir endret i tråd med internasjonale definisjoner, dvs. at kriteriet for avbrudd endres fra 1 % til 5 % av avtalt spenning. Vi peker imidlertid på den tilsynelatende inkonsistens som oppstår mellom standard og forskrift på den ene siden og definisjon og praksis i regi av Referansegruppe for feil og avbrudd (RFA) på den andre siden. RFA har i sitt definisjonshefte (versjon 2) definert avbruddsvarighet som tiden det tar fra avbrudd inntrer til sluttbruker har over 90 % av avtalt spenning. Vi anbefaler at NVE vurderer å klargjøre dette bedre.
2 1-4 PUNKT 46 NVEs forslag til definisjon inneholder etter vår mening en inkonsistens, i og med at termen utkobling benyttes og denne er i punkt 45 definert til kun å omfatte manuelle bryterutkoblinger. Vi mener definisjonen fra RFA bør benyttes: Utløsning: Automatisk bryterfall eller sikringsbrudd. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.2 I NVEs merknader til 2-3 utkobling av nettkunder og varsling fra nettselskap, synes NVE å legge til grunn at nettselskapene skal pålegges en byrde og derfor ekstra kostnader for å få varslet alle nettkunder uavhengig av nettkundenes evne eller vilje til å bidra til å vedlikeholde sin kontaktinformasjon hos nettselskapet eller å ta i bruk teknologi som gir anledning til digital kommunikasjon. Vi mener også at behovet for endret varslingsfrist og rutiner er mangelfullt begrunnet, og tror samtidig at det kan være hensiktsmessig å differensiere varslingstiden mellom ulike kundegrupper. Vi mener også at kravet om individuell varsling av næringskunder ikke er hensiktsmessig. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.3 Vi støtter NVE i de vurderinger som ligger til grunn for endrede krav i forskriftens 2A-1, men etterlyser en tettere koordinering med planen for utrulling av AMS, hvor kravene i større grad bør tilpasses den rapportering nye målere vil kunne utføre (eksempelvis vil konsentratorer i nettstasjoner kunne rapportere spenningskvalitet hvis netteiere får innspill om at dette er en ønsket løsning). Hvis ikke, vil dette kunne medføre et omfattende arbeid med å registrere alle lavspentavbrudd. Vi er også usikre på i hvilken grad leverandører av FASIT-programvare må endre sin datamodell før bransjen har utviklet et omforent krav for et nytt og fremtidsrettet system, der systemintegrasjon i et videre perspektiv enn AMS står sentralt. Vi foreslår derfor at kravet trer i kraft 1.1.2018, hvilket gir nettselskapene ett år til å stabilisere AMSinstallasjonen før man begynner med et nytt registrerings- og rapporteringsregime med avbrudd. Subsidiært bør endringen fases inn med varslingsfrister i lisensordningen med FASITprogramleverandører som følger: Med tanke på oppdatering av FASIT kravspesifikasjon er det viktig å være oppmerksom på følgende: Versjon 2013 er allerede besluttet å være lik versjon 2012. Forslag om endring av versjon 2014 skal legges fram innen 2012-12-01, og i praksis vedtas i løpet av januar 2013. Versjon 2014 skal brukes både til å registrere og rapportere feil og avbrudd fra 2014. Rapporteringen av 2014-data skal skje innen 2015-03-01. Dette betyr at forskriftsendringer som krever oppdatering av FASIT kravspesifikasjon tidligst kan tre i kraft fra 2014-01-01. Innføring av krav om registrering og rapportering av driftsforstyrrelser og planlagte utkoblinger i lavspenningsnett er en slik sak, fordi rapporteringsfilen må endres. Dette kravet kan derfor tidligst tre i kraft fra og med "registreringsåret" 2014, med første rapportering i henhold til nytt rapporteringsformat innen 1. mars 2015. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.4 Mange av de foreslåtte kravene kan synes faglig/teknisk sett fornuftige hver for seg; samtidig er det slik at summen av de foreslåtte endringene blir for rigid og kan gi aktørene (og derigjennom sluttkundene) kostnader som overstiger samfunnsnytten, dvs. at tiltakene samlet kan være samfunnsøkonomisk ulønnsomme. Vi finner derfor utsagnet "For øvrig anser NVE at forslagene ikke vil gi omfattende kostnadsøkning for nettselskapene, " noe forenklet, og en omgåelse av kravet i Utredningsinstruksen
3 som bl.a. sier at «Hver sak skal inneholde en konsekvensutredning som skal bestå av analyse og vurdering av antatte vesentlige konsekvenser av den beslutning som foreslås truffet.». Ved å hevde at endringene ikke medfører vesentlige konsekvenser, unngår man å gå inn i problemstillingen uten å kjenne til konsekvensene. Vi etterlyser derfor en dypere samfunnsøkonomisk analyse. Innspill til elementer som bør være en del av en slik analyse, blir presentert nedenfor. ØKT DATAMENGDE En åpenbar konsekvens av forslaget er en dramatisk økning i datamengden, av enkelte medlemmer anslått til 100 ganger mer data. Dette gir nettselskapene minst tre utfordringer: lagring av større mengde data over tid, overføring av data (enkelte målepunkter er avhengig av overføring via mobil hvor kommunikasjonsforholdene er marginale) samt nytte av dataene som samles inn, samt at spenningskvalitetsmålinger i de enkelte rapporteringspunkt viser kun historiske spenningskarakteristika i målepunktet. Særlig kravet om å måle alle de individuelle harmoniske opp til og med 40. orden vil medføre en enorm datamengde med begrenset nytteverdi. Spenningskvaliteten i leveringspunkter til nettkunder influeres i sterk grad av egenskapene til nettkundenes elektriske utstyr, og de foreslåtte kravene til kontinuerlige målinger vil i liten grad kunne benyttes til å si noe om hvilken spenningskvalitet nettkundene kan forvente i fremtiden. ØKTE KOSTNADER Som nevnt ovenfor, stiller vi spørsmål ved hvilke økte kostnader dette vil kunne gi for nettselskapene. Særlig kravet om måling av Spenningsendringskarakteristikk (nytt pkt. 39 i 1-4), Spenningssprang og registrering av overharmoniske opp til og med 40. orden ( 2A-2) vil etter vår oppfatning kreve ny programvare og for mange behov for nye måleinstrumenter, som tidligst vil kunne være på plass i 2014. Høyere ordens harmoniske i kilohertz- området vil i distribusjonsnettet i stor grad ha sin opprinnelse hos nettkundenes elektriske utstyr og vil dempes raskt. Målinger av slike høyfrekvente harmoniske i målepunkter i andre deler av kraftnettet, vil i liten grad ha informativ verdi for oppfyllelse av informasjonsplikten, og som statistisk datagrunnlag for spenningskvalitet i leveringspunktene. Videre mener vi at forslag til nytt krav i 3-4 om at kortvarige under- og overspenninger samt spenningssprang skal telles opp i løpet av flytende 24-timers periode, kan medføre betydelige merkostnader gjennom manuell opptelling (jamfør Kommentar til kap.3.10). Generelt gjelder det at kravet til rapportering vil gi økte kostnader. NVE hevder at rapporteringen skal gjøres på et standardisert format som medfører små tilpasninger for instrumentleverandører og nettselskaper, men foreslår samtidig å benytte formatet PQDIF som ikke håndterer spenningssprang. Siden spenningssprang er et særnorsk krav, er det svært usikkert om spenningssprang noen gang blir en del av dette formatet, og hvis det blir en del av formatet om norske selskaper må dekke de fulle kostnader med implementering av spenningssprang i formatet. Etter vår oppfatning bør spenningssprang unntas inntil dette er inkludert i PQDIF. Samtidig bør det vurderes om formatet PQDIF bør forskriftsfestes, hvor nettselskapene kan søke dispensasjon inntil de får instrumenter som håndterer PQDIF. Når det gjelder rapportering av ulike karakteristika, finner vi denne upresis. Flere av de foreslåtte karakteristika vil være avhengig av koblingsbildet i nettet og være usikre definisjonsmessig. Videre kan vi ikke se at distribuert produksjon har relevans, da flere forbrukerkunder også har elektrisk utstyr som påvirker spenningskvaliteten. Vi henstiller til NVE å revurdere disse punktene og mener på nåværende tidspunkt at følgende karakteristika er nok: - Systemspenning - Systemjording - Kortslutningsytelse Denne usikkerheten knyttet til økte kostnader forsterkes gjennom NVEs forslag i 2A-2 annet ledd, hvor det sies at " Data skal rapporteres på den måten Norges vassdrags- og energidirektorat bestemmer." I tillegg opererer NVE med foreløpig spesifisering av hvilke parameter som skal rapporteres, hvor NVE
4 kan endre dette ved brev til nettselskapene. Dette vil skape ytterligere usikkerhet knyttet til hvilke måleinstrumenter bransjen skal spesifisere og bestille fra instrumentleverandørene. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.5 Forholdet til KILE Dette tema har Energi Norge kommentert ved flere anledninger tidligere. NVE står fast ved at systemansvarlig i prinsippet ikke skal være KILE ansvarlig for pålegg i driften, selv når dette medfører økte KILE kostnader for andre konsesjonærer, og behovet og begrunnelsen for vedtakene ikke er dokumentert. NVEs argument synes å være at Statnett som systemansvarlig ikke kan fylle definisjonen som ansvarlig konsesjonær iht. 2A-3 i leveringskvalitetsforskriften. Dette er etter vår mening ingen relevant begrunnelse. Dersom det er hensiktsmessig å gi systemansvarlig økonomiske incentiver til å ta gode beslutninger, bør regelverket tilpasses dette og ikke omvendt. At Statnett som systemansvarlig utøver offentlig myndighet, anser vi heller ikke som noen god grunn til å unnta dem for det ansvaret de påfører andre gjennom utøvelsen av systemansvaret. Vi ser en tiltagende sammenblanding mellom Statnetts rolle som netteier og deres rolle som systemansvarlig. Rollene blir i økende grad vevd sammen både organisatorisk og funksjonsmessig. Dette innebærer at det blir tilsvarende vanskelig å skille de ulike funksjonene fra hverandre og se hva som er gjenstand for nøytral myndighetsforvaltning og hva som forårsakes av egeninteresser som netteier og selskap. Denne uheldige utviklingen forsterkes av at selskapet i økende grad tillegges nye myndighetsfunksjoner uten at incentivene til nøytral og effektiv drift skjerpes for selskapet. Et bærende prinsipp i NVEs argumentasjon er at systemansvarliges inngrep skal baseres på samfunnsøkonomiske rasjonelle avgjørelser. NVE bør derfor følge tettere opp Statnetts utøvelse av systemansvaret for å sikre at systemansvarliges vedtak og inngrep baseres på solide samfunnsøkonomiske vurderinger og at disse vurderinger også gjøres tilgjengelige for de som berøres. I den grad det kan påvises at systemansvarliges beslutninger ikke har vært basert på slike vurderinger, bør de også være økonomisk ansvarlig for sine handlinger, alternativt at ingen andre skal bære kostnadene og at ansvarlige konsesjonær iht. KILE ordningen unntas for de økonomiske forpliktelsene. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.6 OG 3.7 De forslåtte endringer oppfattes som hensiktsmessig tilpasning til forslagene i h.t. kap. 3.2. Vi mener imidlertid kravene til detaljeringsgrad i data som skal rapporteres for hendelser i lavspenningsnett som medfører avbrudd til sluttbrukere. Spesielt foreslått nytt 2A-6 r), bør unntas for disse hendelsene inntil videre. Se for øvrig vår kommentar ad kap. 3.3 ovenfor. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.8 Forslaget støttes. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.9 Vi finner det ikke urimelig at klagesaker skal dokumenteres bedre enn i dag. Som en del av innføringen av AMS og senere smart nett teknologi, er det grunn for å tro at nettselskapene vil måtte investere i nye systemer for håndtering av kunde- og nettrelaterte forhold som i stor grad kan automatisere slik rapportering. AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.10 Kravet om at kortvarige over- og underspenninger samt spenningssprang skal telles opp per flytende 24- timers periode, vil representere store utfordringer for nettselskapene. Kravet vil bli kostnadsdrivende, fordi kravet teknisk sett er utfordrende for instrumentprodusentene. Vi kan ikke utelukke at nettselskap må telle opp disse manuelt, fordi de internasjonale instrumentprodusentene ikke ønsker å ta den utfordringen dette innebærer for et lite norsk marked. Vi foreslår å benytte en fast tidsangivelse som i dag.
5 AD HØRINGSDOKUMENTET KAP. 3.11 Logisk følge på bakgrunn av kap. 3.10 AD HØRINGSDOKUMENTETS KAP. 3.12 Den foreslåtte endring støttes ikke. Måleteknisk er flimmer utfordrende fordi det ikke eksisterer en presis internasjonal metode for implementering i måleinstrumentene. Dette betyr at det for samme hendelse, spesielt kortvarige, vil instrumenter fra forskjellige instrumentprodusenter måle helt ulike flimmerverdier. Konsekvensen er at reguleringen av spenningskvaliteten blir tilfeldig for de enkelte sluttbrukere avhengig av hvilket instrument deres nettselskap benytter. Videre er et krav om at Pst skal være mindre enn angitt verdi i 100 % av tiden, medføre at norsk næringsliv vil kunne få betydelig økte kostnader gjennom å bli identifisert som utbedringspliktig for avvik i nettets flimmerverdier selv for enkelte kortvarige fenomener. Vi foreslår å opprettholde dagens krav. Vennlig hilsen Energi Norge Einar Westre Direktør Nett og marked Ulf Møller Næringspolitisk rådgiver