Innledende bestemmelser (artikkel 1-4)

Formålet med forordningen er å sikre god driftssikkerhet og frekvenskvalitet, samt å sikre effektiv utnyttelse av ressurser og infrastruktur i det sammenkoblede europeiske kraftsystemet. Forordningen inneholder krav og prinsipper for driftssikkerhet, og fastsetter regler og ansvarsforhold for koordinering og datautveksling mellom transmisjonssystemoperatører (TSO), distribusjonssystemoperatører (DSO) og viktige nettbrukere (SGU), i forbindelse med både driftsplanlegging og nærmere selve driftstimen. Forordningen gir også bestemmelser om opplæring og sertifisering av ansatte hos systemoperatøren, og stiller krav til planlegging av driftsstanser og til driftsplanlegging mellom TSOenes ansvarsområder, samt regler som søker å etablere et felles rammeverk for frekvensregulering og reserver i EU. Prinsipper om blant annet proporsjonalitet, ikke-diskriminering, transparens, bruk av markedsbaserte virkemidler så langt det er mulig, og respekt for ansvaret gitt til den enkelte TSOen for å sørge for systemsikkerheten, skal følges.

Utvikling og godkjenning av metoder og krav, rapportering mv (artikkel 5-17)

Forordningen fastsetter en rekke krav til at TSOene skal utvikle ulike metoder, avtaler, betingelser med mer. Det er også detaljerte regler for hvordan disse skal godkjennes, og av hvilken myndighet (nasjonal/regional/europeisk). Forordningen har også bestemmelser om kostnadsfordeling, konfidensialitet, konsultasjoner og involvering av aktører.

Del 2: Driftssikkerhet

Driftstilstanden i kraftsystemet og tiltak (artikkel 18-26)

Forordningen definerer i artikkel 18 når kraftsystemet er i ulike driftstilstander som normal, anstrengt, nødsituasjon, blackout og gjenoppretting. Dette bestemmes ut i fra hvorvidt ulike grenser for blant annet spenning og frekvens er overholdt eller overskredet. TSOene skal forberede og bruke ulike avbøtende tiltak for å opprettholde eller forbedre driftstilstanden i kraftsystemet. Artikkel 20-23 inneholder bestemmelser om kategorier av tiltak, samt hva slags prinsipper og kriterier som skal legges til grunn for bruk av tiltakene. Artikkel 25 sier at hver TSO skal spesifisere grenseverdier for driftssikkerheten. Artikkel 26 sier at TSOen skal utarbeide en konfidensiell sikkerhetsplan med en risikoanalyse som skal dekke scenarioer for fysiske trusler eller cybertrusler bestemt av medlemsstaten.

Spenningskontroll, reaktiv effekt, kortslutningsstrøm og kraftflyt (artikkel 27-32)

TSOen skal sørge for at spenningen holdes innenfor gitte grenser. Artikkel 28 omtaler forpliktelser for viktige nettbrukere (eksempelvis store produsenter og forbrukere) om spenning og reaktiv effekt. Dersom spenningen i et punkt er utenfor grenseverdiene, skal TSOen skal bruke avbøtende tiltak for å få spenningen tilbake innenfor grenseverdiene. TSOen må sørge for å ha reaktiv effekt reserver for å holde spenningen i sitt ansvarsområde innenfor grenseverdiene. TSOen skal også fastsette maksimum- og minimumsgrenser for kortslutningsstrøm. TSOen skal holde kraftflyten innenfor driftssikkerhetsgrensene både i en normal driftssituasjon, og etter en uforutsett hendelse.

Analyse av uforutsette hendelser og beskyttelsestiltak (artikkel 33-39)

Artikkel 33 pålegger hver TSO å lage en liste over ulike typer uforutsette hendelser som kan true driftssikkerheten, som skal være basert på sannsynlighet for at hendelsen inntreffer. Hver TSO skal utføre en analyse av de uforutsette hendelsene for å og identifisere avbøtende tiltak for å håndtere hendelsene, samt vurdere risikoen forbundet med de uforutsette hendelsene. Dersom en hendelser medfører driftsforstyrrelser, skal TSOen benytte tiltakene for å oppnå normal driftstilstand igjen. TSOen skal drifte transmisjonssystemet med beskyttelsestiltak og vern for å automatisk unngå spredning av driftsforstyrrelser som kan sette driftssikkerheten i fare. Ved bruk av spesielle planer for vern, må TSOene følge bestemte prinsipper.

Datautveksling (artikkel 40-53)

Artikkel 40 forteller hva slags informasjon TSOen skal samle inn og dele med andre TSOer i den grad det er nødvendig for å gjennomføre driftssikkerhetsanalysen som følger av artikkel 72. Dette gjelder blant annet informasjon om produksjon, forbruk, mm. Alle TSOer skal bli enige om krav til organisering, roller og ansvarsforhold for datautveksling. TSOene skal utveksle teknisk informasjon og informasjon om driftstilstanden i systemet med sanntidsdata. Det er også bestemmelser om hva slags informasjon som skal utveksles mellom TSOer og DSOer, samt mellom TSOer og eiere av forbindelser eller produksjonsenheter som er knyttet til transmisjonssystemet. Videre er det bestemmelser om datautveksling mellom TSOer, DSOer og produksjonsenheter som er knyttet til distribusjonsnettet, samt mellom TSOer og forbruksenheter.

Roller og ansvarsforhold (artikkel 54-63)

Viktige nettbrukere skal gi beskjed til TSOen eller DSOen der de er tilknyttet, dersom de planlegger å gjøre tekniske endringer på eget utstyr som kan få innvirkning på oppfyllelsen av retningslinjen. Artikkel 55 fastslår tydelig at det er TSOen som er ansvarlig for driftssikkerheten i sitt ansvarsområde. Artikkel 56-57 gir bestemmelser om testing av anlegg i ulike simulerte driftssituasjoner. TSOen skal også å utvikle og gjennomføre program for opplæring og sertifisering av ansatte.

Del 3: Driftsplanlegging

Nettmodeller og analyser av driftssikkerheten (artikkel 64-75)

For å utføre driftssikkerhetsanalyser som følger av forordningen, skal hver TSO utarbeide en individuell nettmodell for ulike tidsrammer. Det er bestemmelser om hvordan disse skal utarbeides, hvilke elementer som må inkluderes mv. TSOene skal sammen utarbeide et forslag til metode for hvordan en felles nettmodell for de ulike tidsrammene skal utarbeides basert på de individuelle nettmodellene. Hver TSO skal utføre koordinerte analyser av driftssikkerheten for de ulike tidsrammene. Et forslag til metode for koordinering av driftssikkerhetsanalysene skal i henhold til artikkel 75 utvikles av alle TSOene.

Regional driftssikkerhetskoordinering (artikkel 76-81)

Artikkel 76 sier at alle TSOer i en kapasitetsberegningsregion (CCR) sammen skal utvikle et forslag til bestemmelser om regional driftssikkerhetskoordinering som skal benyttes av den regionale driftssikkerhetskoordinatoren (RSCen) og TSOene i regionen. Dette forslaget skal ifølge artikkel 77 også inneholde organiseringen av den regionale driftssikkerhetskoordineringen, herunder utpeking av RSCer som skal gjøre spesifikke oppgaver, regler for drift av RSCene mv. Artikkel 77 (3) sier at TSOene i hver CCR skal foreslå delegering (til en RSC) av følgende oppgaver:

1. Regional driftssikkerhetskoordinering for å støtte TSOene med å oppfylle forpliktelsene som følger av artikkel 34 (3), 72 og 74.

2. Utarbeidelse av felles nettmodeller.

3. Regional koordinering av driftsstanser for å støtte TSOene med å oppfylle forpliktelsene som følger av artikkel 98 og 100

4. Regional vurdering av tilstrekkelig kapasitet for å støtte TSOene med å oppfylle forpliktelsene som følger av artikkel 107

Alle TSOer skal være dekket av minst en RSC, og skal sørge for at det totale antallet RSCer i EU ikke er høyere enn seks. Hver TSO skal i henhold til artikkel 78 og 79 gi RSCen informasjon og data den trenger for å kunne utføre en koordinert regional driftssikkerhetsvurdering, og TSOene skal også gjøre de individuelle nettmodellene tilgjengelige for RSCen slik at den kan utarbeide felles nettmodeller.

Koordinering av driftsstanser (artikkel 82-103)

TSOene vil være i ulike regioner hvor driftsstanser skal koordineres. Alle TSOene i hver av regionene, skal sammen utvikle en prosedyre for regional koordinering av driftsstanser. Det skal også i henhold til artikkel 84 utarbeides en metode for å vurdere hvilken relevans ulike forbruks- og produksjonsenheter og nettelementer, har for koordineringen av driftsstanser. Basert på denne metoden skal det utarbeides en liste i hver region over forbruks- og produksjonsenheter og nettelementer som har betydning for koordinering av driftsstanser. I henhold til artikkel 85 har TSOen plikt til å informere aktører som er på listen om at de står der, samt informere den nasjonale regulatoren om listen. Det er også bestemmelser om oppdatering av listene, planer for tilgjengelighet for disse enhetene, klassifisering av status for tilgjengelighet og oppdatering av planene. Hver TSO skal planlegge driftsstanser for nettelementer de selv driver. For alle andre enheter skal eieren utpeke eller selv være, den som planlegger driftsstanser.

Tilstrekkelig kapasitet, systemtjenester og planlegging (artikkel 104-117)

I henhold til artikkel 105 skal hver TSO utføre en analyse av kapasiteten i sitt ansvarsområde for å vurdere om produksjon og importmuligheter kan møte den totale etterspørselen under ulike driftsmessige scenarioer, hensyntatt reserver. Slike analyser skal gjøres for ulike tidsrammer. Hver TSO skal også ifølge artikkel 108 overvåke tilgjengeligheten av systemtjenester, samt utarbeide og gjennomføre anskaffelser av systemtjenester, og overvåke om nivået på og lokaliseringen av tilgjengelige systemtjenester er tilstrekkelig for å ivareta driftssikkerheten. TSOene skal videre etablere prosedyrer for et planleggingsområde, og gjøre nødvendige tilpasninger for å behandle planene som sendes inn. ENTSO-E skal i henhold til artikkel 114 og 115 utarbeide og drive et system for lagring, utveksling og håndtering av all relevant data for driftsplanlegging, nettmodeller, driftssikkerhetsanalyser, koordinering av driftsstanser og analyser av kapasitet.

Del 4: Frekvensregulering og reserver

Ulike driftsavtaler (artikkel 118-126)

Her er det detaljerte bestemmelser om flere typer avtaler TSOene skal inngå, og innholdet i disse avtalene. Artikkel 118 regulerer innholdet i driftsavtalen for synkronområdet, og her skal TSOene blant annet utvikle forslag til dimensjonering av primærreserver (FCR) og mål for frekvenskvalitet. Avtalen skal godkjennes av regulatorene i synkronområdet. Artikkel 119 omhandler innholdet i driftsavtalen for frekvensreguleringsblokken, og artikkel 120 for frekvensreguleringsområdet. For TSOer som deltar i den samme aktiveringsprosessen for reserver for frekvensgjenoppretting og erstatningsreserver (FRR og RR) mellom land, skal det etableres avtaler som spesifiserer TSOenes roller og ansvar. Alle TSOer som deltar i den samme prosessen for å dele på FCR, FRR eller RR skal utarbeide en avtale for hvordan delingen og utvekslingen skal foregå.

Frekvenskvalitet (artikkel 127-138)

Det stilles krav til ulike parametere som skal definere frekvenskvalitet, samt bestemmelser om datainnhenting og kriterier for evaluering av frekvenskvaliteten i synkronområdet. Artikkel 136 sier at alle TSOene i synkronområdet skal spesifisere en felles rampingperiode i driftsavtalen for synkronområdet. TSOene skal også i henhold til artikkel 137 ha rett til å spesifisere restriksjoner på HVDC-forbindelsene ved å bestemme en samlet maksimum rampingrate for alle HVDV-forbindelser som forbinder et synkronområde med et annet, for å begrense påvirkningen disse har på frekvenskvaliteten.

Struktur for frekvensregulering (artikkel 139-152)

Alle TSOer i synkronområdet skal spesifisere strukturen for frekvensregulering i driftsavtalen for synkronområdet. Den grunnleggende strukturen skal hensynta alle relevante aspekter av frekvensregulering og skal inneholde ulike prosesser og oppgaver. Det er bestemmelser om stabilisering av frekvensen ved bruk av FCR, FRR og RR, og TSOene skal implementere både en automatisk og en manuell prosess for å gjenoppbygge frekvensen, samt en prosess for å unngå at TSOene simultant aktiverer FRR i motsatt retning. Videre er det bestemmelser som legger til rette for å gjøre TSOene i stand til å gjenoppbygge frekvensen ved grensekryssende utveksling av reserver. Det er også generelle krav for grensekryssende kontrollprosesser. I henhold til artikkel 152 skal hver TSO drive sitt ansvarsområde med tilstrekkelige opp- og nedreguleringsreserver for å håndtere ubalanser mellom forbruk og produksjon.

FCR, FRR og RR; Ulike reguleringsressurser (artikkel 153-162)

TSOene i synkronområdet skal bestemme hvor stor kapasitet av FCR som er påkrevd i synkronområdet. Dimensjoneringen av FCR skal blant annet ta hensyn til den dimensjonerende feilen i synkronområdet. TSOene skal også sørge for at tekniske minimumskrav til FCR oppfylles, og kan spesifisere ytterligere egenskaper for FCR for å sørge for driftssikkerheten i synkronområdet. Artikkel 155 gir bestemmelser om prekvalifiseringsprosessen for FCR-tilbydere som skal utvikles av TSOene, og artikkel 156 gir mer utfyllende bestemmelser om blant annet hvor lenge FCR-ressursene skal være aktivert. Artikkel 157-162 gir relativt tilsvarende bestemmelser for FRR og RR om dimensjonering, tekniske minimumskrav og prekvalifiseringsprosess.

Utveksling og deling av reserver innenfor et synkronområde (artikkel 163-170)

Alle TSOer som er involvert i utveksling av reserver innenfor synkronområdet skal følge gitte bestemmelser, blant annet opprettholde grenseverdier i vedlegget til retningslinjen. Dersom utveksling av FCR vil medføre brudd på grenseverdiene for driftssikkerhet, kan TSOene nekte utveksling. Artikkel 164 utdyper at FCR-ressurser skal ikke deles mellom TSOene på en slik måte at totale FCR-ressurser i området reduseres i forhold til det som er avtalt i artikkel 153. Når det gjelder utveksling og deling av FRR og RR, skal TSOene definere roller og ansvar for TSOene som avgir og mottar reserver, i driftsavtalen for synkronområdet. Ved deling av reserver må krav og gitte grenseverdier i vedlegg følges.

Utveksling og deling av reserver mellom synkronområder (artikkel 171-182)

Den som eier eller driver en HVDC-forbindelse som forbinder synkronområder skal tilby muligheten til å utføre utveksling og deling av reserver, dersom slik teknologi er installert. Roller og ansvar for TSOene i forbindelse med dette skal spesifiseres i driftsavtalen i synkronområdet. Alle TSOene i synkronområdene som er forbundet med en HVDC-forbindelse, skal ha rett til å implementere en frekvenskoblingsprosess som kan brukes for å tilrettelegge for utveksling og deling av reserver mellom synkronområder. TSOer og DSOer skal også tilrettelegge for at enheter som er lokalisert i distribusjonssystemet kan tilby reserver.

Transparens (artikkel 183-190)

Disse artiklene gir ulike bestemmelser om hva slags informasjon som skal gjøres tilgjengelig, herunder informasjon om driftsavtaler, frekvenskvalitet og om de ulike typene reserver.

Ikrafttredelse (artikkel 192)

Forordningen trer i kraft 20 dager etter at den er publisert i Official Journal of the European Union, med noe lenger frist for bestemmelsene om datautveksling.

Merknader

Rettslige konsekvenser
SOGL er hjemlet i forordning 714/2009 om grensekryssende krafthandel, som utgjør en del av den tredje energimarkedspakken. Pakken er vurdert som EØS-relevant og er innlemmet i EØS-avtalen ved EØS-komiteens beslutning nr. 93/2017 av 5. mai 2017. SOGL er et omfangsrikt regelverk, som også skal utfylles ytterligere av ulike forslag til vilkår og metoder. Det er derfor utfordrende å overskue konsekvensene av det endelige innholdet i regelverket. I lys av denne utviklingen er det viktig å rette oppmerksomheten mot å bevare det nasjonale ansvaret for driftssikkerheten og systemansvaret. Samarbeid om forsyningssikkerhet faller i utgangspunktet utenfor EØS-avtalens anvendelsesområde. I forlengelsen av EØS-relevansvurderingen må behov for eventuelle EØS-tilpasninger også vurderes nærmere. SOGL er vurdert å være ikke EØS-relevant, og søkes derfor inntatt i EØS-avtalens protokoll 31 om frivillig samarbeid på særlige områder utenfor de fire friheter. Spørsmål om EØS-tilpasninger avklares i dialog med EU og EØS-komiteens beslutning om innlemmelse av rettsakten i EØS-avtalen.

Det foretas også en gjennomgang av innholdet i rettsakten sammenholdt med norsk regelverk ved gjennomføring av rettsakten i norsk rett. Behovet for å fastsette norsk regelverk som utfyller rettsakten må også vurderes. Det er foreløpig grunn til å anta at gjennomføring av SOGL vil kreve justeringer i forskrift om systemansvaret i kraftsystemet og energilovforskriften. Vurderingen av behovet for forskriftsendringer er for øvrig ikke ferdigstilt.

Sakkyndige instansers merknader
Innspill fra tidlig høring av utkast til retningslinje datert 22. januar, med frist 15 februar 2016:

Det kom inn 12 høringsuttalelser. Av disse hadde 7 ingen merknader (Arbeids- og sosialdepartementet, Helse- og omsorgsdepartementet, Justis- og beredskapsdepartementet, Klima- og miljødepartementet, Landbruks- og matdepartementet, Statistisk Sentralbyrå og Utenriksdepartementet). Advokatforeningen, EnergiNorge, Landsorganisasjonen i Norge LO, Statkraft og Statnett hadde substansielle merknader til utkastet til regelverk.

Advokatforeningen

Advokatforeningen henviser til sin høringsuttalelse 22.1.2016 til høringen av tilknytningskodene. Advokatforeningen mener at det ikke er tilstrekkelig tid eller mulighet til å sette seg inn i det aktuelle forslaget. De påpeker at dersom høringsinstansene skal ha en mulighet til å avgi høringsuttalelser med et reelt meningsinnhold, forutsetter dette at saksforberedende departement på forhånd av høringen har gjort seg en oppfatning av forslaget og hvilke konsekvenser det vil få for norsk rett.

EnergiNorge

Energi Norge mener det er nødvendig å ha en tett kobling mellom arbeidet med denne retningslinjen og med tilknytningskodene, da denne retningslinjen er sterkt relatert til tilknytningskodene. Retningslinjen er i stor grad basert på kontinentale forhold og et system svært ulikt det norske. Det bør legges opp til nasjonale tilpasningsmuligheter og at disse kan utnyttes mest mulig for å unngå unødvendig byråkratiserende tiltak. Det er viktig å legge til rette for at verdien av norsk fleksibilitet og regulerbarhet kan utveksles med de land vi er og blir fysisk tilkoblet, og at utvekslingskapasiteten utnyttes mest mulig. Det er viktig å etablere markedsbaserte løsninger for leveranser av systemtjenester og en riktig fordeling av økonomisk risiko ved bruk av virkemidler for å håndtere feil i systemet.

Energi Norge støtter at retningslinjen etter deres oppfatning erstatter dagens løsning med vedtakskompetanse for Statnett, med en løsning med avtaleinngåelse og godtgjørelse av tjenester. Dette gir riktigere insentiver for fremskaffelse og prising av systemtjenester.

Når det gjelder datautveksling, mener Energi Norge det er viktig å sikre transparens i TSOenes agering og resiprositet i informasjonsinnhenting og datautveksling. Omfanget må begrenses til data det er et behov for, og innhenting må skje på en koordinert og strukturert måte.

Energi Norge mener også at DSOenes rettigheter ikke er tydelig nok regulert i retningslinjen, og at rettighetene bør tydeliggjøres.

Når det gjelder artikkel 35, fremhever de at TSOenes handlinger for å ivareta driftssikkerheten i systemet, direkte påvirker KILE-risikoen i underliggende nett. Det er derfor viktig at TSOen tar dette i betraktning i vurderingen av tiltaksplaner.

I artikkel 137 om ramping, mener Energi Norge at det er uheldig at det åpnes opp for at ulike TSO-interesser kan bidra til å redusere utnyttelsen av HVDC-forbindelsene gjennom innføring av restriksjoner. Restriksjoner berører aktørene, og det er derfor viktig at eventuelle restriksjoner og begrunnelse for dette er transparente, baserte på grundige kost/nyttevurderinger og dokumentasjonen er tilgjengelig for berørte aktører.

Energi Norge mener også det er viktig å legge til rette for økt verdiskapning i det norske produksjonsapparatet ved å utvikle markedsløsninger, forretningsmodeller og fysisk legge til rette for utveksling av reserve- og systemtjenester. Artikkel 147-148 er avgjørende for at det åpnes opp for at slike tjenester kan utveksles over kabelforbindelser. Det er viktig at det ikke kommer begrensninger i disse artiklene, samt at mulighetene for TSOer til å trenere eller blokkere utveksling av balanse- og systemtjenester på utenlandsforbindelsene begrenses.

Landsorganisasjonen i Norge, LO

LO mener Norge ikke kan underordne seg vedtak knyttet til nettet i Norge uten at vi inngår med en fullverdig deltakelse, inkludert stemmerett, i de avgjørelsene ACER tar.

Nettkoden stiller krav til et system for kompetansekrav for ansatte. LO mener også at det er viktig at nettselskapene har tilstrekkelig antall kompetente ansatte til å dekke ordinær drift.

Statkraft

Statkrafts høringsinnspill gjelder forslag til endring i en bestemt artikkel (artikkel 137 om ramping). TSOene bør kunne fastsette en rampingperiode. For eksempel bør det være mulig å endre flyten på en forbindelse fra 700 MW import i time x, til 700 MW i eksport i time x+1, ved å justere flyten kontinuerlig gjennom de to berørte timene. I tillegg foreslår de at en «combined maximum ramping rate» skal gjelde for alle HVDC forbindelsene for et synkronområde (ikke per HVDC forbindelse). Dette fordi det er samlet lastendring totalt som er relevant for belastningen for systemet av lastendringer.

Statnett

Statnett er opptatt av at nettkodene gir norske myndigheter mulighet til å finne løsninger på prosesser og oppgavefordeling som er tilpasset norske forhold med mange konsesjonærer og en stor del av produksjonen tilknyttet regional- og distribusjonsnett.

Statnetts prinsipielle holdning om regionale sikkerhetskoordinatorer (RSCer) er at disse kan gi råd og utføre oppgaver på vegne av TSOene, men at det formelle ansvaret og beslutningene må ligge hos den enkelte TSO. Det nasjonale ansvaret for driftssikkerheten må fortsatt være hos TSOen.

Statnett anser listen over virkemidler for å opprettholde normal drift av kraftsystemet i artikkel 22 som en ikke-uttømmende liste over alternative tiltak, og mener at formuleringen i artikkel 22 (1) feilaktig kan oppfattes som en forpliktelse til å ta i bruk alle tiltakene, og foreslår derfor at formuleringen endres slik at det står at TSOen kan ha rett til å bruke de ulike virkemidlene.

Når det gjelder ramping av HVDC-forbindelser (artikkel 137), skriver Statnett at formuleringen i utkastet gir uklarhet om hvilke TSOer som kan involvere seg i diskusjonene om ramping på utenlandskabler fra Norge. Statnett ønsker mest mulig fleksibilitet, og mener det er viktig å unngå å lage rigide regler med kun korte perioder hvor ramping er tillatt.

I artikkel 156 settes det krav til leveranser av primærreserver (FCR) fra aktører med begrensede energilager på minimum 15 minutter. Statnett fremhever at dersom det ikke er et overlapp i tidskrav mellom FCR og aktivert mFRR, kan driftssikkerheten reduseres betydelig. Statnett mener prinsipielt at et slikt krav ikke bør tallfestes i retningslinjen, og foreslår derfor å bytte ut tidskravet med formuleringen "twice the time to restore frequency", evt at det spesifiseres i systemdriftsavtalen.

Vurdering
Denne forordningen er en del av en rekke detaljerte forordninger under tredje elmarkedspakke. Det er viktig med regional koordinering av håndtering av hendelser som påvirker og berører aktører utover landegrensene. En god forsyningssikkerhet gjennom bedre koordinering av regionale utfordringer vil kunne være en styrke ved dette regelverket. Det er også viktig at det så langt som mulig legges markedsmessige prinsipper til grunn for systemdriften i Europa, forutsatt at dette ikke går på bekostning av driftssikkerheten.

Norges utgangspunkt er at ansvaret for driftssikkerheten og systemansvaret er, og skal fortsette å være, en kompetanse for nasjonale myndigheter. Det er også allerede et eksisterende samarbeid mellom de nordiske TSOene gjennom den nordiske systemdriftsavtalen, der flere av momentene i forordningen allerede finnes. En nordisk regional sikkerhetskoordinator (RSC) er for øvrig opprettet i Danmark.

Formuleringene blant annet i artikkel 55 og artikkel 77 om RSC er gir tilstrekkelig sikkerhet for at ansvaret fortsatt vil være hos den nasjonale TSOen, og at RSCen ikke har et ansvar for driften. RSCen skal bistå TSOene med å gjennomføre oppgaver, som en tjenesteleverandør.

Det er i stor grad TSOene som sammen skal utarbeide forslag til vilkår og metoder for hele EU eller for nærmere bestemte regioner i EU, og det er gitt detaljerte prosedyrer for hvordan utarbeidelsen og godkjenningen av slike vilkår og metoder skal foregå. Prinsippet er at forslag til vilkår og metoder utvikles og avstemmes mellom TSOene, og deretter godkjennes av de nasjonale reguleringsmyndighetene i EU eller den relevante regionen. Dersom de nasjonale reguleringsmyndighetene ikke kommer fram til enighet om å godkjenne et forslag, eller i fellesskap ber om det, skal byrået for samarbeid mellom energireguleringsmyndigheter, ACER, fatte bindende vedtak. I Norge legges det opp til at det er NVE v/Reguleringsmyndigheten for energi (RME) som vil få ansvaret for å godkjenne forslag til vilkår og metoder. Når det gjelder vedtak fra ACER, er myndighet til å fatte vedtak overfor EFTA-statene lagt til EFTAs overvåkingsorgan, ESA. Dette følger av EØS-komiteens beslutning nr. 93/2017 av 5. mai 2017 om innlemmelse av den tredje energimarkedspakken i EØS-avtalen. Det legges opp til at denne løsningen anvendes også for SOGL.

Status
Kommisjonsforordningen er vedtatt i EU og ble publisert i Official Journal den 25. august 2017.