BAKGRUNN (fra departementets EØS-notat, sist oppdatert 29.11.2023)

Sammendrag av innhold

Grensehandelsforordningen i tredje energimarkedspakke har introdusert et nytt system for å etablere bindende felleseuropeiske regler gjennom nettkoder og retningslinjer. Formålet var å skape et velfungerende indre energimarked gjennom bindende samarbeid og harmoniserte regler for alle som er involvert i planlegging, drift og utnyttelse av det europeiske energisystemet. Det er til nå utarbeidet harmonisert regelverk om marked, nettilknytning og drift av kraftsystemet.

Retningslinjen for elektrisitetsbalansering (EB GL) fastsetter harmoniserte prinsipper for balansering av kraftsystemet i Europa.  Mer uregulerbar fornybar energi i produksjonssammensetningen øker utfordringene knyttet til å balansere det europeiske kraftsystemet. Ved å tilrettelegge for grensekryssende handel i europeiske balansemarkeder, kan det oppnås en bedre utnyttelse av de europeiske balanseressursene og økt systemsikkerhet. EB GL legger grunnlaget for en koordinert utvikling av likvide og konkurransedyktige balansemarkeder i Europa. EB GL fastsetter handelsregler for balansetjenester, regler om kapasitetsfastsettelse for balansekraft, balanseavregning og balansemarkedet generelt. Retningslinjen legger til rette for at både forbrukerne og produsentene kan delta i balansemarkedet, som skal fungere effektivt på tvers av landegrenser og budområder.

Noen av bestemmelsene i EB GL gjelder på felleseuropeisk nivå, mens andre bestemmelser gjelder regioner eller det enkelte land. Regioner i denne sammenheng gjelder grupper av land, eksempelvis Norden. Dette gir en viss fleksibilitet når det gjelder å ivareta regionale hensyn. For Norges del gir det mulighet til å fortsette og videreutvikle det nordiske samarbeidet på balansering. Den europeiske dimensjonen kan på sikt gi tilgang til et større europeisk balansemarked.

EB GL gir plikter og rettigheter til en rekke aktører i energimarkedet. Dette dreier seg om nasjonale regulatorer (NRAer), systemoperatører i transmisjonsnettet (TSOer), lokale nettselskaper (DSOer), balansetilbydere (BSPer), balanseansvarlige (BRPer), det europeiske nettverket for TSOer (ENTSO-E) og Byrået for samarbeid mellom europeiske regulatorer (ACER).

Hovedinnhold i bestemmelsene

Generelle bestemmelser (art.1-13)

Formålet med EB GL er å få på plass felles prinsipper og krav når det gjelder anskaffelse, aktivering og avregning av balansereserver i EU. Kravene retter seg mot aktørene i energimarkedet som nevnt ovenfor. 

TSOene skal utvikle forslag til vilkår, betingelser og metoder i forbindelse med bestemmelsene i retningslinjen. Disse skal deretter sendes på høring, før de relevante NRAene skal godkjenne dem. Avhengig av virkeområde for de ulike bestemmelsene som utvikles må TSOene samarbeide på regionalt eller felleseuropeisk nivå.

Hver TSO skal publisere informasjon om frekvenssituasjonen, priser og mengde balanseenergi, spesialregulering, balansekapasitet og overføringskapasitet til balanseformål for eget område. Det er gitt mulighet for unntak slik at informasjon kan holdes tilbake av markedsmakthensyn.

Videre er det bestemmelser om finansiering, jevnlig evaluering av regelverket, inkludering av aktører, høringer, transparens og delegering av oppgaver/drift.

Balansemarkedet for elektrisitet (art.14-28)                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 

De grunnleggende prinsippene for balansemarkedet for elektrisitet er å oppfordre til effektiv konkurranse, ikke-diskriminering og transparens når TSOene handler med BSPene. TSOene er ansvarlige for å handle tilstrekkelig balansetjenester fra BSPer for å sikre systemsikkerheten. Videre er det også viktig at TSOene og BSPene i forbindelse med balansehandelen samarbeider og kommuniserer med DSOer og BRPer.

Hovedregelen skal være en desentralisert systembalansering (self-dispatching model), ikke en sentralisert systembalansering (central dispatch model).

Alle TSOene skal sammen utarbeide forslag til bestemmelser og vilkår som må oppfylles for at aktører skal kunne defineres som BSPer og BRPer. Blant annet må det tilrettelegges for at forbrukere, tredjeparter, tilbydere av energilagring og aggregatorer skal kunne tilby fleksibilitet til markedet.

Artikkel 19-22 angir tidsrammer for hvordan og når de felleseuropeiske plattformene for handel med balansetjenester skal utvikles. Plattformene skal blant annet motta alle bud i hele Europa for de ulike balanseproduktene som tilbys på de ulike plattformene og disse skal rangeres etter pris.

I prosessen med å utvikle disse plattformene skal alle de europeiske TSOene jobbe sammen. I løpet av utviklingsprosessen for hver plattform skal det blant annet presenteres en liste over berørte TSOer, en tidsplan for utviklingen av plattformen og overordnende prinsipper for algoritmene og metodene som legges til grunn for balanseringen og balanseoppgjøret. TSOene må også avklare roller for de involverte, hvem som har driftsansvar og den praktiske gjennomføringen av arbeidet. Alt dette skal utarbeides i etapper og skal godkjennes av NRAene. Det er satt ulike tidsfrister for å utvikle de ulike plattformene. Når forslagene er godkjent av NRAene og plattformene er utviklet og implementert, skal alle TSOer bruke disse plattformene for balansering av kraftsystemet.

Det skal utvikles plattformer for RR (replacement reserves), mFRR (manual Frequency Restoration Reserves) som tilsvarer tertiær-/regulerkraftmarkedet, aFRR (automatic Frequency Restoration Reserves) som tilsvarer sekundærmarkedet, og utlikning av motsatte balanser (imbalance netting). Norge har for øyeblikket ikke markeder for RR og motsatte balanser.

Artikkel 23 bestemmer hvordan kostnadene forbundet med utviklingen og implementeringen av de ulike plattformene skal fordeles mellom TSOene og tredjeland (land som ikke er medlem av EU eller EØS) som også benytter seg av plattformene. Kostnadene ved plattformene skal brytes ned til felleskostnader, regionale kostnader og nasjonale kostnader

Artikkel 24 handler om felles lukketider i de ulike balansemarkedene på de europeiske handelsplattformene. Lukketiden skal være etter at det grensekryssende intradagmarkedet stenger og så nær driftstimen som mulig.

I artikkel 25 og 26 settes det krav til utformingen av standardprodukter og spesifikke produkter og i hvilke balansesituasjoner de kan brukes. Standardprodukter skal handles på de europeiske plattformene mellom alle europeiske land. De må være harmoniserte på EU-nivå og definert i samarbeid av alle TSOene. Et standardprodukt kan for eksempel være manuelle reserver som har 15 minutters aktiveringstid med en minimumsstørrelse på 5 MW.  De spesifikke produktene faller ikke innenfor definisjonen på standardprodukter og de brukes dermed nasjonalt for å håndtere lokale balanseringssituasjoner der standardprodukter ikke er egnet. For eksempel kan noen land trenge manuelle reserver som har kortere aktiveringstid enn 15 minutter. Et annet eksempel er at enkelte BSPer tilbyr balanseprodukter som ikke kan tilpasses definisjonen av standardprodukter, for eksempel at de har lengre aktiveringstid eller er mindre enn minimumsstørrelsen.

Alle TSOer skal så langt det er mulig benytte seg av standardprodukter for balansering i frekvensreguleringen. I forbindelse med utarbeidelsen av handelsplattformene skal alle TSOer sammen presentere et forslag til liste for standardprodukter for balanseenergi for RR- og FRR-markedene. Senest to år etter at EB GL har trådt i kraft skal TSOene også presentere forslag til liste over standardprodukter på balansekapasitet i RR- og mFRR-markedene. Disse listene må gjennomgås minst hvert andre år. Regler for spesifikke produkter skal utvikles parallelt.

TSOer kan også benytte seg av spesifikke produkter for balansering. Det må dokumenteres at de spesifikke produktene er nødvendige for å kunne oppnå en tilstrekkelig balansering av kraftsystemet, eller at enkelte balanseprodukter ikke kan tilbys som standardprodukter. Spesifikke produkter må godkjennes av NRAen og behovet for dem må gjennomgås hvert andre år. Samtidig må det også presenteres forslag til hvordan TSOene kan redusere bruken av spesifikke produkter.  Regelverk for hvordan bud på spesifikke produkter kan konverteres til standardprodukter på tvers av TSO-områder må også utvikles.

Dersom et bud som defineres som standardprodukt skal kunne gjøres om til et spesifikt produkt bud av TSOen må metoden for det være transparent, ikke diskriminerende, ikke skape hindre for handel med balansetjenester og sikre TSOenes finansielle nøytralitet.

Anskaffelse av balansetjenester (art.29-35)

EB GL skiller mellom balanseenergi som handles i eller rett før driftstimen, og balansekapasitet. Balansekapasitet en mengde reservert kapasitet som fungerer som en opsjon for TSOen. Den handles inn på et tidligere tidspunkt enn balanseenergien da den kan aktiveres i balansemarkedene, men ikke nødvendigvis blir det. En BSP kan dermed få betalt både for å tilby balansekapasitet og for at denne kapasiteten blir aktivert. Balanseenergi tilsvarer det som handles i tertiær-/regulerkraftmarkedet, og balansekapasitet tilsvarer det som handles i RKOM-markedet i Norge i dag.  

Prisene på balanseenergi skal baseres på markedsklarering og marginalprising med utgangspunkt i budlister på de europeiske handelsplattformene. Plattformene skal respektere lukketidene i de aktuelle markedene, med mindre systemsikkerheten krever noe annet. Tekniske prisgulv- og tak kan settes dersom alle TSOene blir enige om det. I utarbeidelsen av slike, må det tas hensyn til tilsvarende begrensninger i day-ahead og intradagmarkedene samt prisdannelsen i disse markedene.

TSOene skal sammen utvikle forslag til metode for hvordan og når bud på balansetjenester skal aktiveres. Begrunnelsene for hvorfor budene aktiveres skal være transparente. Dette gjelder både for spesifikke og standard produkter. I forlengelsen av dette skal det også utvikles et forslag til metode for å definere prisene på balanseenergi og overføringskapasitet for balanseenergi.

Aktivering og oppgjør skal som hovedregel skje mellom TSOer gjennom den aktuelle handelsplattformen. Medlemsland har imidlertid adgang til å utvikle regelverk for aktivering og oppgjør mellom TSO og BSP når handelen skjer mellom budområder.                        

Hver TSO kan som hovedregel bare etterspørre den mengden bud de har tilrettelagt for selv. Den nasjonale TSOen kan erklære at bud gitt til handelsplattformen bare kan aktiveres av dem selv hvis disse budene er utilgjengelige på grunn av flaskehalsproblematikk eller driftssikkerhetshensyn i TSOens systemansvarsområde.                        

Anskaffelse av balansekapasitet skal være så kostnadseffektivt som mulig og det skal årlig gjennomføres undersøkelser for å finne ut hvor mye som behøves. Undersøkelsen skal gjennomføres av nasjonale TSOer, og ta hensyn til eventuell handel med balansekapasitet, deling av reserver og forventet volum av bud på balanseenergi. Anskaffelsene skal være markedsbasert i alle fall for RR- og FRR-markedene, og de skal kunne anskaffes på tvers av budområder og land, hvis TSOene blir enige om en avtale om dette. Opp- og nedreguleringskapasitet skal anskaffes separat i alle fall for RR og FRR-markedene, med mindre TSOene søker om unntak som må godkjennes av den relevante NRAen. Bud på balanseenergi som er basert på reservert balansekapasitet skal også meldes inn til de europeiske handelsplattformene.

Hvis to eller flere TSOer har blitt enige om å handle med balansekapasitetsreserver skal de utvikle et felles forslag til regelverk for hvordan denne handelen skal foregå, både med tanke på anskaffelse og handel med balansekapasitetsressursene. TSOene skal ikke øke pålitelighetsmarginen (The reliability Margin) for å legge til rette for handel innenfor RR og FRR-markedene. De skal enten stille overføringskapasitet til rådighet ved hjelp av probabilistiske beregninger som anslår hvor mye overføringskapasitet som er tilgjengelig etter at intradaghandelen er avsluttet, eller ved hjelp av allokering av grensekryssende overføringskapasitet. Ved probabilistiske beregninger, må TSOene informere TSOer innenfor samme LFC-blokk om sannsynligheten for at balansekapasitet/-energi ikke er tilgjengelig hvis slike situasjoner oppstår.

Hvis balansekapasitet handles inn mer enn en uke før driftstimen må TSOene legges til rette for at BSPer kan handle med sine reservekapasitetsposisjoner med hverandre frem til en time før driftstimen, såfremt det er tilgjengelig overføringskapasitet og det ikke går utover systemsikkerheten.

Grensekryssende overføringskapasitet for balansetjenester (art.35-43)                                  

Alle TSOer skal bruke tilgjengelig overføringskapasitet etter day-ahead og intradaghandelen til handel med balanseenergi eller i utlikning av motsatte ubalanser. Innen fem år etter at EB GL har trådt i kraft skal alle TSOer i en kapasitetsberegningsregion (CCR) utvikle en metode for å beregne tilgjengelig grensekryssende overføringskapasitet innenfor tidsrammen for balansemarkedet. TSOer kan ikke kreve ekstra avgifter for handel med balansetjenester.

To eller flere TSOer kan på eget initiativ tildele overføringskapasitet mellom seg til handel med balansekapasitet. Innen fem år etter at EB GL trer i kraft skal alle TSOene sammen utvikle et forslag til å harmonisere metoden for tildelingen av overføringskapasitet til handel med balansekapasitet basert på art. 40 og art. 41 og 42 der dette er relevant. (art.38.3)  

Frem til denne felles harmoniserte metoden er utviklet, kan TSOene velge mellom de tre følgende beregningsmetodene for å definere hvor mye overføringskapasitet som skal allokeres. Imidlertid kan avtaler som er inngått før EB GL trer i kraft fortsette å løpe frem til kontraktsperioden er fullført.

• Co-optimalisert tildelingsprosess (art 40): Metoden skal utvikles av alle TSOer for hele EU i løpet av to år etter ikrafttredelse av EB GL. Anskaffelse av balansekapasitet etter denne metoden kan tidligst gjøres dagen før driftstimen og vil trolig fastsettes i samme markedskoblingsalgoritme som day-ahead og intradag.
• Markedsbasert tildelingsprosess (art 41): kan utvikles regionalt av TSOene to år etter ikrafttredelse. Den skal være markedsbasert og kan tidligst gjøres en uke i forkant av driftstimen. Der overføringkapasiteten allokeres mer enn to dager før driftstimen skal den allokerte kapasiteten begrenses til 10 % av tilgjengelig overføringskapasitet. Denne begrensningen gjelder ikke på HVDC-linjer mellom budområder frem til den harmoniserte metoden for allokering av overføringskapasitet til balansekapasitet er fastsatt etter art.38.3.   
• Tildelingsprosess basert på økonomisk effektivitetsanalyse (art 42): Metoden for langsiktig reservering av kapasitet kan utvikles regionalt av TSOene i løpet av to år etter ikrafttredelse av EB GL. Mengden som kan reserveres er begrenset til 5 % på eksisterende vekselsstrømlinjer, og 10 % på nye. Begrensningene gjelder ikke for HVDC-linjer mellom budområder, så lenge det ikke er etablert en harmonisert metode etter art.38.3.

TSOene har adgang til å søke om utsettelse for begrensningene på balansehandel hos den relevante NRAen frem til 1. januar 2025.

Balanseavregning (art.44-57)

Avregning mellom BSPer, BRPer og TSOer om balansekapasitet og balanseenergi i de ulike balansemarkedene skal reflektere verdien av ubalansene i sanntid. Det skal avregnes per avregningsområde og per avregningsperiode.

Det åpnes for at TSOene kan utvikle en egen avregningsmetode for kostnadene forbundet med å anskaffe balansekapasitet som kommer i tillegg.

Det skal utvikles metoder for kalkulering og avregning mellom TSOer og BSPer på RR- og FRR-markeder. TSOene kan velge å gjøre det samme for FCR (frequency containment reserves) – primærregulering - hvis disse balanseressursene er markedsbasert.

Senest ett år etter at forordningen har tredd i kraft skal TSOene være enige om et avregningssystem i RR, og FRR-markedene samt i forbindelse med utlikning av motsatte balanser (imbalance netting) der slike tjenester handles på tvers av budområder. Innen 18 måneder skal det samme være på plass for FCR og i forbindelse med ramping. For FCR og ramping kan utveksling skje utilsiktet, dermed må det utvikles et avregningssystem for det også.

Innen tre år etter ikrafttredelse skal alle TSOer bruke 15 minutters avregningsperioder i alle avregningsområder, med mindre alle TSOene i et synkronområde ber om et unntak. Hvis dette innvilges av NRAene skal beslutningen gjennomgås sammen med ACER hvert tredje år. TSOen kan imidlertid be om utsettelse frem til 1. januar 2025.

Prisen for ubalanser i avregningen skal i hovedsak være basert på en-prissystem der positive og negative priser er symmetriske, men det åpnes også for 2-prissystemer der positive og negative ubalanser prises ulikt.

Balansealgoritmen (art.58)

I forbindelse med utviklingen av handelsplattformer for RR- og FRR-produkter skal alle TSOene sammen utvikle algoritmer. De skal ta hensyn til regelverket for hvordan balanseenergibud aktiveres og prises, funksjonen for utlikning av motsatte balanser og grensekryssende handel med balanseenergi og aktivering av denne.

TSOer som handler balansekapasitet med hverandre må utvikle en algoritme for dette som minimerer de felles anskaffelseskostnadene og eventuelt tar hensyn til grensekryssende overføringskapasitet og prisingen av denne.

Alle algoritmene må ta hensyn til fysiske, praktiske og tekniske begrensninger, samt hvis aktuelt, tilgjengelig grensekryssende overføringskapasitet.

Rapportering (art.59-60)

Entso-E skal etter to år publisere en rapport om fremdriften i integrasjonen av balansemarkedene i Europa, med resultatindikatorer. En kortere oppdatering skal komme året etter. Rapporten skal respektere konfidensiell informasjon.

Hvert andre år skal hver TSO publisere en rapport om balansetjenestene og balanseringen de har gjennomført de siste to kalenderårene. Disse rapportene skal ha en oppsummering på engelsk.

Nytte-kostnadsanalyse (art.61)

Dersom TSOer benytter seg av nytte-kostnadsanalyser, skal kriteriene og metoden for dem rapporteres til NRAen. Det skal skje minst seks måneder før analysen skal utføres. NRAen har rett til å pålegge endringer i metoden. NRAen skal også motta resultatet av nytte-kostnadsanalysen sammen med forslag til hvordan eventuelle problemer analysen har påvist kan håndteres.

Implementering, utsettelser og overvåkning (art.62-63)

TSOer kan søke om utsettelse for tidsfrister og en rekke andre bestemmelser i retningslinjen hos den relevante NRAen. Utsettelsesprosessen skal, hvis den oppstår, være transparent ikke-diskriminerende, veldokumentert og godt begrunnet. Utsettelser må være gitt før regelen man ber om utsettelse for trer i kraft. Søknaden skal behandles innen seks måneder.

Utsettelser kan bare gis en gang, og for en periode på maksimalt to år med noen unntak, for eksempel overgangen til 15 minutters avregningsperioder og begrensninger på overføringskapasitet allokert til handel med balansekapasitet.

Entso-E skal overvåke implementeringen av forordningen, blant annet gjennom rapportene beskrevet i art.59. Entso-E skal levere all nødvendig informasjon til ACER om fremgangen i arbeidet.

Overgangsbestemmelser (art.64-65)

Krav, vilkår og bestemmelser som er gitt i forordningen skal om ikke annet er spesifisert tre i kraft ett år etter at forordningen er vedtatt. For Irland og Nord-Irland trer den i kraft 31. desember 2019.

Merknader

EB GL vurderes som EØS-relevant da den omhandler handel av varer og tjenester innenfor det indre markedet.

En del av bestemmelsene i retningslinjen er løftet opp i forslagene til basisrettsakter i "Clean Energy for all Europeans" (Vinterpakken). De kan bli justert i den videre prosessen.

Sakkyndige instansers merknader

Retningslinjen ble sendt på høring ved brev fra OED 11. mai 2017 med høringsfrist 10. august 2017.

Følgende instanser hadde ingen merknader: Arbeids- og sosialdepartementet, Helse- og omsorgsdepartementet, Kunnskapsdepartementet, Justis- og beredskapsdepartementet, DSB, Samferdselsdepartementet, NVE, UD, Statistisk sentralbyrå, Forsvarsdepartementet, Klima- og miljødepartementet.

Energi Norge: Støtter intensjonen i forslaget til forordning, og markedsprinsippene som er beskrevet. Viktig at bransjen involveres tett i utvikling av metoder for å gjennomføre forordningen, og at både TSOer og DSOer involveres. Norden bør være et foregangsområde for utvikling og gjennomføring av nye løsninger basert på rammeverket i forordningen. Det må etableres inntektsmodeller som gir aktørene insentiver til å delta i utveksling av balansetjenester og en rimelig andel av verdiskapingen ved en slik utveksling. Støtter at TSOene, jf. artikkel 12, skal offentliggjøre informasjon om balansemarkedet så fort denne informasjonen er tilgjengelig. Forordningen gir nok fleksibilitet til de nordiske regulatorene og de nordiske TSOene til å utvikle et marked der det er bare en Balancing Responsible Party (BRP) per målepunkt, og der BRP og Balancing Service Provider (BSP) kan forhandle fram forholdet sitt på ordinært kommersielt grunnlag.

Energi Norge støtter standardisering av produkter for balansetjenester, siden dette vil forenkle handel og markedsintegrasjon. Markedsadgang er samtidig viktigere enn produktstandardisering. Energi Norge er enig i prinsippene som er beskrevet for aktiveringsmarkedet for balanseenergi. Støtter også at alle TSOene skal definere behovene sine for reservekapasitet minst en gang per år, og at en i denne prosessen skal kunne ta hensyn til tilgjengelig reservekapasitet gjennom grensekryssende overføringskapasitet. Energi Norge ønsker at minimumskapasiteten skal være stor nok til å garantere systemsikkerheten, slik at TSOene ikke er avhengige av "frie" aktiveringsbud.

Videre støtter Energi Norge muligheten til å tildele kapasitet til utveksling av balansetjenester, og prinsippene for de tre metodene som skal utvikles. Energi Norge ønsker at det skal arbeides videre med utvikling av "Co-optimisation metoden" i tillegg til metoden "market-based allocation". Dette fordi den førstnevnte metoden er mest markedsbasert og kan utvides til å omfatte intradagmarkedet i tillegg til day ahead og balansemarkedene.

Energi Norge støtter i hovedsak prinsippene nevnt i artikkel 44.a, herunder "en-prisprinsippet". Et system med to priser gir ingen insentiver til å hjelpe systemet til å komme i balanse. En overgang til 15 minutters avregningsperiode støttes, dersom dette er knyttet til en mulighet for BRP-ene til å handle seg i balanse i intradagmarkedet også med 15-minutters-produkter. Det bør også arbeides for at man kan handle i intradagmarkedet "cross-zonal" med kortere Gate Closure Time enn 60 minutter.

Agder Energi (AE): Støtter hovedintensjonen og prinsippene i forslaget, og en utvikling mot like balanseprodukter da dette vil forenkle muligheten til en økt utveksling med andre land. Når Norge i fremtiden knyttes sterkere til et integrert europeisk kraftmarked blir det enda viktigere å ha de mest effektive virkemidlene for å opprettholde god frekvenskvalitet.

Håper at man i fremtiden ser en økt bruk av de automatiske sekundærreservene og at kraftsystemets behov for raske reguleringer i hovedsak dekkes inn gjennom økte innkjøp av automatiske reserver, slik som i de fleste europeiske land. Støtter en raskest mulig overgang til handel med kvarterprodukter i intradagmarkedet, og innføring av 15 minutters avregningsperiode kombinert med felles prinsipper for ubalanseavregningen.

Et generelt prinsipp bør være å tilstrebe løsninger som sikrer at de som forårsaker ubalanser også betaler sin andel av ubalansekostnadene. Dagens norske løsninger hvor halvdelen av ubalansekostnadene belastes produsentene gjennom et påslag for systemdrift (0,2 øre/kWh) oppfatter AE som direkte i motstrid med disse kriteriene, og ser derfor fram til innføring av en ny felles nordisk/europeisk løsning. AE støtter muligheten til reservasjon av kabelkapasitet til balansetjenester.

EL og IT Forbundet: Regelverket innen kraftområdet bør konsekvensutredes, og en slik utredning burde inngå som en del av høringsgrunnlaget. Kravet om avsetning av 10 % kapasitet i utenlandskablene kan ha konsekvenser for Norge, og dette burde vært konsekvensutredet.

Det nordiske samarbeidet om balansering er utviklet uten regulering av EU, og det er viktig at forslaget til forordning ikke medfører en negativ innvirkning på de viktige og positive rammebetingelsene norsk industri har, og kraftavtaler som ledd i dette. EL og IT Forbundet er skeptisk til forordningens bestemmelser om hvordan eventuelle uoverensstemmelser skal håndteres, jf. avtaler mellom TSOene. Det er viktig at norsk kraftproduksjon og distribusjon er underlagt nasjonal råderett. En konsensusbasert ordning, der TSOer som ønsker å samarbeide og blir enige om dette, er å foretrekke framfor regelverket som skissert i forordningen. Dette ville sikre større nasjonal kontroll med utviklingen.

Norsk Industri: Mer integrering med Europa vil føre til høyere priser i de nordiske balansemarkedene. Jf. forslaget skal det utvikles nye regler, metodologier og prinsipper, og dette fører til økte kostnader for Statnett. Kostnadene vil deretter bli overført til forbrukerne. Norden må innføre standardprodukter utviklet for mest mulig handel på tvers av landegrenser, og muligheten for lokale produkter tilpasset lokale behov og fleksibilitetspotensiale blir mer begrenset. Et felles-europeisk balansemarked utvikles gjennom et krevende samspill mellom TSOer, overstyrt av ACER og ENTSO-E.

Det er avgjørende med god dialog og konsensus med andre nordiske land for å ivareta de gode egenskapene ved det norske og nordiske balansemarkedet, og Statnett oppfordres til å ta en sterk rolle i det nordiske samarbeidet slik at nordisk homogenitet kan fremmes. Det vises til at grenseflaten mellom EB-forordningen og forslaget til elmarkedsdirektiv, som inngår i "Vinterpakken", er flytende. Statnett og OED bes om å arbeide for å få innført tekst fra EB-forordningen inn i forslaget til elmarkedsdirektiv der dette er hensiktsmessig. Norsk Industri forstår EB-forordningen slik at EU ønsker et europeisk balansemarked som ligner på det nordiske, og mener flere prinsipper i EB-forordningen er positive. Dette omfatter prinsippet om et markedsstyrt balansemarked, ikke-diskriminering og lik tilgang til markedet, forbrukerfleksibilitet og involvering av berørte parter.

EB-forordningen legger opp til at det skal utarbeides en rekke detaljerte regelverk i løpet av kort tid, og Norsk Industri undrer om det det er realistisk å få til. Tidspress bør ikke gå på bekostning av konsultasjoner med industribedrifter. Jf. EB-forordningen artikkel 9 skal ACER, i samarbeid med ENTSO-E, organisere regelmessige møter med berørte parter som gjennomføringen av forordningen, og OED må klargjøre hvordan den norske representasjonen bli på slike møter, hvilken innflytelse norske aktører kan forventes å få, og sikre gode rutiner for videreformidling av informasjon fra møtene. Siden NVE ikke har/får stemmerett i ACER, er det nødvendig at NVE og Statnett spiller en tydelig rolle i sine regionale samarbeidsorgan, og at informasjon om arbeidet til ACER og ENTSO-E videreformidles til norske aktører.

Norsk Industri har merket seg formuleringen i artikkel 4.4 som inneholder føringer for hvordan vedtak skal fattes ved manglende enstemmighet i regioner som har flere enn fem medlemsland. Det påpekes at det nordiske samarbeidet består av fire land, inkludert Norge. Norsk Industri har behov for å vite hva som skjer dersom for eksempel de baltiske landene innlemmes i det nordiske samarbeidet.

Norsk Industri er bekymret for hvilken tilgang industriens balansetjenester, hovedsakelig RKOM sesong, vil ha i markedet i fremtiden. Standardproduktene må kunne utformes slik at industrien kan delta med sin fleksibilitet, og Statnett oppfordres til aktivt å søke å tillate bruk av spesifikke produkter der disse anses som økonomisk og systemmessig hensiktsmessige. Norsk Industri tolker forordningen slik at Statnett fortsatt vil ha anledning til å opprettholde RKOM sesong dersom dette vurderes som kostnadseffektivt, jf. artikkel 32.2. Det er viktig at tilstrekkelig fleksibilitet opprettholdes i artikkel 32.2. Bestemmelsen i elmarkedsdirektivet i "Vinterpakken" er annerledes og innskrenkende, og legger langt sterkere føringer for anskaffelser enn EB-forordningen artikkel 32.2. Direktivet overstyrer forordningen, og det er derfor viktig at Statnett og OED arbeider tett med ENTSO-E for å få innført formuleringen fra EB-forordningen i elmarkedsdirektivet. Norsk Industri har fått opplyst at Statnett allerede har spilt dette inn til ENTSO-E, og påpeker at dette er positivt.

Norsk Industri har tillit til at Statnetts praksis knyttet til allokering av kapasitet på utenlandskabler baseres på samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Norsk Industri mener samtidig at tilhørende analyser må gjøres tilgjengelige, og at analysene må inneholde vurderinger av lønnsomhet for energioverføring versus lønnsomhet for overføring av balansetjenester.

Statnett: Forordningen vil etterfølges av ytterligere detaljert regelverk, blant annet i form av et tjuetalls spesifikke metoder. Det er derfor fortsatt usikkerhet knyttet til utforming av endelige løsninger. Standardiseringen som det legges opp til er i utgangspunktet bra siden det gjør det lettere å etablere markedsløsninger for utveksling av balansetjenester. For Statnett er det samtidig viktig å kunne avvike fra standardene, bl.a. pga. særnorske forhold. Også av hensyn til aktørene er det viktig at det er rom for å gjøre endringer i reguleringen dersom dette er hensiktsmessig.

Statnett er positiv til målet om å introdusere avregningsperiode på 15 minutter, men dette er en endring som krever innsats fra flere aktører. Finere tidsoppløsning i energimarkedene vurderes av Statnett som en forutsetning for effektiv utnyttelse av kraftsystemet, inklusive nye mellomlandsforbindelser.

Statnett er også positiv til at det åpnes opp for utvikling av en markedsbasert metode for allokering av overføringskapasitet. Statnett påpeker samtidig at ko-optimaliseringsmetoden, som er den foretrukne metoden i forordningen, ikke er utprøvd i praksis, og forutsetter at markedene for balansekapasitet klareres kombinert med elspotmarkedet. Vurderingen til Statnett er at det ikke er realistisk å gjennomføre dette i løpet av de neste fem årene. Statnett mener videre at det er uheldig at forordningen ekskluderer muligheten for å inkludere verdien av å utveksle balanseenergi når overføringskapasitet allokert for overføring av balansekapasitet skal verdsettes. Statnett mener det er uheldig at forordningen inneholder en begrensning som fratar TSO mulighet til å allokere overføringskapasitet til utveksling av FCR (primærreserve) i AC-nettet siden dette kan være samfunnsøkonomisk effektivt.

Forordningen stiller krav om utvikling av en rekke metoder og detaljert regelverk innenfor angitte tidsfrister, og Statnett vurderer at dette er svært ambisiøst og til dels urealistisk.

Når det gjelder utvikling og valg av standardprodukter påpeker Statnett at det vil være nødvendig å vurdere om det er hensiktsmessig å benytte spesifikke produkter i det nordiske synkronområdet. Det vises eksempelvis til at Norden typisk bruker raskere produkter enn TSOene på kontinentet. Statnett viser ellers til at krav om separat anskaffelse av opp- og nedregulering kan være til hinder for å utvikle effektive markedsløsninger. Analyser viser at effektiviteten i markedet øker ved å gi leverandører mulighet til å tilby balansekapasitet opp- og ned, enten separat eller i kombinasjon. Dette fordi kostnadene kan prises inn to ganger ved separat budgivning.

Statnett er positiv til økt transparens i balansemarkedene, men er bekymret for kravet i artikkel 12 om at TSO skal publisere tilbudte priser og volumer for balanseenergi og balansekapasitet på aktørnivå. Slik informasjon vil kunne skape konkurransefortrinn for noen aktører og muligheter for utøvelse av markedsmakt. Statnett er derfor positiv til at forordningen åpner opp for at TSO kan søke nasjonal myndighet om unntak fra kravet i artikkel 12.

Rettslige konsekvenser

EB er hjemlet i forordning 714/2009 om grensekryssende krafthandel, som er vurdert som EØS-relevant og innlemmet i EØS-avtalen ved EØS-komiteen beslutning nr. 93/2017 av 5. mai 2017.

OED anser EB som EØS-relevant. Spørsmål om EØS-tilpasninger avklares i dialog med EU-siden. Det er foretatt en gjennomgang av innholdet i rettsakten sammenholdt med norsk regelverk, og forslag til endringer i energiloven og forskrifter har vært sendt på offentlig høring ved brev av 26. september 2019 fra Olje- og energidepartementet.

Departementet har foreslått et nytt femte ledd i energiloven § 4-3 om måling, fakturering og avregning. Dette vil gi reguleringsmyndigheten kompetanse til å fastsette eller godkjenne vilkår, alternativt metoder, om utøvelsen av avregningsansvaret. Dette skal skje ved enkeltvedtak. Forslaget er skåret over samme lest som andre bestemmelser i energiloven som gir reguleringsmyndigheten kompetanse.

Tilsvarende som for gjennomføringen av CACM vurderes EB for øvrig å kreve justering i energiloven § 10-2 (utlevering av opplysninger til ENTSO-E). Et forslag til endring av energiloven § 10-2 tilknyttet CACM ble sendt på offentlig høring ved brev av 23. november 2018 fra Olje- og energidepartementet.

Økonomiske og administrative konsekvenser EB

Departementet legger til grunn at gjennomføringen av EB i norsk rett vil bidra til en styrket regulering av kraftmarkedene nasjonalt og internasjonalt. Dette forventes å gi et mer velfungerende kraftmarked og en mer effektiv nettvirksomhet. Med bakgrunn i at det i stor grad dreier seg om formalisering av eksisterende prosesser og samarbeid, anses EB å kunne gjennomføres uten større økonomiske og administrative konsekvenser.

Gjennomføringen av EB i Norge innebærer at Statnett som TSO og avregningsansvarlig får bidra i utvikling av vilkår og metoder, og Reguleringsmyndigheten for energi (RME), skal godkjenne forslag til vilkår og metoder som utarbeides av TSOer. RME skal føre tilsyn med hvordan regelverket i EB praktiseres i Norge. Innlemmelse av forordningen innebærer at RME må samarbeide med andre lands reguleringsmyndigheter for energi. RME deltar aktivt i samarbeid med andre lands reguleringsmyndigheter også i dag. Statnett samarbeider også aktivt med andre lands TSOer i dag.

Gjennomføringen av EB endrer ikke ansvarsfordelingen mellom myndighetsorganer som er foreslått ved departementets høringsnotat av 20. september 2018 om forskrift om nettregulering og energimarkedet, og som er i samsvar med føringene fra Stortingets behandling av Prop. 5 L (2017-2018).

For Statnett medfører gjennomføringen av EB at forhold som til nå har vært dekket gjennom ulike avtaler mellom de nordiske TSOene, i større grad reguleres av EB. Statnett som norsk TSO vil på sikt få nye oppgaver knyttet til å melde bud på balansetjenester videre til de europeiske plattformene. For at dette skal kunne gjennomføres må TSOene først utvikle nye nasjonale og nordiske systemer og plattformer for handel og utveksling av balansetjenester, slik at disse kan kommunisere med de europeiske løsningene som blir utviklet. Målet med EB er på sikt å skape felles velfungerende europeiske balansemarkeder. Statnett vil fortsatt være system- og balanseansvarlig for det norske kraftsystemet.

Et harmonisert balansemarked innebærer at de mest kostnadseffektive ressursene vil bli brukt for å sikre balansen i kraftsystemet. Dette vil etter hvert føre til lavere kostnader for TSOen, sammenlignet med en situasjon der det ikke er felles handelsplasser. Det er imidlertid vanskelig å si hvordan de totale kost-nyttevirkningene vil se ut, ettersom en rekke metoder og vilkår er under utarbeidelse. Hvordan kraftprodusenter og forbrukere, som ønsker å være aktive i balansemarkedene, vil påvirkes av EB avhenger av arbeidet som utføres av TSOene. Hvordan standardprodukter og eventuelle spesifikke produkter blir utformet, for eksempel når det gjelder aktiveringstid og budstørrelse, vil påvirke hvilke aktører som kan legge inn bud i balansemarkedene.

Sakkyndige instansers merknader

Innspill fra høring med frist 20. desember 2019 finnes her: https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/horing--gjennomforing-av-tre-kommisjonsforordninger-gitt-i-medhold-av-tredje-energimarkedspakke/id2670188/?expand=horingsnotater

Vurdering

Norge er et land med betydelige balanseressurser gjennom den regulerbare vannkraften. Ved å legge til rette for et felleseuropeisk balansemarked vil de totale europeiske balanseressursene kunne utnyttes bedre. Det innebærer muligheter for å selge norske balanseressurser til Europa. Dette gir et mer effektivt europeisk balansemarked i en tid der behovet for balansetjenester er økende.

Balansemarkedene skal sørge for at balansetjenester kan anskaffes til så lav kostnad som mulig for samfunnet. Den største forskjellen på balansemarkedene og andre kraftmarkeder er at Statnett er eneste kjøper. Det kommer av at Statnett som TSO har systemansvaret i det norske kraftsystemet. Systemansvaret innebærer at Statnett skal ivareta den nasjonale forsyningssikkerheten ved å sørge for at det er balanse mellom produksjon og forbruk til enhver tid, riktig spenning i nettet og tilstrekkelig med balansekapasitetsreserver.

I Norge er balansemarkedet delt i tre. Primærmarkedet og sekundærmarkedet, i koden kalt henholdsvis FCR og aFRR, blir automatisk utløst når frekvensen i kraftsystemet avviker fra 50Hz. Tertiærmarkedet, også kalt regulerkraftmarkedet eller mFRR, er manuelle reserver og blir aktivert hvis ubalanser i kraftsystemet vedvarer. Dette markedet er felles for hele Norden. For å sikre at det er tilstrekkelig tilgang på balansereserver kjøper også Statnett inn balansereserver på forhånd gjennom RKOM, som fungerer som et slags kapasitetsmarked for balanseenergi. For å sikre tilstrekkelig tilgang til primærressurser stiller Statnett tekniske krav til større kraftprodusenter slik at de kan bidra med reserver.

Norske kraftprodusenter har god tilgang til billige balanseressurser, men markedet er lite og de omsatte volumene er små sammenliknet med day-ahead markedet. I 2016 var det totale volumet for aktivert energi i den norske delen av balansemarkedene 2,6 TWh. Til sammenlikning var den solgte mengden kraft i day-aheadmarkedet i Norge i samme år rundt 149 TWh.

Det vil ta noe tid før bestemmelsene og det nye balanseringssystemet blir implementert. Det kommer av at svært mye av regelverket og algoritmene for den praktiske gjennomføringen av bestemmelsene skal utvikles etter at EB GL er vedtatt. Dette gjelder for eksempel handelsplattformene for de ulike markedene og hva slags produkter som skal handles på disse. Det er TSOene som skal utvikle dette innenfor svært korte frister.

Når EB GL trer i kraft vil norske BRPer og BSPer, som før, forholde seg til sine lokale nettselskap og Statnett. Statnett vil, etter hvert som handelsplattformene blir utviklet, få flere kontaktflater. Da må de både kommunisere med de europeiske handelsplattformene i tillegg til de andre nordiske TSOene slik som i dag. Balansering av kraftsystemet henger i stor grad sammen med nettkapasitet og flaskehalser og har gjerne en regional karakter. En rekke av bestemmelsene i EB GL åpner for at Norge og Norden kan fortsette med regionale beslutningsprosesser og handelsløsninger slik vi har det i dag.

Det foregår for tiden flere prosesser i det nordiske balanseregimet som delvis er et resultat av EB GL og som delvis går lengre enn hva regelverket krever. Disse prosessene er et resultat av trenden man ser over hele Europa at behovet for balansering av kraftsystemet er økende. Mer uregulerbar fornybar og mindre termisk produksjon, flere utenlandskabler og mer varierende forbruk fører til større svingninger i kraftsystemet og krever nye løsninger for hvordan systemdriften skal løses. Digitalisering, smartere nett og utnyttelse av mer detaljert informasjon fra AMS om produksjon og forbruk er viktige elementer i hvordan denne utviklingen vil bli og blir håndtert.

På sikt medfører dette at balansemarkedene sannsynligvis kommer til å åpne for mindre budstørrelser på balansekapasitet og balanseenergi, lukketider nærmere driftstimen samt kortere budperioder. Det betyr at flere aktører kan få mulighet til å delta som BSPer, men også at forbrukere i større grad vil måtte betale for strøm etter når de bruker den. Retningslinjen legger til grunn at balanseavregningperiodene skal være 15 minutter fra og med tre år etter at retningslinjen trer i kraft, og senest innen 1. januar 2025 for de landene som søker om utsettelse.

Bestemmelsene i retningslinjen vil også kunne få konsekvenser for aktørene som allerede deltar i balansemarkedene. Blant annet er bestemmelsene om hvordan overføringskapasitet på nye utenlandskabler skal disponeres viktig for norske interesser. I avveiningen av hvor mye kapasitet som skal tildeles balansehandel, er det viktig å vurdere alternativverdien av hvor mye handelen blir begrenset i andre markeder (day-ahead- og intradagmarkedene) som følge av tildelingen. Mens en implisitt beregningsalgoritme for allokering av kapasitet mellom de ulike markedene blir utarbeidet, har derfor Norge vært opptatt av å kunne tildele så mye balansekapasitet som blir beregnet som samfunnsøkonomisk lønnsomt på de nye utenlandskablene (se art.40-42 for detaljer). For vekselsstrømsforbindelser er overføringskapasiteten som kan brukes til handel med balansekapasitet begrenset til 5 prosent av kapasiteten på eksisterende kraftforbindelser og 10 prosent på nye kraftforbindelser.

EB GL er klar på at anskaffelse av balansekapasitet skal skje på kortsiktig basis såfremt dette er mulig og økonomisk effektivt. Statnett pålegges å hvert år vurdere hvor mye balansekapasitet det er nødvendig å anskaffe. I den sammenheng skal de ta hensyn til handel med balanseenergi på tvers av budområder og land, i tillegg til hvor store volumer frie bud som pleier å delta i balanseenergimarkedene (se art. 32 for mer detaljer). I den sammenheng vil det være naturlig å vurdere den samfunnsøkonomiske nytten og driftsmessige behovet for RKOM-sesongmarkedet. Retningslinjen vil også som hovedregel at alle BSPer som har fått tilslag på bud i balansekapasitetsmarkedet, mer enn én uke før driftstimen, skal kunne handle med posisjonene sine innenfor sitt budområde frem til én time før driftstimen. Dette er avhengig av handelen ikke setter den operasjonelle sikkerheten i fare. Det medfører at RKOM-markeder med lengre tidshorisont enn én uke kan kreve IT-tilpasninger for å legge til rette for slik handel mellom BSPer.   

Status

EB GL er ferdigbehandlet i grensehandelskomiteen, og har blitt gjennomgått av Rådet og Parlamentet. Retningslinjen tredde i kraft i EU 28. november 2017.

Forslag til forskrifter til gjennomføring av EB GL er sendt på offentlig høring ved brev av 26. september 2019 fra Olje- og energidepartementet. 

Prop. 199 LS om endringer i energiloven og samtykke til EØS-komitébeslutning 204/2020 ble ferdigbehandlet i Stortinget 03.06.2021

Kommisjonsforordningen om en retningslinje for balansering av kraftsystemet (EB GL) er hjemlet i grensehandelsforordningen (Regulation (EC) 714/2009) i tredje energimarkedspakke.