Rubrik och ingress till innehållet på sidan

Implementeringen av EU:s nätkoder tar ny fart

Publicerat av: Kalle Lindholm ·

Huvudinnehåll

Implementeringen av EU:s nätkoder tog i slutet av december ny fart i och med att de sista av de åtta nätkoderna trädde i kraft. I februari meddelade regeringen att Energimarknadsinspektionen (Ei) blir den myndighet som får meddela föreskrifter avseende EU:s nätkoder, vilket är av störst betydelse för de så kallade anslutningskoderna.

Arbetet med EU:s nätkoder startade år 2009 som en följd av det så kallade tredje inremarknadspaketet för el och naturgas. Regelverket syftar till att genomföra en gemensam inre marknad för el och naturgas. Detta ska öka försörjningstryggheten, bidra till hållbar elförsörjning och stärka konkurrensen på elmarknaden till nytta för Europas elkunder.

De åtta nätkoderna grupperas i anslutningskoder, driftskoder och marknadskoder. Även om begreppet nätkoder leder tankarna till elnät så berörs alla aktörer på elmarknaden — producenter, elhandelsföretag, elnätsföretag, nya aktörer och kunderna.

Nätkoderna är olika till sin natur då de i vissa fall ställer detaljerade krav medan i andra fall endast pekar ut ramar för områden där nationella krav ska tas fram av varje lands berörda myndighet. Vissa av koderna, såsom anslutningskoderna, gäller i första hand nya anläggningar, medan andra är generella. I vissa fall gäller kraven hela EU, medan det i andra fall avser olika regioner eller synkronområden.

Implementeringsarbetet har kommit olika långt för olika koder. Ett antal beslut har redan fattats för några av marknadskoderna, medan arbetet precis påbörjats för andra och kan förväntas att pågå ett par år framöver. Energiföretagen Sverige har etablerat en arbetsstruktur för att på ett effektivt sätt arbeta med kodpaketen tillsammans med berörda medlemmar.

Även om begreppet nätkoder leder tankarna till elnät så berörs alla aktörer på elmarknaden — systemoperatörer, elbörser, elproducenter, elhandelsföretag, elnätsföretag, nya aktörer och kunderna.

Ei har i regleringsbrevet för 2018 fått i uppdrag att ”på ett enkelt sätt sammanfatta hur de nya EU-förordningar och kompletterande regelverken på nationell nivå (inklusive myndighetsföreskrifter) kommer att påverka den svenska elmarknaden samt beskriva konsekvenserna för dess aktörer”. Uppdraget ska redovisas till Regeringskansliet (Miljö- och energidepartementet) senast den 29 juni 2018.

Anslutningskoderna

Anslutningskoderna syftar till att säkerställa harmoniserade krav för anslutning av kraftproduktionsmoduler inom EU och att underlätta anslutning av småskalig kraftproduktion. Paketet består av tre koder: anslutning av generatorer, anslutning av förbrukare och anslutning av HVDC-förbindelser. Anslutningskoderna sätter ramar för vilka krav som varje land ska etablera. Två väsentliga roller i anslutningskoderna utgörs av behörig tillsynsmyndighet och berörd systemansvarig. Genom regeringens proposition (2017/18:93) som förväntas ge förändringar i ellagen som ska träda i kraft den 1 juli klarställs att det är Ei som är berörd tillsynsmyndighet och därmed erhåller föreskriftsrätt enligt nätkoderna. Svenska kraftnäts roll enligt anslutningskoden blir endast som berörd systemansvarig.

Mest aktuellt just nu är framtagandet av krav kopplade till koden för anslutning av generatorer. I enlighet med denna kod har Svenska kraftnät skickat ut ett förslag på effektindelning av kraftproduktionsmoduler. Krav kommer ställas på kraftproduktionsmoduler från 800 watt och uppåt. Det blir olika kravställning beroende på effektnivå och dessa nivåer är nu ute på remiss till den sista april. Vidare kommer Svenska kraftnät att föreslå så kallade generellt tillämpliga krav för Ei senast den 17 maj. Därefter delges dessa för remiss under juli månad. Den 17 november träder de nya kraven i kraft, men de avser i första hand nya anläggningar. För att en kraftproduktionsmodul ska betraktas som befintlig ska den ha upphandlats senast den 17 maj 2018.

Det är ännu tidigt att säga vad de nya koderna innebär för svenska elproducenter och distributörer. Det står dock klart att om de nya kraven, som de förväntas utformas, skulle tillämpas på befintliga anläggningar skulle de vara utmanande att möta. Koden är dock tydlig med att kraven endast kan tillämpas på befintliga anläggningar vid en större förändring i anläggningen eller efter en genomförd kostnad-nyttoanalys. Därav är det av stor vikt att klargöra hur en större förändring bör definieras.

För distributionsbolagen väntas koden innebära en ny roll som förmedlare av information mellan elproducenter och myndigheter.

Marknadskoderna

Marknadskoderna sätter upp regler för den gemensamma europeiska elmarknaden och syftar till att få till stånd likartade villkor för marknadsaktörerna och en ökad handel mellan EU-länderna.

Marknadskoderna utgörs av tre koder vars centrala aspekter är tilldelningen av överföringskapacitet till marknaden, flaskhalshantering, öppnings- och stängningstider, marknadsprodukter och budregler för de olika marknaderna.

Capacity Allocation and Congestion Management (CACM) omfattar dagen före och intradag-marknaden. Forward Capacity Allocation (FCA) fokuserar på terminsmarknaden och Electricity Balancing (GLEB) mot reglermarknaden.

Konsekvenserna för svenska och nordiska aktörer av marknadskoderna är av varierande grad. Eftersom den nordiska marknadsmodellen utgjort målmodellen för den europeiska elmarknaden, är den principiella omställningen mindre för nordiska aktörer. Införandet av auktioner som komplement till den kontinuerliga intradaghandeln borde inte innebära någon större förändring. Däremot medför övergången till 15-minuters avräkningsperiod under år 2020 mer arbete.

Driftskoderna

Driftskoderna syftar till att ange regelverk med bestämmelser för att uppnå en säker och effektiv drift av elsystemet där samma principer ska gälla för alla delar av det europeiska systemet. Koderna ska också bidra till att möjliggöra för förnybar elproduktion och säkerställa att informations- och kommunikationsteknologier ska användas fullt ut.

Driftskoderna omfattar en kommissionsriktlinje för drift av stamnätet (SO) och en nätföreskrift för nödsituationer och återställning (ER). Koderna trädde i kraft den 14 september 2017 (SO) respektive den 8 januari 2018. I riktlinjen SO ställs bland annat krav på samordning och gemensam planering mellan systemansvariga men även tekniska och andra krav på frekvensreglering och reserver. Kraven ställs på nationell nivå, inom regionen och på EU-nivå och omfattar analys, certifiering, datainsamling, datautbyte, koordinering med externa parter, metodbeskrivningar, rapportering, rutiner och utbildning. Förordningen ER ställer krav och principer för hantering av nödsituationer, störningar och återuppbyggnad av elsystemet. Inom förordningen anges bland annat krav för nöddrifttillstånd, nätsammanbrott och återuppbyggnadstillstånd hos systemansvariga för överföringssystemet tillsammans med samordning av systemdriften inom hela EU vid nöddrifttillstånd.

De aktörer som berörs av riktlinjen och förordningen är systemansvariga för överföringssystem, systemansvariga för distributionssystem och betydande nätanvändare som större kraftproduktionsmoduler och förbrukningsanläggningar. Men även andra aktörer som de som tillhandahållen efterfrågeflexibilitet direkt till stamnätet berörs.

Konsultationer i närtid från ENTSO-E har berört ett gemensamt förslag om fastställande av kontrollblock för lastfrekvensreglering i det nordiska synkronområdet. Tidigare inkom två förslag från de nordiska TSO:erna och det är ett bra steg på vägen att de nu enats. Dessutom har ENTSO-E i närtid genomfört konsultationer för ett antal metoder om samordning av driftsäkerhetsansalysen och bedömning av relevans för samordnad avbrottsplanering.

Ei har också fått in förslag från Svenska kraftnät om datautbyte (KORRR), gemensam nätmodell och kostnadsnyttoanalys om tillhandahållande av frekvenshållningsreserver och anordnat skriftliga samråd för dessa. De ska beslutas inom 6 månader av Ei. När det gäller KORRR så är Energiföretagens europeiska samarbetsorganisation Eurelectric fortsatt kritiska till de delar i förslaget som innebär att TSO kan få ställa krav på att betydande nätanvändare anslutna till distributionsnätet ska tillhandahålla data direkt till TSO och/eller genom DSO. Energiföretagen har i samrådet understrukit vikten av att detta sker genom en överenskommelse mellan TSO och DSO. I förslaget om metod för gemensam nätmodell har Energiföretagens medlemmar identifierat att kravet på att ange data för maximal och minimal effekt för vattenkraften är en utmaning och detta har lyfts av Energiföretagen i samrådet. Vi för även en dialog med Svenska kraftnät kring hur de avser hantera den här typen av utmaningar som kan uppstå för svenska producenter och nätägare.

Energiföretagen Sveriges arbete

Reglerna i nätkoderna är i stor utsträckning väldigt detaljerade i sådant som rör aktörernas praktiska verksamhet och Energiföretagen Sverige är därför beroende av den kunskap och kompetens som finns hos medlemsföretagen. Till sitt stöd har kansliet därför bjudit in medlemsföretag till arbetsgrupper för anslutnings-, drifts-, respektive marknadskoderna. Kansliet för också löpande dialog med Ei och Svenska kraftnät om arbetet med nätkoderna. Om du vill veta mer eller bidra till arbetsgrupperna, kontakta:

  • Carl Berglöf (Anslutningskoderna)
  • Magnus Thorstensson (Marknadskoderna)
  • Gunilla Andrée (Driftskoderna)