Üleeuroopaline elektrituru mudel näeb ette elektri ja piiriülese võimsusega kauplemist Euroopa Liidu tasandil. Elektrituru võrgueeskirjad määravad ära võimsuste arvutamise ja jaotamise korra nii pikemas kui ka lühemas turu ajaraamis. Samuti pannakse paika elektrisüsteemile kehtivad tasakaalustamise eeskirjad. Elektrituru võrgueeskirjad on koostatud eesmärgiga suurendada efektiivset konkurentsi, tagada tootmisallikate mitmekesisus ning soodustada elektrivõrgu infrastruktuuri optimaalsemat kasutamist.

Piiriülese võimsuse arvutamise ja jaotamise võrgueeskiri (Capacity Allocation & Congestion Management – CACM – määrus 2015/1222)

Eeskiri käsitleb piiriülese ülekandevõimsuse arvutamise ja jaotamise põhimõtteid eesmärgiga suurendada efektiiv-  set konkurentsi ja võrgu optimaalset kasutust, samal ajal arvestades süsteemi töökindlusega. Selleks viiakse ellu üleeuroopaline elektribörside ja süsteemihaldurite koostööl tuginev järgmise päeva ja päevasisese turu ühendamine (market coupling). Olulisel kohal on osapoolte vaheline koostöö ning võrdse kohtlemise ja läbipaistvuse reeglid. Võrgu- eeskiri on kehtiv alates 2015. aasta augustikuust.

Pikaajaliste võimsuste arvutamise ja jaotamise võrgueeskiri (Forward Capacity Allocation – FCA- määrus 2016/1719)

Eeskiri käsitleb pikaajaliste piiriüleste võimsuste jaotamise põhimõtteid eesmärgiga ühtlustada piirkondadevahelise hinnariski maandamise instrumente, pidades seejuures silmas konkurentsitingimuste parandamist ja turu läbipaistvuse suurendamist. Eeskirja järgi loodi üks üleeuroopaline oksjoniplatvorm. Esmajärjekorras peetakse silmas füüsilise ülekandevõimsuse instrumente (PTR) ja finantsinstrumente (FTR), kuid jäetakse ka võimalus alternatiiv riskimaandusinstrumentide lahendustele (näiteks EPAD). Eeskiri on kehtiv alates 2016. aasta oktoobrist.

Elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskiri (Electricity Balancing – EBGL – määrus 2017/2195)

Elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskiri käsitleb Euroopa ühtseid bilansihalduse põhimõtteid eesmärgiga suurendada piirkondadevahelist integratsiooni tegevuste ja toodete koordineerimise ja harmoniseerimise kaudu. See võimaldab süsteemihalduritel kasutada olemasolevaid ressursse võimalikult efektiivselt, tagades kulude õiglase jagunemise ning tõstes elektrisüsteemi varustuskindluse taset. Juba on alustatud üleeuroopaliste projektidega ühtse bilansituru loomiseks. Eeskiri on kehtiv alates 2017. aasta detsembrist.

Ühenduste eeskirjad on koostatud eesmärgiga pakkuda elektrivõrguga ühendatud klientidele majanduslikult efektiivset, keskkonda võimalikult säästvat, samas kindlat ning tasemel võrguühendust. Eeldused selle saavutamiseks on välja toodud eraldi tootmisüksusi, suurtarbijaid ning alalisvooluühendusi käsitlevates võrgueeskirjades.

Nõuded liituvatele tootmisüksustele (Requirements for Generators – määrus 2016/631

Tootmisüksusi käsitlevas eeskirjas määratakse ära läbipaistvad ja õiglased nõuded nii uutele liituvatele sünkroonmasinatele kui ka konverteritega ühendatud tootmisüksustele. Seejuures sõltub konkreetsele tootmisüksusele kohalduvate tingimuste täitmise määr tootmisüksuse enda suurusest – mida suurem on üksuse mõju elektrisüsteemile, seda rohkematele nõuetele peab tootmisüksus vastama. Eeskiri on koostatud eesmärgiga tagada võrdne ning mittediskrimineeriv kohtlemine kõikidele tootmisüksustele. Kehtestatud on nõuded aktiiv- ja reaktiivvõimsuse ning sageduse ja pinge juhtimisele, infoedastusele, elektrijaamade mudelitele jm. Võrgueeskiri on kehtiv alates 2016. aasta maikuust.

Nõuded tarbijatele (Demand Connection – määrus 2016/1388)

Nõuded on kehtestatud ka suurtarbijatele (peamiselt tööstused ja jaotusvõrgud), keda elektri põhivõrguga ühendatakse. Käsitletakse nii aktiiv- kui ka reaktiivvõimsusega seotud küsimusi, kaitse ja juhtimise funktsioone, mudeleid, elektri kvaliteeti, infoedastust jm. Eeskiri tagab, et kõiki võrguettevõtjaid ning tarbimiskohti koheldakse võrdselt ning tarbijad aitavad kaasa elektrisüsteemi stabiilsele toimimisele üle kogu Euroopa. Võrgueeskiri on kehtiv alates 2016. aasta oktoobrikuust.

Nõuded alalisvooluühendustele (HVDC Connection – määrus 2016/1447)

Alalisvooluühendusi käsitlev võrgueeskiri jõustus 2016. Aasta septembris ja määratleb nõuded nii kõrgepingelistele alalisvooluühendustele kui ka alalisvoolu vahendusel ühendatud tootmisüksustele. Eeskirja kohaselt peab:

• alalisvoolu tehnoloogia kasutamine tõstma varustuskindluse taset, toetades ja soodustades samal ajal taastuvatel allikatel põhinevate tootmisüksuste liitmist elektrivõrguga;
• toetama alalisvoolu infrastruktuuride koordineeritud arendamist erinevate piirkondade vahel;
• suurendama konkurentsi taset alalisvoolu tehnoloogia arendamise ning pakkumise vallas.

Elektrisüsteemi töökindla ja stabiilse talitluse tagamiseks peavad süsteemihaldurid hindama erinevate võrguelementide mõju elektrisüsteemile kui tervikule. See hõlmab muuhulgas näiteks tootmisvõimsuse piisavuse analüüsimist tarbimisnõudluse katmisel, arvestades samal ajal ka piiriüleselt võrku sisenenud ning võrgust väljunud elektrivoogudega.

Elektri ülekandesüsteemi juhtimise eeskiri (Guideline on System Operation- määrus 2017/1485)

Osa I, mis käsitleb süsteemi töökindla talitluse tagamist (Operational Security), rajab aluse elektrisüsteemi piisaval tasemel töö- ning varustuskindlusega toimimiseks ning tagab selle, et olemasolevat infrastruktuuri ning ressursse kasutatakse ära võimalikult efektiivselt. Neid eesmärke saavutatakse, pöörates tähelepanu elektrisüsteemi töökindla talitluse üldistele põhimõtetele, elektrisüsteemi üleeuroopalisele töökindla talitluse tagamisele ning tegevuste koordineerimisele süsteemihaldurite vahel.

Osa II, mis keskendub talitluse operatiivse planeerimise ja kavandamise eeskirjadele (Operational Planning & Scheduling), peab aitama tagada elektrisüsteemide koordineeritud toimimist üle kogu Euroopa. Nimetatud võrgueeskiri keskendub elektrisüsteemi talitluse operatiivsele planeerimisele, mis eelneb elektrisüsteemi reaalajas juhtimisele. Võrgueeskiri määrab muuhulgas ära süsteemihaldurite ja oluliste võrgu kasutajate rollid ja vastutuse küsimustes, mis puudutavad talitluse operatiivset planeerimist ning kirjeldab infovahetuse nõudeid erinevate osapoolte vahel.

Osa III, sageduse juhtimise ja reservide võrgueeskiri (Load-Frequency Control & Reserves), kirjeldab vajalikke koordineeritud tegevusi eesmärgiga saavutada küllaldaselt heal tasemel sageduse kvaliteet. Võrgueeskirja põhiteemad käsitlevad sageduse kvaliteedi kriteeriume, sageduse reguleerimise korraldamise struktuuri, sageduse reguleerimise jaoks vajalikke reserve ja nõudeid nendele reservidele.

Eeskiri on kehtiv alates 2017. aasta augustist.

Avariitalitluse ja elektrisüsteemi taastamise võrgueeskiri (Emergency and Restoration- määrus 2017/2196)

See on võtmetähtsusega võrgueeskiri elektrivarustuse toimimise tagamiseks üle Euroopa. Eeskiri tegeleb protseduuride ja korrigeerivate tegevustega, mida peab rakendama elektrisüsteemi avariitalitluse, elektrisüsteemi kustumise või elektrisüsteemi toimimise taastamise korral. Siin antakse sisend nn taastamis-ja kaitseplaanide koostamiseks, käsitletakse infovahetust ning tegevusi elektrisüsteemi oleku üleminekul ühest seisundist teise.

Eeskiri on kehtiv alates 2017. aasta detsembrist.

Küberturvalisuse võrgueeskirja eesmärk on kehtestada piiriüleste elektrivoogude küberturvalisuse Euroopa standard. See hõlmab eeskirju küberriskide hindamiseks, ühiseid miinimumnõudeid, toodete ja teenuste küberturvalisuse sertifitseerimise, seire, aruandluse ja kriisiohjamise põhimõtteid. Võrgueeskirjas on selgelt määratletud eri sidusrühmade rollid ja kohustused iga tegevuse puhul. Eeskiri sai ACER heakskiidu 13. juulil 2022.

Elering haldab 110-330 kV kõrgepingel liine, mis ühendavad terviklikuks energiasüsteemiks Eesti suuremad elektrijaamad, jaotusvõrgud ja suurtarbijad. Elering opereerib lisaks Eesti sisevõrgule ka piiriüleseid ühendusi Soome, Läti ja Venemaaga. Eesti elektrisüsteem töötab sünkroonselt Venemaa ühendatud energiasüsteemiga (IPS/UPS), millega ollakse ühenduses 330 kV vahelduvvoolu ülekandeliinide kaudu. Eestil on kokku kaheksa ühendust naaberriikidega (Joonis 3):

• Kaks alalisvoolu ühendust, EstLink 1 ja EstLink 2, ühendavad Eestit ja Soomet;
• Eesti ja Läti vahel on kolm vahelduvvoolu ühendust;
• Eesti ja Venemaa vahel on kolm vahelduvvoolu ühendust, kaks Narva juures ning kolmas Pihkva juures.

EstLink 1 ühendus alustas tööd 2006. aasta lõpus ja algselt rentisid Elering ja Fingrid merekaablit selle omanikelt Nordic Energy Link-ilt ja N.E.L. Finland Oy-lt (mille omanikeks olid Eesti Energia 39,9, Latvenergo 25, Lietuvos Energijos Gamyba 25 ja Finestlink 10,1 protsendiga). 2013. aasta sügisel lõpetasid Elering, Fingrid ja Nordic Energy Link kõnelused Eesti-Soome esimese elektriühenduse EstLink 1 omandi üle. Vastavalt allkirjastatud lepingule läks EstLink 1 2013. aasta 30. detsembrist üle süsteemihalduritele Elering ja Fingrid. 2013 aasta 6. detsembrist on turul kasutuses Eleringi ja Fingridi ehitatud EstLink 2. Seoses uue alalisvooluühendusega rekonstrueeriti 2014. aastal ka Eesti-Püssi ja Balti-Püssi 330 kV õhuliinid.

Pärnu ja Tartu koormuspiirkondade kindlamaks varustamiseks valmis 2014. aastal Tartu-Viljandi-Sindi 330 kV liin. 2021. aasta 1.jaanuaril valmis Harku-Lihula-Sindi liin, mis on osa Eesti-Läti kolmandast ühendusest. Sellega suurenes ülekandevõimsus ligikaudu 600 MW ja võimaldab tulevikus desünkroniseerimist Venemaa ühendelektrisüsteemist. Nagu eelnevalt mainitud opereerivad süsteemihaldurid hinnapiirkondadevahelisi ühendusi, sellega kaasneb süsteemihalduritele ka kogu vastutus ühenduste töökindluse tagamise ning kadude katmise eest.

Eesti ning Baltikum tervikuna on naaberriikidega elektriliselt hästi ühendatud. Euroopa elektrituruga ühendavad Baltikumi lisaks EstLinkidele ka Leedu ühendused Rootsiga (NordBalt) ja Poolaga (LitPol). Ühendused Soomega on kokku 1016 MW, Poolaga 500 MW ja Rootsiga 700 MW. Teiste turupiirkondade ühenduste läbilaskevõimed on näha joonisel 4.

Arendatud ajalooliselt osana Venemaa elektrisüsteemist, on Balti riikide elektrisüsteemidel mitmed ühendused ka Venemaa ja Valgevenega. Hetkel on Baltimaade elektrisüsteemi sagedus seotud jäigalt Venemaa ühendenergiasüsteemi (IPS/UPS) sagedusega. Eesti elektrisüsteem kuulub koos Läti, Leedu, Vene ja Valgevene elektrisüsteemidega koostööorganisatsioon BRELL, mille raames toimub koordineeritud süsteemi opereerimine. Energiakaubandust Venemaaga ei toimu.

Desünkroniseerimine Venemaa elektrisüsteemist

Järgnevate aastate peamine fookus on sünkroniseerimine Mandri-Euroopa sagedusalaga, et maandada Venemaa sünkroonalasse kuulumisest tulenevaid riske. 2026. aastaks sünkroniseeritakse Eesti, Läti ja Leedu elektrisüsteem Kesk-Euroopa sünkroonalaga läbi Leedu ja Poola vaheliste ühenduste. Baltimaade elektrisüsteemi desünkroniseerimine IPS/UPS elektrisüsteemist ja sünkroniseerimine Mandri-Euroopa sagedusalaga on taristu ja kompetentside arendamise seisukohalt ning selle ühiskondlikku mõju arvestades märkimisväärne väljakutse. Projekti edukas teostus tagab Baltimaade pikaajalise varustuskindluse, sõltumatuse kolmandatest riikidest, võimekuse vajadusel iseseisva sünkroonalana talitleda ning Eesti energiamajanduse konkurentsivõime. Arvestades sünkroniseerimise kaalu, keerukust ja mõju regiooni energiamaastikul, võeti projekt Euroopa Liidu strateegiliselt tähtsate ühisprojektide nimistusse juba 2013. aastal.

Sünkroniseerimine läheb Balti riikidele ja Poolale kokku maksma ligikaudu 1,6 miljardit eurot, millest Eesti osa on 298 miljonit eurot. Investeeringud jagunevad kolme etappi ning Euroopa Komisjoni seatud kõrge prioriteetsuse tõttu rahastatakse projekte maksimaalse 75% ulatuses Connecting Europe Facility (CEF) vahenditest. Ülejäänud 25% vajaminevatest investeeringutest tagatakse Eestis Ülekoormustulu Fondist (ÜKT). Esimese rahastusetapi investeeringute kogumaht Balti riikides on ligikaudu 430 miljonit eurot ja Eestis 187 miljonit eurot. Eestis rekonstrueeritakse esimese faasi raames sisemaiseid elektrivõrke, muuhulgas 330-kilovoldised kõrgepingeliinid L300 Balti-Tartu, L301 Tartu-Valmiera ja L353 ViruTsirguliina ning ehitatakse esimene sünkroonkompensaator Püssi. Balti riikides ja Poolas on investeeringute teise etapi maht ligikaudu 700 miljonit eurot, millest Eesti osa on ligikaudu 74 miljonit eurot. Teise faasi investeeringuobjektideks on kahe sünkroonkompensaatori rajamine Kiisa ja Viru alajaamadesse. Kolmanda faasi investeeringute kogumaht on Balti riikides ja Poolas 230 miljonit eurot. Eestis on kolmanda faasi investeeringute kogumaht 36 miljonit eurot, millega uuendatakse juhtimiskeskuse IT-, juhtimis-ja seiresüsteeme, EstLink 1 ja 2 merekaablite juhtimis-ja kontrollsüsteeme ning tõstetakse alajaamade toimepidevust.

Mandri-Euroopa sünkroonalas töötamiseks toovad süsteemihaldurid elektriturule uued tooted, mis annavad turuosalistele võimaluse uute teenuste pakkumiseks. Sellisteks teenusteks on näiteks sageduse hoidmise reservi teenus ja automaatne sageduse taastamise reserv.

Läänemere energiavõrk

Elering on koos Läänemere riikide TSO-dega Fingrid Oyj, Affärsverket Svenska Kraftnät, Energinet SOV, 50Hertz Transmission GmbH, AS Augstprieguma tīkls ja Litgrid AB allkirjastanud ühiste kavatsuste protokolli, et alustada ühiseid võrguühenduste uuringuid ja teostatavusuuringuid Läänemere energiavõrgu projekti Baltic Offshore Grid Initiative (BOGI), mille eesmärk on panustada varustuskindlusesse kliimaneutraalsel moel.

Taastuvenergia 2050 eesmärgiks on kliimaneutraalsus (vt peatükk 2.1). Suurima potentsiaaliga Läänemere piirkonnas on meretuuleenergia, kuna just meretuule toel tehtav energiapööre oleks tarbijale kõige odavam. Läänemerel on tänu mitmetele soodsatele eeltingimustele meretuuleparkide arengu vallas suur potentsiaal – madalad veed, tugevad tuuled ja lühikesed vahemaad kallasteni. Selle potentsiaali kasutamiseks on otstarbekas luua Läänemere-äärseid riike ning meres paiknevaid ja rajatavaid tuuleparke ühendav mere-energiavõrgustik. See annaks võimaluse panustada kliima- ja energiapoliitika eesmärkide saavutamisse, turgude senisest suuremasse integreerimisse ja panustada nii riikide kui ka regiooni kui terviku varustuskindlusesse.

2022. aastal on Läänemerel installeeritud tuulevõimsusi 2,2 gigavatti (GW) ning roheenergeetika arvestuslik kogupotentsiaal on üle 90 GW. Selle potentsiaali maksimaalseks kasutamiseks on otstarbekas luua riike ühendav mere-energiavõrk – uuenduslik ja tõhus viis avamere tuuleparkide ja seeläbi erinevate turgude omavaheliseks ühendamiseks. Läänemere tuuleenergia kogupotentsiaali rakendades oleks võimalik selle energiahulgaga katta kolmandiku kõigi Läänemere-äärsete riikide aastasest elektrienergia vajadusest.

Kui riikide elektrisüsteemid on omavahel senisest veelgi tugevamalt kokku ühendatud, aitab see tagada omakorda nii energia tootmise ja tarbimise paindlikkust ja stabiilsust kui seeläbi ka piirkonna riikide varustuskindlust. Ühtne mere-energiavõrk loob võimaluse ka uutele tehnoloogiatele nagu nt vesinikuenergeetika, mille arenguga tekiks võimalus energiat salvestada ja vajadusel eri riikide vahel suurtes kogustes transportida.

[1] ² https://www.nordpoolgroup.com/globalassets/download-center/tso/max-ntc.pdf

Euroopa energiapoliitika üks nurgakivi on varustuskindlus – see on süsteemi võime tagada tarbijatele nõuetekohane elektrivarustus. Elektri varustuskindlus tugineb neljal sambal (joonis 7). Varustuskindluse komponendid on lahti seletatud järgnevalt:

• Juhtimise võimekus – võimekus hoida elektrisüsteem tervikuna töös ning tulla toime häiringute ja avariidega. Tagada piisav kogus reservvõimsusi. 
• Võrgu võimekus – ülekandevõrgu võimekus tagada elektrienergia jõudmine tarbimiskeskustesse, tulla toime enamlevinud riketega võrgus ja tagada nende kiire lahendamine. Elektri jõudmise eest lõpptarbijani vastutavad kohalikud jaotusvõrgud. 
• Süsteemi võimekus – võimekus tagada elektritootmise olemasolu koos piisavate välisühendustega, et tootmine ja tarbimine oleks elektrisüsteemis igal ajahetkel tasakaalus. 
• Digitaalne võimekus – võimekus automatiseerida ja tõhustada ettevõtte äriprotsesse, tagades süsteemi igapäevase juhtimise ja varutuskindluse ka suurenevate küberohtude keskkonnas.

Elering analüüsib igapäevaselt järgmiseks päevaks, et süsteemi võimekus oleks tagatud ja Eesti elektrisüsteemi sisenev toodetud elekter kataks planeeritud tarbimise. Kui siiski väga halbade juhuste kokkulangemisel peaks tekkima olukord, kus turule pakutud elektritootmine ei kata kogu tarbimist (näiteks avarii mitmes elektrijaamas korraga talvise tiputarbimise ajal), on Eleringil kindlatest sammudest koosnev tegevuskava, millega välditakse sageduse suuri kõikumisi, mis võivad lõpuks viia süsteemi kustumiseni.

• Esimese sammuna jälgitakse päevasisese turu toimimist, kus elektrimüüjad saavad täiendavalt elektriga kaubelda, et korrigeerida tootmist, seda suurendades või vähendades vastavalt vajadusele, et saavutada süsteemi tasakaal.
• Kui päevasiseselt turult ei õnnestu puudujäävat elektrit hankida, siis on järgmiseks etapiks reservide turg, kust süsteemihaldurid, Eestis Elering, saavad elektrit hankida.
• Kui ka reservide turult ei suudeta hankida puudujäävat tootmist, on Eleringil lisaks olemas Kiisa avariireservelektrijaamad, mida saab käivitada nii avariide korral kui ka siis, kui puudujäävat elektrit ei ole suudetud hankida ei päevasiseselt ega ka reservide turult.
• Viimase sammuna, kui eelnevad meetmed ei ole süsteemi tasakaalu taganud, hakatakse piirama tarbimist. Piiramist teostatakse teadlikult ja kontrollitult. Esmalt näeb Elering süsteemihaldurina, kui palju elektrit on kogu süsteemis puudu. See info edastatakse Eesti suurimale jaotusvõrgule Elektrilevile, kes katkestab osade tarbijate elektri, välistades elutähtsate teenuste pakkujad ja püüdes piiratud tarbijaid mõnetunnise vahe järel roteerida.

Eesti põhiline energiatootmise tooraine on põlevkivi. Eesti suurima põlevkivipõhise elektrienergia tootja Enefit Power AS installeeritud netovõimsus on umbes 1330 MW. Enamik võimsusest on ehitatud eelmise sajandi 60-ndatel ja 70-ndatel aastatel. Põlevkivielektrijaamad on nn konventsionaalsed elektrijaamad ning nende muutuvkulude põhilise osa moodustavad kulutused kütusele ning CO₂ emissioonidele.

Varem mainitud ühise Euroopa Liidu kliimapoliitika tagajärjel on toimumas ulatuslik dekarboniseerimine ning suur osa kivisöe ja pruunsöe tootmisvõimsusi suletakse lähimate aastate jooksul. Kuigi Põhjamaades ja Baltikumis on kivisöel töötavaid elektrijaamu vähe (mõningane osakaal Soomes), siis Saksamaal ja Poolas on kivisöe ja pruunsöe tootmisvõimsused olulise turuosaga. Kuna Poola ja Saksamaa on suured riigid, siis moodustavad need kütused ka olulise osa regionaalses tootmisportfellis. Nagu põlevkivi puhul mainitud, on ka kivisöejaamad nn konventsionaalsed jaamad, mille muutuvkulu põhilise osa moodustavad kütuse ja CO₂ kulud. Kerkivate CO₂ kulude ja kütusehindade valguses ei suuda söe- ja põlevkivi jaamad väga enam turul konkureerida.

Läänemere regioonis ja eelkõige Põhjamaades on tähtsal kohal hüdroenergiast toodetud elekter. Hüdroenergiast elektri tootmine on Eestis geograafilise omapära tõttu raskendatud, kuna enamiku jõgede pikkus ei ületa 10 kilo- meetrit ning vähem kui 50 jõe vooluhulk ületab 2 m³ /sek. Eestis on praegu 8 MW installeeritud hüdroelektrijaamade võimsust. Oma olemuselt on hüdroenergia madala muutuvkuluga tootmisliik ning seetõttu on tootmisvõimsused kasutusel alati, kui see on tulenevalt veeoludest võimalik. Eesti hüdroenergia ressurss on marginaalne, samas Põhjamaades, aga ka Lätis on hüdroenergia osakaal elektritootmisel arvestatav. Põhjamaade hüdroreservuaarid hoiavad veerohketel perioodidel oma madalate muutuvkuludega regionaalseid elektrihindasid madalana. Nagu öeldud, on hüdroelektri tootmise muutuvkulud madalad ning suured reservuaarid lisavad paindlikkuse toota siis, kui vaja. Läti hüdroenergia ei ole suurte reservuaaridega ning tootmine toimub vastavalt jõe vooluhulgale. Sellest tulenevalt on sealne elektritootmine vastavalt sademetele suurim kevadise suurvee ajal ning madalam teistel perioodidel.

Maagaasi osakaal on Balti riikide energiaportfellis kokku ligikaudu 25%. Samas on maagaasi osakaal elektritootmises Eestis oluliselt väiksem kui Lätis või Leedus. Piirkonnal ainus ühendus Euroopa gaasisüsteemiga on läbi Leedu-Poola GIPL gaasitoru. Lisaks on Soomes (mida Eestiga ühendab Balticconnector gaasitoru) ja Leedus veeldatud maagaasi (LNG) laevade vastuvõtmise ja gaasistamise terminalid. Varustuskindluse tagamiseks või hinnariskide maandamiseks on võimalik gaasi hoiustada Lätis asuvas Inčukalnsi maa-aluses gaasihoidlas. Maagaas on 2022. aasta hindade juures nii Baltikumis kui ka regioonis tervikuna kallim kütus kui otsesed konkurendid kivisüsi ja põlevkivi. Seetõttu saavad maagaasijaamad vähe töötunde, seda peamiselt tiputarbimise ajal. See on ka põhjuseks Läti ja eelkõige Leedu elektrienergia impordile, kus enamik tootmisvõimsusi kasutab kütusena maagaasi. Kuigi tootmisvõimsusi on tarbimise katmiseks piisavalt, imporditakse oluline kogus elektrienergiat, kuna see on odavam.

Tuuleenergia on Läänemere regioonis kiirelt arenev tootmisliik. Nii nagu hüdroenergia, on ka tuuleenergia madala muutuvkuluga, mistõttu pääseb see muutuvkulu põhistes konkurentsitingimustes peaaegu alati elektriturul tootma. Tuule juhuslikkusest tingituna esineb aga perioode, kus elektrituulikute toodang on negatiivne (tarbivad elektrit). Seega on tuuleelektrijaamade toodanguga tiputarbimise katmiseks võimalik arvestada vaid väikese osaga selle installeeritud võimsusest.

Päikseenergia on sarnaselt tuuleenergiale regioonis üks kiiremalt arenev tootmisliik. Analoogselt tuule ja hüdroenergiaga, on ka päikseelektri tootmise muutuvkulud madalad. Seega, kui investeering tootmisvõimsusesse on tehtud, toimub elektritootmine alati, kui selleks on sobivad tingimused. Erinevalt tuulest, on päikeseenergia toodang oluliselt korrapärasem vastavalt päikese liikumisele ning aitab tihti katta päevast kõrgemat elektritarbimist.

Puitu ja biomassi kasutatakse enamasti elektri ja soojuse koostootmisel. See toob elektriturule sisse lisamuutujad, kuna koostootmisjaamade tootmine sõltub tihtipeale soojuskoormusest. Praegustel turutingimustel ei ole puidust ainult elektritootmine konkurentsivõimeline ilma lisatuludeta soojuse müügist. Samas, tulenevalt taastuvenergiatoetustele Eestis ja mujal Euroopas on võimalik näha ka elektritootmist koostootmisjaamades perioodidel, kui soojuskoormus on madal.

Tuumaelektrijaamad moodustavad olulise osa Soome, Rootsi ja Saksamaa tootmisportfellist. Samas on tulenevalt jaamade sulgemisest plaanide järgi nende osakaal vähenemas. Tuumaelektrijaamad on oma muutuvkuludelt taastuvenergia ja fossiilsete kütuste vahel. Muutuvkulud on suhteliselt madalad tulenevalt tuumakütuse suhtelisest odavusest, samal ajal on püsikulud üldjuhul kõrged tulenevalt kõrgetest nõudmistest ohutusele.

Elering kavandab ning teostab investeeringuid ülekandevõrku põhinedes järgnevatele endale seatud eesmärkidele:

• varustuskindluse tagamine;

• elektrituru arengu toetamine;

• läbilaskevõime tagamine;

• võrgu vananemise peatamine;

• töökindluse parandamine;

• efektiivsuse suurendamine;

• kadude vähendamine;

• uutele klientidele liitumise võimaldamine.

Eleringi investeeringud jagatakse tavapärasteks investeeringuteks, suurinvesteeringuteks ja liitumistega seotud investeeringuteks. Siseriikliku võrgu arengusuundumusi selgitab Varustuskindluse aruanne⁵ ning riikidevahelisi ühendusi käsitleb ENTSO-E TYNDP projektide loetelu⁶

Regionaalne planeerimine

Tulevikus hakkab järjest suuremat rolli mängima avamere tuuleparkides toodetud energia ja selle transport. Kuna maismaal on tuuleenergeetikaks sobivad alad suuresti juba täis arendatud või tulenevalt piirangutest ei ole võimalik rohkem tuuleparke rajada, siis pöördutakse merre arendamise poole. Maismaa ja merevõrku on vaja koos planeerida, et vältida hilisemaid pudelikaelu ning seda peab tegema naaberriikides toimuvaid arenguid silmas pidades.

Eesti-sisese võrgu arendamine

• alajaamadega seotud investeeringud;
• elektriliinidega seotud investeeringud;
• Eesti-sisene võrgu arendus;
• taastuvenergia liitmise võimekuse tõstmise investeeringud (RRF kaasrahastus);
• sünkroniseerimise projektiga seotud tegevused (CEF kaasrahastus);
• Eesti-Läti IV liini investeeringud.

Investeeringud ja tegevused vaadatakse üle igal aastal ning vastavalt vajadusele ja võimalustele tehakse korrektuure. Pikaajalisel planeerimisel on fookus sisemaise varustuskindluse tagamisel ning arengute optimeerimisel sellisel viisil, mis on ühiskonnale kõige kasulikum. Oluline on põhivõrguettevõtte tihe koostöö jaotusvõrguettevõtetega, kohalike omavalitustega, riigiametite ja muude huvitatud osapooltega. Viimastel aastatel on Elering teinud arenguplaanide koostamisel tihedat koostööd jaotusvõrguettevõtetega.

• Otseste investeerimiskulude arvestust. Vaadeldakse kulusid vahetult liinide ja alajaamade ehitamiseks ja rekonstrueerimiseks.
• Piirkonna alajaamade ja liinide käidukulude hindamist.
• Võrgukadude maksumuse arvestust erinevate skeemide ja variantide korral kogu ajaperioodil.
• Tarbijatele potentsiaalsete katkestuskahjude maksumuse arvestust (aitab välja valida töökindlamad elektrivõrgu skeemid).
• Erinevate nimipingete kasutamise võrdlust.

Põhivõrguettevõtte jaoks on oluline jaotusvõrguettevõtetelt saadav informatsioon koormuste ja elektritootmise arengu kohta piirkondlikul tasemel. Sellisel juhul on võimalik arvesse võtta piirkondade arengut, perspektiivseid hajatootmise arengupiirkondasid ja muid olulisi tegureid.

Pikaajaline võrgu arendamine on jaotatud kolme horisonti:

• Viie aasta plaanid, mille puhul on investeeringud kantud Eleringi investeerimiskavasse ning mille konkreetne realiseerumine on sisuliselt käsil.
• Arengud aastani 2030, mis on jagatud viie aasta kaupa (2020-2025 ja 2025-2030) ning mis kajastuvad üldise käsitlusena Eleringi pikaajalises investeeringuplaanis.
• Võimalikud lisaarendused, mis sõltuvad koormuskasvust või konkreetsest liitumisest. Üldiselt on nendega seotud objektide rekonstrueerimise vajadus tehnilisest elueast lähtuvalt pärast 2030. aastat, kuid võib tõusta päevakorda varem seotuna kolmandate osapoolte huvidest.

Planeerimisel teostatakse võrguarvutusi programmipaketiga PSS/E (joonis 11) , kasutades Eesti elektrivõrgu ja Balti regiooni ühiseid perspektiivmudeleid. Perspektiivmudeleid koostatakse lähiperioodi kohta (1-2 aastat), viieaastase perioodi kohta ja pika ajaperioodi kohta. Mudeliga teostatakse nii püsitalitluse arvutusi, selgitamaks välja koormuste jagunemised, võimalikud ülekoormused liinidel ning pinge nivood alajaamades, kui ka dünaamika arvutusi süsteemi stabiilsuse hindamiseks.

Elektrivõrgu planeerimine on keeruline mitmetasandiline protsess (joonis 12), mille käigus rakendatakse erinevaid asjakohaseid analüüsimeetodeid, mudeleid, tarkvarasid, standardeid jms. Erinevate tasandite planeerimise sisendid ja kriteeriumid võivad seejuures olla erinevad. Näiteks sõltub süsteemivõrgu planeerimine suuresti kõrgemal hierarhilisel tasemel tehtud otsustest ning mõjutab omakorda suurte piirkondade energiavarustust. Elektrivõrgu planeerimises võib eristada erinevaid ajaliselt järgnevaid etappe:

Peab silmas pidama, et planeerimine põhineb tulevikuvisioonidel, mis tõenäoliselt erinevad tegelikkusest. Seepärast on oluline toimuvate muutuste ja uute otsuste tagasisidestamine planeerimisprotsessi ning arengukava pidev ajakohastamine.  

⁵https://elering.ee/varustuskindluse-aruanded

⁶https://tyndp2022-project-platform.azurewebsites.net/projectsheets

⁷https://elering.ee/investeeringud-2022-2031

Energeetikas kasutatakse erinevaid mudeleid ja algoritme, et teha otsuseid süsteemi juhtimise, tootmisüksuste töösseviimise, agregaatide koosseisu planeerimise, investeeringute ja võrgu analüüsi kohta. Samuti selleks, et analüüsida energiatarbimise sõltuvust majanduskasvust, keskkonnasaastega seotud küsimusi, energiasüsteemi restruktureerimisega kaasnevaid kulusid ning muid seotud teemasid. Turumudelis simuleeritavad stsenaariumid aitavad tuvastada regiooni investeeringuvajadusi uutesse tootmisvõimsustesse kui ka analüüsida saadavat kasu planeeritud võrguarendusest.

Nagu kõigi teiste kaupadega, loob ka piiriülene elektriga kauplemine ühiskonnale lisaväärtust. Otsene kaubanduslik mõju tuleneb riigiti erinevast elektri tarbimise tasemest, tootmis- ja ülekandevõimekusest. Kauplemine erinevate piirkondade vahel vähendab tootmise kogukulusid, võimaldades toota kõige efektiivsemates elektrijaamades.

Ühendatud turgude puhul liigub elekter odava elektritootmise piirkonnast kallisse vastavalt elektribörsi tulemustele. Kui ülekande võimsused on piisavad on kõikide hinnapiirkondade hinnad võrdsed, kui aga ülekande võimsusest jääb väheks, tekivad naaberpiirkondade vahel hinnaerinevused. Ühenduse omanikud saavad selliste tundide eest nn ülekoormustulu, mis investeeritakse pudelikaela vähendamisse ehk ühenduste läbilaskevõime parandamisse.

Otsest sotsiaal-majanduslikku kasu hinnatakse peamiselt turu modelleerimise tulemuste põhjal. Eeldades, et eksisteerib hästi toimiv turg, kujuneb turuhind nõudluse katmiseks vajalike elektrijaamade kulude minimeerimisel. Turuhind arvutatakse iga tootmisstsenaariumi kohta, enamasti kogu aasta igaks tunniks. Selline lähenemine võimaldab jäljendada reaalse päev-ette turu toimimist ning hinnata kulusid ja tulusid turuosaliste ja turuosaliste gruppide lõikes, näiteks tarbijad, tootjad ja võrguettevõtjad.

Tulude ja kulude jaotumist on võimalik vaadelda ka erinevate modelleeritavate piirkondade lõikes. Järgnev joonis 14 illustreerib piirkondade 1 ja 2 vahelise kaubanduse otsest sotsiaal-majanduslikku kasu.

Toodud näites on tarbimise kõver „Tarbimine 1“ ja „Tarbimine 2“ valitud sarnased, aga tootmiskõverad erinevad. Teise piirkonna tootmise marginaalkulud on väiksemad kui esimese piirkonna omad– siin võib näiteks tuua situatsiooni, kus piirkonnas on palju hüdro- või tuuleenergiat. Joonisel on tarbijate ja tootjate kogukasu näidatud oranži värviga. Iga näite ülemine kolmnurk näitab tarbijate kasu (vahe, mida tarbija on nõus maksma ja mida maksab) ja alumine kolmnurk tootjate kasu (vahe tootmise muutuvkulude ja turult saadava hinna vahel). Kogu kasu on nende kahe kolmnurga ehk tarbija ja tootja kasu summa. Kui need kaks piirkonda omavahel ühendada, siis on võimalik ka kallima/esimese piirkonna tarbijatel saada ligipääs soodsamale teise piirkonna elektrile. Selline ühendus võib kahjustada esimese piirkonna tootjaid, kuna seal turuhind langeb, ja teise piirkonna tarbijaid, kuna seal turuhind tõuseb, aga teise piirkonna tootjad ja esimese piirkonna tarbijad saavad kasu. Kõige olulisem sellises olukorras on see, et saadud kogukasu on suurem kui kahju. Kasu on hinnapiirkondade vahelise ühendusvõimsuse lisamise korral alati suurem (arvestamata kulu investeeringule), kuna elekter toodetakse nüüd odavamatest tehnoloogiatest ja elektri tootmise kogukulu väheneb.

Viimasel joonisel on kujutatud olukord, kus tekib ülekandevõimsuse läbilaskevõime piirang ja sellisel juhul kehtib eelnev, kuid tänu piiranguile piirkondade hinnad ei ühtlustu. Sellises olukorras tekib nn jaotamata kasum, mida nimetatakse ülekoormustuluks ja mis jagatakse võrguettevõtete vahel, kes ühendust omavad. Ülekoormustuluna korjatud summa investeeritakse üldjuhul uutesse ühendustesse ja võrgu arendamisse, vähendamaks neidsamu pudelikaelasid või vähendatakse selle võrra tariifi. Tootjate, tarbijate ja võrguettevõtjate summaarset kasu elektriturult nimetatakse sotsiaal-majanduslikuks kasuks.

Modelleerides erinevaid stsenaariume, on võimalik nende tulemusi võrrelda ja hinnata majanduslikku kasu erinevates olukordades. Alloleval joonisel 15 on vaadeldud lisaühenduse marginaalset sotsiaal-majanduslikku kasu ja selle kujunemist.

Läbilaskevõime arendamiseks vajaliku investeeringu suuruse määrab marginaalse kasu võrdlus marginaalse investeeringukuluga. Marginaalne kasu näitab ülekandevõimsuse viimase ühiku väärtust elektriturul, mis kahaneb ülekandevõimsuse suurenemisel. Ülekandeinvesteeringu optimum asetseb võimsuse juures, kus marginaalne kasu on võrdne marginaalse investeeringukuluga. Teisisõnu, selles punktis on maksimeeritud ülekandeinvesteeringust saadav sotsiaal-majanduslik kasu – iga täiendava võimsusühiku kulu on juba suurem kui sellest saadav tulu. Marginaalse kasu arvestamisel võetakse arvesse tarbijate ja tootjate kasu ning süsteemihaldurile laekuva läbilaskevõime piirangu tasu (ülekoormustulu), mis võimaldab hinnata vajalikke investeeringuid ülekandevõimsusesse (vt joonis 15 ja 16).

Hindamaks piiriülese mõjuga võrguinvesteeringu majanduslikku otstarbekust, arvutatakse investeeringu loodava sotsiaal-majandusliku kasu suurus erinevates tulevikustsenaariumites. Selliste elektrituru arvutuste põhjal saab hinnata projekti otsest kasu elektrituru osalistele. Sotsiaal-majanduslik kasu on üks kriteeriumitest, mida võrguinvesteeringu elluviimise otsustamisel arvestatakse.

Elektrisüsteemi planeerimisel on lisaks otseselt mõõdetavale sotsiaal-majanduslikule kasule oluline ka saadav kaudne/mittemõõdetav kasu:

• suurem varustuskindlus;
• väiksem võimalus turuvõimu praktiseerida;
• suurem hinnastabiilsus (väiksem risk investoritele);
• väiksem reservvõimsuse hoidmise vajadus;
• soodsamad võimalused taastuvenergiaallikate integreerimiseks.

Avatud turul on elektrituru osalistel võimalik elektrienergiaga kaubelda kahel viisil — otselepingute alusel (OTC – over the counter) või elektribörsil osaledes.

Otselepingute aluseks on kahepoolselt kokkulepitud tingimused, mistõttu sõltub elektrienergia hind suures osas finantsteenustena pakutavatest hindadest või siis otse elektribörsil kujunenud energiahindadest. Otselepingud sõlmitakse tavapäraselt suurtarbija ja tootja vahel, et vähendada tehinguga kaasnevaid täiendavaid kulutusi. Eestis saab elektriostu/müügi otselepinguid sõlmida vaid riigisiseselt. Teine võimalus elektrienergiaga kauplemiseks on osaleda elektribörsil. Seal saavad kaubelda tootjad, võrguettevõtjad, müüjad, maaklerid ehk kõik, kes sõlmivad vastava lepingu börsikorraldajaga. Eestis on börsikorraldajaks määratud elektriturukorraldaja NordPool ja EPEX, kuid viimane 2022. aasta seisuga kauplemist veel ei pakkunud. Elektribörsil võib kauplejaks olla Eesti turuosaline ja selle välisriigi turuosaline, kelle süsteemihalduril on Eesti süsteemihalduriga sõlmitud kokkulepe, mille kaudu selle süsteemi haldur tagab turuosalise elektrienergia tarned piiril (vt bilansihaldus peatükis 5). Kõigil turuosalistel peab olema avatud tarnija Eestis. Elektribörsil kehtivad kauplejatele standardsed kauplemistingimused, mis eristab elektribörsi otselepingute sõlmimisest. Kohustused ja õigused, mis elektribörsil osalejale kehtivad koos hinnakirjaga, on kirjas NORDPOOL⁸ ja EPEX⁹ veebilehtedel.

⁸http://www.nordpoolspot.com

⁹https://www.europex.org/members/epex-spot/

Elektrituru korraldamisel mängib kõige tähtsamat rolli hinnaarvutusmudel. Euroopas on täna reeglina kasutusel tsoonipõhine hinnamudel (zonal pricing model), kus hind arvutatakse hinnatsooni põhiselt, võttes arvesse ka võimalikud ülekandevõimsused. Hinnatsoonid on reeglina loodud nii, et nende tsoonide sees praktiliselt piirangud puuduvad.

III energiapaketi eesmärk on Euroopa ühise turumudeli väljatöötamine (täpsemalt peatükis 2). Elektrituru võrgu- eeskirjade väljatöötamisel on oluliseks kriteeriumiks praktilisus ja rakendamise võimalikkus. Just sel eesmärgil on võrgueeskirjade koostamisse kaasatud Euroopas tegutsevad elektribörside ühendus (All NEMO Committee) ja süsteemihaldurite ühendus ENTSO-E. Tsoonipõhise hinnastamisega turumudeli rakendamise võtmesõnad on:

• ülekandevõrkude optimaalne kasutamine eelistades voopõhist meetodit (võimsustele maksimaalse juurdepääsu andmine nii, et töökindlus oleks tagatud);
• energia hulgituru efektiivne toimimine ja elektribörside konkurents (efektiivsed tooted ja kauplemisplatvormid, piisavalt kõrge likviidsus, läbipaistev hinnakujundus ja jätkuturgude rakendamine);
• konkurentsi suurendamine (efektiivsed seadusandlikud ja järelevalve mehhanismid usalduse suurendamiseks ning läbipaistvus).

Joonisel 19 kujutatud ühtne turumudel hõlmab nelja erineval ajaperioodil töötavat alam-mudelit, mis on reguleeritud kolme erineva võrgueeskirjaga. Joonisel toodud mõistete sisu selgitavad täpsemalt järgnevad alapeatükid, mis käsitlevad, kuidas toimub ülekandevõimsuse jaotamine erinevate ajaperioodide lõikes, samuti avavad need peatükid võrgueeskirjade sisu. Elektrisüsteemi tasakaalustamise võrgueeskirjast on täpsemalt juttu peatükis 5

Elektriturul on turuosalistele kasutada erinevad võimalused nii kauplemiseks kui ka riskide maandamiseks. Kui järgmise päeva turul kaubeldakse eelkõige füüsilise energiaga, siis näiteks finantsteenuste turul pakutavad tooted on eelkõige ette nähtud turuosaliste hinnariskide maandamiseks.

Energiaturuga paralleelselt on võimalik arendada ka võimsusturgu. Võimsusturul kaubeldakse tootmisvõimsusega ning tootjad pakuvad kindlaks perioodiks kindla hinnaga tootmisvõimsust, mille olemasolu eest makstakse võimsustasu ka siis, kui elektrit tegelikult ei toodeta. Seda eelkõige eesmärgiga tagada süsteemi varustuskindlus, pakkudes turule pikaajalisi lepinguid investeerimisriskide maandamiseks, et oleks tagatud tarbimise katmiseks vajalik tootmisvaru. Võimsusturg on näiteks Poolas ning Suurbritannias, Balti riikides võimsusturgu ei ole.

Oluline on märkida, et võrgueeskirjad ei käsitle kauplemist kolmandate riikidega (nagu Venemaa ja Valgevene). Üle-euroopalisi põhimõtteid ja kokkuleppeid kauplemisel kolmandate riikidega, samuti võrkudele juurdepääsu reegleid arutati enne Ukraina sõda, kuid tulemusteni ei jõutud. Venemaa agressiooniga Ukraina vastu 2022. aastal lõppes süsteemihaldurite, Euroopa Komisjoni ja Venemaa vastavasisuline dialoog.

¹⁰ https://ee-public-nc-downloads.azureedge.net/strapi-test-assets/strapi-assets/2022_ENTSO_E_Market_report_Web_836ec0a601.pdf

Elektrihinna muutumise risk puudutab kõiki elektrituru osalisi. Kui elektri hinna ootamatud kõikumised mõjutavad turuosaliste likviidsust või on vaja võlausaldajatele garanteerida teatud rahavoog, fikseerivad turuosalised oma elektri hinna finantsinstrumentidega (futuuridega). Nimelt toimib elektrikaubandusega käsikäes ka finantstehingute turg. Turuosalistele pakutakse erinevaid finantsteenuseid, selleks et vähendada füüsilise elektribörsi hinnakõikumiste ehk volatiilsusriski. Võimalikult kõrge likviidsuse saavutamiseks kaubeldakse Põhjamaades süsteemihinna futuuridega, mille näol on tegemist Põhjamaade kõigi hinnapiirkondade hinnaga (arvutatakse eeldusel, et ülekandevõimsuste piiranguid ei ole). Süsteemihinnaga seotud futuuri soetamine aga ei maanda kõiki riske – jääb risk hinnaerinevusele süsteemihinna ja hinnapiirkonna (näiteks Eesti hinnapiirkonna) hinna vahel. Selleks, et maandada ka süsteemihinna ja konkreetse hinnapiirkonna hinna erinevuse riski, saab kasutada PTR-e, FTR-e ja EPADe (joonis 20).

Kahepoolsed lepingud (PPA – Power Purchase Agreements)

Kahepoolsed tootja/müüja ja tarbija vahelised enamasti pikemaajalised (5-15 aastat) füüsilist tarnet või ka ainult energiahinda katvad lepingud. Vahel on sellistes lepingutes kasutusel hinnavalem, mis ei fikseeri hinda täielikult, vaid jätab osadele riskidele avatuks (näiteks CO₂ kvoodi hinna muutus vms).

Finantsinsturmendid (futuurid, swapid jms)

Reeglina on finantsteenuste pakkujateks vahendajad ehk maaklerid, kes vastavas turupiirkonnas tegutsevad. Finantsturul pakutavate toodete (näiteks futuuride) sisuks on ostja ja müüja vahel kokku leppida kaubeldav kogus, hind ja tehingu periood. Tehingu hinna aluseks on tavaliselt mingi hinnapiirkonna elektrituru hind, Põhjamaades nn süsteemihind. Põhjamaade hinnapiirkondades on järgmise päeva kauplemisel tekkivate hinnariskide maandamiseks loodud võimalus sõlmida finantstehinguid pikemaajaliselt, üks nädal kuni kümme aastat ette. Finantsturgu korraldab Põhjamaades NASDAQ OMX Commodities Europe`s Financial Market¹¹. Nasdaq OMX pakub turuosalistele erinevaid tooteid riskide juhtimiseks, milleks on baas-ja tiputunni derivatiivid, futuurid, forvard-tehingud, optsioonid ning Põhjamaade süsteemihinna EPAD-id (Electricity Price Area Differential).

Hinnapiirkonna EPAD

Hinnapiirkonna EPAD (algse nimega CfD – Contract for Difference) puhul on tegemist elektribörsi järgmise päeva hindadel põhineva finantsinstrumendiga, mis ei ole samuti seotud tegeliku füüsilise ülekandevõimsusega. Kuna tegelikkuses erinevad ülekandevõimsuse piirangute tõttu elektrihinnad piirkonniti, on vaja omavahel siduda konkreetse hinnapiirkonna hind ja süsteemihind. Kuna Eesti hinna volatiilsus on peamiselt sõltuv Eesti ja naabersüsteemide toimivusest, siis on tulevikutehingutele täiendavalt efektiivsemaks riskimaandamise vahendiks kauplemispiirkonna EPAD, mis seob omavahel Põhjamaade süsteemihinna ja Eesti hinnapiirkonna hinna. Nasdaq OMX Commodities turul pakuti Eesti hinnapiirkonna turuosaliste jaoks EPAD Tallinna alates 2012. aastast ning Lätis EPAD Riga alates 2014. aastast. 2022. aastal lõpetati madala likviidsuse tõttu EPAD Tallinna kõigi toodete pakkumine ning EPAD Riga aastase toote pakkumine.

¹¹http://www.nasdaqomx.com/commodities/markets/power

Illustreerimaks ülaltoodud elektrihinna volatiilsusriskide maandamise instrumentide kasutamist, toome lihtsa näite nende kasutamisest.

Oletame, et elektritootja Eesti hinnapiirkonnas soovib fikseerida oma elektri müügihinna aastaks 2019. Selleks ostab ta kõigepealt süsteemihinnaga seotud futuuri (DS future), näiteks hinnaga 20 €/MWh. Sellega on tootja fikseerinud enda jaoks süsteemihinna, kui süsteemihind on madalam kui 20 €/MWh, kompenseerib tehingu teine pool tootjale hinnavahe, kui kõrgem, siis kompenseerib tootja ise tehingu teisele poolele hinnavahe.

Eesti hinnapiirkonna hind erineb aasta lõikes oluliselt NP süsteemihinnast. Seetõttu ei ole futuuri ostmine veel piisav hinnariski maandamiseks. Lisaks sellele peab Eesti tootja ostma EPAD Tallinna toote, mis fikseerib tootja jaoks Eesti hinnapiirkonna ja süsteemihinna vahe. Oletame, et tootja ostab EPAD Tallinna hinnaga 15 €/MWh. Sellega on tootja fikseerinud oma müüdava elektri hinna tasemel 35 €/MWh (20 €/MWh süsteemihind + 15 €/MWh Eesti piirkonna ja süsteemihinna vahe). Ostes ühe toote, on tootja fikseerinud hinna ühele megavatt-tunnile elektrienergiale igal tunnil aastal 2019. Igal tunnil kui süsteemihind (futuur) ning Eesti piirkonna ja süsteemihinna vahe (EPAD Tallinn) erinevad tehingu hinnast, toimub kompenseerimine tehingu osapoolte vahel nii, et vastava MWh müügi hind oleks 35 €/MWh.

FTR näol on tegemist finantsinstrumendiga, aga FTR initsieerib süsteemihaldur ülekandevõimsuse alusel.

Võttes arvesse ülekandevõimsust, pakub süsteemihaldur turuosalistele võimalust fikseerida naaberpiirkondade vaheline hinnaerinevus, kuid erinevalt PTRst (vt physical transmission right) ei müü seejuures tegelikku ülekandevõimsust. Seega on ühendusvõimsused maksimaalselt börsi kasutuses, mis tagab samade ostu- ja müügipakkumiste korral hinnapiirkondades minimaalsed hinnaerinevused erinevate piirkondade vahel. FTR-de alusvaraks on hinnapiirkondade hindade erinevusest tulenev ülekandevõimsuse jaotamise tulu. Seejuures eristatakse FTR-obligation ja FTR-option, kus erinevus seisneb FTR ostnud turuosalise kohustuses maksta süsteemihaldurile, kui hinnapiirkondade hinnaerinevus osutub vastupidiseks prognoositule (vt joonis 21). Nimelt ei ole FTR-option korral turuosaline kohustatud süsteemihaldurile maksma. Näiteks kui hinnapiirkondade A ja B puhul prognoositi voogu suunaga A-st B-sse hinnaerinevusega 10 EUR/MWh (A hind 25 EUR/MWh ja B hind 35 EUR/MWh), aga tegelikeks hindadeks kujunes hoopis vastassuunaline voog hinnaerinevusega 2 EUR/MWh (A hind 30 EUR/MWh ja B hind 28 EUR/MWh), siis FTR- option korral ei saa turuosaline süsteemihalduri käest hüvitist, kuid ei pea ka ise midagi maksma. FTR-obligation korral on turuosaline kohustatud süsteemihaldurile maksma täiendavad 2 EUR/MWh.

Elering pakub FTR-option instrumente koostöös Läti süsteemihalduriga AST Eesti-Läti piirile suunaga Eestist Lätti aasta, kvartali ja kuu toodetena ning alates 2023. aastast koostöös Soome süsteemihalduriga Fingrid Soome-Eesti suunalist aasta ja kuutoodet.

Füüsiliste ülekandeõiguste PTR puhul korraldavad põhivõrguettevõtjad teatava regulaarsusega oksjoneid (explicit auction), mille käigus müüakse turuosalistele pikaajaliselt ette (näiteks aasta, kvartal, kuu) osa piiriülesest võimsusest.

Seega saab turuosaline õiguse transportida elektrit ühest piirkonnast teise fikseeritud ülekandehinnaga ning teha piiriüleseid elektri ostu-müügitehinguid ka kahepoolsete lepingute alusel väljaspool börsi. PTR müüjaks saavad olla ainult süsteemihaldurid, kelle omanduses vastavad ülekandeliinid on. Kuna sama ülekande võimsust ei saa kasutada samas suunas kaks korda, siis tuleb samas ulatuses vähendada turu kasutusse järgmise päeva tehinguteks antavat ülekandevõimsust. Selleks et välistada ülekandevõimsuse ebaotstarbekas broneerimine mõne turuosalise poolt, ilma et taseda tegelikult kasutaks, on PTR seotud use-it-or-sell-it süsteemiga. Ehk kui PTR ostnud turuosaline võimsuse kasutust ise ei nomineeri, müüakse see automaatselt päev-ette turu käsutusse piiriülese hinnaerinevuse hinnaga. See muudab nomineerimata PTR sisult samaks FTR-Optioniga. ENTSO-E 2021. aasta Market Report kohaselt nomineeriti 2021. aastal vaid 12,3% PTR-dest ehk tegelikkuses on FTR põhimõte turul laialdasemalt kasutuses, kui jooniselt 22 nähtub.

2016. aasta oktoobris jõustunud FCA reguleerib eelpool mainitud pikaajalise ülekandevõimsuse jaotamise instrumentide (PTR, FTR) kasutamise Euroopas eesmärgiga pakkuda turuosalistele ülekandevõimsuse puudujäägist tuleneva piirkondade vahelise hinnariski maandamise võimalusi. Piirkondade vaheline hinnarisk on osa laiemast elektrihinna muutumise riskist ja tuleneb eelkõige sellest, et hinnapiirkondade vahel ei ole piisavalt ülekandevõimsust, mis tähendab, et eri piirkondades on erinev elektri hind.

FCA üldised eesmärgid on järgmised:

• tõhustada pikaajalist piirkonnaülest kauplemist, tagades turuosalistele pikaajalisi piirkonnaüleseid riskimaandamise instrumente;
• optimeerida piirkonnaülese võimsuse arvutamist ja jaotamist;
• tagada õiglane ja mittediskrimineeriv juurdepääs pikaajalisele piirkonnaülesele võimsusele;
• tagada põhivõrguettevõtjate, koostööameti, reguleerivate asutuste ja turuosaliste aus ja mittediskrimineeriv kohtlemine;
• tagada pikaajalise piirkonnaülese ülekandevõimsuse optimaalne arvutamine ja jaotamine;
• järgida õiglase ja korrastatud pikaajaliste võimsuste jaotamist ning õiglase ja korrastatud hinnakujunduse vajadust;
• tagada ja suurendada teabe läbipaistvust ning usaldusväärsust;
• panustada ELi elektripõhivõrgu ja elektrienergeetikasektori pikaajalisse säästlikku toimimisse ja arengusse.

FCA üldpõhimõtted on järgmised:

• koordineeritud töökorraldus ja efektiivne andmevahetus süsteemihaldurite vahel, kusjuures ühised metoodikad ja reeglid lepitakse kokku koordineeritud võimsusarvutuse alade siseselt;
• regulaatorid otsustavad, millistel piiridel tuleb süsteemihalduritel pakkuda pikaajalise võimsuse tooteid, lähtudes seejuures turu piirkondlikest eripäradest. Regulaatori otsusel pakutakse süsteemihalduri poolt piiriülese ülekanderiski maandamiseks turuosalistele pikaajalist füüsilist ülekandevõimsust PTR või finants ülekandevõimsust FTR. Ühele piirile võib korraga pakkuda vaid PTR või FTR, muud finantsinstrumendid (näiteks EPAD) võivad turul olla paralleelselt nii PTR-ide kui ka FTR-idega;
• töötatakse välja üleeuroopalised harmoniseeritud pikaajalise võimsuse jaotamise reeglid HAR;
• luuakse ühtne üleeuroopaline pikaajalise piiriülese võimsuse jaotamise platvorm SAP;
• pikaajalised ülekandevõimsuse tooted jaotatakse turuosaliste vahel kasutades explicit oksjonit, kus hind tekib marginaalhinna meetodil;
• turuosalistel peab olema võimalik ostetud pikaajalise võimsuse tooteid edasi müüa või tagastada.

SAP ja HAR

Pikaajaliste toodetega kauplemise ühtlustamiseks loodi üleeuroopaline pikaajalise piiriülese võimsuse jaotamise ühine platvorm SAP (single allocation platform), mida opereerib JAO¹². Üle-euroopaliste pikaajaliste ülekandevõimsuste jaotamise harmoniseeritud reeglid HAR (Harmonized Allocation Rules) koos piirkondlike lisadega kehtivad pikaajalistele ülekandevõimsuste instrumentidele alates 1. jaanuarist 2016.

¹² https://www.jao.eu/auctions#/

Elektribörsi eesmärk on pakkuda elektrienergiaga kauplevatele turuosalistele lühiajaliselt planeeritavat ja standardiseeritud kauplemisvõimalust. Elektribörs võimaldab kaubelda avatud platvormil, kuhu igal turuosalisel on võrdne ligipääs ja tehingu vastaspool on samas anonüümne. Kõigile tehakse kättesaadavaks informatsioon konkurentsi ja turulikviidsuse kohta ning esitatakse hind ja info selle kujunemise kohta. Võrreldes kahepoolse kauplemisega on elektribörsidel kaubeldes madalamad tehingukulud.

Päev-ette ja päevasisese elektrituru korraldust reguleerib Euroopa Liidus CACM. CACM jõustus 2015. aasta augustis. CACM eesmärgid on järgmised:

• tõhustada konkurentsi elektrienergia tootmisel ja tarnimisel ning sellega kauplemisel;
• tagada põhivõrgutaristu optimaalne kasutamine;
• tagada võrgu talitluskindlus;
• optimeerida piirkonnaülese võimsuse arvutamist ja jaotamist;
• tagada põhivõrguettevõtjate, NEMO ehk elektribörsikorraldaja, ACER, reguleerivate asutuste ja turuosaliste aus ja mittediskrimineeriv kohtlemine;
• tagada ja suurendada teabe läbipaistvust ning usaldusväärsust;
• panustada EL-i elektripõhivõrgu ja elektrienergeetikasektori pikaajalisse säästlikku toimimisse ja arengusse;
• järgida õiglase ja korrastatud turu ning õiglase ja korrastatud hinnakujunduse vajadust;
• luua määratud elektriturukorraldajatele võrdsed võimalused;
• tagada mittediskrimineeriv juurdepääsu piirkonnaülesele võimsusele.

Üldeesmärgid on järgmised:

• kõik põhivõrguettevõtjad peavad osalema ühtses üleeuroopalises järgmise päeva ja päevasisese turu algorütmides;
• järgmise päeva ja päevasisesel elektribörsil jaotatakse võimsused implicit oksjoni meetodit kasutades;
• töötatakse välja ja kasutatakse arvutuste aluseks ühtset üleeuroopalist võrgumudelit;
• koordineeritud töökorraldus ja efektiivne andmevahetus süsteemihaldurite ja elektribörside vahel, seejuures ühised metoodikad ja reeglid lepitakse kokku koordineeritud võimsusarvutuse alade (inglise keeles capacity calculation regions CCR) kaupa;
• ülekandevõimsuste arvutamisel kasutatakse voopõhist (inglise keeles flow-based) meetodit va juhul, kui see ei ole tõhusam koordineeritud netoülekandevõimsuse meetodist.

Ühtse võrgumudeli väljatöötamiseks toimub koostöö nii Balti süsteemihaldurite kui ka ENTSO-E tasandil. Nimelt kuulub Eesti Balti koordineeritud võimsusarvutuse alasse (Balti CCR – Coordinated Capacity Region) koos Läti ja Leeduga ning läbi alalisvooluühenduste on liikmeteks ka Soome, Rootsi ja Poola. Võimsuste arvutamisel voopõhise meetodi rakendamise tõhususe uurimiseks Balti võimsusarvutuse alas tellisid Eesti, Läti ja Leedu süsteemihaldurid laiapõhjalise analüüsi. Analüüsi põhjal võib öelda, et voopõhisel meetodil võimsuste arvutamine on tehniliselt teostatav, kuid meetodi rakendamine ei ole praegusel hetkel tõhusam kui koordineeritud netoülekandevõimsuse (CNTC) meetod, võttes arvesse sotsiaalmajanduslikku kasu ning piirkonna talitluskindlust. Uuringu teostanud konsultantide soovituseks oli defineerida voopõhise meetodi rakendamine kui pikaajaline eesmärk, kuid jätkata praegu veel olemasoleva võimsuste arvutamise meetodiga. Tähtis on siinkohal märkida, et kuna Balti riikide elektrivõrk on tihedalt seotud Venemaa ja Valgevene võrkudega, siis on lahenduse leidmine voopõhise meetodi rakendamiseks tunduvalt keerulisem kui Euroopa süsteemide vahel. Balti süsteemihaldurite hinnangul tuleb voopõhise võimsuste arvutamise implementeerimise eel teha selgeks, mis põhjusel pole praegusel hetkel meetod piisavalt tõhus (võrreldes netoülekandevõimsuse meetodiga).

Selleks, et ülekandevõimsused riikide vahel oleksid optimaalsed ning energia liiguks alati madalama hinnaga piirkonnast kõrgema hinnaga piirkonda, on CACM ja FCA võrgueeskirjas sätestatud elektribörside ja süsteemihaldurite vaheline koostöö turgude ühendamiseks (market coupling) kõikides kauplemise ajaraamides. Järgmise päeva turgude ühendamine SDAC (Single day-ahead coupling) ja päevasiseste turgude ühendamine SIDC (Single Intraday Coupling).

Kõigi nimetatud projektide elluviimise kulud jagatakse osapoolte vahel ära järgmistele põhimõtetele tuginedes:

• 1/8 kuludest jagatakse võrdselt osalevate liikmesriikide vahel;
• 5/8 kuludest jagatakse liikmesriikide vahel proportsionaalselt vastavalt riigi elektrienergia tarbimisele;
• 2/8 kuludest jagatakse võrdselt osalevate elektribörside vahel.

SDAC hõlmab 2022. aasta seisuga 27 riiki ning sellesse on kaasatud 30 süsteemihaldurit ja 17 elektribörsi korraldajat ehk NEMOt.

Kõigi osapoolte vahel on sõlmitud DAOA (Day-Ahead Operation Agreement), mis käsitleb turgude ühendamise operatsiooni funktsioone (MCO – market coupling operations), mida viiakse ellu PCR Euphemia nimelise algoritmiga. SDAC elluviimiseks astuti MRC-nimelise projektiga 2014. aasta mais edasi suur samm, kui ühendati omavahel Edela-Euroopa (SWE) ja Loode-Euroopa (NWE) järgmise päeva ehk päev-ette turud ning seeläbi on omavahel riikide elektriturud seotud, kasutades ühtset hindade arvutamise (Price Coupling Regions – PCR) metoodikat, mis põhineb juba eelmainitud ühtsel algoritmil Euphemia. Lisaks toimus 2014. aastal eraldiseisva 4MMC projektina Tšehhi, Slovakkia, Ungari ja Rumeenia järgmise päeva turgude omavaheline ühendamine. 2015. aastal liitusid MRC projektiga järgemööda Itaalia ja Slovakkia ning Poola ning 2020. aastal Kreeka elektribörsid. 2021. aastal lahkus lepingust BREXITi tõttu Suurbritannia. Samal aastal liitus Bulgaaria ning toimus 4MMC ja MRC riikide ühendamine ühiseks turuks. 2021. aasta lõpu seisuga kattis MRC üle 95% kogu Euroopa elektrienergia tarbimisest ehk 1500 TWh/aastas (vt joonis 23).

Turgude ühendamises tööd ei saa veel kaugeltki lugeda lõppenuks. Regulatsioonid ja turu vajadused on pidevas muutuses ja seega on ka vaja pidevalt edasi arendada Euphemia algoritmi ja seonduvaid protseduure. Näiteks hõlmavad uuendused voopõhise võimsusearvutuse tulemustega arvestamist, 15- minutilise turu ajaühiku rakendamist, uute ülekandeliinide lisamine, börsikorraldajate sisenemine uutele turgudele (Multi-NEMO Arrangements ehk MNA) jne.

Päev-ette turu eesmärk on võimalikult efektiivselt kokku viia elektrienergia tootmis- ja tarbimispakkumised. Efektiivsuse osas on oluline osa elektrituru geograafilisel mastaabil – üleeuroopaline ühine elektrituru algoritm võimaldab elektrienergia tarbimist katta kõige efektiivsemalt, kasutades võimalust elektrienergiat transportida ülekandeliinide abil hinnapiirkondade ning riikide vahel. Samuti on turul võimalik teha erinevaid liike pakkumisi, mis võimaldavad väljendada eritüübiliste elektrijaamade või tarbijate eripärasid. Näiteks on võimalik teha plokkpakkumisi (kus elektrijaam teeb pakkumise mitmele järjestikusele tunnile ning kõik plokkpakkumise osad peavad algoritmis olema kas ühekorraga vastu võetud või tagasi lükatud) ja jaotamatuid pakkumisi (millest turualgoritm peab selle edukaks osutumise korral vastu võtma vähemalt mingisuguse etteantud osakaalu).

Päev-ette turu algoritmis tekib lahendusprotsessi käigus tootmis- ja tarbimispakkumiste vahel tasakaal. Sealjuures arvestatakse esitatud pakkumiste eripäradega, ülekandeliinide läbilaskevõime piirangutega ja muude süsteemi oluliste piirangutega. Tarbimise ja tootmise vahelist tasakaalu saab illustreerida tootmis- ja tarbimiskõveratega.

Näitena on tootmis- ja tarbimiskõveratest toodud alljärgneval joonisel 24, kus on illustreeritud Eesti, Läti ja Leedu summaarsed tootmis- ja tarbimispakkumised 2022. aasta 27. augusti 1. tunnil. Joonisel võib jälgida nõudlus- ja pakkumiskõverate lõikumispunkti, kus tekib elektrituru marginaalhind. Tootjad ja tarbijad, kes tegid konkurentsivõimelise pakkumise ning jäävad lõikumispunktist vasakule, olid turul edukad ning said energiat vastavalt müüa ja osta. Pakkujad, kelle pakkumise hind oli kas liiga kõrge (tootjate puhul) või liiga madal (tarbijate puhul), ei pääsenud turule ning nemad sel tunnil börsi kaudu oma tehingut realiseerida ei saanud.

Vastavalt kokku lepitud reeglitele saavad kõik tootjad oma elektriturul müüdud elektrienergia eest sama börsihinda, mida maksavad ka kõik elektriturul ostetud elektrienergia eest tarbijad. Sellist hinnastamise loogikat, kus kõigile kehtib sama tootmise ja tarbimise tasakaalupunktil tekkinud hind, nimetatakse marginaalpõhiseks hinnastamiseks. Marginaalpõhine hinnaloogika on teadaolevatest hinnastamise loogikatest parim, kuna see minimeerib turuosaliste motivatsiooni pakkumistega manipuleerida, see on läbipaistev ning marginaalpõhise hinnaloogikaga süsteemides on kõige lihtsam läbi viia turujärelevalvet.

¹⁴ Single Day-ahead Coupling (SDAC) (nemo-committee.eu)

Päevasiseste turgude ühendamiseks (SIDC) alustati Kesk- ja Põhja-Euroopa elektribörside ja süsteemihaldurite vahel 2012. aastal XBID projektiga, mis võimaldaks päevasisesel turul teha tehinguid kõigi projektis osalevate piirkondade vahel kogu vaba ülekandevõimsuse ulatuses.

SIDC hõlmab 27 riiki ning IDOA- (Intraday Operational Agreement) lepingu all töötavad koos 30 süsteemihaldurit ja 15 NEMOt. Tehnilise infotehnoloogilise lahenduse töötas välja hankeprotseduuriga valitud Deutsche Börse AG (DBAG). Elering omas XBID projektis vaatleja staatust juba alates 2013. aasta augustist. Päevasiseste turgude üleeuroopalise ühendamise nö esimene laine sai teoks 12. juunil 2018, mil koos Põhjamaade ja Kesk-Euroopa riikidega liitusid ka Eesti, Läti ja Leedu. Piisava ülekandevõimsuse olemasolul on võimalik kuni tund enne tarnet Eestist elektrit osta/müüa kuhu tahes projektiga liitunud piirkonda, mis tähendab turu likviidsuse olulist kasvu nii Eesti tarbijatele kui tootjatele. XBID projekti teise lainega liitusid 2019. aastal Bulgaaria, Horvaatia, Tšehhi, Ungari, Poola, Rumeenia ja Sloveenia. Kolmandas laines 2021. aastal Itaalia. Neljanda lainena plaanivad liituda Kreeka ja Slovakkia (joonis 25). Ka SIDC puhul jätkub pidev areng, sest liituvad uued piirid, lisanduvad uued tooted erinevateks ajaperioodideks (näiteks 15 min ja 30 min tooted) ning võimaldatakse voopõhise võimsuste arvutamise rakendamist erinevatel piiridel.

¹² Single Intraday Coupling (SIDC) (nemo-committee.eu)

Piiriülese võimsuse arvutamine toimub võrgu füüsikaliste näitajate põhjal. Euroopas kasutatakse hinnapiirkondade vaheliste ülekandevõimsuste arvutamiseks koordineeritud netoülekandevõimsuse põhist (CNTC) meetodit ja voopõhist (flow-based) meetodit. CNTC meetodi puhul määratletakse eelnevalt omavahel külgnevate pakkumispiirkondade vaheline maksimaalne võimalik ülekandevõimsus. Voopõhise meetodi puhul võetakse arvesse iga võrguelemendi andmeid maatriksina. Pakkumispiirkondade vahelist energiaülekannet hakkavad piirama kriitilised võrguelemendid ja elektrienergia ülekandmise jaotustegurid (st milliseid liine pidi füüsiline elektrivoog jaotub).

Balti riikides kasutatakse CNTC meetodit, kuid tulevikus kaalutakse CACM määruse kohaselt voopõhist arvutusmeetodit.

CNTC meetodiga toimub piiriüleseks kaubanduseks lubatud läbilaskevõime arvutus etappidena:

• Esmalt arvutatakse piiriüleste liinide bruto ülekandevõimsus (inglise keeles Total Transfer Capacity e. TTC), mis leitakse lähtuvalt võrgu tehnilistest parameetritest, arvestades võrgueeskirjas toodud töökindluse nõuetega (VE §3, §6, §10, §11, §12, §13 jt). Nimetatud nõuetest on olulisemad nn N-1 ja N-2 kriteeriumid. Nende kohaselt tuleb edastamisvõimsuse arvutamisel arvestada vastavalt ühe või kahe kõige rohkem mõju avaldava elektrisüsteemi elemendi väljalülitumise võimalusega. Seejärel leitakse maksimaalne ülekandevõimsus, mille korral ei ületata liinide termilist läbilaskevõimet ega ohustata süsteemi staatilist ega dünaamilist stabiilsust.
• Seejärel arvutatakse ülekandevõimsuse varu (inglise keeles Transmission Reliability Margin e. TRM), arvestades ettenägematuid asjaolusid nagu planeerimatud ringvoolud, mõõtesüsteemi mõõtevead ning avariilised süsteemihaldurite vahelised tarned. Varu leidmisel on oluline naabersüsteemide süsteemihalduritelt saadav info ning eelnev planeerimise kogemus. Konkreetsed ülekandevaru suurused lepitakse eelnevat arvestades kokku igapäevaselt naabersüsteemide süsteemihalduritega.
• Bruto ülekandevõimsusest lahutatakse ülekandevõimsuse varu, mille tulemusena saadakse neto ülekandevõimsus (inglise keeles Net Transmission Capacity e. NTC).
• Arvutatud ülekandevõimsused koordineeritakse naabersüsteemihalduriga, seejuures antakse turule alati madalam arvutatud väärtus. Koordineeritud neto ülekandevõimsus on see võimsus, mis antakse turuosaliste käsutusse piiriüleseks energiakaubanduseks.

Eeltoodud põhimõtteid võtavad arvesse ka Balti koordineeritud võimsusarvutus alas olevad süsteemihaldurid (Eesti, Läti, Leedu, Poola, Rootsi ja Soome) poolt.

Juhul, kui päeva sees toimuvad muutused riikidevahelistes läbilaskevõimetes (näiteks võrguhäire tagajärjel), on süsteemihalduril kohustus teavitada sellest turuosalisi tunni aja jooksul alates vastava info saamisest. Turuosaliste teavitamine toimub vastavalt elektribörsi korraldaja kehtestatud reeglitele kiirete turuteadete ehk UMM-idega (Urgent Market Message).

Turupõhised ülekandevõimsuse jaotamise meetodid, mis on kasutusel kogu Euroopas, on implicit (kaudne energia) ja explicit(otsene ülekandevõimsus) oksjon. Allolevas tabelis 1 on kirjeldatud, mida need tähendavad ning samuti on kirjeldatud nende erinevused.

Vastavalt määruse 2019/943 artiklile 49 hüvitatakse põhivõrguettevõtjatele kulud, mis tekivad piiriüleste elektrivoogude ülekandmisel nendele kuuluvate võrkude kaudu. Selleks, et lihtsustada riikidevahelist kauplemist, sätestab Euroopa Komisjon määrusega 838/2010 põhivõrguettevõtjate omavahelise hüvitamise mehhanismi ja ülekandetasusid käsitleva ühise regulatiivse lähenemisviisi suunised (ITC – Inter-transmission system operator compensation mechanism).

Riiki, millel on ühine piir Euroopa Liidu liikmesriigiga ning mille põhivõrguettevõtja ei kuulu Euroopa Majanduspiirkonda nimetatakse perimeetrimaaks. Eesti suhtes on perimeetrimaaks Venemaa. Sellisel juhul tuleb piiriülesel kaubandusel tasuda perimeetritasu. Eleringi poolt ühisesse ITC fondi tasumisele kuuluv summa kogutakse võrdse kohtlemise printsiipi järgides nende bilansihaldurite käest proportsionaalselt, kes selleks kauplemisperioodiks olid planeerinud tarneid perimeetrimaades tegutsevate turuosalistega. Arvutustel on aluseks bilansihalduri poolt summaarselt selleks kauplemisperioodiks planeeritud piiriüleste tarnete absoluutväärtused saldeerituna. Elering avaldab igaks aastaks määratud perimeetritasu oma veebilehel.

Bilansihaldurid on sõlminud Eleringiga bilansilepingud, mille alusel nad vastutavad oma portfelli bilansi eest. Bilansihalduses tagatakse Eesti elektrisüsteemi bilansivastutus läbi bilansi planeerimise, juhtimise ja selgitamise etappide kaudu (joonis 28).

Bilansi planeerimine sisaldab tulevikku suunatud bilansiplaani koostamist, mis sisaldab oma portfellis tootmise ja tarbimise prognoosi ning vastavate tarnete hankimiseks planeeritud ostu-müügitehinguid. Neid planeeritud tarneid nimetatakse määratud tarneteks, mida teostatakse nii elektribörsilt, mitme portfelli vaheliste ostu-müügitarnete kaudu kui ka otselepingutega mõne tootja või tarbijaga. Kuna määratud tarned on planeeritud kogused, ei ole nende täpsus kunagi sama, mis selgub füüsiliselt mõõdetud koguste arvestuses. Seetõttu on hulgiturul (nii elektribörsil kui ka süsteemihalduri ja bilansihalduri vahelises lepingus) määratud tarnete täpsusaste 0,1 MWh.

Bilansi selgitamise etapis võetakse arvesse iga bilansihalduri bilansipiirkonda kuuluvate mõõtepunktide mõõteandmed. Seetõttu on bilansi selgitamise täpsus juba kWh-põhine.

Eesti bilansihaldus toimib ühe bilansiportfelli põhimõtte alusel, mis tähendab, et ühes bilansiplaanis sisalduvad nii elektri tootmise kui ka tarbimise tarned. Seetõttu selgitatakse bilansihaldurile ebabilanss ka vaid portfelli kohta, mis tähendab, et bilansihalduril ei tule tasuda süsteemihaldurile tootmise ja tarbimise ebabilansside eest eraldi, vaid bilansihaldurile selgitatakse igas kauplemisperioodis vaid ühes väärtuses tekkinud ebabilanss ja koguse maksumus.

Balti süsteemihaldurid allkirjastasid aprillis 2020 ühiste kavatsuste kokkuleppe Balti elektrisüsteemide ühise sageduse juhtimise korraldamiseks pärast ühinemist Mandri-Euroopa sagedusalaga.

Balti elektrisüsteemide liitumine Mandri-Euroopa sünkroonalaga toob kaasa fundamentaalse muudatuse kogu senise Balti elektrisüsteemide tasakaalustamise korraldusel, mille tulemusena Balti süsteemihaldurid loovad võimekuse osaleda ise sageduse juhtimise ehk load-frequency control (LFC) vastutuse kandmisel, et saavutada aastaks 2025 valmisolek sünkroniseerimiseks Mandri-Euroopa elektrisüsteemiga. Euroopa süsteemi osana peavad Balti riigid olema vajadusel valmis oma elektrisüsteemi iseseisvaks juhtimiseks. Seejuures peavad Balti riigid lähematel aastatel liituma üleeuroopalise automaatse sageduse taastamise (aFRR) reservi platvormiga (PICASSO) ja manuaalsete sageduse taastamise (mFRR) reservide platvormiga (MARI),

Balti süsteemihaldurite 2020. aastal väljatöötatud põhimõtted käsitlevad sageduse juhtimiseks vajalikke tehnilisi lahendusi. Lisaks laienevad turuosaliste ärivõimalused uute toodete näol ehk lisaks päev-ette ja päevasisesele energiaturule luuakse ka ühine päev-ette reservide võimsusturg, et tagada Balti riikideselektrisüsteemi tasakaal. Päev-ette reservide võimsusturult hangitakse iga päev järgmiseks ööpäevaks kolme Balti riigi jaoks ühiselt vajalik kogus kiiret sageduse taastamise reservi (FCR) ning automaatselt ja manuaalselt aktiveeritavat sageduse taastamise reserve (aFRR ja mFRR). Baltikumi TSO-de kavandatud ühisel sageduse reservide võimsusturul ja Euroopa energiaturgudel (MARI ja PICASSO) osalemiseks peavad turuosalised eelkvalifitseerima tootmis- ja tarbimisüksused, mis vastavaid teenuseid pakuvad.

KHG heitkogustega kauplemise süsteem (HKS) on ELi peamine meetod kasvuhoonegaaside heitkoguste vähendamiseks suurtes käitistes, peamiselt energia- ja tööstussektoris ning ka lennundussektoris. HKS on EL kliimapoliitika nurgakivi, sest siiani on see kõige efektiivsem ja kulutõhusam meetod käitiste KHG heitkoguste vähendamiseks.

EL HKS kuuluvates Eesti käitistes on viimastel aastatel CO2 heide märkimisväärselt kahanenud. Kui 2018. aastal oli ELi HKS ettevõtete CO2 heide 13,9 mln tonni, siis 2021. aastal oli see 6,85 tonni CO2. Elektrijaamade CO2 heite vähenemise tingis ühe tegurina kõrgel püsinud lubatud heitkoguse ühiku turuhind. Kui 2018. aastal oli ühiku turuhind keskmiselt 15,6 eurot ja 2020. aastal keskmiselt 24,5 eurot, siis 2021. aasta suvel tõusis hind üle 50 euro ning kohati ületas juba ka 60 euro piiri. 2022. aasta augustis jõudis hind järjekordse rekordtasemeni, ületades 96 euro piiri.

Eesti 2013. aastast kuni 2020. aastani lubatud heitkoguse ühikute enampakkumistel teenitud tulu ületab 534 mln eurot, kusjuures sellest ligi 80% teeniti aastatel 2018-2020. Vastavalt atmosfääri kaitse seaduse § 161 lõikele 4 kasutatakse 50% tulust kliima- ja energiaeesmärkide saavutamiseks, millega toetatakse rohepööret.

Koostootmise all mõistetakse samaaegset soojus- ja elektrienergia tootmist. Antud protsess on termodünaamiliselt tõhus viis kütuse primaarenergia muundamiseks soojus- ja elektrienergiaks, mis oluliselt tõstab tootmise efektiivsust. Tulemusena on märgatavalt vähenenud tarbitud kütuse kogus, tootmise maksumus ja emissioon toodetud elektri-ja soojusenergia ühiku kohta. Vastavalt projekteeritud võimsusele on hajatootmisel kasutatavad seadmed piisavalt talituskindlad, kasutussõbralikud ja paindlikud.

Lähtudes Euroopa Parlamendi ja Euroopa Liidu nõukogu direktiivist 2012/27/EL, kehtestab majandus- ja kommunikatsiooniministeerium tõhusa koostootmise nõuded. Lühidalt loetakse koostootmine Eestis hetkel kehtiva määruse alusel tõhusaks, kui protsessi üldkasutegur ületab (tehnoloogiast sõltuvalt) 75- 80% ning kokkulepitud valemi alusel leitav primaarenergia sääst on vähemalt 10% (olenevalt tehnoloogiast ja tootmisseadme võimsusest). Kui biomassi kasutava koostootmisseadme netoüldkasutegur kalendriaasta arvestuses on üle 40%, loetakse, et elektrienergia on toodetud koostootmisrežiimil.

Toodetud taastuvenergia piiriülese kaubanduse võimaldamiseks ja tarbijate ühtsetel alustel informeerimiseks toodetud elektrienergia päritolu kohta seati Euroopa Liidus sisse elektrienergia päritolutunnistuste süsteem. Liikmesriikidelt nõutakse registri või vastava andmebaasi loomist, mis võimaldaks taastuvallikaist elektrienergia tootmist usaldusväärselt tõestada.

Liikmesriigid tagavad, et iga taastuvatest energiaallikatest toodetud energiaühik võetakse arvesse ühekordselt. Liikmesriigid või määratud pädevad asutused seavad sisse asjakohased mehhanismid tagamaks, et päritolutunnistused väljastatakse, võõrandatakse ja kustutatakse elektrooniliselt ja et need on täpsed, usaldusväärsed ja pettusekindlad. Vältida tuleb päritolutunnistuste topeltarvestust ja topeltesitamist. Päritolutunnistuse võõrandamisel toimub selle ülekandmine teisele isikule päritolutunnistuste elektroonilise andmebaasi kaudu.

Eestis reguleerib päritolutunnistustega seonduvat energiamajanduse korralduse seadus. Päritolutunnistusi väljastab Elering Taastuvenergia Infosüsteemis. Info väljastatud päritolutunnistuste kohta esitab Elering oma veebilehel.

Tootjatele päritolutunnistuste väljastamise eelduseks on Eesti Vabariigis asuva tootmisseadme registreerimine Taastuvenergia Infosüsteemis. Päritolutunnistustega kauplemiseks ei ole turuosalisel tarvilik asuda Eesti Vabariigis, kuid selleks tuleb andmebaasis registreeruda kauplejaks.

Päritolutunnistus on elektrooniline dokument, mille võib osta toodetud elektrienergiast täielikult eraldi ning mille ainus eesmärk on tõendada tarbijale tema tarbitud elektrienergia päritolu. Samuti võib elektrienergia päritolutunnistust anda sellega seotud energiast sõltumatult edasi ühelt valdajalt teisele.

Päritolutunnistuse norm-energiaühik on üks megavatt-tund, see tähendab et iga toodetud megavatt-tunni kohta väljastatakse üks päritolutunnistus. Päritolutunnistust võib võõrandada 12 kuu jooksul pärast asjaomase energiaühiku tootmist ja alates 2022. aasta maikuust kasutada (kustutada) kuni 18 kuu jooksul. Päritolutunnistuse kehtivus lõpeb pärast selle kasutamist. See tähendab, et 12 kuu jooksul võib päritolutunnistusega kaubelda kauplemisplatvormidel, kui see aga on tarbijale päritolu tõendamiseks ära kasutatud, ei ole võimalik sellega enam tehinguid teha ning see eemaldatakse ringlusest. Elektrienergia päritolu tõendamiseks võib kasutada Eestis või Euroopa Liidu liikmesriigis või Euroopa Majanduspiirkonna lepinguriigis väljastatud päritolutunnistust. Tarnitud elektrienergia päritolu tõendamisel tarbijale võib taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrienergia tarne puhul tõendusmaterjalina kasutada ainult päritolutunnistust (ehk ainsa tõendusmaterjalina taastuvenergia tarnimisel tarbijale võib kasutada päritolutunnistust).

Päritolutunnistuse saab päritolutunnistuste elektroonilisest andmebaasist kustutada Eestis tarbitud energia päritolu tõendamiseks. Kalendriaasta elektrienergia tarbimise tõendamiseks saab päritolutunnistust kustutada kuni tarbimisele järgneva kalendriaasta 31. märtsini.

2015. aasta keskpaigast kohustuvad müüjad tarbijale taastuvatest energiaallikatest toodetud elektrit müües selle päritolu tõendama päritolutunnistustega. Kuigi ei ole kohustuslik kasutada selleks kodumaiseid päritolutunnistusi (juhul, kui kauplejad saavad päritolutunnistused osta näiteks andmevahetusplatvormi kasutades mujalt soodsamalt) võivad Eestis tegutsevad elektrimüüjad eelistada eestimaiseid tootjaid ning selliselt oleks Eesti taastuvenergiatootjatele tagatud päritolutunnistuste müügist saadav teatav tulu (hind kujuneb kahepoolsetes lepingutes müüjate ning tootjate vahel).

Päritolutunnistuste hinnad on 2022. aastal olnud tõusutrendis. Hindade ülevaatega saab tutvuda nt siin: https://www.greenfact.com/ Päritolutunnistuste hinnad lepitakse valdavalt kokku tootjate ja kauplejate vahel kahepoolsete lepingutega. 2022. aasta teises pooles jõuavad elektri päritolutunnistused ka esmakordselt börsile (nt EPEX).

Joonisel 32 on kirjeldatud AIB (Association of Issuing Bodies) liikmete olemasolevat struktuuri ja infot riikide kohta, kellega käivad läbirääkimised AIB liikmelisuse osas. Kaardilt tuleb välja, milline organisatsioon on millises liikmesriigis vastutav päritolutunnistuste teemade eest (tuleb välja, et enamuses on see just süsteemihaldur, järgnevad regulaatorid ning seejärel alles muud, tavaliselt selleks eraldi loodud avalik-õiguslikud ettevõtted).

Alates 2014. aasta septembrist on Elering ja Eesti päritolutunnistusi väljaandvate asutuste ühenduse AIB liige. AIB haldab päritolutunnistuste keskset elektroonilist registrit (AIB Hub), mis hõlbustab riikidevahelist päritolutunnistustega kauplemist ning edendab standardiseeritud üleeuroopalist päritolutunnistuste reeglistikku (The European Energy Certificate System ehk EECS). Väljatöötamisel on ka uus rahvusvaheline CEN standard, mille peamine eesmärk on päritolutunnistus kui selline standardiseerida, et veel enam hõlbustada üleeuroopaliste päritolutunnistustega kauplemist ning tarnitud ja tarbitud elektrienergia päritolu tõendamist. AIB Hub-i kaudu saavad Eesti elektritootjad ja - kauplejad müüa ja osta päritolutunnistusi ühilduvusprobleemideta ülejäänud 27 AIB-ga liitunud riigis (liikmeid tegelikkuses on 30, kuna Belgias on iga halduspiirkond omaette liige), sest eeskirjad ja nõuded kõigile liikmetele on standardiseeritud.

Ajakohastud infot elektri päritolutunnistuste kohta leiab siit: https://elering.ee/elektriparitolutunnistused

Elering osaleb koos Elia Groupi (Belgia ja Saksamaa) ning Energinetiga (Taani) koostööprojektis Energy Track & Trace. Tegemist on rahvusvahelise vabatahtliku initsiatiiviga, töötamaks välja piiriülesed lahendused taastuvelektri päritolu tõendamiseks lõpptarbijale reaalajalähedaselt. Energy Track & Trace’i eesmärk on luua harmoniseeritud, läbipaistvad ning usaldusväärsed digitaalsed lahendused, kasutades tunnipõhiseid päritolutunnistusi, et hoogustada taastuvenergia tootmist ja tarbimist.

Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiiv (EL) 2019/944, mis käsitleb elektrienergia siseturu ühiseeskirju, seab elektritarnijatele kohustuse esitatavatel arvetel või arvel esitavas teabes näidata ära iga energiaallika osakaal tarnija eelmise aasta portfellis sisaldunud elektrienergia tootmise kütusetarbes mõistetaval ja selgelt võrreldaval viisil. Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiiv (EL) 2018/2001 ehk nn. taastuvenergia direktiiv (RED II) mainib samuti selgesõnaliselt ära vajaduse välja arvutada ja kasutada segajääki.

Energiamajanduse korralduse seaduse §32¹⁰ lõike 9 alusel on süsteemihaldajal kohustus välja töötada metoodika ja avaldada 30. juuniks eelneva kalendriaasta kohta arvutatud segajääk.

Segajääk väljendab elektrienergia kogumit, mille osas ei ole tarbijatele päritolu tõendatud päritolutunnistustega. Eestis võib taastuvast energiaallikatest toodetud elektrienergia tarbimise tõendamiseks kasutada ainult Eestis või mõnest Euroopa Majanduspiirkonna lepinguriigist Eestisse imporditud päritolutunnistust. Tarbimise tõendamiseks märgitakse päritolutunnistus kustutatuks. Riiklik segajääk võimaldab omistada elektrimüüjate tarnitud, kuid päritolutunnistustega katmata elektrienergiale arvutuslikult päritolu ja muuta esitatavad andmed võrreldavaks. Segajääk on oluline abivahend vältimaks samast allikast toodetud elektrienergia mitmekordselt arvesse võtmist.

Kuna nii (elektri)energiaturg kui päritolutunnistuste turg on tänapäeval rahvusvahelise iseloomuga, siis segajääkide ja üleeuroopalise segajäägi arvutuse süstematiseerimine ja tsentraliseerimine on pigem loogiline samm ning aitab kahandada ebatäpsusi või ebakõlasid, mida riigiti erinevate arvutusmetoodikate puhul esineda võib. Loomulikult on iga riigi puhul jäetud otsustusvabadus, kas kasutada keskset arvutust või arvutada segajääk ise vastavalt sisemaistele õigusaktidele ja nõuetele.

Elering on arvutanud Eesti sisemaist segajääki alates 2014. aastast RE-DISS (Reliable Disclosure Systems In Europe) avaldatud parima praktika juhiste järgi. Alates 2015. aastast võttis AIB, mille täisliige Elering on, RE DISS käest üleeuroopalise segajäägi arvutamise kohustuse üle ning uuendas ja täiendas 2020. aastal arvutuse metoodikat. Viimastel aastatel on Elering riikliku segajäägi aluseks võtnud AIB poolt koostatud ja kooskõlastatud üleeuroopalise segajäägi arvutused.

Taastuvenergia laialdasel kasutuselevõtul loetakse väga oluliseks tarbijate informeerimist ja nende teavitamist tarnitava elektrienergia päritolust ja toodanguga kaasnevatest keskkonnamõjudest. Seetõttu on seatud elektrimüüjale selged kohustused tarbijatele jagatava informatsiooni osas.

Elektrituruseaduse § 75¹ järgi esitab müüja tarbijale tarbitud elektrienergia eest esitatava arvega koos järgmised andmed keskkonnamõjude osas:

• elektribörsilt ostetud elektrienergia osakaal müügiperioodile eelnenud aruandeaastal;
• tarnitud elektrienergiast päritolutunnistustega tõendatud osa;
• tarnitud elektrienergiast päritolutunnistustega tõendamata osa, kasutades põhivõrguettevõtja avaldatud segajääki;
• viide veebilehele, kus on esitatud andmed keskkonnamõju kohta, mis on põhjustatud müügiperioodile eelnenud aruandeaastal müüja tarnitud elektrienergia tootmisel tekkinud CO_² ja SO_² emissioonidest, ladestatavast põlevkivituhast ning radioaktiivsetest jäätmetest.

Tagamaks, et müüja poolt tarbijale tarnitud elektrienergia eest esitataval arvel ja muudel müüja väljastatavatel reklaammaterjalidel on esitatud elektrienergia tootmiseks kasutatud energiaallikate õige jaotus müügiperioodile eelnenud aruandeaastal, kohustab elektrituruseaduse paragrahvi 75¹ lõige 4 müüjat kasutama audiitori teenuseid. Audiitori ülesanne on kontrollida, kas müüja poolt tarbijatele esitatavates andmetes toodud kasutatud taastuvenergia kogus (protsentides) on tõendatud päritolutunnistustega, mille kasutamisest tarbijatele elektrienergia päritolu tõendamiseks on põhivõrguettevõtjale teada antud.

Euroopa Liit pöörab lisaks taastuvenergia tootmise edendamisele suurt tähelepanu ka nõudluse edendamisele ja tarbijate teadlikkuse kasvule taastuvenergia osas. Hetkel on taastuvenergia põhilised tarbijad valdavalt suurfirmad ja omavalitsused, kes järgivad erinevaid keskkonnaalaseid eesmärke ja leppeid. Eesmärk on, et iga tarbija oleks teadlik, millistest allikatest pärineb tema poolt tarbitud elektrienergia. Elektrimüüjatelt on võimalik osta tavahinnast mõnevõrra kallimaid nii-öelda roheenergia pakette, mille tuludest finantseeritakse tihti erinevaid keskkonnaprojekte. Igal elektrimüüjal on õigus pakkuda enda tootestatud taastuvenergia pakette, kuid kõik vastavad paketid peavad olema samas mahus tõendatud päritolutunnistustega.

Elering töötab välja tarbijatele infoportaali, et tarbijaid informeerida tarbitava elektri päritolust seda nii energialiigi kui ka geograafilise päritolu osas ja sellega seotud CO₂ heitkogusest. Andmeid on võimalik kasutada oma süsiniku jalajälje hindamisel ja kestlikkuse aastaaruannete koostamisel.

Elektrienergia kulu võib moodustada üsna suure osa igakuisest kulust nii perele kui ettevõttele. Alltoodud näide selgitab, kuidas hinnata kulu elektrile ja võrrelda erinevaid elektrimüüjate pakutavaid pakette.

1. Esmalt tuleb hinnata, kui suur on elektri tarbimine aastas kokku. Oma tarbimispunkti andmeid saab vaadata Eleringi Estfeed kliendiportaalist https://e.elering.ee/ iga liitumispunkti omanik. Klikkides jaotisel „Energia mõõteandmed“ näete nii võrgust tarbitud kui ka võrku antud elektritoodangu kogust, mis on oluline näiteks päikesepaneelide omanikele.
2. Teiseks on asjakohane vaadata, kas tarbimine püsib aasta jooksul enam vähem sama või on sesoonselt kütte- või jahutusperioodil märgatavalt kõrgem. Samuti saab sealt jälgida, kas on märgatav erinevus päeval ja öösel tarbitud energiakoguse vahel. Selle alusel saab hinnata, milline elektripakett oleks sobilikum (vt punkt 5). Samuti saab nende andmete alusel kaaluda kütte- või jahutussüsteemi muutmist või päikesepaneelidesse investeerimist.
3. Parima pakkumise tegemiseks vajavad ka elektrimüüjad ligipääsu tarbimisandmetele. Vastavasisulise volituse tarbimisandmete nägemiseks saab anda Eleringi veebilehel https://e.elering.ee/ jaotises „Ligipääsuõigused andmete jagamiseks“.
4. Saadud andmete alusel tuleks küsida hinnapakkumist erinevatelt elektrimüüjatelt, et võrrelda turul pakutavaid hindu ja pakette. Kõikide energiamüüjate loetelu ja kontaktid on leitavad Eleringi veebilehelt. Internetist leiad ka mitmeid portaale, kus saab elektrimüüjate pakkumisi võrrelda.
5. Müüjad pakuvad erinevat tüüpi elektrilepingu pakette:
   • Börsihinnaga pakett, mis võtab aluseks tarbimiskoha tunnimõõteandmed ning iga tunni elektribörsi hinna. Hinnale lisandub igal müüjal erinev müügimarginaal. NB! Börsihinnapaketis toodud hind ei sisalda käibemaksu, vaid see tuleb ise hinnale juurde arvestada.
   • Keskmise börsihinna pakett, mis võtab aluseks kuu keskmise börsihinna. Ka see hind ei sisalda pakkumises käibemaksu ja hinnale lisandub müügimarginaal. 85
   • Fikseeritud hinnaga pakett, mille puhul on elektri hind lepingus fikseeritud ja tarbija saab alati kindel olla, et elektri börsihinna kõikumised teda ei mõjuta. Pakutakse ka pakette, kus päevane ja öine fikseeritud hind erineb. Kontrolli, kas hind juba sisaldab käibemaksu või peab selle lisama.
   • Hübriidpakett, kus klient saab valida, mitu protsenti tarbimiskogusest tasub ta elektribörsi hinna alusel ning mitu protsenti fikseeritud hinnaga;
   • Universaalteenus, kus energia hind on Konkurentsiameti määratud. Hinnale lisandub müügimarginaal, mis müüjatel erineb.
   • Roheline pakett, mis võib olla nii börsihinnapõhine kui ka fikseeritud, kuid sisaldab rohelise energia ostu päritolutunnistust. Võimalik on valida kas 100% roheenergia või lepingus määratud osa.
6. Pakettide võrdlemisel tuleb tähelepanu pöörata ka järgnevale:
   • Kas hinnad sisaldavad käibemaksu või lisandub see hinnale (näiteks börsihinnale);
   • Kas leping on tähtajaline või tähtajatu ja kas lepingu ennetähtaegsel lõpetamisel lisandub katkestamistasu;
   • Kas lisaks energiahinnale lisandub ka kuutasu;
   • Kas lepinguga kaasneb muid soodustusi ja kas need on olulised (ühisarve, soodsamalt muud energiateenused nagu maagaas või autokütus jne.)
7. Kuise kulu arvutamiseks tuleb korrutada pakutav energiahind (senti/kWh) (börsihinna puhul börsihinna prognoos, millele on lisatud käibemaks) enda tarbimisega kuus (kWh). Mõistlik on teha arvutus eraldi talve- ja suvekuule ning aastale kokku (vt ka tabel 6).
8. Kui olete endale sobilikuma paketi ja müüja välja valinud, siis müüja valikuks ja vahetamiseks piisab, kui klient sõlmib uue väljavalitud müüjaga lepingu. Lepingu sõlmimisel annab müüja teada, millal vahetus toimub.
9. Uus müüja lõpetab vana lepingu automaatselt. Kui eelmisel lepingul oli katkestamistasu, siis selle arve esitab eelmine müüja.
10. Müüja vahetamine on tasuta ja see ei katkesta kunagi elektritarnet.

2021. ja 2022. aasta oli nii elektriturule kui ka energiaturgudele globaalses mastaabis erakordne aasta. Langesid kokku mitmed ilmastiku- ning majandusmõjud. Ühelt poolt COVID-19 pandeemiast väljuva majanduse järsk taastumine ning teisalt Venemaa agressiooniga Ukraina vastu kaasnenud „energiakriis“, mis tekitasid Euroopas ning kogu maailmas erakordsed muutused energiakandjate hinnas.

Tavatarbijale väljendus see olulisel määral elektrienergia hinnas. 2021. aasta jooksul muutunud energiahinnad on suurepärane näide sellest, kuidas elektrienergia tootmiskulud otseselt mõjutavad elektrienergia hinda. Muutusi elektriturul kirjeldab joonis 37, kus on välja toodud nädalate keskmisena olulisemate energiakandjate ning elektrienergia börsihinna muutus Eestis.

Jooniselt 36 tuleb selgelt välja, kuidas mitmekordistunud energiakandjate hinnad viisid üles ka elektrienergia hinna Eestis. Tulevikus võib suurima tõenäosusega selliseid protsesse jälgida veelgi tihemini – elektrienergia hinna pikaajaline trend on eelkõige kujundatud vastavalt olulisemate sisendkütuste hindadele, kuid lühiajaliselt võib ette tulla olulist volatiilsust, näiteks tänu soodsatele tootmistingimustele päikese- ja tuuleelektrijaamade jaoks või tänu külmadele ilmadele ja suurele tarbimisvajadusele.

ENTSO-E on välja töötanud kehtiva soovitusliku rollimudeli, mille loomisse olid kaasatud ka ebIX-i (suunatud jaeturule) ja EFET-i (tootjaid ühendava organisatsiooni) esindajad.

Rollimudelis on määratletud kõik selle valdkonna rollid. Kuna rollid muutuvad, siis vaadatakse teatud aja tagant need üle ja viiakse neisse sisse täiendused. Eelkõige on jälgitud reeglit, et oleksid kaetud kõik andmevahetusega seotud tururollid. Mõnedel turuosalistel on ettevõtjana täita erinevad rollid. Näiteks on põhivõrguettevõtja üks roll olla võrguettevõtja, teine roll on olla süsteemihaldur – nende kahe rolli vastutus ja tegevused on väga erinevad.

Eesti elektriturul on turuosalisteks elektriettevõtja (tootja, võrguettevõtja, liinivaldaja, müüja/bilansihaldur, agregaator, tarbija ja elektribörsi korraldaja (joonis 37).

Tootja on elektriettevõte, kes toodab elektrienergiat selleks ettenähtud tootmisseadme(te) abil. Erinevad võimalused elektrienergia tootmiseks määrab ära kütus, millest toodetakse: põlevkivi, taastuvad energiaallikad (tuul, vesi, päike), gaas, tuumaenergia, koostootmine jt. Toodetud elektrienergia müüakse tarbijatele. Selleks kasutatakse elektribörsi, elektrienergia müüjat või bilansihaldurit ning transporditakse jaotusvõrgu või põhivõrgu liinide kaudu tarbimiskohtadesse. Tootjatel on võimalus sõlmida ka otselepingud suurtarbijatega, kellele müüakse elektrienergiat ilma vahendajateta. Kuna elektrienergiat ei saa salvestada, siis sõltub toodetud elektrienergia kogus elektrienergia tarbimisest.

Tarbija on turuosaline, kes kasutab elektrienergiat oma tarbeks tarbimiskoha kaudu. Elektritarbijateks on nii kodutarbijad kui ka äritarbijad. Lisaks kasutatakse ka väiketarbija mõistet, kelleks on kodutarbija, korteriühistu, korteriomanike ühisus, hooneühistu ja see äritarbija, kelle elektripaigaldis on võrguga ühendatud madalpingel kuni 63-amprise peakaitsme kaudu.

Et tarbijad saaksid kasutada elektrienergiat, on vaja tootjaid ja elektrienergia edastajaid ehk võrguettevõtjaid, kellele kuuluvad elektriliinid või kel on õigus osutada võrguteenust. Elektriliinide kaudu edastatakse toodetud elektrienergia tarbijateni. Elektriliinide ehitamine on kallis, nagu on kallid ka teised infrastruktuuri rajatised. Ebaefektiivne oleks vedada ühe tarbijani mitmeid liine. Seetõttu puudub stiimul konkurentsi tekkimiseks võrguettevõtjate vahel. See tähendab, et võrguettevõtja teeninduspiirkonnas jääb ka edaspidi kehtima loomulik monopol. Võrguettevõtjad jagunevad jaotusvõrguettevõtjateks ja põhivõrguettevõtjaks.

Jaotusvõrguettevõtja (inglise keeles DSO) on turuosaline, kes osutab võrguteenust siseriiklikult jaotusvõrgu kaudu ning võimaldab teistel turuosalistel füüsilise elektrienergiaga kauplemist, transportides elektrienergiat tootjalt tarbijale. Elektrienergia transport tootjalt tarbijale toimub otseliini, jaotus- ja põhivõrgu ning regionaalsete võrguühenduste kaudu. Eestis opereerivad jaotusvõrguettevõtjad kuni 110 kV-l liinidel.

Põhivõrguettevõtja (inglise keeles TSO) on Eestis Elering. Põhivõrguettevõtja on elektriettevõte, kes osutab võrguteenust põhivõrgu kaudu. Elering on lisaks võrguteenuse pakkumisele ka süsteemihaldur ning vastutab Eesti elektrisüsteemi kui terviku toimimise eest, et igal ajahetkel oleks tarbijatele tagatud nõuetekohase kvaliteediga elektrivarustus. Selleks peab Elering üleval ja arendab riigisisest ülekandevõrku ning välisühendusi, et tagada tarbijatele kvaliteetne, tõhus ning säästlik ülekanne. Eleringile tähendab elektrituru avamine vajadust integreerida Eesti elektrisüsteem teiste turgudega (Balti- ja Põhjamaadega). See tähendab eelkõige otsuste tegemist uute riikidevaheliste ühenduste ehitamiseks ja Eleringile pandud süsteemihalduri kohustuste täitmiseks, mille alla kuulub ka ülekandevõimsuste jaotamise põhimõtete väljatöötamine ning kohustus tagada igal ajahetkel süsteemi varustuskindlus ja bilanss.

Liinivaldaja on elektriettevõtja, kes kasutab elektrienergia edastamiseks otseliini või riigipiiri ületavat alalisvooluliini, mis on samuti nähtud ette elektrienergia transportimiseks tootjalt tarbijale, kuid ei ole võrguga otseselt ühendatud.

Otseliin on võrguettevõtja teeninduspiirkonnas asuv liin, millel puudub eraldi võrguühendus võrguga, kuid mis võib olla võrguga kaudses ühenduses tootja või tarbija elektripaigaldise kaudu ning mis on ette nähtud elektrienergia edastamiseks ühest elektrijaamast teise või ühele tarbijale.

Müüja on turuosaline, kes müüb elektrienergiat. Müüja võib osta elektrienergiat tootjalt ja müüa seda jaemüüjale ja tarbijale edasi. Samuti võib ta osta elektrienergiat ühelt jaemüüjalt ja müüa teisele jaemüüjale või tarbijale edasi või osta elektribörsilt ja müüja tarbijale.

Agregaator on turuosaline, kes korraldab süsteemihaldurile reguleerimisreservi tarbimise poolse pakkumise tegemist tarbimise või tootmisvõimsuse koondamise teel.

Bilansihaldur on avatud tarnija ehk ostja või müüja, kellel on bilansileping süsteemihalduriga. Selle alusel süsteemihaldur müüb bilansihaldurile või ostab temalt avatud tarnena (tema ebabilansi katteks) igal kauplemisperioodil bilansi tagamiseks vajaliku koguse bilansienergiat. Bilansihaldurite portfellides on summaarselt jaotatud kogu Eesti tarbimine ja tootmine, välja arvatud tarbimine ülekandevõrgu kadude katteks, sest Elering planeerib ja selgitab ülekandevõrgu kaod ise.

Elektribörsi korraldaja (inglise keeles NEMO) on juriidiline isik, kes tagab süsteemihalduriga sõlmitud lepingu alusel elektribörsi toimimise ja seal elektrienergiaga kauplemise võimaluse. Elektrituruseaduse alusel on määratud tingimused, millise isikuga võib vastavat lepingut sõlmida. Eestis tegutseb elektribörsi korraldajana Nord Pool. Elektribörsi korraldaja platvormil avalikustatakse elektrienergia hind ning selle kujunemine on läbipaistev kõikidele turuosalistele. Läbipaistev hind loob usaldusväärsema turu ja annab aluse investoritele ja tootjatele pikemaajaliste investeerimisotsuste tegemiseks, mis ühtlasi on oluline varustuskindluse mõttes. Elektribörsil kaupleja on turuosaline (kelleks võib olla nii tootja, müüja, tarbija jne), kellele elektribörsi korraldaja on andnud õiguse elektribörsil kaubelda, sõlmides temaga asjakohase lepingu.

Elektribörsil kauplejaks võib olla Eesti turuosaline ja välisriigi turuosaline, kelle süsteemihalduril on Eesti süsteemihalduriga sõlmitud kokkulepe, mis tagab turuosalise elektrienergia tarned.

Selleks, et tagada inimestele elektrienergia kui elutähtsa teenuse kättesaadavus ja elektrienergia varustuskindlus, on energeetikaalal tegutsevate ettevõtete toimimine riiklikult reguleeritud ja nad peavad selleks taotlema tegevusluba. Tegevusloa taotluse kord on esitatud Konkurentsiameti veebilehel, samuti leiab sealt taotluse vormid ning esitatavad lisad.

Tegevusluba annab elektri tootmise, müügi ja edastamise õigused. Loa väljastab Konkurentsiamet vastavalt elektri- turuseadusele. Elektrituruseaduse §22 lõige 1 nimetab tegevusalad, mis nõuavad tegevusluba:

• elektrienergia tootmine (välja arvatud tootmine ühe tootja poolt kokku alla 100 kW netovõimsusega tootmisseadmete abil ja kui põhivõrguettevõtja toodab elektrienergiat avariireservelektrijaamas);
• jaotusvõrgu kaudu võrguteenuse osutamine;
• põhivõrgu kaudu võrguteenuse osutamine;
• riigipiiri ületava alalisvooluliini kaudu elektrienergia edastamine;
• otseliini kaudu elektrienergia edastamine;

Seejuures, tuumaenergiat kasutava tootmisseadme abil võib elektrienergiat toota üksnes Riigikogu otsuse alusel.

Lisaks on sätestatud, et elektri müügil ja võrguteenuse osutamisel ei ole tegevusluba vaja järgmistel juhtudel:

• elektrienergia müügil ja võrguteenuse osutamisel, kui elektrienergiat müüakse isikule, kes väljaspool põhitegevust müüb ja edastab elektrienergiat temale kuuluva või tervikuna tema valduses oleva ehitise või kinnisasja piires isikutele, kes seaduslikul alusel seda ehitist või kinnisasja kasutavad (näiteks kaubanduspinna üürnikud jms);
• mittetulundusühingule, kes müüb ja edastab elektrienergiat oma liikmele üksnes liikme omandis või valduses oleva korteri, suvila, garaaži või eramu elektrienergiaga varustamiseks;
• elektrienergia müügil selle tootja poolt, kui elektrienergia on toodetud kokku alla 100 kW netovõimsu- sega tootmisseadmete abil;
• elektrienergia müügil tootja poolt teisele elektriettevõtjale või tootjaga ühte kontserni kuuluvale ette- võtjale või elektribörsil.

Seega müüjal, kes ei müü lõpptarbijale vaid kaupleb ainult elektribörsil, ei ole tegevusluba vaja.

Bilansileping

Bilansilepingu tüüptingimused määravad kindlaks süsteemihalduri ja bilansihalduri bilansi planeerimise, korrigeerimise ja selgitamise korra ning poolte õigused ja kohustused. Bilansilepinguga võtab süsteemihaldur endale kohustuse müüa bilansihaldurile tema bilansipiirkonnas kauplemisperioodil puudujääv energiakogus ja osta bilansihaldurilt kauplemisperioodil ülejääv energiakogus. Bilansilepinguga ei ole lubatud etteprognoositav süstemaatiline elektrienergia ost või müük.

Bilansihaldur võtab oma avatud tarne ahelas olevate turuosaliste ees bilansivastutuse. Ta vastutab, et tema halduspiirkonnas turuosaliste poolt kauplemisperioodil ostetud ja/või võrku antud elektrienergia kogus ning turuosaliste poolt samal kauplemisperioodil müüdud ja/või võrgust võetud elektrienergia kogus oleksid tasakaalus.

Bilansilepingu sõlmimise eelduseks on, et bilansihaldur on esitanud süsteemihaldurile võrgueeskirjas ettenähtud nõuete kohased pangagarantiid, mis tagavad, et ta täidab süsteemihalduri ees oma kohustused tingimusteta. Bilansileping jõustub pärast lepingu sõlmimist poolte vahel eraldi allkirjastatava aktiga kokkulepitava kalendrikuu 1. kuupäeva kella 00.00-st. Tingimus on see, et bilansihaldur on süsteemihaldurile esitanud ja üle kandnud süsteemihalduri nõutud garantiid ning et bilansihaldur ei oma ühtegi teist avatud tarnijat peale süsteemihalduri ning bilansihalduril on olemas oma ülesannete täitmist võimaldavad infosüsteemid.

Määratud tarne leping

Määratud tarne on enne kauplemisperioodi algust kauplemisperioodiks kokkulepitud müüdava elektrienergia kogus. Määratud tarnet saab osta mitme müüja käest samal ajal. Bilansihaldur määrab kindlaks korra, mida järgides tuleb teda teavitada määratud tarnetest sellele turuosalisele, kelle bilanssi bilansihaldur hoiab. Süsteemihaldur määrab kindlaks korra, mida järgides teavitatakse teda neist määratud tarnetest, mis mõjutavad bilansihaldurite vahelist bilanssi.

Määratud tarne lepingu pool teeb tema bilanssi hoidvale bilansihaldurile teatavaks määratud tarne alguse ning esitab koondandmed määratud tarne teise poole kohta bilansihalduri määratud korras. Määratud tarne lepingu pool esitab oma avatud tarnijale kauplemisperioodide kaupa koondandmed müüdud ja ostetud elektrienergia koguste kohta.

Avatud tarne leping

Iga elektri tarbija ja tootja peab sõlmima ühe müüjaga (avatud tarnijaga) lepingu, mis tagab turuosalisele avatud tarne (avatud tarne leping). Avatud tarne tähendab müüja poolt turuosalisele kogu vajaliku elektrienergia müümist või turuosalisele tema bilansi tagamiseks kauplemisperioodil puudu jääva elektrienergia koguse müümist või temalt kauplemisperioodil ülejääva elektrienergia koguse ostmist.

Võrguleping

Iga tarbija ja tootja peab igas oma liitumispunktis võrguga sõlmima võrguhaldajaga võrguteenuse osutamiseks võrgulepingu. Võrgulepingus lepitakse täpselt kokku pakutava teenuse kirjeldus (näiteks voolutugevus) ja kvaliteet, liitumispunkti ning mõõtepunkti täpne asukoht ning mõõteandmete käsitlemise kord. Väiketarbija võrguleping on avatud tarne lepingu aluseks ning alates Eesti elektrituru täielikust avanemisest 2013. aasta jaanuaris saavad avatud tarnijat vahetada kõik tarbijad mõõtepunktide lõikes.

Agregeerimisleping

Väiksematel tarbijatel ja tootjatel on võimalus osaleda reguleerimisturul, sõlmides agregeerimislepingu turul tegutseva agregaatoriga. Agregeerimislepingus lepitakse kokku tingimused tarbija/tootja koormuse juhtimiseks agregaatori poolt, kes pakub vastavaid koormuse muutusi mFRR tootena reguleerimisteenuse lepingu alusel süsteemihaldurile või teistel elektrituru etappidel.

Reguleerimisteenuse osutamise leping

Elektri tootmisest, võrguhäiretest ja tarbimise muutumisest põhjustatud bilansi tunnisiseste kõrvalekallete kompenseerimiseks kasutab süsteemihaldur võimsuse reserve. Selleks sõlmib ta avariireservi- ja reguleerimislepingud vastavat teenust pakkuvate elektrijaamade ja naabersüsteemide süsteemihalduritega, turule on tagatud ligipääs ka tarbimis- või tootmiskoormusi koondavatele agregaatoritele. Reguleerimisteenuse osutamise leping sätestab reguleerimisteenuse osutamise tingimused standardtoote „käsitsi aktiveeritav sageduse taastamise reserv“ (mFRR) osas. Leping sätestab õigused ja kohustused reguleerimisteenuse pakkumisel, tellimisel, kasutamisel, kasutamise lõpetamisel ja arvelduse tegemisel.

Avatud tarnija ehk elektrimüüja vahetuse protsessis osalevad turuosaline, eelnev ja uus avatud tarnija, Estfeedi Andmeladu ning võrguettevõtja.

Eleringi tarkvõrgu tehniliseks baasiks on andmevahetusplatvorm Estfeed (joonis 41).

Eleringi Estfeedi brändi alla on koondunud kogu energiaandmete platvormiteenused järgmises mahus:

• elektri- ja gaasituru avatud tarne äriprotsessid ja mõõteandmete kogumine ning teistele energiateenustele energiaandmetele ligipääs (nn Andmeladu);
• kliendiportaal, mille kaudu saavad lõppkliendid ligipääsu oma tarbimis- ja tootmisandmetele, lepingute infole, andmete jagamisele ning taastuvenergia andmetele;
• kasutaja õiguste halduse tehniline lahendus;
• energiastatistika ja avaandmete lahendus (Q3 2023).

Estfeed platvorm on plaanitud integreerima erinevaid andmeallikaid (nt tulevikus ka kaugkütte jm kaugmõõtjate ja sensorite andmeid) ja pakkuma sobivaid teenuseid andmete muutmisel väärtuslikuks informatsiooniks.

Estfeed Andmeladu

Estfeed Andmelao kaudu tagatakse andmevahetus järgmistele elektriettevõtjatele:

• võrguettevõtja – mõõtepunkti(de), lepingute info ja mõõteandmete edastamine; avatud tarne lepingute ja agregeerimislepingu info kättesaamine;
• liinivaldaja ja tootja – mõõtepunkti(de) ja mõõteandmete edastamine;
• suletud jaotusvõrk – mõõtepunkti(de), lepingute info ja mõõteandmete edastamine;
• laadimispunktide operaator – mõõtepunkti(de) ja mõõteandmete edastamine;
• avatud tarnija – avatud tarne lepingute ja portfellilepingute info edastamine ja mõõtepunktide info ja mõõteandmete kättesaamine;
• agregaator – agregeerimislepingute ja tarbimise juhtimise mõõteandmete edastamine ja mõõtepunktide info ja mõõteandmete kättesaamine;
• bilansihaldur – avatud tarne lepingute ja portfellilepingute info edastamine;
• süsteemihaldur – katkematu avatud tarne ahela haldamine.

Andmelaost võimaldatakse andmetele ligipääs ka energiateenuse osutajatele, aga oluline on, et nemad saavad andmetele ligi ainult turuosalise antud ligipääsuõiguste alusel.

Avatud tarnija vahetamiseks, agregaatorlepingute* halduseks, mõõteandmete edastamiseks ning bilansivastutuse tagamiseks on Andmelattu loodud järgmised põhifunktsionaalsused:

1. kodeerimise protsess; 2
2. mõõtepunkti tehniliste andmete ja mõõteandmete esitamise protsess; 
3. tarnijavahetuse ja seda kirjeldava sõnumite vahetamise protsess;
4. võrguettevõtja võrguarve edastuse protsess;
5. avatud tarnija ja võrguettevõtja vahelise infovahetuse kanal;
6. katkematu avatud tarne ahela ja bilansiportfellide (bilansipiirkondade) haldus;
7. 15-minutilise bilansiperioodi andmevahetus;
8. bilansiselgituse agregeeritud koondraportite arvutamine ja edastamine;
9. agregeerimislepingute ja tarbimise juhtimise mõõteandmete edastamine.

Estfeediga on ühendatud ka täiendavad sidussüsteemid nagu Eleringi taastuvenergia infosüsteem ja bilansihalduse süsteem seadusandluses toodud õiguste alusel (joonis 42).

Estfeedi kliendiportaal

Turuosalistest lõppkliendid (tarbijad, tootjad) ja nende esindajad saavad oma andmetele ligipääsu selleks loodud veebiportaali (nn kliendiportaali) kaudu.

Kliendiportaal tagab lõppklientidele ligipääsu oma mõõteandmetele koos andmete allalaadimise ja edastamise võimalusega, sh tagada kättesaadavus endaga seotud infole: lepingute tähtajad, avatud tarnijad, mõõteandmed, turuosalise EIC kood ja turuosalisega seotud mõõtepunktide EIC koodid ning andmete kättesaamise kasutajamugavus.

Õiguste osas peab olema võimalus hallata oma esindusõigusi ning anda oma andmete jagamiseks nõusolekuid teistele turuosalistele kui tema konkreetsele energiamüüjale. Andmejälgija vaates tuleb turuosalisele kuvada info, kes, millal ja mis õiguse alusel on saanud ligi tema tarbimiskoha mõõteandmetele vm seotud infole (joonis 43).

Kasutajaõigused

Elering tagab, et turuosalise andmetele Andmelaost saavad ligipääsu vaid need osapooled, kellel on selleks seadusjärgne õigus või kellele turuosaline ise on selle õiguse andnud.

• Esindusõigus on õiguste kogum, mille piires esindaja saab tegutseda esindatava nimel. Esindusõiguse aluseks võib olla volitus või seadus (seadusest tulenev esindusõigus).
• Ligipääsuõigus tähendab õigust saada ligi andmetele. Juriidilise isiku andmetele ligipääsuks on vajalik volitus juriidilise isiku esindusõigusega isiku poolt. Füüsilise isiku andmetele ligipääsuks on vajalik nõusolek. Füüsilise isiku nõusolekule kohaldub isikuandmete kaitse üldmäärus.

Ligipääsuõiguste üldpõhimõtted on järgmised:

• Elektri- ja gaasiettevõtjatel ning energiateenustel tuleb andmetele ligipääsuks sõlmida Eleringiga leping. Estfeed haldab rollipõhiselt ligipääsu andmetele (kas kasutaja on müüja, võrguettevõtja jne). Iga kasutaja, sh sidussüsteemi tehtud päring tuleb valideerida vastavalt seaduse alusel tagatud ligipääsuõigusele ja/või lõppkliendi antud volitusele. Andmetele saab ligipääsu vaid kas turuosalise antud volituse/nõusoleku või seaduseõiguse alusel.
• Võrgulepingu kliendile tagatakse juurdepääs kliendiportaali kaudu edastatavatele andmetele. Kliendil on õigus volituse andmise kaudu edastada oma mõõtepunkti ja mõõteandmeid teistele isikutele ja süsteemidele.

Statistika, analüüs ja avaandmed

Estfeed arendusplaanis on eesmärk arendada välja lahendus tegelike mõõteandmete alusel energiabilansi andmete töötlemiseks ja kasutamiseks koondväljundina:

• energia (elekter ja gaas) lõpptarbimise agregeeritud arvutamine valitud resolutsioonis, asukohas (maakond, linn, küla, KOV), tegevusvaldkonna (tööstus, põllumajandus, teenindus jms) osas või teenuse ahelaga (bilansiportfell, võrguettevõtja tegevuspiirkond) jm;
• energia (elekter ja gaas) tootmise agregeeritud arvutamine valitud resolutsioonis, asukohas, kütuseliigiti või teenuse ahelaga jm;
• olemasolevate bilansiselgituse raportite jaoks mõõteandmete agregeerimise uuendamine (funktsionaalsusena olemas);
• gaasisüsteemi kaitstud tarbijate tarbimiskoguste kalkuleerimise ja selleks vajalike andmetega raport.

Euroopa ühtse elektrituru protsesside, objektide ja osaliste identifitseerimiseks on ENTSO-E välja töötanud ühtse kodeerimise süsteemi EIC (ingl. k. Energy Identification Coding). Süsteemi eesmärk on tagada harmoniseeritud elektroonne andmevahetus olukorras, kus turuosalistel on võimalus osaleda erinevatel turgudel ning süsteemioperaatorid peavad omavahel ning ka turuosaliste endiga nende kohta infot vahetama. Sellest tulenevalt on peamine nõue EIC koodidele, et need on ajas stabiilsed. Lisaks kehtivad järgmised nõuded:

1. Eraldatud kood peab olema globaalselt unikaalne (üle Euroopa);
2. Eraldatud koodi muudetakse ainult siis, kui objekti staatus muutub (see tähendab, et kui näiteks ette- võtte nimi muutub, siis EIC koodi ei muudeta).

EIC koodide ülesehitus

EIC koodid on 16-kohalised ning koosnevad inglise tähestiku tähtedest (A-Z), numbritest (0-9) ja miinusmärkidest (-):

• 2-kohaline numbriline kood, mis identifitseerib koodi väljastanud LIO (Eesti puhul 38)
• Objekti tüüpi märkiv täht:
  • X – turuosaline (nö X-kood)
  • Y – piirkond (nö Y-kood)
  • Z – mõõtepunkt (nö Z-kood)
  • W – ressurss (nt tootmisüksus) (nö W-kood)
  • T – ühendusliin (eri bilansipiirkondade vahel)
  • V - asukoht
• 12–kohaline identifitseerimiskood (tähed, numbrid, miinused)
• 1 kontrollsümbol (täht või number)

Nt EIC koodi 38ZEE-1000007L-E puhul võib öelda, et see on Eleringi poolt väljastatud mõõtepunkti EIC kood.

EIC koodid Eestis

Kodeerimist administreeritakse kahel tasandil:

• Keskse koodikeskuse (CIO - Central Issuing Office) ülesandeks on väljastada lokaalsete koodikeskuste (LIO-de) identifitseerimise koode (esimesed kaks numbrit EIC koodis), süsteemioperaatorite või piirkon- dade EIC koode (nt Eleringi EIC kood on 10X1001A1001A39W), ning nende haldamine.
• Lokaalsed koodikeskused (LIO – Local Issuing Office) tegutsevad CIO agentidena väljastades vastavalt taotlustele erinevate objektide jaoks EIC koode. Eestis tegutseb LIO-na Elering.

Kodeerimise nõuetekohasuse tagamiseks on Elering Andmelao (andmeladu.elering.ee) juurde loonud tsentraliseeri- tud kodeerimissüsteemi, mis pakub järgmisi teenuseid:

• korrektsete koodide väljastamine;
• koodinimistute haldus (päringud, aktiveerimine/deaktiveerimine, modifitseerimine);
• vastavate kodeeritud organisatsioonide kontaktandmete väljastus.

EIC koodid on aluseks Andmelao süsteemi kasutamise õiguste määramiseks ja nende kontrollimiseks. Igal turuosalisel (tootja, tarbija, müüja jne) on oma EIC kood, millega seostatakse kõik tema tegevused turul. Kodutarbijad saavad enda kui turuosalise EIC koodi (X-kood) näha Estfeedi kliendiportaali sisse logides oma nime all, oma mõõtepunktide EIC koode (Z-koode) saab näha valides menüüst energiatarbimise andmed.

EIC koodide alusel määratakse kindlaks avatud tarnijate piirkonnad ja turuosaliste õigused andmetele juurdepääsuks. Lisaks seadusega määratud juurdepääsudele on turuosalisel õigus juurde pääseda ka nendele (mõõte)andmetele, mille kohta on süsteemis omaniku kinnitus (st volitus). Mõõteandmetele juurdepääsu õiguste haldamise eest vastutab Elering.