sou · H7B330 · 2019-06-10 00:00:00 — •Den som ensam eller tillsammans med någon annan utövar kon- troll över ett transmissionsnätsföretag, får inte utöva kontroll över eller någon rättighet gentemot ett företag som bedriver produk- tion av eller handel med el eller naturgas (§ andra stycket). •Den som ensam eller tillsammans med någon annan får utse leda- möter till styrelsen eller motsvarande organ hos ett transmissions- nätsföretag, får inte utöva kontroll över eller någon rättighet gent- emot ett företag som bedriver produktion av eller handel med el (§ tredje stycket). •Vissa undantag från § finns i 1 h §. •Bestämmelserna i 1 f och §§ hindrar inte att ett transmissions- nätsföretag bedriver produktion av el som uteslutande är avsedd att täcka nätförluster eller sker tillfälligt i syfte att ersätta utebliven el vid elavbrott, eller ingår i samma koncern som ett företag som bedriver produktion av el som uteslutande är knuten till driften av transmissionsnätsföretagets ledningsnät (1 i §). •En styrelseledamot, verkställande direktör, firmatecknare eller annan person med liknande ställning i ett transmissionsnätsföretag får inte ha en motsvarande ställning i ett företag som bedriver produktion av eller handel med el med undantag för ett sådant produktionsföretag som avses i 1 i § (1 j §). Studie av om nätnivåerna bör ändras •Om ett transmissionsnätsföretag ingår i en koncern där en annan del bedriver produktion av eller handel med el, får åtgärder som vidtas av företag i koncernen för att säkerställa att kraven i 1 f, och 1 j §§ är uppfyllda inte innebära att personal eller kommersiellt känsliga uppgifter överförs från transmissionsnätsföretaget till ett företag som bedriver produktion av eller handel med el (1 k §). Transmissionsnätsföretag ska certifieras enligt lagen (2011:710) om certifiering av transmissionsnätsföretag för el. Ansvar till följd av att definieras som distributionsnät Artiklarna 24–29 i elmarknadsdirektivet anger regler kring drift av distributionssystem. Artikel 24 anger regler hur systemansvariga för distributionssystem (DSO) ska utses. En medlemsstat ska utse eller ålägga företag som äger eller är ansvariga för distributionssystem att utse en eller flera DSO. Artikel 25 anger vilka uppgifter som åligger en DSO. 1.En DSO ska säkerställa systemets långsiktiga förmåga att upp- fylla rimliga krav på eldistribution, och på affärsmässiga villkor driva, underhålla och utveckla säker, tillförlitlig och effektiv el- distribution inom sitt område, med vederbörlig hänsyn till miljön och främjandet av energieffektivitet. 2.En DSO får inte i något fall diskriminera mellan systemanvändare eller kategorier av användare av systemet, i synnerhet inte till för- mån för sina anknutna företag. 3.En DSO ska förse systemanvändarna med den information de be- höver för effektivt tillträde till och användning av systemet. 4.En medlemsstat får ålägga en DSO att, då denne avgör inmatnings- ordningen mellan produktionsanläggningar, prioritera anläggningar som använder förnybara energikällor eller avfall, eller kraftvärme- verk. Studie av om nätnivåerna bör ändras 5.En DSO ska anskaffa den energi de behöver för att täcka energi- förluster och reservkapacitet inom sina system i enlighet med transparenta, icke-diskriminerande och marknadsorienterade för- faranden, närhelst de har denna funktion. Detta krav ska inte på- verka användningen av elektricitet som erhållits enligt avtal som ingicks före . 6.I det fall DSO ansvarar för balans av eldistributionssystemet ska de av dem fastställda reglerna härför, inklusive regler för de avgifter för obalanser i energitillförseln som tas ut av användarna av deras nät, vara objektiva, transparenta och icke-diskriminerande. Villkor och bestämmelser, inklusive regler och tariffer, för de system- ansvarigas tillhandahållande av sådana tjänster ska fastställas på ett icke-diskriminerande sätt som avspeglar kostnaderna enligt en metod som är förenlig med artikel 37.6 och ska offentliggöras. 7.När en DSO planerar en utveckling av distributionsnätet ska hän- syn tas till sådana åtgärder för styrning av energieffektivitet/ energiefterfrågan eller distribuerad produktion som kan komma att ersätta behovet av att uppgradera eller ersätta elkapaciteten. Artikel 26 anger bestämmelser om att, och hur en DSO ska vara oberoende av annan verksamhet utan samband med distribution. Artikel 27 rör skyldighet till konfidentiell behandling för DSO, artikel 28 om slutna distributionssystem och artikel 29 om kombi- nerat systemansvar. Distributionsnät i svensk rätt Hur en ledning definieras i är en fråga om dess funktion. Till exempel ska en nätkoncession för område redovisas skilt från nät- koncession för linje, såvida inte nätkoncessionen för linje avser en ledning som organisatoriskt, tekniskt och funktionellt ingår i ett nät som innehas med stöd av nätkoncession för område och helt eller delvis är belägen inom koncessionsområdet. Enligt artikel 24 i elmarknadsdirektivet ska en medlemsstat utse eller ålägga företag som äger eller är ansvariga för distributionssystem att utse en eller flera DSO. 2010/11:70 om det tredje inre marknadspaketet för el och gas som syftade till att implementera direktivet i svensk rätt, angavs att Studie av om nätnivåerna bör ändras artikel 24 i elmarknadsdirektivet, inte innebar någon ändring i för- hållande till tidigare elmarknadsdirektiv (2003/54/EG9), och följakt- ligen föreslogs inga nya regler. Bestämmelsen berördes i SOU 2010:30 om tredje inre marknadspaketet för el och naturgas. Där angavs att bestämmelserna i direktivet stadgar att medlemsstaterna ska utse eller ålägga företag som äger eller är ansvariga för distributionssystem att utse en eller flera systemansvariga för distributionssystemet. Med- lemsstaten ansvarar för att den systemansvarige handlar i överens- stämmelse med artiklarna 25, 26 och 27 i direktivet. Bedömning var att ”äger eller är ansvariga för” i syftar på nätkoncessionshavare och med ”för distributionssystem” i avser lokal- och regionnäten. Enligt svensk rätt behöver inte konces- sionshavaren äga nätet, men i praktiken torde det vara så att ägaren och koncessionshavaren är samma person i de allra flesta fall. Detta innebär att i svensk rätt kommer den systemansvariga och konces- sionshavaren så gott som alltid att vara samma person. Det ansågs därför att ett nätföretag som får nätkoncession utnämns till att vara systemansvarig för distributionssystemet inom konces- sionsområdet. Med koncessionen följer en skyldighet att uppfylla den reglering som finns. Någon åtgärd behövde således inte företas för att implementera bestämmelsen i svensk rätt. Att det är stor skillnad mellan de krav som ställs på transmissions- nät och distributionsnät i den svenska lagstiftningen är följaktligen inte nödvändigtvis vare sig i strid med eller en följd av den europeiska lagstiftningen. EU-förordningarna för el innehåller regler som syftar till en främjad konkurrens, ökad driftsäkerhet i elsystemet och en god försörjnings- trygghet. Reglerna kommer att medföra att tekniska krav och handels- regler harmoniseras mellan länder. Detta kan få konsekvenser för de distributionsnätsföretag som innehar ledningar som i fram- tiden kan omklassificeras till transmissionsledningar. Ei beskriver nätkoderna i rapporten för el och naturgas – Innehåll och genomförande (, 9Europaparlamentets och rådets direktiv /54/EG av om gemensamma regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv /92/EG. Studie av om nätnivåerna bör ändras Tre av koderna handlar om marknaden för el (FCA, CACM och EB), två om drift av elsystemen (SOGL och ER) och tre om anslutning till elnätet (RfG, DCC, HVDC). Nätkoder som syftar till ökad marknadsintegration fokuserar primärt på koordi- nering mellan olika TSO och marknadsplatser för att underlätta handelsutbytet mellan länder. Vi bedömer därför att FCA, CACM och EB inte påverkar analysen av antalet nätnivåer. Nedan redogörs särskilt för de koder som berör drift av elsystemen och anslutning till elnätet (SOGL, RfG, DCC) då de bedöms ha implikationer för samarbetet mellan transmissionsnätsföretaget och de distributionsnätsföretag som kan komma att om- klassificeras till transmissionsnätsföretag, samt producenternas och förbrukarnas villkor för att ansluta sig till olika nätnivåer. SOGL, Förordning om drift av elöverföringssystem SOGL är en förordning10 som syftar till att fastställa riktlinjer för att säkerställa driftsäkerhet, frekvenskvalitet och ett effektivt utnytt- jande av det sammanlänkade systemet och dess resurser. En del av bakgrunden till detta är att elsystemet ska vara driftsäkert och kunna hantera en större mängd variabel, förnybar elproduktion. I förord- ningen fastställs ingående riktlinjer vid normaltillstånd och skärpt drifttillstånd. Driftkoderna SOGL riktar krav mot en mängd aktörer som inkluderar TSO, DSO och betydande nätanvändare. Dessa aktörer definieras i elmarknadsdirektivet. En DSO kan vara ansluten till transmissionsnätet eller inte, och associeras inte med någon speci- fik spänningsnivå. SOGL innebär en formalisering och strukturering av det samarbete och samordning som sker , men ställer också ytterligare krav på aktörer på olika sätt. Omfattningen av datautbyte ökar jämfört med tidigare och leverantörer av lastfrekvensreglering kommer att omfattas av nya prekvalificeringsregler. Varje systemansvarig för överföringssystem ska enligt driftkoderna komma överens med de systemansvariga för distributionssystem som är anslutna till överföringssystemet det vill säga transmissions- nätet enligt svensk rätt, och de betydande nätanvändare som är an- 10Kommissionens förordning (EU) 2017/1485 av om fastställande av rikt- linjer för driften av elöverföringssystem. Studie av om nätnivåerna bör ändras slutna till överföringssystemet om spänningsintervall vid anslutnings- punkterna under om dessa spänningsintervall är relevanta för att upprätthålla gränserna för driftsäkerhet. Genom ett strukturerat, kvantitativt arbete med bland annat driftsäkerhetsanalyser och av- brottsplanering (artiklarna 75 respektive 84 i SOGL) sorteras anlägg- ningar med betydande påverkan ut. De är till stor del elproducenter, men även vissa förbrukare och överföringsförbindelser omfattas av kraven. uppger att det i den urvalsprocessen är av mindre betydelse om en anläggning ägs av eller DSO. Däremot kan den efterföljande hanteringen (rörande till exempel datautbyte eller samordning av avbrott) skilja sig något beroende på ägarskap, framför allt ur ett administrativt perspektiv. Den resulterande drift- säkerheten ska enligt inte påverkas av vid vilken spänningsnivå gränsen mellan överföring och distribution dras. RfG, Förordning med krav för nätanslutning av generatorer RfG är en förordning11 som reglerar anslutning av generatorer (el- produktionsanläggningar) till elnätet. Förordningen syftar till att säkerställa rättvisa konkurrensvillkor på den inre marknaden för el, säkerställa systemsäkerheten och integrationen av el från förnybara källor och främja en unionsomfattande elhandel. I förordningen fastställs också skyldigheter för att säkerställa att systemansvariga utnyttjar förmågan hos elproduktionsanläggningarna på ett lämpligt, öppet och icke-diskriminerande sätt för att skapa lika villkor i hela unionen. Detta görs genom att fastställa nätföreskrifter som anger kraven för nätanslutning av kraftproduktionsanläggningar, det vill säga synkrona kraftproduktionsmoduler, kraftparksmoduler och havsbaserade kraftparksmoduler, till det sammanlänkade syste- met. I RfG delas kraftproduktionsmodulerna in i fyra olika grupper (typer) beroende på dess maximala kontinuerliga effekt och på spän- ningsnivån i anslutningspunkten där modulen ansluts till elnätet. Moduler som ansluts på minst klassificeras som den högsta klassen (typ D). På lägre spänningsnivåer klassas moduler som är över 30 MW som typ D-moduler. På lägre spänningsnivåer klassificeras 11Kommissionens förordning (EU) 2016/631 av om fastställande av nätföre- skrifter med krav för nätanslutning av generatorer. Studie av om nätnivåerna bör ändras moduler inom intervallet 0,8 kW–30 MW som typ A–C, beroende på modulens maximala kontinuerliga effekt. RfG gäller i huvudsak för nya elproduktionsanläggningar som anses vara betydande och som beställts efter . Befintliga elproduktionsanläggningar som redan är ansluta till annat elnät än transmissionsnätet kommer inte att påverkas av RfG utan omfattas av Svenska kraftnäts befintliga föreskrifter för anslutning av el- produktionsanläggningar.12 Vid anslutning av nya kraftproduktions- moduler gäller däremot de nya reglerna som följer av RfG förutsatt att de uppfyller något av de tröskelvärden som anges ovan. anför att RfG i praktiken endast har en administ- rativ påverkan för , eftersom det måste utföra administrationen i likhet med ett transmissionsnätsföretag. Det är den systemansvariga för överföringssystemet, det vill säga transmissionsnätsföretaget enligt svensk rätt, som i vissa delar ska fastställa vilken kravbild som ska gälla. har inte an- sett att det finns behov av att för del göra några nationella anpassningar av de maximala tröskelvärdena. Svenska kraftnäts befintliga föreskrifter för anslutning av elpro- duktionsanläggning kommer att fortsätta gälla för elproduktions- anläggningar som har en nominell aktiv effekt från och med 1,5 MW. Vid anslutning av nya kraftproduktionsmoduler gäller däremot de nya reglerna som följer av Ei:s föreskrifter13. DCC, Förordning för anslutning av förbrukare DCC är en förordning14 som syftar till att systemsäkerheten upp- rätthålls på ett likartat sätt inom hela EU och att nät och resurser används på ett effektivt sätt. Detta uppnås genom harmoniserade anslutningskrav för förbrukningsanläggningar, distributionsnät och icke koncessionspliktiga nät (IKN). Kraven syftar även till att säker- ställa elförbrukares förmåga att bidra till elsystemets funktion samt bidra till att möjliggöra förbrukarflexibilitet till berörda system- ansvariga, inklusive ansvarig systemoperatör. 12Affärsverket svenska kraftnäts föreskrifter och allmänna råd (SvKFS 2005:2) om driftsäkerhets- teknisk utformning av produktionsanläggningar. 13Energimarknadsinspektionens föreskrifter (EIFS 2018:2) om fastställande av generellt tillämp- liga krav för nätanslutning av generatorer. 14Kommissionens förordning (EU) 2016/1388 av om fastställande av nät- föreskrifter för anslutning av förbrukare. Studie av om nätnivåerna bör ändras I förordningen fastställs också skyldigheter för att säkerställa att systemansvariga utnyttjar kapaciteten hos förbrukningsanläggningar och distributionssystem på ett lämpligt, öppet och icke-diskrimine- rande sätt för att skapa lika villkor i hela unionen. Kraven kan behöva anpassas efter regionala skillnader, det vill säga kraven följer i viss mån indelningen i synkronområden och även nationsgränser. Anpassningen görs genom nationella föreskrifter (, R2018:10). De anläggningar som berörs är nya förbruknings- och distribu- tionsanläggningar som ska anslutas till överföringssystemet, det vill säga transmissionsnätet enligt svensk rätt, och även nya distributions- nät (inklusive nya IKN). Dessutom berörs nya förbrukningsenheter i en förbrukningsanläggning eller i ett IKN som vill tillhandahålla förbrukarflexibilitet till distributionsnätet eller transmissionsnätet. Det finns en möjlighet för tillsynsmyndigheten eller medlemsstaten att besluta att även befintliga förbruknings- och distributionsanlägg- ningar ska omfattas av DCC. De tekniska kraven som följer av DCC handlar i huvudsak om att nya anläggningar ska kunna klara av störningar som uppstår i elnätet och förbli anslutna till elnätet. För att klara det behöver anläggningarna ha vissa tekniska egenskaper. Exempel på sådana tek- niska egenskaper är att anläggningen ska klara att vara i drift fast att elnätet i vissa fall ändrar frekvens och spänning. Det betyder att anläggningen ska klara variationer inom vissa fastställda frekvens- områden, spänningsintervaller och klara av variationer i frekvens och spänning . Det ställs även krav på en anläggnings förmåga att klara av att det uppstår så kallad kortslutning i elnätet och på anläggningens förmåga att hantera reaktiv effekt. Krav på för- brukningsanläggningar efterliknar därmed, till viss del, kravbilden för nya så väl som för befintliga produktionsanläggningar. Det finns också krav i DCC på att en anläggning behöver ange vilka anordningar och inställningar som krävs för att anläggningen ska kunna skydda elnätet vid problem i elnätet, krav på hur informa- tionsutbyte mellan en anläggning och elnätet ska ske, krav om hur en anläggning ska kunna kopplas bort vid låg frekvens samt hur en anläggning får tillhandahålla tjänster för förbrukarflexibilitet till nät- företag. I DCC definieras ett slutet distributionssystem som ett distribu- tionssystem vilket distribuerar el inom en geografiskt avgränsad Studie av om nätnivåerna bör ändras industriell eller kommersiell plats eller plats där gemensamma tjänster tillhandahålls och som inte levererar el till hushållskunder (med vissa förbehåll vad gäller hushållskunder). Ei ska bedöma vad som utgör ett slutet distributionssystem. Bestämmelserna om slutna distributionssystem finns i artikel 28 i elmarknadsdirektivet. Bestämmelserna är inte tvingande och har inte genomförts i svensk lagstiftning. Bestämmelserna påminner dock om de som finns i svensk rätt om IKN i förordningen (2007:215) om undantag från kravet på nätkoncession enligt ellagen (1997:857) och enligt denna förordning är det Ei som ska bedöma en ansökan om vad som utgör ett sådant. Förbrukningsanläggningar och slutna distributionssystem får tillhandahålla tjänster för förbrukarflexibilitet till den TSO eller det nätföretag som anläggningen är ansluten till. Förbrukarflexibilitet kan användas för till exempel nätföretagets hantering av aktiv effekt, reglering av reaktiv effekt, hantering av överföringsbegränsningar och för reglering av systemfrekvens i elnätet. För att få bidra med förbrukarflexibilitet ska förbrukningsanläggningen kunna förbli i drift inom vissa frekvensområden, viss spänningsintervall och nor- mala operativa spänningsintervall vid anslutningspunkten. Därtill ska effektförbrukningen kunna anpassas , kunna tåla frekvensändringar utan att kopplas bort från elnätet samt kunna an- sluta eller koppla bort sina statiska kompenseringsanläggningar direkt eller indirekt. DCC möjliggör även att tredje part kan tillhandahålla förbrukar- flexibilitet. Detta beskrivs oftast som att en så kallad aggregator, det vill säga en tredje part som aggregerar flera förbrukningsanläggningar, erbjuder dessa anläggningars förbrukarflexibilitet som en enhet till ett nätföretag. Varje TSO ska enligt SOGL komma överens med de DSO och be- tydande nätanvändare som är anslutna till överföringssystemet om fastställande av riktlinjer för driften av elöverföringssystemet. uppger att det i den urvalsprocessen är av mindre betydelse om en anläggning ägs av en TSO eller en DSO. Däremot kan den efter- Studie av om nätnivåerna bör ändras följande hanteringen (rörande till exempel datautbyte eller samord- ning av avbrott) skilja sig något beroende på ägarskap, framför allt ur ett administrativt perspektiv. Den resulterande driftsäkerheten ska enligt inte påverkas av vid vilken spänningsnivå gränsen mellan överföring och distribution dras. I delar av RfG- och DCC-koderna betraktas 110 kV-nätet som en del av överföringssystemet, det vill säga kraven omfattar alla produktions- och förbrukningsanläggningar som ansluts på minst . Detta leder till att svenska regionnätsföretag har det administ- rativa ansvaret för att följa upp alla anslutna elproduktionsanlägg- ningar på dessa spänningsnivåer, i likhet med vad ett systemansvarig för överföringssystem måste göra. I andra delar av DCC-koderna finns krav som bara omfattar förbrukning som är ansluten till över- föringssystemet, det vill säga transmissionsnätet enligt svensk rätt, vilket leder till att förbrukningsanläggningar som är anslutna till regionnätet i inte automatiskt omfattas av kraven. Detta kan övervägas vid implementeringen i . Den svenska lagstiftningen har haft ett fokus på att bara är/ska vara TSO. Enligt elmarknadsdirektivet har en TSO ansvar för drift, underhåll och utbyggnad av överföringssystemet och dess sammanlänkningar till andra system. Det krav på geografisk utbredning som kommer till uttryck i begreppet ”överföringssystem” är i den svenska lagstiftningen flyttat till definitionen av transmis- sionsnät som ska sträcka sig över flera regioner inom landet och länka samman det nationella elnätet med elnät i andra länder. Denna defi- nition behöver omarbetas om spänningsnivån för transmissionsnät sänks. Av det ovanstående framgår att det är skillnader i krav på över- föringssystem och distributionssystem. Det är bland annat ett större mått av obligatorium när det gäller kraven om systemansvar för över- föringssystemen. Den nya elmarknadslagstiftningen medger dock att medlemsstaterna får skilja på ansvaret vad gäller drift och innehav av nät. Det skulle i så fall ge en möjlighet att sänka gränsen för trans- missionsnät till lägre nivå än utan att alla systemansvarigs an- svar följer med, jfr artikel 40.2, i förslaget till nytt elmarknadsdirektiv: Studie av om nätnivåerna bör ändras Member States may provide that one or several responsibilities listed under points (a) to (jd) of paragraph 1 be assigned to a transmission system operator other than the one which owns the transmission system to which the concerned responsibilities would otherwise be applicable. The transmission system operator to which the tasks are assigned shall be certified as ownership unbundled, independent system operator or independent transmission operator, and fulfil the requirements provided for in Article 43, but does not have to own the transmission system it is responsible for. The transmission system operator which owns the trans- mission system shall fulfil the requirements provided for in Chapter VI and be certified in accordance with Article 43. This is without prejudice to the possibility for transmission system operators which are certified as ownership unbundled, independent system operator or independent transmission operator to delegate on their own initiative and under their supervision certain tasks to other transmission system operators which are certified as ownership unbundled, independent system operator or independent transmission operator where this delegation of tasks does not endanger the effective and independent decision-making rights of the delegating transmission system operator. Bestämmelser i nuvarande elmarknadsdirektiv som bara är tillämp- liga på TSO är till exempel att a)bidra till försörjningstryggheten genom lämplig överföringskapa- citet och systemtillförlitlighet, b)styra elkraftflödena i systemet, med beaktande av utbyten med andra sammanlänkade system, c)förse den systemansvarige för andra system med vilka systemet är sammanlänkat med tillräcklig information, och d)inkassera kapacitetsavgifter och betalningar inom ramen för kom- pensationsmekanismen mellan systemansvariga. Dessutom gäller för TSO strängare krav på åtskillnad och krav på certifiering. I artikel 40.1 i förslaget till nytt elmarknadsdirektiv tillkommer ytterligare krav särskilt för TSO: (i)procuring ancillary services to ensure operational security. (j)adopting a framework for the cooperation and coordination between ; Studie av om nätnivåerna bör ändras (ja) participate in establishing of and national adequacy assessments pursuant to Chapter IV of [recast of Regulation 714/2009 as proposed by COM(2016)861/2]; (jb) digitalisation of transmission systems; (jc) data management, including development of data management systems, cyber security and data protection subject to applicable pro- visions and rules and without prejudice to the competences of other authorities. 8.4.2Energiomställningen och digitaliseringen ger nya förutsättningar