Elektrituru käsiraamat

Elektrituru käsiraamat

Elering on sõltumatu ja iseseisev elektri ja gaasi ühendsüsteemihaldur, mille peamiseks ülesandeks on tagada Eesti tarbijatele kvaliteetne energiavarustus. Selleks juhib, haldab ja arendab ettevõte siseriiklikku ja ülepiirilist energiataristut. Oma tegevusega tagab Elering tingimused energiaturu toimimiseks ning majanduse arenguks.

elektrituru%20k%C3%A4siraamatu%20banner.jpg

Raamatu Sõnastik
7.1. Lisa 1. Mõisted

Eessõna

Eessõna

Elektrisektoris on nii riiklikul, regionaalsel kui Euroopa tasandil viimase kümnendi jooksul toimunud väga olulised muudatused eesmärgiga luua üks üleeuroopaline integreeritud elektrisüsteem ja elektriturg, mis tagaks elektrienergia pideva kättesaadavuse taskukohase hinnaga, varustuskindluse, energiakasutuse tõhususe ning ühtlasi edendaks taastuvate energiaallikate kasutamist.  

Kohalikul tasandil on üheks selliste arengute eestvedajaks Eesti ainus põhivõrguettevõtja Elering. 2010. aasta algul toimus süsteemihalduri eraldamine Eesti Energia AS-ist ja Eleringist sai iseseisev elektrisüsteemihaldur. Eleringi iseseisvusest ja 1. aprillil 2010. aastal suurtarbijatele avatud Eesti elektriturust sai alguse paljude turuosalistega konkurentsipõhise elektrituru areng Eestis. Nüüdseks on Eesti osa Põhjamaade-Balti ühtsest elektriturust.

Praegu elame olukorras, kus Euroopa elektrisüsteemis on ees ootamas veelgi suurem üleminek. Taastuvate energiaallikate kasutuse järjepidev kasv, jaotusvõrkudega ühendatud hajatootmise olulisuse suurenemine ning uute turuosaliste lisandumine turule (energiaühistud, agregaatorid jt.) on toonud uued väljakutsed, millega tuleb tegeleda. Üks suurim väljakutse sellise muutuse juures on elektrisüsteemi tasakaalustamine igal ajahetkel. Kuna taastuvate energiaallikate tootmistsükkel on planeerimatu, siis on sellise süsteemi stabiliseerimiseks olulisel kohal süsteemi paindlikkuse edendamine, mis eeldab põhivõguettevõtjate suuremat koostööd jaotusvõrguettevõtjatega.

 

Paindlikkuse arendamise seisukohalt on oluline tegeleda tarbimise juhtimise edendamisega, Tarbijal saab olema muutuvas süsteemis keskne koht ja uued süsteemi toetavad lahendused peavad olema tarbijakesksed. Selliste arengute võimaldamiseks on oluline välja arendada ka revolutsioonilised turge toetavad info- ja kommunikatsioonilahendused haldamaks energiavõrke. Energiaturgude digitaliseerimine on seega Eleringi strateegias olulisel kohal.

 

Eleringi poolt avaldatud elektrituru käsiraamat annab ülevaate energiapoliitika kujunemisest Euroopa Liidus (EL) ja Eestis, sh kliimapoliitikast ja taastuvenergeetika arengutest, Eesti elektrisüsteemist, selle osadest ja toimimisest, samuti regionaalsest elektriturust ning kauplemise reeglitest siinsel elektriturul, uutest arengutest turul ning neid toetavatest digilahendustest ja elektrisüsteemi toimimiseks olulisest elektribilansi tagamisest.  

Elekter on kaup, mille tähtsust ja tähendust on võimalik mõista kõige paremini, kui seda ei ole. Seda nii isikliku elukorralduse kui laiemalt riigi majandusarengu vaatenurgast. Elekter, mille hind ei kata elektritootmise ja ülekandega seotud kulusid, osutub hiljem üldjuhul oluliselt kallimaks. Kõige kiiremini selgub tegelik hind läbi elektrisüsteemi töökindluse languse ja pidevate elektrikatkestuste.

Avatud elektriturg kindlustab efektiivsuse ja konkurentsiolukorra, milles elektrit toodetakse, kogu Euroopa tasandil seal, kus see on kõige kulutõhusam. Tihe konkurents tagab turuosalistele signaali olla efektiivsed - signaali, mida suletud turg sellise tugevusega ei anna. Efektiivne elektriturg kindlustab elektrivarustuses tootjate ja kasutatavate kütuste mitmekesisuse. See peaks tagama investeeringud just sellistesse tootmisvõimsustesse, mis on keskkonna- ja julgeolekunõudeid arvestades kõige kulu- ja tehnoloogiaefektiivsemad.

Regionaalne elektriturg ei toimi ilma piisavate riikidevaheliste ülekandevõimsusteta. Erinevate turumehhanismide toetusel peaks elekter saama vabalt liikuda just sinna, kus valitseb puudujääk ja kus hind on seetõttu kõrgem. Eesti ja Soome vahel asuvad alalisvooluühendused EstLink 1 ja EstLink 2 tagavad soodsa Põhjamaade elektri vaba liikumise Eestisse ja läbi Eesti kogu Baltikumi. 2016. aasta alguseks valmisid ka uued lingid NordBalt Leedu ja Rootsi vahel ning LitPol Leedu ja Poola vahel, mis integreerisid Baltikumi elektrisüsteemi Kesk-Euroopaga.

Elektrituru edasist arengut reguleerivad üleeuroopalised võrgueeskirjad, millest esimene võeti vastu 2015. aastal. Võrgueeskirjad reguleerivad elektriturgu, ühendusi ja ka elektrisüsteemi talitlust. Sisuliselt on võrgueeskirjade näol tegemist ühiste reeglitega, mille eesmärk on hõlbustada Euroopa elektriturgude harmoniseerimist, integratsiooni ja tõhusust. Võrgueeskirjad on ka oluline osa saavutamaks Euroopa Liidu 20/20/20 energiaeesmärke: vähendada kasvu- hoonegaaside emissiooni 20%, tõsta taastuvenergia allikatel põhinevat energiatarbimist 20%-ni kogu EL energiatar- bimisest, suurendada EL energiatõhusust 20%.

Elering on näidanud initsiatiivi nii Eestis kui ka Baltikumi tasandil ja loonud elektri mõõteandmete kiireks ja mugavaks vahendamiseks Andmelao. Andmeladu on infosüsteem, mis koondab endas kõik elektri müügi ja ülekandmisega seotud lepingud ning elektritarbimise mõõteandmed. Läbi andmelao on võimalus kiirelt ja mugavalt elektritarnijat vahetada kindlustamaks endale sobivaim ja soodsaim pakkuja.

Uuendusliku algatusena on Elering välja arendanud ka kolmandatele osapooltele mõõteandmete jagamise tarkvõrgu andmevahetusplatvormi Estfeed. Estfeed ühendab energia andmeallikad ja neid andmeid kasutada soovivate rakenduste ehk erinevate energiateenuste arendajad, kes varem pole energia mõõteandmetele ligipääsu omanud. Eleringi teenuseid koondav kliendiportaal e-Elering võimaldab tarbijal anda nõusolek oma mõõteandmete jagamiseks energiamüüjatele, rakendustele ja eraisikutele. Personaalsete mõõteandmete seaduslik ja turvaline jagamine energiateenuseid pakkuvatele rakendustele võimaldab kõigil osapooltel suurendada teadlikkust oma tootmisest ja tarbimisest ning neid ka automaatselt juhtida kasvatades seeläbi energiatootmise ja –tarbimise tõhusust. Andmeladu ja Estfeedil põhinevad rakendused on tarbijale mugavalt kättesaadavad läbi 2017. aasta sügiseks valminud e-Elering kliendiplatvormi.

 

Kõik need kohalikud algatused, arengud ja laiem riikidevaheline koostöö toetavad Eesti jätkuvat integreerumist Euroopa piirideülese elektrituruga, pakkudes meie turuosalistele võimalust saada osa veelgi taskukohasemast ja jätkusuutlikumast energiasüsteemist.

1. Euroopa Liidu ühtne energiapoliitika

1. Euroopa Liidu ühtne energiapoliitika

Viide lehele
1.1. Euroopa Liidu energiapoliitika

1.1. Euroopa Liidu energiapoliitika

1.1. Euroopa Liidu energiapoliitika

Euroopa Liidu energiapoliitika aluseks on kaks asjaolu: esiteks, suur osa fossiilsetest energiaallikatest (ca 60% vedelkütuste toorainest ning ca 30% maagaasist) ostetakse väljastpoolt Euroopa Liitu ning teiseks, nende kasutamine põhjustab kliimamuutusi. Siit tulenevad ka riskid, mis on ühest küljest seotud kütuste tarnekindluse, volatiilsete hindade ning subsiidiumidel põhineva tootmisega ja teisest küljest kliimamuutustega.

Euroopa Liidu energiapoliitika on lähtunud ühisest eesmärgist tagada majanduse konkurentsivõime, energiatõhusus ning energiatoodete ja -teenuste pidev kättesaadavus turul hinnaga, mis on kõigile tarbijatele taskukohane, aidates saavutada Euroopa Liidu laiemaid sotsiaalseid ja kliimaeesmärke. Euroopa Liidu energiapoliitika põhialused on kokku lepitud Lissaboni lepingus1, kus prioriteetidena on määratletud:

  • energia siseturu toimimine;
  • energia varustuskindlus;
  • energiakasutuse tõhusus, energia kokkuhoid ja taastuvate energiaallikate kasutamise edendamine;
  • energiaturgude integreerimine ning võrgustike ühendamine.

Energialiidu idees kui Euroopa Liidu strateegilise tegevuskava ühe osa väljaarendamises leppisid riigipead kokku 2014. aasta juuni Ülemkogul. Euroopa Komisjon avaldas mahuka energialiidu dokumentide paketi “Vastupidava energialiidu ja tulevikku suunatud kliimamuutuste poliitika raamstrateegia“ 2015. aasta veebruaris. Energialiidu arendamine on Jean-Claude Junckeri juhitava Euroopa Komisjoni üks olulisemaid prioriteete, mille eesmärgiks on vähendada Euroopa Liidu sõltuvust kütuste ja gaasi impordist, tugevdada energia siseturu toimimist, suurendada taastuvenergia osakaalu ning energiatõhusust ja kindlustada Euroopa Liidu juhtrolli võitluses globaalse kliimasoojenemisega.

  • Energialiidul on viis energiajulgeolekule, -tõhususele ja konkurentsivõimele suunatud meedet:
  • energiajulgeolek, solidaarsus ja usaldus (tarnete mitmekesistamine, koostöö varustuskindluse tagamiseks, Euroopa suurem roll ülemaailmsel energiaturul);
  • täielikult integreeritud Euroopa energiaturg (turgude ühendamine energiasüsteemide vaheliste ühenduste abil, energia siseturu meetmete rakendamine ja ajakohastamine, piirkondlik koostöö, võimalus kontrollida oma tarbimist ja vabalt valida energiamüüjat);
  • energiatõhusus, mis aitab vähendada nõudlust (energiatõhusus elamumajanduses ja transpordisektoris);
  • majandusest tuleneva CO2 heite vähendamine (kasvuhoonegaaside 40% vähendamise eesmärgi saavu- tamine, globaalses kliimapoliitikas kokku leppimine, toimiv heitkogustega kauplemise süsteem, taas- tuvenergeetika turupõhine edendamine);
  • teadusuuringud, innovatsioon ja konkurentsivõime.

1 Leping allkirjastati 13.12.2007 Euroopa Liidu Ülemkogul Lissabonis ning jõustus kõikide liikmesriikide poolt ratifitseerimisprotsessi lõpetamisega 2009. aasta 1. detsembril

1.2. Esimesest kolmanda energiapaketini

1.2. Esimesest kolmanda energiapaketini

1990. aastate lõpus hakkas Euroopa Liit suuremat tähelepanu pöörama energiapoliitikale ning seadis järgmised arengueesmärgid:

  • vaba konkurents;
  • läbipaistvus;
  • juurdepääs energiataristule;
  • varustuskindlus.

Tol ajal oli Euroopa Liidu elektri- ja gaasiturg killustunud ning monopoolne. Hinnad olid kõrged ja investeeringuid nappis. Liikmesriigid otsustasid avada elektri– ja gaasiturud, kaotada konkurentsibarjäärid ning panna alus ühtsele energiaturule. Võeti vastu esimene energia siseturu õigusaktide kogum, I energiapakett. Direktiiviga 96/62/EÜ kehtestati esimest korda Euroopa Liidu elektri siseturu ühiseeskirjad.

Oli selge, et elektri siseturu rajamine pidi toimuma järk-järgult, et tööstus võiks uute oludega kohaneda. Kuna esimene energiapakett ei täitnud ootusi, algas arutelu teise energiapaketi vastuvõtmiseks. Uued reeglid võeti vastu 2003. aastal. Direktiiviga 2003/54/EÜ kehtestati rangemad nõuded elektri tarnimisele ja elektrivõrkude eristamisele, nähti ette siseriiklike energiaregulaatorite kohustuslik asutamine ning anti kolmandatele osapooltele võrdväärne juurdepääs põhi- ja jaotusvõrkudele. Tarbijatele tuli luua võimalus vabalt valida elektritarnijat.

Määrusega 1228/2003 kehtestati eeskirjad, mis puudutasid juurdepääsu võrkudele piiriülese kaubanduse puhul, ning tarifitseerimise ja võimsuse jaotamise põhimõtted.

Ka II energiapakett ei täitnud loodetud eesmärki: regulatsioonide puudulikkuse tõttu ei olnud võimalik saavutada täielikult avatud elektriturgu. Nii võeti 2009. aastal vastu III energiapakett, mis jõustus 2011. aasta märtsis. Direktiivis 2009/72/EÜ kehtestati elektrienergia tootmise, edastamise, jaotamise ja tarnimise ühiseeskirjad koos tarbijakaitse sätetega.

III energiapaketti kuuluvad ka määrused 714/2009 ja 713/2009. Esimene käsitleb võrkudele juurdepääsu piiriüleses elektrikaubanduses, mis nägi ette ka erinevates valdkondades detailsete võrgueeskirjade loomise. Määrus 713/2009 arendas edasi institutsionaalset raamistikku ja selle määruse alusel moodustati ka energeetikasektorit reguleerivate asutuste koostööamet ACER - Agency for the Cooperation of Energy Regulators.

Euroopa Komisjon tutvustas 2016. a novembri lõpus nn energia talvepaketti ehk puhta energia paketti, mille eesmärk on seada esikohale energiatõhusus, saavutada juhtpositsioon taastuvenergia alal ja tagada tarbijatele energia eest õiglane hind. Meetmepaketi üks osa on ka uus taastuvenergia direktiiv, mis võtab senisest nõudlikuma hoiaku riikide taastuvenergia eesmärkide täitmise ja taastuvenergia projektide loamenetluste venitamise küsimuses.

Püstitatud eesmärgid on esmapilgul ambitsioonikad ja pakett sisaldab ettepanekuid mitmete õigusaktide muutmiseks ning seab EL liikmesriikidele ka üldiseid eesmärke ja juhiseid, kuid kahjuks on reeglid puudulikud selle osas, millised on tagajärjed liikmesriikidele, kes kokkuleppest kinni ei pea.

1.3. Ühtne energiaturg läbi võrgueeskirjade

1.3. Ühtne energiaturg läbi võrgueeskirjade

III energiapaketi eesmärk on luua toimiv energia siseturg Euroopas. Konkurentsile avatud elektri siseturg annab Euroopa tarbijatele võimaluse valida erinevate elektritarnijate vahel, kes pakuvad elektrienergiat turupõhise hinnaga. Teiselt poolt saab nüüd energiaturule siseneda rohkem ettevõtteid, sh on sisenemine lihtsam ka väiksematel ettevõtetel ja võimalus ka nendel, kes investeerivad taastuvenergiasse.

Üleeuroopalise toimiva energia siseturu tekkimisele on veel mitmeid takistusi. Liikmesriikide vaheliste ühenduste võimsus on ebapiisav ja mõningate liikmesriikide sees (eelkõige Kesk-Euroopas) on pudelikaelad, mis takistavad elektrienergia sujuvat ülekannet.

Isegi kui liikmesriikide vahelised ühendused on olemas, ei ole turureeglid veel piisavalt ühtlustatud, mistõttu on tehingukulud osades piirkondades ebamõistlikult kõrged. Tekivad turubarjäärid eelkõige väiksematele ettevõtetele. Liikmesriikide energiaregulaatorid ei kasuta alati kõiki oma õigusi ja võimalusi, et olemasolevaid reegleid kehtestada. Seetõttu on enamikus liikmesriikides energiaturud endiselt väga kontsentreerunud ning uusi iseseisvaid tarnijaid on vähe.

Selleks, et tagada III energiapaketiga püstitatud eesmärkide täitmine ning soodustada hästi toimiva ja läbipaistva hulgimüügituru teket, mida iseloomustaks kõrgetasemeline elektrienergia tarnekindlus, on kehtestatud määrus 714/2009. Määruse eesmärk on kehtestada piiriülest elektrikaubandust käsitlevad õiglased ja mittediskrimineerivad eeskirjad ning suurendada sel viisil konkurentsi elektrienergia siseturul, võttes arvesse siseriiklike ja piirkondlike turgude konkreetset eripära. See hõlmab ühtlustatud põhimõtete kehtestamist seoses piiriüleste ülekandetasudega ning olemasolevate ühendusvõimsuste jaotamist siseriiklike põhivõrkude vahel. Nimetatud eesmärkide täitmine viiakse ellu läbi ühtsete võrgueeskirjade (inglise keeles Network Codes) väljatöötamise ja rakendamise kõigis liikmesriikides.

Euroopa ülekandevõrkude operaatorite organisatsiooni ENTSO-E (European Network of Transmission System Opera- tors for Electricity) eestvedamisel on mitmeid aastaid toimunud üleeuroopaliste võrgueeskirjade arendamine  ja tänaseks on enamus väljatöötatud võrgueeskirju Euroopa Parlamendi poolt vastu võetud. Käesoleval etapil on põhirõhk võrgueeskirjade juurutamisel nii Euroopa kui ka kohalikul tasandilVõib öelda, et üleeuroopalised võrgueeskirjad määratlevad otsekohalduva raamistiku, aga konkreetsemad ja täpsemad piirid määrab iga liikmesriik ise. Võrgueeskirjad jagunevad oma olemuselt kolmeks: elektrituru võrgueeskirjad, ühenduste eeskirjad ja elektrisüsteemi talitlust puudutavad võrgueeskirjad. Tulevikus võib võrgueeskirju ka juurde lisanduda. Ühe lisandusena on oodata tariifi koodi, mis käsitleb elektri ülekandetariifide struktuurset harmoniseerimist eesmärgiga maksimeerida elektri tootmise ja tarbimise tõhusust ning minimeerida elektrisüsteemi kogukulu.

1.3.1. Elektrituru võrgueeskirjad (Market Codes)

1.3.1. Elektrituru võrgueeskirjad (Market Codes)

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. Elektrituru võrgueeskirjade kohta saab täpsemalt lugeda peatükkides 3 ja 6.

 

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 läbipaist- vuse suurendamist. Lõppeesmärk on luua üks üleeuroopaline oksjoniplatvorm. Esmajärjekorras peetakse silmas füüsilise ülekandevõimsuse instrumente ( PTR) ja finantsinstrumente ( FTR), kuid jäetakse ka võimalus alternatiiv- lahendusele (näiteks EPAD). Eeskiri on on kehtiv alates 2016. aasta oktoobrist.

 

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

Elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskiri käsitleb Euroopa ühtseid bilansipõhimõtteid eesmärgiga suurendada piirkondadevahelist integratsiooni läbi tegevuste ja toodete koordineerimise ja harmoniseerimise. See võimaldab süsteemihalduritel kasutada olemasolevaid ressursse võimalikult efektiivselt, tagades kulude õiglase jagunemise ning tõstes elektrisüsteemi varustuskindluse taset. Juba on alustatud üleeuroopalise projektiga ühtse bilansituru loomiseks.Eeskiri on ENTSO-E poolt välja töötatud ning liikmesriikide poolt heaks kiidetud. Eeskiri on kehtiv alates 2017. aasta detsembrist.

1.3.2. Ühenduste eeskirjad (Connection Codes)

1.3.2. Ühenduste eeskirjad (Connection Codes)

Ühenduste eeskirjad on koostatud eesmärgiga pakkuda elektrivõrguga ühendatud klientidele majanduslikult efektiiv- set, 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 sünkroon- masinatele kui ka läbi konverterite ühendatud tootmisüksustele. Seejuures konkreetsele tootmisüksusele kohaldu- vate tingimuste täitmise määr sõltub tootmisüksuse enda suurusest – mida suurem on üksuse mõju elektrisüstee- mile, 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. Võrgu- eeskiri 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 ühenda- takse. 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.

1.3.3. Elektrisüsteemi talitlust puudutavad võrgueeskirjad

1.3.3. Elektrisüsteemi talitlust puudutavad võrgueeskirjad

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.

Avariitalitluse ja elektrisüsteemi taastamise võrgueeskiri (Emergency and Restoration)

See on võtmetähtsusega võrgueeskiri elektrivarustuse toimimise tagamiseks üle Euroopa. Eeskiri tegeleb protseduu- ride 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.

1.4. Euroopa Liidu energiataristu pakett

1.4. Euroopa Liidu energiataristu pakett

Määruse 256/2014 alusel koostab Euroopa Komisjon nn ühishuvi projektide nimekirja ( PCIProjects of Common Interest), milles olevatele objektidele plaanib Euroopa Liit iga-aastases taotlusvoorus jagada kindlaks määratud summas toetusi. Lisaks tegi Euroopa Komisjon 2011. aastal ettepaneku moodustada energiataristu moderniseerimise pakett, mis muuhulgas aitaks saavutada ka Euroopa Liidu kliima- ja energiaalaseid eesmärke. Aastateks 2014 – 2020 moodustab Euroopa Ühendamise Rahastu (CEF – Connecting Europe Facility) toel energiasektorisse jagatav raha kokku 5,85 miljardit eurot. Taristufondi vahendid on eraldatud kliimamuutuste vastu võitlemiseks, konkurentsivõimelisema sotsiaalse turumajanduse saavutamiseks, piirkondadevaheliste ühenduste tugevdamiseks ning üleeuroopalise majandusliku, sotsiaalse ja territoriaalse ühtekuuluvuse suurendamiseks. See on esimene kord, kui Euroopa Liit soovib kaasrahastada suurte energiataristute objektide ehitamist oma korralisest eelarvest. 

Ühishuvi projekti investeeringut võimaldatakse vähemalt kahte riiki hõlmavatele projektidele ning vahendid tehakse kättesaadavaks võlakirjade, toetuste ja laenugarantiide näol. Täiendavad sektorispetsiifilised kriteeriumid peavad tagama, et projektid tugevdavad märgatavalt tarne turvalisust, võimaldavad turuintegratsiooni, soodustavad konkurentsi, tagavad süsteemi paindlikkuse ja võimaldavad edastada toodetud taastuvenergiat tarbimiskeskustesse ja salvestuskohtadesse.

Euroopa Ühendamise Rahastu raames on 2018. aasta suve seisuga jaotatud 2,46 miljardit eurot  109 erineva ühishuvi projekti rahastamiseks. Seal hulgas on toetust saanud mitu Eestiga seotud projekti. Eesti-Läti uus (kolmas) ühendus sai 2014 augustis otsustamiseni jõudnud Euroopa energeetikavaldkonna ühishuvi projektide rahastamisvoorus 65% ulatuses kaasabitoetust ehk 112 miljonit eurot. Aastal 2016 sai rekordilise 75% ulatuses toetuse Soome ja Eesti vaheline gaasitoru projekt Balticconnector. 2018 aasta lõpus on Balti süsteemihalduritel plaan esitada toetuse taotlus Balti riikide kesk-Euroopaga sünkroniseerimise projekti esimeste tööde rahastamiseks. Seega saavad Baltimaad Eesti-Läti vahelise kolmanda ühenduse ning teiste Balti piirkonna Euroopaga ühendamise plaani ( BEMIP) projektide (Leedu-Poola ning Leedu-Rootsi ühendus) töösse viimisega tihedamalt põimunuks ülejäänud Euroopa elektrivõrkude ning -turgudega.

 

 

2. Eesti elektrisüsteem

2. Eesti elektrisüsteem

See peatükk räägib Eesti elektrisüsteemist ja selle positsioonist Euroopa Liidus.

  • Eesti ja Euroopa elektrisüsteem
  • Elektrienergia tootmisvõimsused Eestis ja regioonis
  • Elektrivõrgu pikaajaline planeerimine

2.1. Euroopa ja Eesti elektrisüsteemi ülevaade

2.1. Euroopa ja Eesti elektrisüsteemi ülevaade

Euroopa elektrisüsteem koosneb ühendelektrisüsteemidest, mis on allpool loetletud nende suuruse järjekorras (vt joonis 1):

  • Mandri-Euroopa ühendelektrisüsteem, endine UCTE haldusala;
  • Põhjamaade ühendelektrisüsteem, endine NORDEL-i haldusala;
  • Suurbritannia elektrisüsteem, endine UKTSOA haldusala;
  • Iirimaa elektrisüsteem, endine ATSOI haldusala;
  • Baltimaade elektrisüsteem, endine BALTSO haldusala, mis on sünkroonühenduses Venemaa ühendelektrisüsteemiga ( IPS/UPS);
  • Islandi elektrisüsteemil ei ole ühendusi teiste elektrisüsteemidega.

Joonis%2010%20Elektris%C3%BCsteemide%20sagedusalad.jpg

Joonis 1. Elektrisüsteemide sagedusalad Euroopas. Baltikum on osa Venemaa ühendelektrisüsteemi sünkroonalast.

2009. aastal loodi nende elektrisüsteemide süsteemihaldureid koondav organisatsioon ENTSO-E ( European Network of Transmission System Operators for Electricity). Seoses sellega likvideeriti senised ühendused UCTE, NORDEL, UKTSOA, ATSOI ja BALTSO. ENTSO-E rolliks on süsteemihaldurite riikidevahelise koostöö koordineerimine ning mitmete EL-i kolmandast energiapaketist tulenevate ülesannete täitmine. Kõigi Euroopa Liidu riikide elektrisüsteemid on omavahel ühendatud kas alalisvoolu või vahelduvvoolu ühendustega, mis loob alused üleeuroopaliseks elektrienergiaga kauplemiseks ning loob ka üleeuroopalise mõõtme varustuskindlusele.

2.1.1. Eesti põhivõrk

2.1.1. Eesti põhivõrk

Elering haldab 110-330 kV kõrgepingel liine, mis ühendavad terviklikuks energiasüsteemiks Eesti suuremad elekt- rijaamad, jaotusvõrgud ja suurtarbijad (vt joonis 2). Eleringi omanduses on ülepiirilised ühendused Soome, Läti ja Venemaaga. Eesti elektrisüsteem töötab sünkroonselt Venemaa ühendatud energiasüsteemiga ( IPS/UPS) ja on ühendatud 330 kV ülekandeliinide kaudu Venemaa ja Lätiga.

Eesti 110-330 kV elektrivõrk on oma põhiosas rajatud aastatel 1955-1985 osana Vene ühtsest energiasüsteemist, tagamaks Peterburi ja Riia elektrivarustust Narvas põlevkivist toodetud elektriga. Hiljem on Eestis muutunud peamisteks tarbimiskeskusteks Tallinn, Tartu ja Pärnu, mis on omakorda tinginud ülekandevõrgu laienemise ja tugevdamise nendesse piirkondadesse.

Tabel 1 Eesti ülekandevõrgu põhinäitajad (seisuga jaanuar 2018)

Liinid Pikkus, km Alajaamad Kogus, tk
330kV 1700 330kV 11
220kV 158 110kV 137
110kV 3424    
35kV 44    
Kokku 5326 Kokku 148


Eesti siseriiklikud võimsusvood liiguvad hetkel olulisel määral Narva-Tallinna ja Narva-Tartu suunal. Narva-Tartu suunalist ühendust kasutatakse enamasti ekspordiks ja transiidiks Venemaalt Lätti, Leetu ja Kaliningradi, ühenduse läbilaskevõime on hetkel piisav. Eesti põhilist koormuspiirkonda, Tallinna ja Harjumaad toidetakse läbi Narva-Tallinna suunalise ülekandevõrgu. Alates 2006. aastast lisandus Tallinna piirkonda ka 350 MW EstLink 1 ühendus, mille mõlemasuunaliseks kasutamiseks rajati piisava läbilaskevõime tagamiseks Balti-Harku 330 kV õhuliin, mis valmis 2006. aastal.

EstLink 1 ühendus alustas tööd 2006. aasta lõpus ja algselt rentisid Elering ja Fingrid merekaablit selle omanikelt Nordic Energy Linkilt 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 süsteemioperaatoritele Elering ja Fingrid. Ühenduse omanikud saavad nn pudelikaelatulu nende tundide eest, mil Eesti ja Soome hinnapiirkondades on erinevad hinnad. Süsteemihaldurid investeerivad saadud pudelikaelatulu täiendavate ühenduste loomiseks. Samuti läheb merekaabli ostmisega süsteemihalduritele üle kogu vastutus EstLink 1 töökindluse tagamise ning kadude katmise eest. Eleringi ja Fingridi poolt ehitatud EstLink 2 on elektrituru kasutuses alates 6. detsembrist 2013.

Seoses 2014. aastal valminud EstLink 2 alalisvooluühendusega rekonstrueeriti ka Eesti-Püssi ja Balti-Püssi 330 kV õhuliinid. Pärnu ja Tartu koormuspiirkondade kindlamaks varustamiseks valmis 2014. aastal Tartu-Viljandi-Sindi 330 kV liin. Ehitamisel on Harku-Lihula-Sindi 330 kV liin, mille eeldatavaks valmimisajaks on 2020. aasta. Harku-Lihula-Sindi liin on osa Eesti-Läti kolmandast ühendusest, mis üheaegselt vähendab elektrituru ülekandevõimsuse puudujääki Eesti ja Läti vahel ning võimaldab tulevikus desünkroniseerimist Venemaa ühendelektrisüsteemist.

Eestil on praegu kokku seitse ühendust naaberriikidega. Kaks ühendust on alalisvooluliinid EstLink 1 ja EstLink 2 Eesti ja Soome vahel. Kaks liini ühendavad Eesti elektrisüsteemi Lätiga. Venemaaga ühendab Eesti elektrisüsteemi kolm ülekandeliini, kaks Narva juures ning kolmas Pihkva juures.

Joonis 2 Eesti elektrisüsteemi põhivõrk

2.1.2 Regionaalne elektrisüsteem

2.1.2 Regionaalne elektrisüsteem

Eesti ning Baltikum tervikuna on naaberriikidega elektriliselt hästi ühendatud. Euroopa elektrituruga ühendavad Baltikumi lisaks EstLink-idele ka Leedu ühendused Rootsiga (NordBalt) ja Poolaga (LitPol). Ühendused Soomega on kokku 1016 MW, Poolaga 500 MW ja Rootsiga 700 MW. Olles arendatud osana Venemaa elektrisüsteemist, on Balti riikide elektrisüsteemidel mitmed ühendused ka Venemaa ja Valgevenega.

Oluline sisend elektriturule on hinnapiirkondade vahelised ülekandevõimsused (vt joonis 3). Hinnapiirkonnad on alad, mille sees puuduvad olulised ülekandevõimsuste piirangud, kuid mille vahel on ülekandevõimsus piiratud. Näiteks moodustab Eesti ühe hinnapiirkonna, samas kui Rootsis on neli erinevat hinnapiirkonda. Ülekandevõimsused on elektriturule seatavad piirangud elektrienergia liikumisele, kirjeldades elektrisüsteemi tehnilist võimekust elektrivoogude liigutamiseks hinnapiirkondade vahel. Näiteks on Eesti ja Soome hinnapiirkondade vaheline alalisvooluühenduse ülekandevõimsus suunal Soomest Eestisse 1016 MW, mis tähendab võimalust liigutada elektrienergia voogusid maksimaalselt 1016 MWh igal tunnil.

Ülekandevõimsuste arvutamisel arvestab süsteemihaldur ülekandesüsteemi tehnilise võimekusega kanda üle elektrienergiat ühest hinnapiirkonnast teise. Sealjuures on oluline, et ükski süsteemi element ei tohi olla üle koormatud ja seda ka N-1 olukorras. Kõik ühes vahelduvvoolusüsteemis (sünkroonalas) paiknevad tootmisvõimsused ja liinid on otseses vastastikmõjus ning selle vastastikmõju tõttu mõjutavad liinide koormatusi. Sellest tulenevalt sõltub hinnapiirkondade vaheliseks ülekandeks kasutatav võimsus konkreetsest olukorrast elektrisüsteemis ja võib seetõttu erineda nii erinevatel perioodidel aastas kui ka erinevatel tundidel päevas.

Süsteemihaldurid arvutavad omavahel ühendatud piirkondade vahelisi ülekandevõimsusi järgmiseks päevaks päev- ette turu tarbeks. Päevasiseselt arvutatakse täiendavalt ülekandevõimsusi ka päevasisese kauplemise jaoks. Lisaks sellele arvutatakse hinnangulised ülekandevõimsused võrgu hooldustööde ja välistemperatuuri põhjal nii nädal, kuu kui ka aasta ette.

 

Joonis 3 Maksimaalsed ülekandevõimsused Läänemere regioonis 2018. aastal (MW), Nord Pool andmetel

Metoodika kohaselt ühenduse ülekandevõimsuse määratlemisel kahe süsteemi vahel arvutatakse võimsus mõlema TSO ( Transmission System Operator e süsteemihaldur) poolt arvutiprogrammide abil, kasutades koordineeritud netoülekandevõimsuse meetodit. Kui arvutatud väärtused on erinevad, kasutatakse neist madalamat, et tagada süsteemide varustuskindlus. TSO-d garanteerivad kogu pakkumispiirkondade vahelise NTC ( Net Transfer Capacity e vaba ülekandevõimsus elektribörsi hinnapiirkondade vahel) andmise elektriturule järgmise päeva kaubanduseks. Järgmise päeva kaubandusest kasutamata jäänud saadaolev ülekandevõimsus pakutakse päevasisesele turule.

Kuni 3. juunini 2013 kehtisid Eesti ja Läti vahel Balti süsteemihaldurite poolt kokku lepitud võimsuse jaotamise põhimõtted, mille alusel Eesti ja Läti vahelisest ülekandevõimsusest 20% jaotati explicit meetodil ja 80% implicit meetodil. Märtsis 2013 allkirjastasid Eesti, Läti ja Leedu süsteemihaldurid Elering, Augstsprieguma tīkls and Litgrid kokkuleppe, mille alusel alates elektrituru Läti hinnapiirkonna avanemisest 3. juunil 2013 antakse kogu Eesti ja Läti vaheline ülekandevõimsus jaotamiseks elektriturule implicit meetodil. 11. novembril 2015 leppisid süsteemihaldurid kokku Balti riikide vahelistel piiridel ja piiridel kolmandate riikidega piiriüleste võimsuste arvutamise ja jaotamise reeglid („Terms, Conditions and Methodologies on Cross-Zonal Capacity Calculation, Provision and Allocation within the Baltic States and with the 3rd Countries”).

Nagu eelpool mainitud, leppisid Balti riikide süsteemihaldurid 11. novembril 2015 kokku Balti riikide vahelistel piiridel ja piiridel kolmandate riikidega piiriüleste võimsuste arvutamise ja jaotamise reeglid. Reeglite kohaselt saavad Venemaa ja Valgevene riikide elektrimüüjad Eesti-Venemaa, Läti-Venemaa, Leedu-Valgevene ja Leedu-Kaliningradi ühenduste kaudu elektrit Balti riikidesse müüa vaid elektribörsi vahendusel. Kogu kolmandatest riikidest pärit elekter liigub vastavalt Balti süsteemihaldurite kokkulepitud metoodikale Leedu hinnapiirkonda järgmise päeva kaubanduseks. Eesti-Venemaa ja Läti-Venemaa piirile kaubanduslikku võimsust ei anta. Samuti ei toimu kolmandate riikide piiril päevasisest kauplemist.

Hetkel on Baltimaade elektrisüsteemi sagedus seotud jäigalt Venemaa ühendenergiasüsteemi ( IPS/UPS) sage- dusega, mille osa on ka Eesti, Läti ja Leedu energiasüsteemid. Eesti elektrisüsteem kuulub koos Läti, Leedu, Vene ja Valgevene elektrisüsteemidega koostööorganisatsioon BRELL, mille raames toimub koordineeritud süsteemi opereerimine.

Strateegilise plaanina tegeletakse Baltikumi elektrisüsteemi eraldamisega Venemaa ühendelektrisüsteemist. Plaanis on Baltikumi elektrisüsteem sünkroniseerida Kesk-Euroopa sünkroonalaga läbi Leedu ja Poola vaheliste ühenduste. Lähematel aastatel tegeletakse Baltikumi elektrisüsteemi eraldi süsteemina toimimise võimekuse suurendamisega. Selleks viikase 2019 läbi Baltikumi eralduskatse ning arendatakse saartalitluseks ning sünkroniseerimiseks vajalikku infrastruktuuri. Täpsemalt regionaalse elektrisüsteemi arengute kohta saab lugeda Eleringi Varustuskindluse aruandest[1] ja ENTSO-E kümne aasta arengukavast[2].

 



2.1.3 Varustuskindluse tagamine

2.1.3 Varustuskindluse tagamine

Euroopa energiapoliitika üks nurgakivi on varustuskindlus – see on süsteemi võime tagada tarbijatele nõuetekohane elektrivarustus. Euroopa Parlamendi ja Euroopa Liidu Nõukogu direktiivi 2005/89/EÜ eesmärgiks on tagada:

  • elektritootmisvõimsuse piisav tase;
  • nõudluse ja pakkumise piisav tasakaal;
  • liikmesriikide võrkudevaheliste ühenduste asjakohane tase.
 
Järgnevalt on toodud varustuskindluse kontseptsiooni põhimõtted:
  1. Süsteemi tavatalitlus peab olema staatiliselt ja dünaamiliselt stabiilne.
  2. Häire korral peavad süsteemi ühtsus ja töövõime säilima.
  3. Ühe piirkonna varustuskindluse säilitamisest tähtsam on tagada süsteemi kui terviku varustuskindlus.
  4. Häire ajal ja häire tõttu tekkinud olukorras võivad süsteem ja selle osad talitleda tavalisest väiksema töö- ja varustuskindlusega, kui see on vajalik häire lokaliseerimiseks või kõrvaldamiseks või tarbijate elektrivarustuse taastamiseks. Ühe elemendi väljalülitumine on lubatud, kui see ei põhjusta kogu piirkonna tarbijate elektrivarustuse katkestust ega avariitõrjeautomaatika talitlust, kusjuures süsteemihaldur kõrvaldab süsteemihäire sellest teadasaamisest alates 30 minuti jooksul, kui see on tehniliselt võimalik. Kahe elemendi väljalülitumine on lubatud, kui see ei põhjusta süsteemi täielikku kustumist – sellisel juhul on lubatud ühe või mitme piirkonna või kuni 80% ulatuses kogu süsteemi tarbimise väljalülitumine. Enam kui kahe elemendi häire tagajärjel võib kogu süsteem kaotada stabiilsuse ja jaguneda iseseisvateks osadeks ning tekitada seeläbi mõne piirkonna täieliku elektrikatkestuse – selliste häirete kõrvaldamiseks töötab süsteemihaldur välja üksikasjaliku süsteemi terviklikkuse ja varustuskindluse taastamise plaani. Süsteemihaldur paigaldab avariitõrjeautomaatika seadmed, et vältida häirete tagajärjel kogu süsteemi kustumist.
  5. Süsteemihaldur koostab tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajaliku tootmisvaru hinnangu, lähtudes nõudest, et süsteemi piisavuse varu ei tohi olla väiksem süsteemi päevasest maksimaalsest tarbimisest ( tiputarbimine), millele on lisatud 10% varu elektrivarustuse tagamiseks ootamatute koormuse muutuste ning pikemaajaliste planeerimata tootmiskatkestuste korral.
 
Kõige olulisem elektrituruseadusega Eleringile kui Eesti süsteemihaldurile pandud ülesanne on varustuskindluse tagamine, mis on ka ettevõtte missiooniks. Hindamaks varustuskindluse olukorda, koostab Elering igal aastal varus- tuskindluse aruande4, milles analüüsib varustuskindluse erinevaid aspekte ning annab hinnangu varustuskindluse olukorrale kuni 15 aastat ette.
 
Eleringi hinnangul tuleb Eesti elektrilist varustuskindlust vaadelda regionaalses perspektiivis ning seda kohalike tootmisvõimsuste ja ülekandevõimsuste koosmõjus. Praegu on riikidevahelised ühendused ning tootmisvõimsused naabersüsteemides piisavad, et tagada Eesti elektrisüsteemi toimimine ka olukorras, kus tarbimine kasvab kiiremini kui prognoositud või olemasolevad tootmisseadmed suletakse enne prognoositud aega. Eelduseks naabersüstee- mide tootmisressursside kasutamisele on toimiv regionaalne elektriturg, mis võimaldab elektrienergia takistamatut liikumist üle riigipiiride.

4 Varustuskindluse aruanded on leitavad Eleringi veebilehelt: https://elering.ee/toimetised#tab0

2.2 Tootmine

2.2 Tootmine

Tootmisvõimsuste laiendamisel mõjutab meid Euroopa Liidu energiapoliitika, millest oli juttu esimeses peatükis.

Stabiilne ja usaldusväärne primaarenergia ja elektrijaamade kütustega varustatus on ülimalt oluline kogu Eesti elektrisüsteemi toimimise seisukohalt. Täna on meie olukord energiajulgeoleku aspektist vaadatuna hea, pea kogu elektritootmine põhineb kodumaistel primaarenergia ressurssidel nagu põlevkivi, biokütused (peamiselt puit), turvas ning tuuleenergia. Elektritootmises kasutatavatest kütustest imporditakse Eestisse ainult maagaasi.

Elektriturul konkureerib tootmine muutuvkulude alusel. See tähendab, et toodavad kõik, kelle tootmise muutuvkulu jääb alla turul tekkinud elektrihinnale. Kuna elektriturg on ühtne üle Euroopa, siis Eesti tootmine konkureerib ülejäänud Euroopa tootmisvõimsustega (regiooni tootmisvõimsused on kujutatud joonisel 45). Eesti elektritootmine baseerub peamiselt põlevkivi elektrijaamadel.

Joonis%204_ELT%20k%C3%A4siraamat.jpg

Joonis 4  Tootmisvõimsused kütuseliigiti Läänemere regioonis gigavattides (allikas: ENTSO-E Transparency Platform)


5 Andmed ENTSO-E Tansparency Platform-ilt: https://transparency.entsoe.eu/

2.2.1 Elektritootmiseks kasutatavad tootmisliigid Eestis ja Läänemere regioonis

2.2.1 Elektritootmiseks kasutatavad tootmisliigid Eestis ja Läänemere regioonis

Põlevkivi on põhiline energiatootmise tooraine Eestis. Eesti suurima põlevkivipõhise elektrienergia tootja Narva Elekt- rijaamad installeeritud netovõimsus on umbes 1900 MW. Enamus võimsusest on ehitatud eelmise sajandi 60.  ja 70. aastatel. Põlevkivielektrijaamad on nn konventsionaalsed elektrijaamad ning nende muutuvkulude põhilise osa moodustavad kulutused kütusele ning CO2 emissioonidele. Põlevkivijaamade lähimad konkurendid on kivisöejaamad, millega võrreldes eksisteerib praegu konkurentsieelis odavama kütuse näol, kuid tulenevalt madalamast kasutegurist ja kõrgematest CO2 emissiooni kuludest, on konkurentsis püsimine tulevikus väljakutse.

Regionaalses perspektiivis on olulisel kohal kivisöepõhised tootmisvõimsused. 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 osakaalu regionaalses tootmisportfellis. Nagu põlevkivi puhul mainitud, on ka kivisöejaamad nn konventsionaalsed jaamad, mille muutuvkulu põhilise osa moodustavad kütuse ja CO2 kulud.

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 kilomeetrit 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. Maagaasi varustusskeem Eestis, Lätis ning ka Loode-Venemaal sõltub aastaajast – suvel tarnitakse maagaasi Valdai-Pihkva torujuhtme kaudu nii Lätti kui Eestisse, samas ladustatakse  gaasi Lätis asuvas Inčukalnsi maa-aluses gaasihoidlas. Seevastu talvel kasutavad Läti ja osaliselt ka Eesti Inčukalnsi hoidlas olevat gaasi ning perioodiliselt tarnitakse sealt gaasi ka Loode-Venemaale tagasi. Maagaas on praeguste 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 enamus 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), ning perioode, kus toodang ületab olulisel määral tarbimist. Seega ei saa arvestada tipuvõimsuse katmisel tuuleelektrijaamade toodanguga.

Päikseenergia on tuuleenergia kõrval regioonis kõige 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.

Puidu kui taastuva loodusressursi otstarbekas kasutamine metsa- ja puidutööstuses ning energeetikas on üks “Eesti metsanduse arengukava aastani 2020” põhieesmärke. 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 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.

2.2.2 Tootmisvõimsuste areng Eesti elektrisüsteemis aastani 2028

2.2.2 Tootmisvõimsuste areng Eesti elektrisüsteemis aastani 2028

Elering hindab Eesti elektrisüsteemi varustuskindlust igal aastal varustuskindluse aruandes[1].Eleringi silmis osutub tõenäoliseks tootmisvõimsuste arengustsenaarium, mille alusel on võimalik jätkuvalt kasutada kümmet plokki Eesti Energia Narva Elektrijaamades kuni aastani 2023. Eesti Energia on samas teavitanud plaanist kasutada tööstusheitmete direktiivi piiranguga plokkide kasutustunnid ära võimalikult kiiresti.

 

Aastal 2018 on Eesti Energia Narva Elektrijaamades (Balti, Eesti, Auvere) koos väävlipuhastusseadmetega varustatud nelja plokiga (672 MW) ning kahe olemasoleva keevkihtplokiga (386 MW) kokku installeeritud kasutatavaks tootmisvõimsuseks 1328 MW. Lisaks on võimalik kasutada vastavalt tööstusheitmete direktiivile piiratud kasutustundidega plokke võimsusega 619 MW.

2028. aasta talveperioodil on tipukoormuse prognoosiks eeldatava koormusstsenaariumi kohaselt 1680 MW ning kasutatav tootmisvõimsus 2611 MW. Arvestades tootjate poolt saadetud andmetega ja Eleringile teadaoleva infoga, on tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalik tootmisvaru 2023. aastani piisav ka erakordselt külmade talvede 10%-lise varu arvestamisel. Pärast 2023. aastat suletakse suur osa olemasolevatest tootmisseadmetest Eesti Energia Narva Elektrijaamades, kuid arvestades elektriühendusi ja tootmisvõimsust regionaalsel elektriturul, on tootmisvõimsusi Eesti vaates järgnevaks kümneks aastaks piisavalt.  Prognoos elektriturul kasutatava tootmisvõimsusega on toodud all oleval joonisel (vt Joonis 5).

 

Joonis%205_ELT%20k%C3%A4siraamat.jpg

Joonis 5 Kasutatav tootmisvõimsuste ja tipunõudluse eeldatav prognoos talvel


[1] Varustuskindluse aruanded on leitavad Eleringi veebilehelt: https://elering.ee/toimetised#tab0


2.3 Elektrisüsteemi pikaajaline planeerimine

2.3 Elektrisüsteemi pikaajaline planeerimine

Selleks, et tagada varustuskindlus ja kindlustada elektrituru toimimine, võttes arvesse kliimaeesmärke ning taastuvenergeetika suuremahulist kasutuselevõttu, on hädavajalik elektrisüsteemi terviklik pikaajaline planeerimine.

Energiasektori suurimateks ülesanneteks on, arvestades riiklike arengukavasid, tagada piisav tootmisvõimsus ning integreerida süsteemi suures mahus toodetud taastuvenergiat. Eleringi ja teiste Euroopa süsteemihaldurite kohustus on arendada elektrivõrku nii, et see oleks vastupidav, efektiivne ning samas võimaldaks kaasa aidata riiklike ja rahvusvaheliste kliimapoliitika eesmärkide saavutamisele. Pikaajalisel planeerimisel on oluline hinnata erinevate investeeringute otstarbekust, arvestades nii otsest majanduslikku kui ka rahaliselt mittemõõdetavat kasu, näiteks varustuskindlus, keskkonnakaitse ja energiajulgeolek.

Elering kaalub elektrisüsteemi planeerimisel mitmeid aspekte ning püüab nende vahel tasakaalu leida: varustuskind- lus, keskkond, jätkusuutlikkus, turg ja efektiivsus. Analüüsi tulemused avaldatakse varustuskindluse ning tootmis- varu hinnangu raportites ning võetakse arvesse elektrivõrgu arengukava koostamisel (vt joonis 6).

Kuna Eesti elektrisüsteem ja elektriturg on osa suurest Euroopa ühtsest energiaturust, siis on oluline ka elektrisüsteemi koordineeritud planeerimine. Elektrivõrgu pikaajalise planeerimise koordineerimiseks koostatakse Euroopa süsteemihaldurite koostöös ning ENTSO-E eestvedamisel iga kahe aasta järel elektrivõrgu kümne aasta arengukava ( TYNDP)7. Arengukava raames vaadeldakse uusi ülepiirilist mõju omavaid projekte ning hinnatakse neid tehniliste ja sotsiaal-majanduslike indikaatorite alusel. Kõige kasulikumad projektid kantakse arengukavasse ning viiakse süsteemihaldurite koostöös ellu.

Elektrituru tehniliste ja sotsiaal-majanduslike analüüside tegemiseks kasutatakse vastavalt elektrivõrgu ning elektri- turu mudeleid. Võrgu ja turu analüüside tegemist pikaajalises planeerimises käsitlevad lähemalt järgmised peatükid.

Joonis 6 Eleringi analüüside sisendid ning väljundid

Joonis 6 Eleringi analüüside sisendid ning väljundid


7 TYNDP- Ten Year Network Development Plan, https://tyndp.entsoe.eu/tyndp2018/

2.3.1 Elektrivõrgu analüüs

2.3.1 Elektrivõrgu analüüs

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

  • 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. Pikaajalisi võimalikke investeeringuid käsitletakse arengukavades. Siseriikliku võrgu arenguid selgitab Eesti elektrivõrgu arengukava ning riikidevahelisi ühendusi käsitleb ENTSO-E raames koostatav Läänemere regionaalne arengukava8.

 

Regionaalne planeerimine

Tänu Euroopa ühtse elektrituru arendamisele ja hajatootmise kasvutrendile on vaja vaadelda pikaajalisel planeerimi- sel suuremas plaanis ka riikidevahelisi võimsusvooge ja sellega seoses ka elektrivõrkude olukorda. Euroopa tasandil toimub elektrivõrgu planeerimisel ENTSO-E liikmete vahel sidus ja koordineeritud koostöö. Planeerimise eesmärgiks regionaalsel tasemel on tagada üleeuroopaline ülekandevõrk.
Pikemaajalise planeerimise eesmärkideks Euroopas on varustuskindluse suurendamine, hajatootmise kergem integ- reerimine võrku, kõikidele turuosalistele ülekandevõrgule ligipääsu tagamine, suurema konkurentsi võimaldamine elektriturul, efektiivsem elektrienergia ülekandmine ja riikidevaheliste ühenduste tagamine. Selleks tehakse iga kahe aasta tagant Euroopa elektrivõrgu kümne aasta arengukava ( TYNDP), milles käsitletakse Euroopale olulisi projekte.
Planeeringuprotsess sisaldab tasuvusuuringute tegemist lähtudes sotsiaal-majanduslikust kasust, varustuskind- luse tõusust, kadude vähenemisest, mõjust keskkonnale ja taastuvenergia toodangule ning arvestab ka projekti mõju elektrivõrgu paindlikkusele ja jätkusuutlikkust erinevate stsenaariumite korral. Uuringute käigus kasutatakse regionaalseid võrgumudeleid ja teostatakse ühiseid võrguarvutusi sünkroonala piires. Stsenaariumite eesmärk on näidata võrgu arendamise (ümberehitamise) vajalik maht, et tagada Euroopa Liidu 2020-2050 eesmärkide täitmist. Stsenaariumid erinevad üksteisest selliselt, et haarata võimalikult suure ulatusega potentsiaalseid arenguvariante.
 

Eesti-sisese võrgu arendamine

Eesti elektrivõrgu arendamisel käsitletakse Eesti-siseseid jaotus- ja ülekandeliine ning alajaamu. Pikaajalisel planeeri- misel 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 AS teinud arenguplaanide koostamisel tihedat koostööd jaotusvõrguettevõtetega.
Koostöö eesmärgiks on piirkondade elektrivõrkude arendamisel leida vähima kulu põhimõttel sellised lahendused, mis tooksid kõige rohkem kasu tavatarbijatele, kes võrgu arenduse eest võrgutariifi kaudu tasu maksavad. Võimalike variantide omavahelisel võrdlemisel lahendatakse parima lahenduse leidmisel ülesanne, mis sisaldab endas muu hulgas:
  • Otseste investeerimiskulude arvestust. Vaadeldakse kulusid vahetult liinide ja alajaamade ehitamiseks ja rekonstrueerimiseks.
  • Piirkonna alajaamade ja liinide käidukulude hindamist.
  • Võrgukadude maksumuse arvestust erinevate skeemidevariantide 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 programmipaketi PSS/E abil (joonis 7), kasutades Eesti elektrivõrgu ja Balti regiooni ühiseid perspektiivmudeleid. Perspektiivmudeleid koostatakse lähiperioodi kohta (1-2 aastat), viie aastase perioodi kohta (2020 mudel) ja pika ajaperioodi kohta (2030 mudel). Mudeliga teostatakse nii püsitalitluse arvutusi, selgitamaks välja koormuste jagunemised, võimalikud ülekoormused liinidel ning pinge nivood alajaamades, kui ka dünaamika arvutusi süsteemi stabiilsuse hindamiseks.

Joonis 7 Elektrivõrgu mudel PSS/E

Joonis 7 Elektrivõrgu mudel PSS/E

 

Elektrivõrgu planeerimine on keeruline mitmetasandiline protsess (kirjeldatud joonisel 8), 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:

Joonis 8 Elektrisusteemi-planeerimise-hierarhiline-skeem.png

Joonis 8 Elektrisüsteemi planeerimise hierarhiline skeem

 

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.  

 


8 ENTSO-E regionaalsed arengukavad: https://docstore.entsoe.eu/Documents/TYNDP%20documents/TYNDP2018/rgip_BS_Full.pdf

2.3.2 Elektrituru analüüs

2.3.2 Elektrituru analüüs

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 rest- ruktureerimisega kaasnevaid kulusid ning muid seotud teemasid. Turumudelis simuleeritavad stsenaariumid aitavad tuvastada regiooni investeeringuvajadusi uutesse tootmisvõimsustesse kui ka analüüsida saadavat kasu planeeritud võrguarendusest.

Tinglikult jagatakse energeetika mudelid kaheks: ülalt alla (top-down) ja alt üles (bottom-up) lähenemine. Esimene põhineb makroökonoomikal ning see on täiendatud energiavarustuse teemadega. See võimaldab paremini mõista energiasüsteemi kui osa kogu riigi majandusest, keskenduses energiatarbimise kasvule ja hindadele. Teine mudel põhineb elektrisüsteemi toimimise optimeerimisel: siin on rõhk tootmisüksuste karakteristikutel, elektrivõrgu kirjel- damisel jt aspektidel, mis on olulised süsteemi opereerimise seisukohalt. Sellise lähenemise korral on nii energiatarbi- mine kui ka üldine majandusareng mudelile üldjuhul sisendiks.
Elering kasutab ja arendab bottom-up elektriturumudelit Balmorel (www.balmorel.com, joonis 19). Mudel oli algselt loodud eesmärgiga analüüsida Taanit ja Läänemere regiooni, kus olulise osa elektrienergiast annavad koostootmisjaa- mad. Nii võimaldab mudel arvesse võtta ka elektri ja kaugküttesoojuse tootmise omavahelisi seoseid. Mudel hõlmab ka mitmeid taastuvenergia tehnoloogiaid, näiteks tuuleenergia ja hüdroenergia koos ning ilma salvestusseadmeteta. Mudel võimaldab arvesse võtta keskkonnamaksudest ja kvootidest tulenevaid piiranguid. Näiteks kõrge CO2 hinna korral liigub energiatootmine kivisöe- ja põlevkivipõhistelt jaamadelt gaasi ja biomassi põletavatesse jaamadesse.
Mudeli ülesandeks on kulude minimeerimine olukorras, kus tootmine rahuldab igal ajahetkel nõudluse. Selliste mudelite põhieeldus on see, et elektri päev-ette turg toimib efektiivselt, mis viib omakorda süsteemi tõhususele, nii et tarbimisnõudlus kaetakse minimaalsete kuludega. Hinna kujunemine tootmisseadmete marginaalkulude põhiselt on kujutatud alloleval joonisel.
Joonis 9 Elektrituru hinna kujunemine
Joonis 9 Elektrituru hinna kujunemine
 
Trepp-jooned kujutavad erinevate elektrijaamade marginaalkulusid olukorras, kus on palju tuult või vähe tuult ning selle mõju vaadeldavale süsteemile. Joonisel on kujutatud tarbimise tiputundidel kujunev elektrihind nii rohke tuule kui ka väikse tuule korral. Elektrihind kujuneb vastavalt viimase tarbimise katmiseks vajaliku tootmisüksuse või -üksuste marginaalkulule. Samuti on joonisel toodud olukorrad madalama (öö) tarbimise ja päevase tarbimise kohta. Mudel võimaldab modelleerida kogu Läänemere regiooni, mis hõlmab Baltimaid, Põhjamaid, Poolat ja Saksamaad ning Baltikumiga tihedalt seotud Loode-Venemaad ning Valgevenet.
Mudel annab kirjeldatud stsenaariumite ligikaudse elektrihinna ja soovitusi optimaalseimateks investeeringuteks uutesse tootmisüksustesse, eelduseks on hästi toimiv konkurentsil põhinev turg või optimaalne planeerimine toot- jate hulgas, võttes arvesse turumoonutusi, nagu erinevad maksud ja keskkonnatasud.
Joonis 10 Elektriturumudeli Balmorel kasutamine
Joonis 10 Elektriturumudeli Balmorel kasutamine
 
Nagu kõigi teiste kaupadega, loob ka ülepiiriline elektriga kauplemine ühiskonnale lisaväärtust. Otsene kaubanduslik mõju tuleneb riigiti erinevast elektri tarbimise tasemest ja tootmisvõimekusest. Kauplemine erinevate piirkondade vahel vähendab tootmise kogukulusid, võimaldades toota kõige efektiivsematest elektrijaamadest.
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 võimal- dab 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 illustreerib piirkonna 1 ja 2 vahelise kaubanduse otstest sotsiaal-majanduslikku kasu.
 
Joonis 11 Elektrienergia piiriülese kaubanduse sotsiaalmajanduslik mõju.png
Joonis 11 Elektrienergia piiriülese kaubanduse sotsiaal- majanduslik mõju
 
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 muutuv- kulude 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 nime- tatakse pudelikaelatuluks ja mis jagatakse võrguettevõtete vahel, kes ühendust omavad. Pudelikaelatuluna 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 erine- vates olukordades. Alloleval joonisel on vaadeldud lisaühenduse marginaalset sotsiaal-majanduslikku kasu ja selle kujunemist.
Joonis 12 Uue ülekandevõimsuse sotsiaal-majanduslik mõju
Joonis 12 Uue ülekandevõimsuse sotsiaal-majanduslik mõju
 
Vajaliku investeeringu suuruse läbilaskevõime arendamiseks määrab marginaalse kasu võrdlus marginaalse inves- teeringukuluga. Marginaalne kasu näitab ülekandevõimsuse viimase ühiku väärtust elektriturul, mis on kahanev 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, mis võimaldab hinnata vajalikke investeeringuid ülekandevõimsusesse (vt joonis 12 ja 13).
Joonis 13 Investeeritava ühenduse optimaalse läbilaskevõime valik
Joonis 13 Investeeritava ühenduse optimaalse läbilaskevõime valik
 
Hindamaks ülepiirilise mõjuga võrguinvesteeringu majanduslikku otstarbekust, arvutatakse investeeringu poolt 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 võrgu- investeeringu ellu viimise 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.

3. Elektriturg

3. Elektriturg

See peatükk räägib elektrituru üldisest korraldusest ja toimimisviisidest, elektribörsist ning teistest kauplemismehhanismidest.

  • Eesti elektrituru areng
  • Euroopa ühine turumudel
  • Tulevikutehingute, järgmise päeva ja päevasisene turg
  • Elektriturgude ühendamine ja ülevaade Euroopa elektribörsidest

3.1 Eesti elektrituru areng ja turu avanemisega kaasnev kasu

3.1 Eesti elektrituru areng ja turu avanemisega kaasnev kasu

Eesti esimene elektrimajandust reguleeriv seadus oli Energiaseadus, mis võeti Riigikogus vastu 1997. aasta juunis (vt ka joonis 14). Seadusega reguleeriti kütuse- ja energiaturgu ning kütuse- ja energiamajanduse riiklikku järeleval- vet. Eesti elektrimajandust hakati täpsemalt reguleerima 2003. aasta veebruaris, mil võeti vastu elektrituruseaduse esimene versioon. Sellega kehtestati esimest korda tururegulatsioon – toodi sisse bilansihalduse ja bilansihalduri mõiste. Suures osas oli seaduse koostamise aluseks Põhjamaades (eelkõige Soomes) kasutusel olev praktika. Tõsi, Eesti tootjad said alles 2007. aasta mais tegeliku võimaluse oma toodangut müüa enda valitud turuosalisele/bilansi- haldurile ja seda kahepoolselt kokkulepitud hinnaga. See oli esimene samm avatud elektrituru suunas – Eesti seadust muudeti vastavalt Euroopa Liidu II energiapaketile.

Joonis%2014_ELT%20k%C3%A4siraamat.jpg
Joonis 14 Olulisemad etapid elektrituru arengus
 
Vastavalt EL-i direktiivile 2003/54/EÜ oli Eestile tehtud elektrituru avamiseks erand. Erandi kohaselt pidi Eesti avama oma elektrituru 35% ulatuses alles aastaks 2009 ning kõikidele tarbijatele aastaks 2013. Eestile antud üleminekuperioodi põhjendused olid eelkõige ebapiisav konkurentsitase (oli vaid üks suurtootja – Eesti Energia), ebapiisavad ühendused (EstLink 1 ei olnud isegi veel mitte plaanimisel), restruktureerimata põlevkivisektor, samuti Vene elektritarnete ja Ignalina tuumajaama potentsiaalne hinnakonkurents Eesti tootjaile. Alates 2009. aastast oli vabatarbijatel ( tarbija, kes kasutab elektrienergiat tarbimiskohas kalendriaasta jooksul ühe või mitme liitumispunkti kaudu vähemalt 2 GWh aastas) õigus osta elektrienergiat avatud turult, kuid elektrituruseadus lubas vabatarbijatel jätkuvalt elektrienergiat osta ka reguleeritud tariifidega. Kuna reguleeritud tariifid olid toona madalamad turuhinnast, ei ostnud vabatarbijad elektrienergiat avatud turult. Alates 1. aprillist 2010 tekkis vabatarbijatel seadusest tulenev kohustus valida endale elektrienergia müüja ainult avatud turult. Seda kahepoolsete lepingute alusel või 2010.a märtsist Põhjamaade elektribörsi NP Eesti hinnapiirkonnast. 2013. aasta jaanuarist avanes elektriturg juba 100 protsenti ja sellest alates ei määra elektri hinda enam Konkurentsiamet, vaid see tekib avatud turu tingimustes.
Tähtis on märkida, et Elering eraldati põhivõrguettevõtjana Eesti Energia kontsernist 2010. aasta 27. jaanuaril, et tagada kõigi osapoolt võrdne kohtlemine süsteemihalduri poolt. Alates 2010. aasta maikuust on Elering aktsiaselts, mille omanikuks on riik.
Kuidas elektrituru avanemine tõi kasu nii tarbijatele, tootjatele kui ka ühiskonnale ja regioonile laiemalt, on võimalik otsese mõjuna hinnata mitmete metoodikate ja arvutusmudelite abil. Turumudelitest on täpsemalt juttu peatükis 3.2.
Tootjatele on elektriturg võimalus toodetud elektrienergiat müüa. Toimiv turg koos läbipaistva hinnakujundusega annab omakorda aluse nii investoritele kui ka tootjatele pikemaajaliste investeerimisotsuste tegemiseks. Tarbija- tele on elektriturg võimalus osta elektrit lisaks kahepoolselt kokkulepitud tingimustele ka elektribörsilt, mis tagab turuhinna läbipaistvuse. Reeglina ei lähe tarbija küll mitte ise otse elektribörsile kauplema, vaid kasutab selleks elektribörsil juba tegutsevate maaklerite teenuseid. Eleringile kui põhivõrguettevõtjale tähendab elektriturg vajadust teha pingutusi selle nimel, et integreerida turuplats teiste turgudega (Balti- ja Põhjamaad); see tähendab eelkõige otsuste tegemist uute riikidevaheliste ühenduste ehitamiseks, elektribörsi tagamist ja selleks elektribörsi korraldajaga lepingu sõlmimist ning teiste Eleringile pandud süsteemihalduri kohustuste täitmist. Lisaks tähendab elektrituru avamine Eleringile võimalust kasutada turupõhiseid lahendusi süsteemiteenuste pakkumisel (reservide ostmine, reguleerimine).
Joonis 15 Reguleeritud ja avatud turu erinevused
Joonis 15 Reguleeritud ja avatud turu erinevused
 
Turu avanemisega kaasneb ka kaudne kasu, mis hõlmab põhiliselt varustuskindlust, turujõu piiramist ja hinnaefektiivsust.

Varustuskindluse all mõistetakse energiamajanduses peamiselt kütuste tarnekindlust, tootmise ja nõudluse vahelist tasakaalu ning võrkude töökindlust. Varustuskindluse hoidmine vajalikul tasemel on riigipõhiselt kulukas, kuid koostöös teiste Euroopa riikidega on võimalik saavutada ühiskonnale oluline rahaline sääst. Elektri varustuskindlus on seejuures kütustest kõige olulisema mõjuga, sest elektrivarustuseta on raskendatud ka teiste energiaallikatega varustuse tagamine. Elektri varustuskindluse tagamiseks on tarvis kindlat varustatust elektritootmises kasutatavate kütustega, töökindlat ülekande- ja jaotusvõrku, piisavaid tootmisvõimsusi, piisavalt välisühendusi naaberriikidega ning toimivat elektriturgu. Eesti ühiskonna ja majanduse arengule on oluline, et investeeringud varustuskindluse tagamiseks oleksid efektiivsed ega oleks liialt koormavad ega pärsiks arengut.

Turujõud kirjeldab seda, milline on turul tegutseva ettevõtte roll turuhinna kujunemisel ehk kas ta on võimeline oma tegevusega mõjutama nõudlust, pakkumist või mõlemat. Perfektse konkurentsi kontseptsiooni järgi on kõigi äriühingute eeldatav turujõud null ehk iga turul tegutsev firma peab leppima kehtiva turuhinnaga, ilma võimaluseta seda kontrollida. Tegelikkuses on aga paljudel turgudel ettevõtteid, kes omavad turujõudu kuni monopoolse võimuni. Üks võimalus turujõudu omava ettevõtte ärihuvide ohjeldamiseks on turu geograafiline laiendamine. Elektriturgudel saab turuplatsi laiendada läbi õigeaegsete investeeringute piiriülestesse elektriühendustesse, tagades neile võrdse juurdepääsu kõigile, kes ülekandevõimsusi soovivad kasutada. Seetõttu on tähtis ülekandevõrkude tegelik eraldamine tootmisest ja müügitegevusest, muidu ei ole võrdsuse printsiipi võimalik rakendada.

Erinevad elektritootmisviisid süsteemi eri osades võimaldavad suurendada hinnaefektiivsust, sest hind peegeldab nõudluse ja pakkumuse suhet. Mida kõrgem on piiriüleste ühenduste läbilaskevõime, seda stabiilsem on hind ühendatud turgudel. Näiteks Norra-Rootsi hüdroenergial põhinev süsteem on ühendatud Taani mandriosa soojusjaa- madel ja tuulikutel põhineva süsteemiga. Hüdrojaamadel põhinev süsteem ühtlustab päeva ja öö hinnaerinevusi ning soojusjaamadel põhinev süsteem toetab hinnaerinevuste vähendamist veevaese ja –rikka aasta vahel.

 

3.2 Elektrituru korralduse viisid ja Euroopa ühine turumudel

3.2 Elektrituru korralduse viisid ja Euroopa ühine turumudel

Elektriturgude reformimisel, restruktureerimisel ja liberaliseerimisel on maailmas kasutatud mitmeid elektrituru korraldamise viise ja mudeleid. Seda alates 1987. aastast, kui Tšiilis viidi läbi esimene elektriturureform. Eelkõige on reformid põhjustatud soovist suurendada konkurentsi ja efektiivsust energeetikavaldkonnas. Samuti on eesmärk hinnakujunduse läbipaistvuse suurendamine. Kuid mudelit, mis sobiks ideaalselt kõigile, ei ole siiamaani leitud.

3.2.1 Kauplemise viisid avatud turul

3.2.1 Kauplemise viisid avatud turul

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 osalemine 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 2018 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 4). 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 NP veebilehel9.


9http://www.nordpoolspot.com

3.2.2 Hinnaarvutamise mudelid

3.2.2 Hinnaarvutamise mudelid

Elektrituru korraldamisel mängib kõige tähtsamat rolli hinnaarvutusmudel. Euroopas on täna reeglina kasutusel tsoo- nipõhine 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.

Näitena võib tuua Norra, kus on kuni viis erinevat hinnapiirkonda. Hind erineb hinnapiirkondade vahel, kui tsoonide vahel ülekandevõimsusi napib. Baltimaades oleme jaotatud riigiti kolmeks hinnapiirkonnaks. Seejuures Eesti ja Läti vahelise ülekandevõimsuse puudujäägi tõttu on Eesti omaette hinnaga, olles pigem sama Soome hinnaga ning Läti- Leedu hinnad on enamikul tundidest samad.
Teine hinnastamise viis on sõlmepõhine hinnamudel (nodal pricing mudel). Sõlmepõhine hinnamudel on tsoonipõ- hise hinnamudeliga olemuselt sarnane, aga tsoonid on väga väikesed (ühe alajaama suurused). Hind arvutatakse igas sõlmes. Siin mängivad rolli eelkõige tarbimise ja tootmise asukohad, samuti ülekandevõimsused igas sõlmes. Sõlmepõhist mudelit on mõttekas kasutada, kui pole võimalik defineerida mõistliku suurusega tsooni, mille siseselt ei ole võrgupiiranguid ja on soov optimaalse tootmiskorra leidmisel arvesse võtta võrgukadusid. Lähim piirkond, kus kasutatakse Nodal pricing mudelit on Venemaa.

3.2.3 Euroopa ühine turumudel

3.2.3 Euroopa ühine turumudel

III energiapaketi eesmärgiks on Euroopa ühise turumudeli väljatöötamine (täpsemalt peatükis 1). Elektrituru võrgu- eeskirjade väljatöötamisel on oluliseks kriteeriumiks praktilisus ja rakendamise võimalikkus. Just sel eesmärgil on võrgueeskirjade koostamisse kaasatud Euroopas tegutsevad elektribörsid 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 16 kujutatud ühtne turumudel hõlmab nelja erineval ajaperioodil töötavat alam-mudelit, mis on reguleeritud kolme erineva võrgueeskirjaga.

Joonis%2016.%20(ptk%203.2.3).jpg

Joonis 16 Euroopa ühtne võrgumudel ajaperioodide lõikes

Joonisel 16 toodud mõistete sisu selgitab täpsemalt peatükk 3.3. ja 3.4, mis käsitleb, kuidas toimub ülekandevõim- suse jaotamine erinevate ajaperioodide lõikes, samuti avavad need peatükid võrgueeskirjade sisu. Elektrisüsteemi tasakaalustamise võrgueeskirjast on täpsemalt juttu peatükis 4.5.

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 riskide maandamiseks. Energiaturuga paralleelselt on võimalik arendada ka võim- susturgu. Võimsusturul kaubeldakse tootmisvõimsusega ning tootjad pakuvad kindlaks perioodiks kindla hinnaga tootmisvõimsust, mille olemasolu eest makstakse võimsustasu ka siis, kui elektrit teglikult ei toodeta. Seda eelkõige eesmärgiga tagada süsteemi varustuskindlus pakkudes turule pikaajalisi lepinguid investeerimisriskide maandami- seks, et oleks tagatud tarbimise katmiseks vajalik tootmisvaru. Võimsusturg on näiteks Vene Föderatsioonis ning alates 2014. aasta detsembrist ka 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 on küll palju arutatud, kuid otsuseid veel tänaseks tehtud ei ole. Neid küsimusi on käistletud paljudel foorumitel, alates Euroopa Komisjoni ja Venemaa dialoogi raames peetavatest läbirääkimistest kuni ENTSO-E regionaalsete töögruppideni. Samad teemad on aastaid olnud laual ka BRELL-i ringi töörühmades.

Hetkel on arutamisel meetmed, mis minimiseeriksid seadusandlikke erinevusi ja sellest tulenevat ebavõrdset olukorda Euroopa ja Venemaa turuosaliste vahel. Meetmetena tulevad kõne alla kolmandatest riikidest pärineva elektrienergia koguseline piiramine, samuti miinimumhinnaga võimsusoksjonite läbiviimine piiril ja võimalus määrata elektri ülekandmiseks tehtavate kulude korvamiseks kolmandate riikide piirile kulupõhine tariif. Lisaks on kaalutud Baltikumis rakendatud nõuet, et elektrienergiat saab importida vaid elektribörsi kaudu. Milline neist lõpuks rakenduse leiab, ei ole tänaseks veel otsustatud.

3.3 Tulevikutehingute turg

3.3 Tulevikutehingute turg

Viide lehele
3.3.1 Elektrihinna riski maandamise instrumendid

3.3.1 Elektrihinna riski maandamise instrumendid

3.3.1 Elektrihinna riski maandamise instrumendid

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 süsteemihinna (mille näol on tegemist NP kõigi hinnapiirkondade kaalutud keskmise hinnaga) finantsinst- rumentidega (futuuridega). Nimelt toimib elektrikaubandusega käsikäes ka finantstehingute turg. Turuosalistele pakutakse erinevaid finantsteenuseid, selleks et vähendada füüsilise elektribörsi hinnakõikumiste ehk volatiilsusriski. Süsteemihinna seotud futuuri soetamine aga ei maanda kõiki riske – jääb risk hinnaerinevusele süsteemihinna ja hinnapiirkonna hinna vahel. Selleks, et riskid maanada täielikult, saab kasutada PTR-e, FTR-e ja EPAD-e ( vaata ka joonis 17).

Joonis%2017%20Hinnariski%20maandamise%20instrumendid%20elektriturul.png

Joonis 17 Hinnariski maandamise instrumendid elektriturul

 

Finantsinsturmendid (futuurid, swapid jms)

Reeglina on finantsteenuste pakkujateks vahendajad ehk maaklerid, kes vastavas turupiirkonnas tegutsevad. Finantsturul pakutavate toodete (näiteks futuurid) tehingud tehakse tavaliselt süsteemihinna vastu ning seejuures ei arvestata elektrisüsteemi erinevate tehniliste piirangutega. NP hinnapiirkondades on järgmise päeva kauplemisel tek- kivate hinnariskide maandamiseks loodud võimalus sõlmida finantstehinguid pikemaajaliselt, üks nädal kuni kümme aastat ette. Finantsturgu korraldab Põhjamaades NASDAQ OMX Commodities Europe`s Financial Market10. Nasdaq OMX pakub turuosalistele erinevaid tooteid riskide juhtimiseks, milleks on baas- ja tiputunni derivatiivid, futuurid, forvard-tehingud, optsioonid ning NP süsteemihinna EPAD-id (Electricity Price Area Differencialse).

Hinnapiirkonna EPAD

Hinnapiirkonna EPAD (algse nimega CfD- Contract for Difference) puhul on tegemist NP elektribörsi järgmise päeva hindadel põhineva finantsinstrumendiga, mis ei ole samuti seotud tegeliku füüsilise ülekandevõimsusega. Kuna tege- likkuses 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 NP süsteemihinna ja Eesti hinnapiirkonna hinna. Nasdaq OMX Commodities turul paku- takse Eesti hinnapiirkonna turuosaliste jaoks EPAD Tallinna alates 2012. aastast ning Lätis EPAD Riga alates 2014. aastast.

Näide hinnariski maandamisest finantsinstrumentidega

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-option ja FTR-obligation ( financial transmission right)

Ka FTR näol on tegemist finantsinstrumendiga, aga FTR initsieerib süsteemihaldur ülekandevõimsuse alusel. Võttes arvesse ülekandevõimsust, pakub süsteemihaldur turuosalistele võimalust fikseerida naaberpiirkondade vaheline hinnaerinevus, kuid 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 (vaata joonis 18). Nimelt FTR-option korral ei ole turosaline kohustatud süsteemihaldurile maksma. Näiteks kui hinnapiirkon- dade 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.

Joonis 18  - FTR väljamakse kujunemine.png

Joonis 18 FTR väljamakse kujunemine

 

PTR ( physical transmission right)

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 ülekande hinnaga 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.
Ka Elering pakub koostöös Läti süsteemihalduriga AST Eesti-Läti piirile pikaajalise piiriülese võimsuse toodet Limiteeritud- PTR. Limiteeritud- PTR-id erinevad nö tava PTR-idest limiteerivate tingimuste poolest. Limiteeritud tingimused võimaldavad oksjonil osaleda vaid NP elektribörsil Baltikumi mõnes hinnapiirkonnas turuosalisena registreerunud kauplejal ehk piiratakse spekulantide osalemist oksjonitel. Teiseks ei ole võimalik Limiteeritud- PTR võimsust füüsilise võimsusena kasutada, vaid kehtib kohustus toode põhivõrguettevõtjatele tagasi müüa. Tagasimüügi hind on seotud piirkondade hinnavahega, ehk siis toode võimaldab Eestist ostes/tootes müüa energia fikseeritud tasuga (oksjoni hind) Lätis ja/või Leedus. Kuna Limiteeritud- PTR lepingute täitmiseks füüsiliselt võimsust nomineeridaei ole võimalik, siis tagab vastav lahendus maksimaalse ülekandevõimsuste jaotamise järgmise päeva turul. Edasi antakse kogu vabaks jäänud võimsus päevasisesele turule. Rohkem infot Limiteeritud- PTR kohta leiab Eleringi veebilehel.

10http://www.nasdaqomx.com/commodities/markets/power

3.3.2 FCA võrgueeskiri- määrus 2016/1719

3.3.2 FCA võrgueeskiri- määrus 2016/1719

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 luuakse üleeuroopaline pikaajalise piiriülese võimsuse jaotamise ühine platvorm SAP (single allocation platform). Võrgueeskirja kohaselt peaks SAP alustama tööd 2018. aasta sügisel nii et 2019. aasta tooted pakutakse juba SAP platvormil. Üleeuroopaliste pikaajaliste ülekandevõimsuste jaotamise harmoniseeritud reeglid HAR (Harmonized Allocation Rules)  koos piirkondlike lisadega kehtivad pikaajalistele ülekandevõimsuste instrumentidele alates 1. jaanuarist 2016. Joonisel 19 on näha Euroopa piiridel pakutavad pikaajalised võimsused, mida edaspidi hakatakse pakkuma läbi SAP-i.

 

Joonis%20(ptk%203.3.2).jpg

Joonis 19 Euroopa piiridel pakutavad pikaajalised võimsused

3.4 Järgmise päeva turg ja päevasisene turg

3.4 Järgmise päeva turg ja päevasisene turg

Järgmise päeva turg on elektrituru osa, kus börsidel kaubeldakse järgmisel päeval tarnitava elektriga igaks tunniks. Hind kujuneb kindlal kokkulepitud perioodil tehtud pakkumiste alusel marginaalse hinnastamise (marginal-pricing) põhimõtte alusel igaks tunniks. Päevasisene turg on elektrituru nö järgmine etapp, kus turuosalistel on võimalik täiendavalt kaubelda elektritarnetega, et korrigeerida järgmise-päeva turul tehtud tehinguid. Korrigeerimisvajadus võib tuleneda näiteks sellest, et pakkumus ei osutunud järgmise-päeva turul edukaks. Vajadus teha täiendavaid ostu-müügitehinguid võib tuleneda ka täpsustunud tootmis/tarbimisprognoosidest (näiteks ilmastikuolude muutumisel). Päevasiseste tehingutega kauplemist alustatakse peale järgmise-päeva turutulemuste avalikustamist ning kauplemine on võimalik ka tarnega samal päeval kuni üks tund enne tegeliku tarnetunni algust.

3.4.1 Füüsilise energiaga kauplemise platvormid (börsid) Euroopas

3.4.1 Füüsilise energiaga kauplemise platvormid (börsid) Euroopas

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.

Organiseeritud elektribörsid tegutsevad kas ühes riigis või regioonis, pakkudes turuosalistele erinevaid tooteid, näiteks võimalust osta elektrienergiat igaks tunniks, samuti võimalust kaubelda pikemaajaliselt ette, järgmiseks päevaks, päevasiseselt või üks tund ette.
Euroopas tegutseb 16 elektribörsi (vaata ka tabel 2). Suurim elektribörs NP tegutseb Põhjamaades, Baltimaades, Suurbritannias ja Saksamaal. Teine suurem elektribörs on EPEX (kuuludes European Energy Exchange EEX gruppi), mis tegutseb Saksamaal, Austrias, Prantsusmaal , Belgias, Hollandis, luksemburgis ja Šveitsis ning on formaalselt sisenenud ka Põhja- ja Baltimaadesse. Kui enamikes riikides on elektribörsil kauplemine turuosalistele üks võimalus, siis Hispaanias ja Portugalis on see näiteks kohustuslik ning kogu kaubandus peab käima elektrituru korraldaja OMIE-i kaudu. Eestis elektrituruseaduse kohaselt tohib väljaspool Euroopa Majanduspiirkonda toodetud elektrienergiat samuti müüa vaid elektribörsi vahendusel.
 
Tabel 2 Euroopas tegutsevad elektribörsid11
Tabel%202%20Euroopas%20tegutsevad%20elektrib%C3%B6rsid.png
 
Eestiski tegutseva NP elektribörsi teenused jagunevad kaheks:
  1. järgmise päeva turg ehk Elspot. Sellel turul fikseeritakse hinnad ja kogused järgmise päeva 24 tunniks.
  2. päevasisene turg ehk Elbas. Sellel turul on võimalik täiendavalt tasakaalustada oma bilanssi, ostes (või müües) puudujääva (ülejääva) osa.

NP ajalugu ulatub 90.ndate algusesse. Nimelt oli Norra Põhjamaadest esimene riik, kus elektriturg ümber korraldati ning juba 1993. aastal asutati Norra ettevõttena Statnett Marked AS. 1996. aastal liitus Norra turupiirkonnaga Rootsi piirkond ning börsiettevõte nimetati ümber Nord Pool ASA-ks. Järgemööda liideti Soome, Taani, Saksamaa, Inglismaa ning 2010. aastal Eesti hinnapiirkonnad. Leedu hinnapiirkond avati 2012. ja Läti hinnapiirkond 2013. aastal.

Elbas-turg alustas tegevust 1999. aastal. Eesti liitus Elbas-turuplatvormiga 2010. aasta oktoobris, Läti ja Leedu 2013. aasta detsembris.


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

3.4.2 CACM võrgueeskiri- määrus 2015/1222

3.4.2 CACM võrgueeskiri- määrus 2015/1222

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.

Eesti liigub CACM rakendamisel edasi kiirel sammul. Elering on liitunud üleeuroopaliste järgmise päeva turumehhanismide projektiga MRC ning osaleb päevasisese turumehhanismi projektis XBID (loe täpsemalt peatükis 3.4.3). Eestis tegutsev määratud turukorraldaja NP kasutab nii järgmise päeva kui ka päevasiseseid ülekandevõimsuste jaotamiseks implicit oksjoni meetodit.

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 on Eesti, Läti ja Leedu süsteemihaldurid tellinud laiapõhjalise analüüsi, mille alusel saavad regulaatorid vastu võtta otsuse, kas ja millal üle minna voopõhisele metoodikale. Analüüsi põhjal võib öelda, et voopõhisel meetodil võimsuste arvutamine on tehniliselt teostatav, kuid meetodi rakenamine ei ole praegusel hetkel tõhusam kui koordineeritud netoülekandevõimsuse 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), samuti tuleb uurida praguseid talitlusreegleid ja turukorralduslikke kokkuleppeid kolmandate riikidega.

3.4.3 Elektriturgude ühendamisest (MRC ja XBID)

3.4.3 Elektriturgude ühendamisest (MRC ja XBID)

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 ühendamise projekti nimi on MRC (multi regional coupling). Päevasiseste turgude ühendamise projekti nimi XBID (cross-border intra-day coupling). Kõigi nimetatud projektide elluviimise kulud jagatakse osapoolt 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.

MRC

MRC nimelise projekti all astuti 2014. aasta mais edasi suur samm, kui ühendati omavahel Edela-Euroopa (SWE) ja Loode-Euroopa (NWE) järgmise päeva turud ning seeläbi on omavahel seotud Belgia, Taani, Eesti, Soome, Prantsusmaa, Saksamaa/Austria, Suurbritannia, Läti, Leedu, Luksemburgi, Hollandi, Norra, Poola (SwePol ühenduse kaudu), Portugali, Hispaania ja Rootsi elektriturud kasutades ühtset hindade arvutamise (Price Coupling Regions- PCR) metoodikat, mis põhineb ühtsel algarütmil Euphemia. 2015. aastal liitusid MRC projektiga järgemööda Itaalia ja Slovakkia ning Poola elektribörsid, kattes seega 85% kogu Euroopa elektrienergia tarbimisest. Lisaks toimus 2014. aastal eraldiseiseva 4MMC projektina Tsehhi, Slovakkia, Ungari ja Rumeenia järgmise päeva turgude omavaheline ühendamiseksning lõpuks liidetakse ka need MRC-ga, kuid täpne ajagraafik ei ole veel teada.

Nagu eelpoolnimetatud loetelust ja jooniselt 20 näha, siis ka Eesti, Läti ja Leedu on järgmise päeva turgude ühendamise mehhanismis. Kuigi arvutusvalemites olid Balti riigid sisse arvestatud juba 2014. aastal, siis lepingud (nii üleeuroopaline MRC DAOA kui ka regionaalne Balti DAOA) said sõlmitud alles 2015. aastal.

 

Joonis%2019.%20(ptk%203.4.3)_uus.jpg

Joonis 20 Euroopa järgmise päeva turgude ühendamise projektiga liitunud riigid

 

XBID

Päevasiseste turgude ühendamiseks 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. Tehnilise infotehnoloogilise lahenduse töötas välja hankeprotseduuriga valitud  Deutsche Börse AG (DBAG). Elering omas XBID projektis vaatleja staatust juba alates 2013. aasta augustist. Päevasiseste turgude üle-euroopalise ühendamise nö 1. laine sai teoks 12. juunil 2018, millega liitusid ka Eesti, Läti ja Leedu (vt joonis 21). 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 2. laine peaks toimuma 2019. aasta jooksul, mil projektiga liitub ka näiteks Poola.

Joonis%2020_uus.jpg

Joonis 21 Euroopa päevasiseste turgude ühendamise projektiga liitunud riigid

3.5 Piiriüleste elektrivoogude ülekanne ja perimeetritasu

3.5 Piiriüleste elektrivoogude ülekanne ja perimeetritasu

Euroopa Komisjon on võtnud eesmärgiks kasutada ülekandevõimsuse jaotamisel vaid turupõhiseid lahendusi ning mitte anda eeliseid üksikutele turuosalistele. Selline lähenemine tõhustab konkurentsi ning suurendab läbipaistvust, mis on vajalik uute investeerimisotsuste tegemiseks.

Elering kui süsteemihaldur vastutab piiriüleste ülekandevõimsuste jaotamise eest ning teeb seda vastavalt Euroopa Liidu määrustele ja Eesti elektrituruseadusele. Piiriüleste ülekandevõimsuste jaotamise põhimõtted on reguleeritud ELi määrusega nr 714/2009 ja CACM võrgueeskirjaga. Mida rohkem turuosalisi, seda konkurentsivõimelisemad hinnad, parem varustuskindlus ja efektiivsus.

Süsteemihalduri kohustus on tagada ülekandevõimsuste jaotamisel süsteemi varustuskindlus. Vastavalt Eesti võrgu- eeskirjale12 lubab süsteemihaldur elektrienergia importi teistest elektrisüsteemidest ja eksporti teistesse elektrisüs- teemidesse ning samuti transiiti põhivõrguettevõtja elektrivõrgu kaudu sellisel määral ning tingimustel, mis otseselt ei kahjusta riigi elektrisüsteemi, ei tekita lisapiiranguid elektri sisetarbimisele ega halvenda riigi elektrisüsteemi tarbijate varustuskindlust ja elektrienergia kvaliteeti. Kuna elektrisüsteemid on seotud ka teiste riikide süsteemidega, siis parima tulemuse saavutamiseks peavad süsteemihaldurid tegema koostööd juba pikaajaliste plaanide koosta- misel nii regionaalselt kui ka üle Euroopa. Eesti elektrisüsteem on ühendatud Soome, Venemaa ja Lätiga ning tänu ühendustele ja rakendatavatele jaotuspõhimõtetele on teiste riikide turuosalistele loodud võimalus kaubelda Eestis ning Eesti turuosalistel võimalus kaubelda naabersüsteemides.


12 Võrgueeskiri:https://www.riigiteataja.ee/akt/111082015004

3.5.1 Ülekandevõimsuste arvutamise meetodid

3.5.1 Ülekandevõimsuste arvutamise meetodid

Piiriülese võimsuse arvutamine toimbub võrgu füüsikaliste ja elektriliste näitajate põhjal. Euroopas kasutatakse koordineeritud netoülekandevõimsuse põhine ( CNTC) meetod ja voopõhine ( flow-based) meetod. CNTC meetodi puhul määratletakse eelnevalt omavahel külgnevate pakkumispiirkondade vaheline maksimaalne võimalik ülekande- võimsus. 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 ja Põhjamaades kasutatakse NCTC meetodit, kuid tulevikus tuleks CACM määruse kohaselt eelistada voopõhist arvutusmeetodit (vt ka peatükk 3.4.2).

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 võetakse arvesse ka Balti koordineeritud võimsusarvutus alas olevate süsteemihaldurite (Eesti, Läti, Leedu, Poola, Rootsi ja Soome) poolt ühiselt vastavalt CACM artikkel 8-le võimsusarvutuse metoodika väljatöötamisel. Ühine metoodika peaks jõustuma 2018. aastal.

3.5.2 Ülekandevõimsuste turupõhised jaotamise meetodid

3.5.2 Ülekandevõimsuste turupõhised jaotamise meetodid

Turupõhised ülekandevõimsuse jaotamise meetodid, mis on kasutusel kogu Euroopas, on implicit (kaudne energia) ja explicit (otsene ülekandevõimsus) oksjon. Allolevas tabelis 3 on kirjeldatud, mida need tähendavad ning samuti on kirjeldatud nende erinevused.

 

Tabel 3 Euroopas kasutusel olevad ülekandevõimsuste turupõhise jaotamise meetodid

Explicit oksjon Ülekandevõimsuse oksjon (MW)

Implicit oksjon Energia oksjon (MWh)
pay as bid marginaal hinnaga  
Turuosaline tasub ülekandevõimsuse oksjoni tulemusena võidetud võimsuse eest pakkumises määratud hinna.
Madalaim hind,millega võidetakse oksjonil pakutud võimsus, on hind, mida tasuvad kõik turuosalised. Turuoperaator, kes tegutseb ülekandevõimsuse jaotajana, kogub kokku kõikide turuosaliste pakkumised. Erinevate piirkondade elektrienergia hind leitakse nõudluse ja pakkumise kõvera abil. Teades ülekande- võimsuse suurust, lisatakse see hinna arvutamisel valemisse. Nii tagatakse see, et energia liigub alati madalama hinnaga piirkonnast kõrgema hinnaga piirkonda. Ülekandevõimsus on kasutatud kõige efektiivsemalt.
Turuosalised maksa- vad erinevat hinda eri piirkondades Turuosalised tasuvad ülekandevõimsuse eest ühe ja sama hinna vastavates piirkondades. Kõik turuosalised ühes piirkonnas tasuvad elektri- energia eest ühe ja sama hinna. Erinevates piirkonda- des võivad olla erinevad hinnad.
Täiendavaid lepinguid elektri müügil ülekande- võimsuse ostmiseks vaja sõlmida ei ole. Kuna ostetakse vaid ülekandevõimsust, siis elektrienergiaga kauplemiseks peavad turuosalised sõlmima eraldi lepingud.
Võimalikud kahepoolsed lepingud Piiriüleselt anonüümne kaubandus börsil.

 

3.5.3 Ülekandevõimsuste jaotamise põhimõtted Eestis

3.5.3 Ülekandevõimsuste jaotamise põhimõtted Eestis

Viide lehele

3.5.3.1 Eesti-Soome

3.5.3.1 Eesti-Soome

Eesti ja Soome elektrisüsteeme ühendavad alalisvoolu merekaablid EstLink 1 ja EstLink 2. 2013. aasta novembris allkirjastasid Elering ja Fingrid „Soome ja Eesti vahelise ühenduse kasutamise ja hooldamise lepingu“, kus on määratletud kahe riigi vahelise ülekandevõimsuse arvutamise ja jaotamise põhimõtted ja metoodika. Metoodika kohaselt ühenduse ülekandevõimsuse määratlemisel kahe süsteemi vahel arvutatakse võimsus mõlema TSO poolt arvutiprogrammide abil, kasutades koordineeritud netoülekandevõimsuse põhist meetodit. Kui arvutatud väärtused on erinevad, kasutatakse neist madalamat, et tagada süsteemide stabiilsus.

TSO-d garanteerivad kogu pakkumispiirkondade vahelise NTC andmise NP-le järgmise päeva kaubanduseks. Järgmise päeva kaubandust kasutamata jäänud saadaolev ülekandevõimsus pakutakse päevasisesele turule. NPS kasutab võimsuse jaotamiseks implicit oksjoni meetodit ning alates elektribörsi avamisest saavad ühenduse omanikud ülek- andevõimsuse jaotamise nn pudelikaelatulu nende tundide eest, mil Eesti ja Soome hinnapiirkondades on erinevad hinnad. Süsteemihaldurid investeerivad saadud pudelikaelatulu täiendavate ühenduste loomiseks.

Vastavalt Konkurentsiameti ja Soome energiaturu regulaatori ühisotsusele pikaajalisi ülepiirilise ülekanderiski maandamise instrumente süsteemihaldurite poolt Eesti-Soome piirile ei pakuta, sest nii Eesti kui Soome piirkonnas on turuosalistel võimalik maandada ülekanderiski kahe hinnapiirkonna vahel EPAD finantsinstrumendiga.

3.5.3.2 Eesti-Läti

3.5.3.2 Eesti-Läti

Balti riikide süsteemihaldurid AS „Augstsprieguma tīkls”, AS Elering and AB Litgrid leppisid 11. novembril 2015 kokku Balti riikide vahelistel piiridel ja piiridel kolmandate riikidega ülekandevõimsuste arvutamise ja jaotamise reeglid („Terms, Conditions and Methodologies on Cross-Zonal Capacity Calculation, Provision and Allocation within the Baltic States and with the 3rd Countries”), mis hakkasid kehtima 01.01.2016. Reeglite kohaselt ühenduse ülekandevõimsuse määratlemisel kahe süsteemi vahel arvutatakse võimsus mõlema TSO poolt arvutiprogrammide abil, kasutades koordineeritud netoülekandevõimsuse meetodit. Kui arvutatud väärtused on erinevad, kasutatakse neist madalamat, et tagada süsteemide stabiilsus. TSO-d garanteerivad kogu pakkumispiirkondade vahelise NTC andmise NP-le järg- mise päeva kaubanduseks. Järgmise päeva kaubandusest kasutamata jäänud saadaolev ülekandevõimsus pakutakse päevasisesele turule.

Arvestades Balti elektrituru eripäradega (väike likviidsus, domineerivad turuosalised) otsustasid Eesti ja Läti põhivõrguettevõtjad Elering ja   Augstsprieguma tīkls rakendada juba 2014. aasta algusest Eesti ja Läti piirile toodet Limiteeritud- PTR ehk võimsuste limiteeritud otsest jaotusmehhanismi, mis võimaldab turuosalistel täiendavalt maandada ülekandevõimsuse puudujäägist tuleneva piirkondadevahelist hinnariski ja/või hinna volatiilsust. 2016. aastast asendati Limiteeritud- PTR reeglid üleeuroopa- liste pikaajaliste ülekandevõimsuste jaotamise harmoniseeritud reeglitega (HAR) ja Eesti-Läti piiri regionaalse lisaga. 2018. aasta sügisest asendatakse Limiteeritud- PTR üle-euroopalisel ühtsel jaotamisplatvormil (SAP) pakutavate FTR- optsioonidega, mida  pakutakse aasta-, kvartali- ja kuuoksjonitel (vt ka Tulevikutehingute turu peatükk  3.3). SAP platvormi haldab ettevõte JAO (http://www.jao.eu/)

Joonis 20 Ülekandevõimsuse jaotamine Eesti ja Läti piiril alates turu avanemiset

Joonis 22 Ülekandevõimsuse jaotamine Eesti ja Läti piiril alates turu avanemiset

3.5.3.3 Eesti-Venemaa

3.5.3.3 Eesti-Venemaa

Nagu eelpool mainitud, uuendasid Balti riikide süsteemihaldurid 11. novembril 2015 Balti riikide vahelistel piiridel ja piiridel kolmandate riikidega piiriüleste võimsuste arvutamise ja jaotamise reegleid.

Uuendatud reeglite kohaselt saavad Venemaa ja Valgevene riikide elektrimüüjad Eesti-Venemaa, Läti-Venemaa, Leedu-Valgevene ja Leedu-Kaliningradi ühenduste kaudu elektrit Balti riikidesse müüa vaid NP elektribörsi vahendusel. Kogu kolmandatest riikidest pärit elektri suunab NP vastavalt Balti süsteemihaldurite kokkulepitud metoodikale NP hinnapiirkonda Leedu-Valgevene piiril Elspot järgmise päeva kaubanduseks. Eesti-Venemaa ja Läti-Venemaa piirile kaubanduslikku võimsust ei anta. Samuti ei toimu kolmandate riikide piiril päevasisest kauplemist ning ei pakuta pikaajalisi tooteid ( PTR või FTR).

3.5.4 Perimeetritasu

3.5.4 Perimeetritasu

Vastavalt määruse 714/2009 artiklile 13 hüvitatakse põhivõrguettevõtjatele kulud, mis tekivad piiriüleste elektri- voogude ülekandmisel nendele kuuluvate võrkude kaudu. Selleks, et lihtsustada riikidevahelist kauplemist, on ITC (International Trade Center – Rahvusvaheline Kaubanduskeskus) liikmesmaa põhivõrguettevõtjate vahel sõlmitud ITC leping. ITC leping on Euroopa põhivõrguettevõtjate vahel sõlmitud leping „Interim ITC Clearing and Settlement Agreement“, mis võimaldab lepingu liikmesriikide turuosalistel kaubelda omavahel ilma piiriületustasudeta. ITC leping on koostatud, võttes arvesse määrust 838/2010, mis kehtestab põhivõrguettevõtjate omavahelise hüvitamise mehhanismi ja ülekandetasusid käsitleva ühise regulatiivse lähenemisviisi suunised.

Riiki, millel on ühine piir Eestiga ning mille põhivõrguettevõtja ei ole liitunud ITC lepinguga, nimetatakse perimeetri- maaks. Eesti suhtes on perimeetrimaaks Venemaa. Sellisel juhul tuleb piiriülesel kaubandusel tasuda perimeetritasu vastavalt põhivõrguettevõtjate ITC lepingule. Süsteemihalduri poolt tasumisele kuuluv summa jaotatakse võrdse kohtlemise printsiipi järgides nende bilansihaldurite vahel proportsionaalselt, kes selleks kauplemisperioodiks olid pla- neerinud tarneid perimeetrimaades tegutsevate turuosalistega. Arvutustel on aluseks bilansihalduri poolt summaar- selt selleks kauplemisperioodiks planeeritud piiriüleste tarnete absoluutväärtused saldeerituna. Elering avaldab igaks aastaks määratud perimeetritasu oma veebilehel.

3.6 Võrdse kohtlemise printsiibid, läbipaistvus ja turumanipulatsioon

3.6 Võrdse kohtlemise printsiibid, läbipaistvus ja turumanipulatsioon

Vastavalt määrusele 714/2009 ja elektrituruseadusele on Elering kohustatud avalikustama turuosalistele kõik andmed, mis on vajalikud turu efektiivsemaks toimimiseks. Elering pakub veebilehe kaudu kõikidele turuosalistele vajaminevat informatsiooni üheaegselt, läbipaistvalt, kasutajasõbralikult.

Kuna Eesti elektrisüsteem on väike, siis turu areng ja suurema konkurentsi loomine toimub üksnes koostöös naaber- riikide ja teiste põhivõrguettevõtjatega.

Määrus 714/2009 sätestab kõikidele Euroopa Liidu liikmesriikidele andmete avalikustamise tingimused, mida Elering oma veebilehel ka täidab. Avalikustatavateks andmeteks on:

  • planeeritud ülekandevõimsused;
  • tegelikud ülekandevõimsused;
  • kasutatud ülekandevõimsus;
  • tootmine ja tarbimine sh prognoosid;
  • sagedus:
  • bilansienergia hind ja kogused;
  • taastuvenergia

ja palju muud, mis on elektriturul olulised nii pika- kui ka lühiajalise planeerimise jaoks.

Lisaks Euroopa Liidu määrustele ja riiklikule seadusandlusele on Elering sõlminud lepingu elektribörsiga. NP elektribörsi peetakse üheks kõige läbipaistvamaks ja likviidsemaks elektribörsiks maailmas. Elering on panustanud elektribörsi andmete läbipaistvusele ning sõlminud andmete avalikustamise lepingu NP-ga, nii et turu toimimiseks vajalikud andmed avalikustatakse ka NP platvormil, sh turuhinnad, ülekandevõimsused, kiired turuteated (UMM) liinidel toimuvate katkestuste kohta jms.

NP hinnapiirkondades on lisaks Eleringile kõik turuosalised kohustatud avalikustama informatsiooni tootmis- ja tarbimisüksuste katkestuste kohta, samuti avaldama muu info, millel on oluline mõju hinna kujunemisele. Sellise süsteemiga antakse turuosalistele aktuaalne ülevaade elektrituru olukorrast, et turuosalised saaksid oma käitumist kohandada ja reguleerida vastavalt turult saadavatele signaalidele.

Kuna Euroopas toimub elektriturgude integreerimine ja tekib üha rohkem võimalusi ka teiste riikide turul kauplemi- seks, siis on oluline, et kõikidel Euroopa turuosalistel oleks võrdne juurdepääs andmetele. Elering on osa ENTSO-E-st, millega koostöös jätkatakse 2007. aastal alustatud üleeuroopalise andmete avalikustamise platvormi arendamist.

Euroopa Komisjoni määruse nr 543/2013 alusel ENTSO-E poolt lood Transparency Platform alustas tööd 2015. aasta jaanuarist. Platvorm koondab endas kõigi Euroopa elektriturgude andmeid ja on vabalt ligipääsetav kõigile inimestele (vaata ka https://transparency.entsoe.eu/).

ENTSO-E andmete avalikustamise platvorm võimaldab süsteemihalduril esitada ACER-ile süsteemi üldandmeid määruse nr 1227/2011 ( REMIT) ja 1348/2014 nimetatud korras. Nimetatud määrused reguleerivad energia (sh elekter) hulgituru terviklikkust ja läbipaistvust ning kehtestab eeskirjad, mis keelavad energia hulgimüügiturge mõjutavad kuritarvitused ja tagavad energia hulgimüügiturgude nõuetekohase toimimise. Määruses nähakse ette, et järeleval- vet energia hulgimüügiturgude üle teostab ACER tihedas koostöös riiklike reguleerivate asutustega, milleks Eestis on Konkurentsiamet. REMIT rakendusaktis (määruses 1348/2014) loetletakse ACER-ile esitatavate energia hulgi- müügitoodete andmed ning täpselt andmete esitamise eeskirjad. Ühtlasi kehtestatakse sellega asjakohased kanalid andmete esitamiseks, sealhulgas aruannete esitamise tähtaeg ja sagedus. Lisaks süsteemihaldurile peavad ka kõik turuosalised, kas ise või läbi volitatud isiku (näiteks süsteemihaldur või elektribörs), ACER-ile esitama informatsiooni kõigi hulgiturul tehtud tehingute kohta. Nende andmete alusel analüüsib ACER koostöös Konkurentsiametiga elektri hulgimüügiturul kauplemise reeglite rikkumist ning turumanipulatsiooni esinemist.

3.7 Paindlikkusteenuste turg

3.7 Paindlikkusteenuste turg

Tarbimise juhtimine  (DSR  demand side response) on turuosalise poolse elektritarbimise paindlikkuse kasutamine elektrisüsteemi juhtimisel, kusjuures kaasatud võib olla nii elektri tootmise kui tarbimise pool (kodumajapidamised, omavalitsused, avalik sektor, tööstus). Eristada saab kaht tüüpi tarbimise juhtimist:

 

  1. kaudne ehk hinnapõhine tarbimise juhtimine tähendab turuosalise elektri tarbimise korrigeerimist vastavalt hinnasignaalidele (nt kõrge elektrihinnaga tundidel lülitatakse osad elektrisedamed välja) – selline tarbimise juhtimine ja seeläbi oma elektriarve optimeerimine on kõikidel turuosalistel võimalik iseseisvalt, ilma vahendava osapooleta (elektrimüüja, agregaator, bilansihaldur) juba praegu;
  2. otsene tarbimise juhtimine tähendab aga energia (või võimsuse) ette müümist, misjärel tuleb turuosalisel vastavalt müüdule oma (portfelli) tarbimist (või tootmist) kohandada – selline tarbimise juhtimine on Eestis võimalik reguleerimisturul (mFRR standardtoode). Reguleerimisturul osalemine on turuosalise jaoks võimalik läbi vahendava osapoole ( bilansihaldur, agregaator) kes koondab pakkumised turule edastamiseks kokku või otse turul osalemine, kui üksikult pakutav võimsus on selleks piisavalt suur (vähemalt 1 MW).

 

Tarbimise juhtimise meetmete alla saab allutada koormusi, energiasalvesteid ning ka hajatootmisseadmeid (k.a mikrogeneraatorid). Nende meetmete kasutamine võib ühelt poolt vähendada lokaalseid elektrilisi liigkoormusi ja teisalt on neid võimalik kasutada ka koormuste ja genereerimise tasakaalus hoidmiseks elektrisüsteemis tervikuna (nt suurte taastuvelektrijaamade tasakaalustamiseks). Tarbimise juhtimise teenuseid saavad pakkuda kodu-, teenindus- ja avaliku sektori tarbijad (nt kaubanduskeskused ja büroohooned), aga ka tööstustarbijad ning seda nii üksikute koormustena, eeldusel et need on piisavalt suured (alates 1 MW), kui ka koondatud (agregeeritud) koormustena.

 

Tarbimise juhtimine nõuab koordineeritud osalemist kogu elektrituru väärtusahelalt. Osalema peavad põhivõrgu operaator, jaotusvõrgud kui energia tarnijad, bilansihaldurid, agregeerimise teenuse pakkujad ja tarbijad. Estfeed ja Andmeladu loovad vajaliku infrastruktuuri andmevahetuse koordineerimiseks, et Eestis saaks tulevikus elektrisüsteemi juhtimisel kasutada ka tarbimise poolset paindlikkust.

 

Tarbimise juhtimise väärtus Eesti elektrisüsteemile suureneb aja jooksul. Samas varieerub selle väärtuse kasv sõltuvalt selle kasutamisest erinevate turuosaliste poolt. Tarbimise juhtimise konkureerivad kasutusviisid hõlmavad:

  • hulgiturul kauplemist vältimaks hinna volatiilsust;
  • ülekoormuste juhtimist ning investeeringute edasi lükkamist jaotus- ja ülekandevõrkudes;
  • süsteemiteenuste pakkumist regionaalsel tasandil mFRR (käsitsi reguleeritav sageduse taastamise reserv) tootena. Alates 2025, kui plaanikohaselt peaks toimuma desünkroniseerimine IPS/UPS elektrisüsteemist, laieneb ka süsteemiteenuste tootevalik ning lisanduvad kiiremad tooted nagu FCR ja aFRR.

 

Eesmärgiga aidata kaasa tarbimise juhtimise laialdasemale kasutuselevõtule on Elering osaline mitmes projektis:

  • Tarbimise juhtimise aktiivsemalt elektriturule toomise pilootprojekt, mis võimaldab tarbijatel targa elektritarbimise kaudu raha teenida ja Eleringil Eesti elektrisüsteemi paremini töös hoida. Kui Eesti elektritarbimine on prognoositust väiksem või on tootmine suurem konkreetsel tunnil, siis võimaldab Elering lepingupartneril tarbimise suurendamiseks või vähendamiseks elektrit osta või müüa, mis pakub süsteemihadurile enam võimalusi Eesti elektrisüsteemi tasakaalustamisel ja tarka energiatarbimist rakendavatel tarbijatel elektriturul teenida ja sellega oma energiakulusid tervikuna vähendada.
  • Paindlikkusteenuste platvormi regionaalne projekt Eesti, Läti ja Soome süsteemihaldurite ning jaotusvõrguettevõtjate vahelises koostöös, mille lõpptulemuseks on ette nähtud paindlikkusteenuste platvormi loomine, mis võimaldaks võrgus olevat paindlikkust kasutada regionaalselt nii süsteemiteenusena kui võrgupiirangute juhtimiseks ning investeeringute edasi lükkamiseks jaotus- ja ülekandevõrkudes. Perspektiivis peab olema võimalik platvormi regionaalselt edasi arendada ja rakendada ka teistes riikides. Ideaalsel juhul peab platvorm tulevikus suutma rahuldada energiasüsteemi paindlikkuse vajadusi (hulgiturul, päevasisesel turul, reguleerimisturul, reservide turul) ja tarbimise juhtimise poolt pakutavaid võimalusi.
  • Balti süsteemihaldurite ühine töögrupp, mille eesmärgiks on välja töötada ettepanek ühise regionaalse lähenemise osas tarbimise paindlikkuse efektiivsemaks kaasamiseks elektriturul suurendamaks konkurentsi ja likviidsust.

 

 

4. Bilansihaldus

4. Bilansihaldus

Viide lehele
4.1 Bilansihalduse ülevaade

4.1 Bilansihalduse ülevaade

4.1 Bilansihalduse ülevaade

Elering vastutab Eesti elektrisüsteemi kui terviku toimimise eest ning selle eest, et igal ajahetkel oleks tarbijatele tagatud nõuetekohase kvaliteediga elektrivarustus. Bilansihalduse kontekstis nimetatakse Eleringi süsteemihalduriks.

Elektrisüsteemi sageduse hoidmise huvides peavad elektrienergia tootmine ja tarbimine olema igal ajahetkel tasakaalus, süsteemi bilansi mõistes tähendab see tasakaalu tootmise ja piiriüleselt siseneva elektri ning tarbimise ja piiriüleselt väljuva elektri kohta. Sellest tulenevalt sisaldab elektrisüsteemi bilansihaldus alati planeeritud bilansse, reaalaja bilanssi ning mõõteandmete alusel selgitatud tegelikult kujunenud bilanssi.

Kuna süsteemis tootmine ja tarbimine ei vasta reeglina kunagi täpselt planeeritule, juhib süsteemihaldur tunni- siseselt süsteemi bilanssi reguleerimisvõimsustega. Pärast kauplemisperioodi arvutatakse aga süsteemi tegelik ebabilanss, võttes arvesse süsteemi piiriülese mõõdetud tarne, määratud tarne ja tehtud reguleerimistarned.

Joonis 21 Elektrisüsteemi tasakaalu tagamine

Joonis 23 Elektrisüsteemi tasakaalu tagamine

 

Kuna Eesti elektrisüsteem ei tööta isoleeritud saarena, vaid omab hulgaliselt välisühendusi, on süsteemihalduri poolt elektrisüsteemi tasakaalu tagamine kvaliteetselt võimaldatud.

Välisühenduste mõju süsteemi bilansi tagamiseks on järgmine:

a) Eesti elektrisüsteem on ühendatud vahelduvvooluliinidega Läti ja Venemaa elektrivõrkudega, olles samas sünkroonalas Valgevene, Venemaa, Läti ja Leedu elektrisüsteemidega ( BRELL). Eesti elektri- süsteemi sageduse automaatse reguleerimise tagab tavaolukorras Venemaa süsteemihaldur (välja arvatud juhul, kui Eesti elektrisüsteem töötab erandolukorras isoleeritult teistest elektrisüsteemi- dest). Sisuliselt tähendab see, et Eesti elektrisüsteemis reaalajas tekkiv planeeritud bilansi ja tegeliku bilansi erinevus ehk ebabilanss kaetakse automaatselt Venemaa ühendelektrisüsteemi bilansiga ja reguleerimisreservidega.

Vastavalt BRELL-i lepingutele tuleb Baltikumi süsteemihalduritel hoida süsteemi ebabilansi kõrvalekallet lubatud piirides (Baltikumi summaarne kõrvalekalle: +/- 110 MWh). Baltikumi süsteemihaldurid tasuvad Venemaa elektrisüsteemile summaarse ebabilansi eest iga kWh kohta vastavalt Venemaa vastaspoole poolt esitatud hinnakirjale.

b) Lisaks on Eesti elektrisüsteem ühendatud läbi kahe alalisvooluühenduse (Estlink 1 ja Estlink 2) ka Põhjamaade elektrisüsteemiga. EstLink-i kaablid on asünkroonselt süsteemiga ühendatud välisühendu- sed, mida süsteemihaldurid juhivad eesmärgiga, et füüsiline elektrivoog mõõtepunktis oleks võimalikult täpne EstLink-i planeeritud koormusega (andmed elektribörsikorraldajalt). Ühendusvõimsus Soomega (1000 MW) on toonud märkimisväärse võimaluse süsteemi paremaks tasakaalustamiseks, sest vaba võimsuse ulatuses ning Soomes reguleerimispakkumiste olemasolul, on Eesti elektrisüsteemi tasakaa- lustamine Põhjamaade reguleerimisturu hindadega. Teisalt aga on EstLink-i asünkroonsed alalisvoolu- ühendused täielikult süsteemihaldurite vastutusel, mis tähendab, et kaablite väljalülitumisel tuleb juba elektribörsile väljastatud ühendusvõimsus tagada süsteemihaldurite poolt ja kulul. Sellist toimingut nimetatakse vastukaubanduseks.

4.2 Elektrisüsteemi bilansivastutuse ahel

4.2 Elektrisüsteemi bilansivastutuse ahel

Elektrituruseadusega sätestatakse, et turuosaline peab tagama, et tema poolt võrku antud ja/või ostetud elektrienergia kogus oleks igal kauplemisperioodil võrdne tema poolt võrgust võetud ja/või müüdud elektrienergia kogusega.

Selline turuosalise põhine bilansivastutus ei ole praktikas võimalik, mistõttu on loodud läbi katkematu avatud tarne ahela bilansihalduse protsess. See tähendab, et iga tootja ja tarbija on mõõteandmete arvestuses bilansihalduse portfelliga alati kaetud. Igal turuosalisel on vaid võimalus valida, kes on tema avatud tarnija, sõlmides selleks vastava lepingu nõuetekohase protsessi alusel.

Bilansivastutus elektrisüsteemis tagatakse alloleva ahela ja vastutuste jaotusega:

I TURUOSALINE

Turuosaline on füüsiline või juriidiline isik, kes toodab või tarbib elektrit võrku või võrgust. Vastavalt seadusandlusele saab turuosalisel ühe mõõtepunkti kohta olla vaid üks avatud tarnija. See piirang on oluline süsteemis bilansside arvestuseks, sest ühes mõõtepunktis mõõdetud tarbimine või tootmine ei tohi olla topeltarvestuses.

II AVATUD TARNIJA

Avatud tarnija on elektri müüja või ostja, kes osutab kliendile avatud tarnet ehk müüb/ostab kas puudujääva/ülejääva elektrienergia koguse või müüb/ostab kogu mõõdetud elektrienergia koguse sõltuvalt poolte vahelisest kokkuleppest turuosalisega. Juhul, kui avatud tarnija ei ole ise bilansihaldur, sõlmib ta omakorda avatud tarne lepingu hierarhiliselt kõrgemal oleva avatud tarnijaga/bilansihalduriga.

Juhul kui tarbijal ja/või tootjal puudub avatud tarne leping, on tema avatud tarnijaks tema mõõtepunkti võrguettevõtja (Elektrituruseadus §44)

III VÕRGUETTEVÕTJA

Võrguettevõtjal on elektri bilansihalduse korralduses kolm olulist rolli:

  1. Iga võrguettevõtja on turuosaline oma võrgukadudega. Seetõttu peavad kõik võrguettevõtja piirimõõte- punktid kuuluma ühte bilansipiirkonda.
  2. Võrguettevõtja tegutseb ka avatud tarnijana:
    1. Kui tarbijal ei ole avatud tarne lepingut, siis on tema avatud tarnijaks automaatselt tema võrguettevõtja.
    2. Kui võrguettevõtja teeninduspiirkonnas on alla 100 000 tarbija, võib vastavalt elektrituruseadusele võrguettevõtja ka ise tegutseda elektrienergia müüjana.
  3. Iga võrguettevõtja vastutab oma võrgupiirkonna mõõteandmete kogumise ja edastamise eest bilansi- selgituse jaoks nii süsteemihaldurile, kui ka avatud tarnijale edastades mõõteandmed nõuetekohaselt Andmelattu.

IV BILANSIHALDUR

Bilansihaldur on hierarhiliselt kõrgemal olev avatud tarnija, kellel on bilansileping süsteemihalduriga. Selle alusel süsteemihaldur müüb bilansihaldurile või ostab temalt avatud tarnena (tema ebabilansi katteks) igal kauplemispe- rioodil 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.

V SÜSTEEMIHALDUR

Süsteemihalduril (Elering) on kohustus tagada igal ajahetkel süsteemi varustuskindlus ja bilanss. Kuna süsteemis tootmine ja tarbimine ei vasta reeglina kunagi täpselt planeeritule, juhib süsteemihaldur süsteemi bilanssi regu- leerimisvõimsustega ning katab kauplemisperioodis tekkinud piiriülese ebabilansi Baltikumi ühise avatud tarne lepinguga põhimõttel, et Baltikumi siseselt saldeeritud ebabilanss arveldatakse Baltikumi süsteemihaldurite vahel ning Baltikumi süsteemist summaarsena väljund ebabilanss ostetakse ja/või müüakse avatud tarnena Venemaa elektrisüsteemi esindajaga.

Joonis 22 Eesti elektrisüsteemi avatud tarne ahela protsess

Joonis 24 Eesti elektrisüsteemi avatud tarne ahela protsess

Eelpooltoodud bilansihalduse avatud tarne ahel hallatakse Andmelaos, mis jälgib, et igal ajahetkel iga turuosalise mõõtepunkt ja süsteemis tegutsev avatud tarnija ning võrguettevõtja oleks alati ühe bilansipiirkonna ahelaga kaetud.

Toodud avatud tarne ahela reeglid ei kehti määratud tarne tehingutele, sest määratud tarne tehingud ei ole seotud konkreetselt iga mõõtepunkti mõõteandmetega, vaid on portfellipõhised tehingud tulevikku suunatud ajaks elektri- energia tarnimisega.

4.3 Bilansivastutuse protsess

4.3 Bilansivastutuse protsess

Bilansihaldurid on sõlminud Eleringiga bilansilepingud, mille alusel nad vastutavad oma piirkonna bilansi eest.

Bilansihalduses tagatakse Eesti elektrisüsteemi bilansivastutus läbi bilansi planeerimise, juhtimise ja selgitamise etappide kaudu.

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 otse lepingutega mõne tootja või tarbijaga. Kuna määratud tarned on planeeritud kogused, ei ole nende täpsus kunagi sama, mis selgub füüsiliselt mõõdetud koguste arvestuses. Seetõttu hulgiturul (nii elektribörsil kui ka süsteemihalduri ja bilansihalduri vahelises lepingus) on määratud tarnete täpsusaste 0,1 MWh.

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

Eesti bilansihaldus toimib täna 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. Põhjamaades see-eest toimib kahe bilansiportfelli ehk eraldi tootmise ja tarbimise portfellidega bilansihaldus.

4.3.1 Bilansi planeerimine

4.3.1 Bilansi planeerimine

Bilansi planeerimise eesmärk on tagada, et igal ajahetkel oleks elektrienergia tootmine ja tarbimine omavahel tasakaalus. Bilansihaldurite edastatud andmete alusel koostatakse süsteemi bilansiplaan ja tagatakse selle vastavus nõuetele.

Bilansihaldurid edastavad süsteemihaldurile bilansiplaanid oma bilansipiirkonda kuuluvate turuosaliste planeeritud tunnipõhiste koondandmetega järgmise päeva kohta (D-1) hiljemalt kella 15.30ks.

Bilansihalduritel on võimalus teha muudatusi oma bilansiplaanides kuni 20 minutit enne kauplemisperioodi algust, ostes või müües ülejääva või puuduoleva elektri Elbas päevasisesel turult. Juhul kui bilansihaldur on kaubelnud päeva- sisesel turul, esitab ta vastava bilansiplaani muudatuse uuesti süsteemihaldurile kontrollimiseks.

Bilansiplaan, mille bilansihaldur esitab süsteemihaldurile, peab sisaldama 0,1 MWh täpsusega järgmisi andmeid:

  • tootmise detailne plaan, millest on maha arvestatud elektrijaamade omatarve, sh eraldi tuleb näidata:
    • kõikide üle 10 MW nimivõimsusega elektrijaamade ning üle 10 MW nimivõimsusega tootmissead- mete tootmisplaanid, alla 10 MW nimivõimsusega elektrijaamade ja tootmisseadmete tootmise koondplaan;kõikide alates 1 MW summaarse nimivõimsusega tuule- ja päikeseelektrijaamade tootmisplaanid;
    • alla 1 MW summaarse nimivõimsusega tuule- ja päikeseelektrijaamade tootmise koondplaan eraldi näidatuna.
  • summaarne tarbimine bilansihalduri bilansipiirkonnas;
  • koondandmed teiste bilansihaldurite bilansipiirkondadesse kuuluvate määratud tarnete kohta;
  • koondandmed elektribörsi tarnete kohta, sealhulgas tuleb eraldi välja tuua päev-ette ja päevasisesed tarned.

Bilansi planeerimise etapid ja ajakava võivad muutuda sõltuvalt muudatustest elektrituru toimimise ajakavades ja/ või rahvusvahelistest kokkulepetest, kuid kehtivad ajakavad ja nõuded on alati fikseeritud Konkurentsiameti poolt kinnitatud elektrienergia bilansilepingute tüüptingimustes.

Elering kui süsteemihaldur kontrollib kõikide bilansiplaanide puhul, kas:

  1. planeeritud talitlus on lubatav elektrisüsteemi varustuskindluse seisukohast – Eesti elektrisüsteemis tootmine, tarbimine ja eksport (määratud tarned) on lubatavad, arvestades N-1 kriteeriumit (ühe seadme väljalülitamine ei tohi põhjustada kogu piirkonna tarbijatele elektrivarustuse katkestust ega häireid avariitõrjeautomaatika talitlemisele), sh piiriülene kaubandus ei tohi ületada kauplemiseks lubatud läbilaskevõimet (piiriüleste liinide vaheline summaarne netoülekandevõimsus ehk NTC );
  2. bilansihaldurite esitatud plaanid on tasakaalus. Tasakaalus bilansiplaan vastab järgmisele tingimusele: tarbimine + bilansipiirkonnast väljuvad määratud tarned = tootmine + bilansipiirkonda sisse tulevad määratud tarned;
  3. määratud tarned klapivad vastaspoole andmetega sama tarne kohta – Eesti-sisesed määratud tarned peavad olema kooskõlastatud mõlema bilansihalduri poolt, kelle vahel määratud tarne teostatakse;
  4. süsteemi töövõime tagamiseks erakorralises olukorras on olemas vajalikud reservvõimsused.

Kui kõik bilansihaldurite andmed vastavad lubatud kriteeriumitele, kinnitab süsteemihaldur bilansihaldurite plaanid. Nende põhjal koostatakse süsteemi bilansiplaan, mis edastatakse elektrisüsteemi juhtimiskeskuse vahetuse ülemale ning on aluseks Eesti elektrisüsteemi bilansi reaalajas juhtimisele.

Joonis%2025_0.PNG

Joonis 25  Süsteemihaldur tagab Eesti elektrisüsteemi bilansivastutuse bilansi planeerimise, juhtimise ja selgitamise kaudu

 

4.3.2 Bilansi juhtimine ja reguleerimisteenuse pakkumine

4.3.2 Bilansi juhtimine ja reguleerimisteenuse pakkumine

Bilansi juhtimise eesmärk on tagada reaalajas Eesti elektrisüsteemi bilanss reguleerimisvõimsustega vastavalt õigusaktides ja riikidevahelistes lepingutes sätestatud tingimustele.

Genereerimisest, 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.

Elering kasutab reaalajas Eesti elektrisüsteemi bilansi tasakaalustamiseks avariireservvõimsuste ja reguleerimisre- servide aktiveerimist. Vastavate reservvõimsuste puhul on tegemist „käsitsi aktiveeritavate sageduse taastamise reservidega“ (manually activated frequency restoration reserve). Teisi reservvõimsuste tüüpe nagu näiteks automaat- selt aktiveeritav „sageduse hoidmise reserv“ (frequency containment reserve) või automaatselt aktiveeritav sageduse taastamise reserv (automatically activated frequency restoration reserve) või „asendusreserv“ (replacement reserve) Elering elektrisüsteemi normaaltalitluse tagamiseks ei osta ega aktiveeri.

Elektrisüsteemi juhtimiskeskuse dispetšer vastutab bilansijuhtimise eest kauplemisperioodil ehk jooksval tunnil. See tähendab, et jooksva tunni vältel ei tohi bilansihaldur elektrijaamade koormust iseseisvalt muuta, seda võib teha vaid elektrisüsteemi juhtimiskeskuse dispetšeri korraldusel ehk dispetšer teeb reguleerimistarne.

Reguleerimistarned jagunevad üles- ja allareguleerimistarneteks ning süsteemi bilansi juhtimiseks avariilistes olukordades kasutatakse avariireserve.

Alates 01.01.2018 rakendatakse Eesti, Läti ja Leedu elektrisüsteemides koordineeritud bilansijuhtimist. Eestit, Lätit ja Leedut vaadeldakse ühtse bilansipiirkonnana ning üks Balti süsteemihalduritest vastutab kogu Baltikumi summaarse bilansi tasakaalustamise eest, eesmägiga viia Baltikumi ebabilanss miinimumini.

4.3.2.1 Reguleerimisreservide varud ja nende kasutamine bilansi tagamiseks

4.3.2.1 Reguleerimisreservide varud ja nende kasutamine bilansi tagamiseks

Reguleerimisreserve kasutatakse bilansihaldurite tarbimis- või tootmisprognooside ebatäpsuse tasakaalustamiseks, tootmisvõimsuse või piiriülest ülekandevõimsust mõjutava elektriseadme ootamatu väljalülitamise korral või kui on ohustatud elektrisüsteemi varustuskindlus.

Reguleerimisreservide pakkumistest koostatakse Balti süsteemihaldurite poolt ühine pakkumiste nimekiri. Iga turuosaline saab edastada reguleerimisreservi pakkumise oma piirkonna süsteemihaldurile, kes edastab pakkumise Balti ühisesse pakkumiste nimekirja. Reguleerimisreservide pakkumisi saab teha nii üles- kui ka allareguleerimiseks. Lisaks vahendab Eleringi Balti ühises pakkumiste nimekirjas olevaid reguleerimisreservide pakkumisi Soome elektrisüsteemi süsteemihaldurile ning Soome süsteemihaldur vahendab oma vastutuspiirkonnast tulnud reguleerimisreservide pakkumisi läbi Eleringi Balti süsteemihalduritele.

Reguleerimisreservide pakkumiste tegemine on turuosalistele vabatahtlik. Eesti turuosaliste poolsete pakkumiste tegemise eelduseks on Eleringiga kahepoolse lepingu sõlmimine, kus on kindlaks määratud pakkumiste tegemise protseduur ja tingimused.

Turuosalised võivad reguleerimisreservide pakkumisi esitada või juba tehtud pakkumisi muuta kuni 45 minutit enne operatiivtunni algust. Reguleerimisreserv peab olema täies mahus aktiveeritav 15 minuti jooksul alates aktiveerimise korralduse andmisest ning selle katkematu täies mahus realiseerimine peab olema tagatud operatiivtunni lõpuni.

Täpsemad tingimused ja protseduurid reguleerimisreservide pakkumiste tegemiseks määratakse kindlaks Eleringi ja turuosalise vahel sõlmitavas kahepoolses lepingus.

 

 

4.3.2.2 Piiriülene reservvõimsuste varude aktiveerimine ja vastukaubandus

4.3.2.2 Piiriülene reservvõimsuste varude aktiveerimine ja vastukaubandus

Avariireservide realiseerimise all mõistetakse tegevust, millega genereeriva seadme või võrguelemendi väljalülitumise tagajärjel tekkinud vahetusvõimsuse saldo hälbe või võrguelemendi ülekoormuse likvideerimiseks suurendatakse avariireservi võimsust hoidvate generaatorite poolt võrku antava võimsuse suurust.

Reservvõimsuse suuruse määramisel arvestatakse elektrisüsteemi suurima võrguelemendi võimsusega. Eesti elekt- risüsteemis on suurima ühikvõimsusega seadmeks EstLink 2. See tähendaks, et Eesti elektrisüsteemis peaks paral- leelselt EstLink 2 ühendusega olema 650 MW ulatuses avariireservi, mis võimaldaks katta ühenduse väljalangemisel tekkiva võimsuse puudujäägi. Kuna sellises mahus avariireservi omamine pole majanduslikult mõistlik, on ühisesse sünkroonalasse kuuluvate süsteemihaldurite vahel sõlmitud koostöölepe, mis kohustab kõiki lepingu osapooli hoidma kohustuslikus korras avariireserve. Kokkuleppe alusel peavad Balti riigid, Venemaa ja Valgevene üksteisele võimalda- tavat avariireservi 100 MW igalt osapoolelt.

Teiste riikide süsteemihaldurite avariireservide kasutamise eelduseks on kahepoolsed lepingud. Riikidevaheliste liinide ülekoormuse likvideerimiseks vajalike avariireservide käivitamise korraldab nende liinide ristlõike juhtimise eest vastutav dispetšer.

Tänaseks on Eesti elektrivõrgus süsteemiavariide korral kasutamiseks omad avariireservid. Kahe Kiisal asuva avariire- servelektrijaama koguvõimsuseks on 250 MW.

Eestis paikneva reservvõimsuse aktiveerimiseks antakse korraldus vajaliku koguse reguleerimisreservi aktiveerimi- seks reguleerimisreservi pakkuja poolt määratud isikule Eleringi juhtimiskeskuse poolt. Korraldus Kiisa avariireserve- lektrijaamade käivitamiseks antakse SCADA süsteemi kaudu.

Väljaspool Eestit paikneva reservvõimsuse piiriüleseks aktiveerimiseks antakse korraldus naaberelektrisüsteemi- halduri juhtimiskeskuse dispetšerile, kes korraldab reservvõimsuse aktiveerimise oma vastutuspiirkonnas. Eestis paikneva reservvõimsuse aktiveerimine naabersüsteemihalduri jaoks toimub ainult läbi Eleringi juhtimiskeskuse.

Piiriülesel reservvõimsuste aktiveerimisel tuleb arvestada järgmiste asjaoludega:

  • Reservvõimsuste aktiveerimisel tuleb eelistada soodsama hinnaga pakkumisi, kui see on tehniliselt võimalik.
  • Piiriülene reservvõimsuste aktiveerimine saab toimuda ainult juhul, kui peale elektrienergiaturul toimu- nud päev-ette ja päevasisest kaubandust on selleks jäänud vaba piiriülest ülekandevõimsust va juhul kui tegemist on vastukaubandusega.

Eleringi poolt teostatakse piiriülest vastukaubandust põhiliselt seoses järgmiste vajadustega:

  • viia piiriülestel või elektrisüsteemi sisestel vahelduvvoolu liinidel aktiivvõimsusvood lubatud piiridesse;
  • kompenseerida alalisvooluühenduse rikkest või väljalülitumisest tingitud aktiivvõimsuse puudu- või ülejääk.

Avariireservide varud

Elering ei osta reeglina turuosalistelt või teistelt süsteemihalduritelt avariireservvõimsuse hoidmist.

Ainult erandjuhtudel, kui mingil põhjusel ei ole Kiisa avariireservelektrijaamadest võimalik piisavas koguses avariire- servvõimsust saada, võib Elering osta avariireservvõimsust ka turuosalistelt või teistelt elektrisüsteemihalduritelt. Sellisel juhul maksab Elering iga hoitava MW eest vastavalt kahepoolsele kokkuleppele. Energia hind kujuneb vastavalt tehtud pakkumisele (pay as bid).

Teise BRELL-i lepingu osapoole avariireservvõimsuse aktiveerimise puhul tuleb avariireservvõimsuse käivitamise initsiaatoril kompenseerida ainult toodetud energia hind. Energia hind kujuneb vastavalt tehtud pakkumisele (pay as bid). Avariireservvõimsuse olemasolu tagamise kulud kannab täielikult osapool, kes tellis vastava avariireserv-

võimsuse hoidmise. Infot avariireservvõimsuste koguste ja aktiveerimisel toodetud energia hindade kohta vahetavad BRELL-i lepingu osapooled vastavalt sõlmitud kahepoolsetele lepingutele.

Elektrituru informeerimine võrgus toimunud häiretest

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). Pärast reaalajas bilansi juhtimist algab bilansi selgituse etapp.

4.3.2.3 Vastukaubandus

4.3.2.3 Vastukaubandus

Vastukaubanduse sisu tuleneb süsteemihaldurite kohustusest vastutada elektriturule välja antud ülekandevõimsuse mahus ja sellest tulenevalt elektribörsil juba teostatud planeeritud energiavahetuse tarned teiste süsteemidega.

Seega juhul kui pärast bilansi planeerimist katkeb või väheneb süsteemide vaheline ülekandevõimsus erinevatel asjaoludel (sh nii piiriüleste ühenduste katkestus kui ka süsteemis sees olevates oluliste liinide väljalülitamised, mis piiravad riikidevahelisi füüsilisi energiavoogusid), tuleb süsteemihalduritel omavahelise koostööna turuosaliste planeeritud bilansid tagada järgmiselt:

  1. Vastukaubanduse teostamiseks suurendatakse genereerimist piirkonnas, kuhu aktiivvõimsusvoog siseneb ja vähendatakse genereerimist piirkonnas, kust aktiivvõimsusvoog väljub. Tagamaks elektrisüs- teemide võimsusbilansside jäämise tasakaalu, peab genereerimise suurendamine ja vähendamine olema samas ulatuses. Näiteks EstLink kaabli väljakukkumisel, kui planeeritud energiavoog oli suunal Soomes Eestisse 500 MW ulatuses, tuleb Eleringil tellida kas sisemaiselt või BRELL-i liikmesriikide kaudu samas ulatuses tootmisvõimsuste ülesreguleerimised. Samal ajal Soome süsteemihaldur Fingridil tuleb käivi- tada samas mahus allareguleerimise võimsused.
  2. Vastukaubanduseks tehtud kulud jaotatakse kahe süsteemihaldurite vahel üldjuhul võrdselt, välja arvatud juhtudel, kui vastukaubandus tuli teha konkreetselt ühe süsteemi elektrivõrgus toimunud katkestuste tõttu.

4.3.3 Bilansi selgitamine

4.3.3 Bilansi selgitamine

Bilansi selgitamise eesmärgiks on teha kindlaks Eesti elektrisüsteemis ja bilansihaldurite bilansipiirkondades kauple- misperioodi avatud tarne suurus ja maksumus.

Bilansi selgitamise vastutust kannab avatud tarne ahelas hierarhiliselt kõrgemal olev avatud tarnija: süsteemihaldur selgitab bilansihaldurite bilansid, bilansihaldurid selgitavad oma piirkonna turuosaliste bilansid.

Süsteemihaldur selgitab Eesti elektrisüsteemi ja bilansihaldurite avatud tarne koguse 1 kWh täpsusega iga kauple- misperioodi kohta. Bilansiga seotud rahaliste arvelduste aluseks olev arvestusperiood on kalendrikuu. Kauplemis- periood on täistund. Päeva esimene tund on ajavahemik 00.00 – 01.00 ja viimane tund on ajavahemik 23.00 – 00.00.

Avatud tarne arvutamiseks iga kauplemisperioodi kohta on vajalik teada;

  • bilansipiirkonna summaarset mõõdetud tarnet;
  • bilansipiirkonna summaarset määratud tarnet;
  • bilansipiirkonnas süsteemi elektribilansi juhtimiseks teostatud reguleerimistarned.

Alljärgnevalt on toodud, kuidas toimub bilansiselgitus:

  1. bilansihalduritele;
  2. reguleerimisteenuse pakkujatele;
  3. Eleringi enda portfellile;
  4. piiriülesele avatud tarnele, mis väljub Eesti elektrisüsteemist.

4.3.3.1 Bilansihalduritele teostatav bilansi selgitus

4.3.3.1 Bilansihalduritele teostatav bilansi selgitus

Bilansihaldurite avatud tarne ehk ebabilanss tuleneb bilansiplaaniga esitatud lõplike määratud tarnete, bilansipiirkon- nas aktiveeritud reguleerimistarnete ja bilansipiirkonnas selgitatud mõõdetud tarnete vahena.

Määratud tarned ja aktiveeritud reguleerimistarned on süsteemihalduril olemas tehingupõhiselt fikseerituna. Mõõ- detud tarned aga kogutakse mõõtepunktidest, mille edastavad Andmelattu kõik Eestis tegutsevad võrguettevõtjad (võrguettevõtjad on kohustatud kõikide mõõtepunktide kohta tunnimõõteandmed edastama Andmelattu).

Andmeladu edastab alati automaatselt kõik mõõteandmed edasi mõõtepunktiga seotud avatud tarnijale, kuid siinjuures Andmeladu arvutab ka bilansiselgituse jaoks vajalikud koondmõõteraportid järgmiselt:

  1. Igale võrguettevõtjale arvutatakse koondraport kauplemisperioodide lõikes tema võrgus võrgulepingute mahus edastatud koguste kohta jaotatud avatud tarnijate lõikes;
  2. Igale avatud tarnijale arvutatakse koondraport kauplemisperioodide lõikes tema avatud tarne lepingu- tega mõõtepunktide mahus edastatud koguste kohta võrguettevõtjate lõikes;
  3. Igale bilansihaldurile arvutatakse koondraport kalendrikuu kohta kauplemisperioodide lõikes kogu tema avatud tarne ahelas lepingutega edastatud koguste kohta teiste avatud tarnijate ja võrguettevõtjate lõikes;
  4. Igale bilansihaldurile arvutatakse koondraport kauplemisperioodide lõikes tema bilansipiirkonnas olevate bilansiselgituse mõõtepunktide summas, mis arvatakse bilansihalduri bilansiselgituse piirkonda (nn IN piirimõõtepunktid);
  5. Võrguettevõtja bilansihaldurile arvutatakse koondraport kauplemisperioodide lõikes tema bilansipiir- konnas olevate bilansiselgituse mõõtepunktide summas, mis lahutatakse maha tema bilansiselgituse piirkonnast (nn OUT piirimõõtepunktid). Bilansipiirkonnast lahutatakse maha need mõõtepunktid, kus turuosalise mõõtepunkti bilansihaldur ja võrguettevõtja bilansihaldur on erinevad isikud.

Koondraportid arvutatakse kalendrikuu põhiselt ja edastatakse bilansihalduritele järgmise ajakavaga:

  • Iga päev kella 14.00ks edastatakse eelmise päeva mõõteandmetega raportid (sh on mõõteandmeid kehtiva kalendrikuu algusest alates);
  • Kalendrikuu 1. kuupäeval arvutatakse tagasiulatuvalt kaks kuud ja kolm kuud tagasi mõõteandmed kalendrikuu kohta;
  • Kalendrikuu 8ndal kuupäeval arvutatakse eelmise kalendrikuu mõõteandmed, mis on aluseks esialgseks bilansiaruandeks;

Tabel 4 Näide mõõteandmete koondraportite arvutamise ajakavast

  Jaanuari mõõteandmete koondraport Veebruari mõõteandmete koondraport Märtsi mõõteandmete koondraport
Esialgne bilansiaruanne 8. veebr 8. märts 8. aprill
Lõplik bilansiaruanne 1. aprill 1. mai 1. juuni

 

Bilansihalduritele selgitatakse bilansipiirkondade avatud tarne kalendrikuu kohta alljärgnevalt:

  • Andmeladu arvutab võrguettevõtjate poolt esitatud mõõteandmete alusel bilansihaldurite bilansipiir- kondade esialgsed koondraportid iga kuu 8. kuupäevaks;
  • Süsteemihaldur koostab bilansihaldurile eelmise kalendrikuu esmase bilansiaruande, mille esitab bilansi- haldurile hiljemalt iga kuu 15. kuupäevaks;
  • Juhul, kui bilansihalduri bilansipiirkonna avatud tarne ahelas on pärast esialgse bilansiaruande väljas- tamist täpsustunud mõõteandmete kogused, esitab süsteemihaldur lõpliku bilansiaruande hiljemalt kolme kuu jooksul pärast selgituse kalendrikuud. Selleks arvutatakse Andmelaos võrguettevõtjate poolt esitatud mõõteandmete alusel bilansihaldurite bilansipiirkondade lõplikud koondraportid kaks kuud hiljem kuu 1. kuupäevaks (nt: jaanuarikuu lõplikud koondraportid bilansiselgituseks arvutatakse 1.aprillil).

Bilansiaruanne sisaldab iga kauplemisperioodi kohta järgmisi andmeid:

  • Bilansihalduri summaarsed mõõdetud tarned bilansihalduri bilansipiirkonnas;
  • Bilansihalduri summaarsed määratud tarned;
  • Bilansihalduri piirkonnas aktiveeritud reguleerimistarned;
  • Bilansienergia ostu- ning müügihinnad ja ostetud või müüdud bilansienergia kogumaksumus, mis saadakse bilansienergia koguse ja selle hinna korrutamise teel;
  • Eelmistel perioodidel müüdud ning ostetud bilansienergia koguste ja/või hindade paranduste kohta.

Tabel 5 Ebabilansi ehk avatud tarne arvutuse näide bilansihalduri bilansiaruandes

EBABILANSI ARVUTUS BILANSIARUANDEKS Kogus, MWh
1. BILANSIPLAAN (Päev-ette ja päevasisene turg, kuni 1 tund ette) - 5
  1.1 TARBIMISE PROGNOOS -10
  sh ost elektribörsilt - 9
  sh ost teiselt bilansihaldurilt - 1
  1.2. TOOTMISE PROGNOOS   5
  sh müük elektribörsile   5
2. REGULEERIMISTARNE (süsteemihalduri tunnisisene tellimus)   1
  sh portfellis elektrijaama ülesreguleerimine   1
3. MÕÕDETUD TARNED - 5
  sh tootmine   6
  sh tarbimine -11
4. AVATUD TARNE EHK EBABILANSS - 1

 

Toodud näites jäi bilansihalduril selles tunnis 1 MWh elektrienergiat puudu, mille müüs talle bilansienergia müügihinnaga süsteemihaldur

4.3.3.2 Reguleerimisreservide pakkumiste selgitamine

4.3.3.2 Reguleerimisreservide pakkumiste selgitamine

Reguleerimisreservide pakkumiste selgitamisel lähtutakse järgmistest põhimõtetest:

  • Süsteemihaldur selgitab ja arveldab reguleerimistarne koguse reguleerimisteenuse pakkujaga vastavalt aktiveeritud reguleerimisreservi pakkumisele ja reguleerimisturul kujunenud reguleerimistur marginaalhinnale.
  • Reguleerimisreservi pakkumise algusajaks loetakse reguleerimisreservi pakkumise tellimuse aega süsteemihalduri poolt ning reguleerimisvõimus kestab tunni lõpuni.
  • Igal reguleerimisteenuse pakkujal peab olema üks bilansihaldur, kelle bilansiaruandes reguleerimisreservi pakkumine kajastub.
  • Süsteemihaldur võtab bilansihalduri bilansiaruandes reguleerimistarne arvesse kauplemisperioodide lõikes ning reguleerimistarne suunda arvestades.
  • Bilansiga seotud rahaliste arvelduste aluseks olev arvestusperiood on kalendrikuu.
  • Reguleerimistarne kogus selgitatakse täpsusega 1 kWh iga kauplemisperioodi kohta.

4.3.3.3 Eleringi enda bilansiportfelli selgitus

4.3.3.3 Eleringi enda bilansiportfelli selgitus

Süsteemihaldur vastutab võrdselt bilansihalduritega oma portfelli eest, milles sisaldub:

  1. Võrgukaod;
  2. Avariielektrijaama bilanss;
  3. EstLink kaablite juhtimisest tekkinud ebabilanss.

Elering ostab põhivõrgu kadude katteks vajaliku elektrienergia turult. Järgmise päeva kadude määramisel igaks tunniks arvestatakse muutusi elektrivõrgu konfiguratsioonis, prognoositud tarbimist, tootmist (sh ka näiteks tuuleparkide prognoositud toodangut) ning piiriüleseid võimsusvoogusid. Samuti planeeritakse järgmiseks päevaks optimaalsed pingenivood, mis peavad samaaegselt tagama elektrisüsteemi töökindluse ning minimaalsed kaod. Suurem osa kadudest ostab Elering päev-ette elektribörsilt. Päeva sees teostatakse kadude korrektsioon – kadude katteks ostetakse elektrienergiat kas täiendavalt juurde või müüakse ülejääk elektribörsil tagasi. Lisaks võrgukadude ostu- ja müügitehingute teostamisele on täiustatud ka kadude prognoosimise protsessi. Kasutusele on võetud rakendus, mis lisaks võrgukadude päev-ette prognoosile täpsustab võrgukadude prognoosi ka päeva sees, kasutades selleks viimaseid saadaolevaid andmeid elektrisüsteemi eeldatava talitluse kohta.

Ülekandevõrgu kaod selgitatakse sarnaselt bilansihaldurite bilanssidega. Kalendrikuu alguses koostatakse Eleringi elektribilanss mõõdetud tarnete alusel ning kadude mõõdetud tarneks jääb ülekandevõrku antud elektrienergia ja ülekandevõrgust väljunud elektrienergia vahe.

4.3.3.4 Elektrisüsteemi piiriülese ebabilansi selgitus

4.3.3.4 Elektrisüsteemi piiriülese ebabilansi selgitus

Baltikumi süsteemihaldurid omavad ühist avatud tarne lepingut. Baltikumi ühise avatud tarne lepingu eesmärk oli suurendada lepinguliste suhete läbipaistvust ning põhimõtet, et ebabilansi kulud Baltikumi elekt- risüsteemidele peavad baseeruma võrdsetele alustele. Viimane on peamiseks sisendiks ühise Baltikumi reguleerimis- turu loomisel. Samuti on see aluseks ühise Baltikumi kauplemispiirkonna moodustamiseks, soodustades kauplejate võimalusi sarnastel tingimustel tegutsemiseks kogu Balti regioonis.

Joonis 27 Baltikumi uue ühise avatud tarne lepingu skeem

Joonis 26 Baltikumi uue ühise avatud tarne lepingu skeem

Venemaa elektrisüsteemi esindaja on määranud Baltikumi elektrisüsteemide ebabilansi ostu-müügilepingu esinda- jaks INTER RAO Lietuva (edaspidi süsteemiväline avatud tarnija). Viimasega on allkirjastatud neljapoolne (AB “INTER RAO Lietuva”, Elering AS, AS “Augstsprieguma tīkls”, LITGRID AB) ühine avatud tarne leping, jõustumise aeg alates 01.01.2015.

Lepingu alusel:

  1. Baltikumi elektrisüsteemid moodustavad ühise koordineeritud bilansipiirkonna;
  2. Elering on olnud alates 01.2015 Baltikumi elektrisüsteemide selgituse koordinaator. See tähendab, et Elering summaarse bilansiaruande ning vastutab Baltikumi süsteemide summaarsete andmete edas- tuse eest süsteemivälisele avatud tarnijale. Samuti on Elering arvelduse osapooleks.
  3. Süsteemiväline avatud tarnija edastab iga kuu 25.kuupäevaks elektroonselt järgmiseks kalendrikuu kauplemisperioodidele ebabilansi hinnad (sh arvestab hinnakiri ebabilansi kogust ning perioodi – öö/ päev, nädalavahetus/tööpäev). Edastatud avatud tarne ostu-ja müügihindades on võetud arvesse järgmisi kulusid: Venemaa elektrituru hinnad, võrgutasud, võimsustasud, transiiditasud ja muud süsteemi avatud tarnija põhjendatud kulud.
  4. Selgituse koordinaator koostab ja edastab kalendrikuu bilansiaruande ja vastavad aktid järgmise kalend- rikuu viiendal tööpäeval.

 

4.4 Bilansienergia ost ja müük

4.4 Bilansienergia ost ja müük

Kui bilansi selgitamise tulemusena on bilansihalduri bilansienergia kogus mistahes kauplemisperioodil mistahes põhjusel (sh vea või puuduste tõttu bilansihalduri esitatud andmetes oma piirkonna planeeritavate tarnete kohta) negatiivne, siis loetakse, et süsteemihaldur on sellel kauplemisperioodil müünud bilansihaldurile bilansienergiat koguses, mis on vajalik bilansihalduri bilansi hoidmiseks sellel kauplemisperioodil.

Kui bilansi selgitamise tulemusena on bilansihalduri bilansienergia kogus mistahes kauplemisperioodil mistahes põhjusel (sh vea või puuduste tõttu bilansihalduri poolt esitatud andmetes oma piirkonna planeeritavate tarnete kohta) positiivne, siis loetakse, et bilansihaldur on sellel kauplemisperioodil müünud süsteemihaldurile bilansienergiat koguses, mis on vajalik bilansihalduri bilansi hoidmiseks sellel kauplemisperioodil.

Bilansihaldurile müüdud bilansienergia maksumus saadakse aruandeperioodi kõigis kauplemisperioodides süstee- mihalduri poolt bilansihaldurile müüdud bilansienergia maksumuste summeerimise teel. Süsteemihaldurile müüdud bilansienergia maksumus saadakse aruandeperioodi kõigis kauplemisperioodides süsteemihalduri poolt bilansihaldurilt ostetud bilansienergia maksumuste summeerimise teel.

Süsteemi bilansi selgitamiseks liidetakse bilansihaldurite bilansi kogused, süsteemihalduri ning naaberriikide asjaomaste organisatsioonide vahel kauplemisperioodil ostetud ja müüdud kogused ning ühendusliinide kaudu eksporditud ja imporditud kogused. Saadav summa peab olema null. Bilansienergia arvutamisel võetakse võrku antud ja ostetud tarned arvesse plussmärgiga ning võrgust võetud ja müüdud tarned miinusmärgiga.

4.5 Baltikumi ühine reguleerimisturg ning koordineeritud bilansijuhtimine

4.5 Baltikumi ühine reguleerimisturg ning koordineeritud bilansijuhtimine

Alates 2018. aasta 1. jaanuarist käivitus Baltikumis ühine reguleerimisturg. Reguleerimisturu käivitumisega paralleelselt hakkasid Baltimaad süsteemi võimsusbilanssi juhtmina koordineeritud korras eesmärgiga suurendada elektrisüsteemi juhtimise kuluefektiivsust sh vähendada Baltikumi summaarset ebabilanssi. Uue lepingu kohaselt toimub Baltikumi tasakaalustamine nomineeritud süsteemihalduri juhtimisel. Nomineeritud süsteemihalduri roll saab olema lepingulise kokkuleppena Baltikumi süsteemihaldurite vahel kvartaalselt roteeruv, siinjuures Elering on olnud nomineeritud süsteemi juhtija 2018. aasta algusest.

Nomineeritud süsteemihalduri ülesandeks on Baltikumi reguleerimisturu käitamine,  Baltikumi summaarse ebabilansi reaal-ajas jälgimine ning reguleerimisvõimsuste aktiveerimise initsieerimine Baltikumi võimsusbilansi tasakaalustamise eesmärgil.

Iga süsteemihaldur vastutab:

  1. reguleerimisteenuse pakkujate poolt esitatud reguleerimisreservide pakkumiste edastamise eest Baltikumi ühisesse pakkumiste nimekirja;
  2. enda juhtimispiirkonna talitluskindluse tagamise eest;
  3. otsuse langetamisel reguleerimispakkumiste aktiveerimise osas eriolukordades;
  4. bilansiselgituse läbiviimise eest süsteemihalduri piirkonna siseselt.

 

Balti reguleerimisturul kasutatakse alljärgnevalt loetletud reguleerimisreservide tooteid:

  1. standardtoodet (mFRR), mida pakuvad Balti riikides ja ühtlasi väljaspool Baltikumi tegutsevad reguleerimisteenuse pakkujad, mille parameetrid ühtivad Baltikumi standardtootele kehtivate kriteeriumitega. Viimaseid hoitakse Baltikumi ühises pakkumiste nimekirjas koos prognooshindadega;
  2. spetsiifiline toode (ER mFRR), mida pakuvad Balti riikides ja Balti riikidest väljaspool tegutsevad reguleerimisteenuse pakkujad.

 

Tabel 5 sisaldab lühiülevaadet, millistele nõuetele ja kriteeriumitele mFRR standardtoode vastama peab[1].

Tabel 5 Reguleerimistoodetele kehtivad nõuded

Parameeter Standardtoode
Kokkulepitud reguleerimise mahu saavutamise aeg Mitte rohkem kui 15 minutit
Miinimum ja maksimum kogus pakkumisel

MIN = 1MW;

MAX = Limiit puudub

Hinnastamise metoodika Bilansi tasakaalustamiseks aktiveeritud pakkumise puhul marginaalhind; Süsteemiteenusena aktiveeritud pakkumise puhul vastavalt pakkumises toodud hinnale, ent mitte vähem kui reguleerimisturu marginaalhind
Miinimum ja maksimum hind pakkumisel

MIN = Piirangud puuduvad

MAX = 5000 EUR/MWh

Pakkumise kehtimise aeg 60 min
Aktiveerimise viis Käsitsi
Pakkumise esitamise lõpptähtaeg H-45 min
Pakkumise esitamise siduvus Esitatud pakkumised on siduvad. Reguleerimisteenuse pakkuja on kohustatud süsteemihaldurit teavitama tehnilistest piirangutest pakkumise esitamise lõpptähtaja järgselt, ent mitte hiljem kui aktiveerimise korralduse saamise käigus.

 

Baltikumi reguleerimisturule saavad reguleerimisreservide pakkumisi esitada süsteemihalduriga vastava reguleerimisteenuse osutamise lepingu sõlminud turuosalised. Pakkumiste esitamise lõpptähtaja järgselt koondab iga süsteemihaldur tema piirkonnas tegutsevatelt reguleerimisteenuse osutajatelt saadud pakkumised kokku ning edastab need teistele Balti süsteemihalduritele, mille tulemusel valmib Baltikumi ühine reguleerimispakkumiste nimekiri (inglise keeles common merit order list). Seejuures reguleerimiskorralduste andmine sh ka muu andmevahetus reguleerimisteenuse pakkujaga toimub alati kohaliku süsteemi tasandil. Joonis 27 kirjeldab reguleerimisteenuse protsessi pakkumiste esitamisest kuni aktiveeritud pakkumiste selgitamiseni.

 

Joonis%20ptk%204.5.jpg

Joonis 27 Reguleerimisteenuse protsess

[1 Põhjalikum ülevaade on toodud Elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskirjades: https://elering.ee/bilansihaldus#tab1

4.6 Baltikumi ühine bilansiselgituse mudel alates 01.2018

4.6 Baltikumi ühine bilansiselgituse mudel alates 01.2018

Alates 2018. aasta 1. jaanuarist on Baltimaades kasutusel ühe portfelli ning ühe bilansienergia hinna mudel, mis tähendab, et bilansihalduri ebabilanss arveldatakse ühe bilansienergia hinna alusel olenemata sellest, kas nende portfelli ebabilanss oli puudujäägis või ülejäägis.

Joonis_ptk%204.6_0.PNG

Bilansihalduri ebabilanss selgitatakse igaks kauplemisperioodiks summana selle kauplemisperioodi bilansihalduri bilansipiirkonna mõõtmispunktide summaarsetest mõõdetud tarnetest, summaarsetest määratud tarnetest ning süsteemihalduri ja bilansihalduri bilansipiirkonnas olevate turuosaliste vahel aktiveeritud reguleerimistarnetest.

 

Ühe bilansiportfelli ja bilansienergia hinna mudeli rakendamise suunised on toodud ka Euroopa-ülene võrgueeskiri GLEB (Guidelines on Electricity Balancing) hinnaõigluse põhimõttel.

 

Bilansienergia hind tekib Baltikumis kolme alljärgneva teguri koosmõjust, milleks on:

  • reguleerimisturu hind;
  • Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund;
  • kuukeskmine komponent.

 

Järgnevalt on kirjeldatud lähemalt iga teguri olemust ning nende mõju bilansienergia hindade kujunemisele.

 

Reguleerimisturu hind on bilansienergia hinna referentsiks. Reguleerimisturu hind kujuneb marginaalhinna põhimõttel, mis tähendab, et ülesreguleerimise korral määratakse hind kõige kõrgema hinnaga reguleerimisturult aktiveeritud ülesreguleerimispakkumise hinna alusel ning allareguleerimise korral kõige madalama hinnaga aktiveeritud allareguleerimispakkumise hinna alusel. Reguleerimisturu hindade arvutamisel võetakse arvesse kõik Baltikumi koordineeritud bilansipiirkonna juhtimiseks aktiveeritud reguleerimispakkumised – seda nii Baltikumist, kui ka Soomest, Rootsist, Poolast kui ka kolmandatest riikidest. Reguleerimisturu hind arvutatakse eraldi iga Balti süsteemi kohta  ning seda nii üles- kui ka allareguleerimissuundadele. Olukorras, mil operatiivtunnil esineb Balti elektrisüsteemide vahel piiriüleste ülekandevõimsuste puudujääki, kujuneb eraldi kaks või kolm bilansipiirkonda sõltuvalt sellest, milliste süsteemide vahel pudelikaelad tekkisid ning vastavalt ka reguleerimisturu hinnad. Juhul kui operatiivtunnil Balti koordineeritud bilansipiirkonna juhtimiseks üles- ja/või allareguleerimispakkumist ei aktiveeritud, kujuneb reguleerimisturu hinnaks NordPool hinnapiirkonna alapõhine päev-ette elektrituruhind.

Aktiveerimised, mis on tehtud eriolukordades ( vastukaubandus, reguleerimisteenuse vahendus naabersüsteemihalduritele) reguleerimisturu hinda ei mõjuta.

 

Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund näitab, kuhu poole oli Balti elektrisüsteemides bilansihaldurite ebabilanss summaarsena kaldu. Negatiivne väärtus tähendab, et bilansihaldurite ebabilanss oli konkreetselt selgitusperioodil valdavalt puudujäägis ning positiivne väärtus, et bilansihaldurid olid ebabilansiga valdavalt ülejäägis. Juhul kui Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund oli selgitusperioodil positiivne, võetakse bilansienergia referentshinnaks alapõhine allareguleerimise marginaalhind, millest lahutatakse maha kuukeskmine komponent.

Juhul kui Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund on selgitusperioodil negatiivne, võetakse bilansienergia referentshinnaks alapõhine ülesreguleerimise marginaalhind, millele liidetakse kuukeskmine komponent juurde.

 

Kuukeskmise komponendiga tagatakse süsteemihaldurite finantsneutraalsus ehk nõue mille kohaselt ei tohi süsteemihaldurid arveldusperioodi lõppedes bilansiteenuse osutamisega teenida kasumit ega kanda kahjumit. Aastal 2018 arvutatakse kuukeskmine komponent arvestusperioodile järgneva kalendrikuu alguses, mille peamine kuluväärtus tuleneb selgituse koorinaatori poolt Baltikumi süsteemivälisele avatud tarnijale makstavast lisakulust katmaks Baltikumi avatud tarnet Venemaa elektrisüsteemist.

Nagu eelpool mainitud, rakendub kuukeskmine komponent bilansienergia referentshinnale sõltuvalt Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suunast, ent on kalendrikuu lõikes igal selgitusperioodi samaväärtus.

 

Tabel 4 võtab kokku bilansienergia hinna arvutamise metoodika.

Tabel 4  Bilansienergia hinnaarvutamise metoodika

Bilansienergia hinna arvutamise metoodika

Baltikumi ebabilansi suund

Negatiivne ehk puudujäägis

Positiivne ehk ülejäägis

Bilansihalduri ebabilanss

Negatiivne ehk puudujäägis

Reguleerimisturu referentshind + kuukeskmine komponent

Reguleerimisturu referentshind - kuukeskmine komponent

Alates 2015. aasta 1. jaanuarist, mil jõustus ühine avatud tarne leping Baltikumi süsteemivälise avatud tarnijaga (Inter RAO Lietuva AB), teostab Balti elektrisüsteemide jaoks bilansiselgitust Baltikumi selgituse koordinaator. Eleringi, kui Baltikumi selgituse koordinaatori vastutuste hulka kuulub:

 

  • Baltikumi koordineeritud bilansipiirkonna jaoks bilansiselgituse raportite koostamine sh süsteemihaldurite vaheliste tarnete selgitamine ning arvelduse korraldamine tagamaks süsteemihaldurite finantsneutraalsus;
  • Arveldamine süsteemivälise avatud tarnijaga;
  • Bilansienergia hindade arvutamine;
  • Reguleerimisturu andmete avalikustamine.

 

Balti süsteemihaldurid avaldavad reguleerimisturu andmed 30 minutit peale operatiivtundi v.a. bilansienergia hinnad ning finantsaruanne, mis avaldatakse vastavalt järgneva arvestusperioodi 5ndaks tööpäevaks ning 20ndaks kuupäevaks. Andmed avaldatakse Baltikumi reguleerimisturu andmeteavalikustamise platvormil (https://dashboard.electricity-balancing.eu). Tabel 5 sisaldab kokkuvõtet andmetest, mis kuuluvad avalikustamisele.

Tabel 5 Avalikustamisele kuuluvad andmed

Andmed

Tähtaeg

Reguleerimisteenuse pakkujate poolt esitatud reguleerimispakkumised koos miinimum ja maksimumhindadega

HH+30M

Piiriülesed vabad ülekandevõimsused reguleerimisenergia vahendamiseks

HH+30M

Aktiveeritud reguleerimispakkumised

HH+30M

Reguleerimisturu hinnad

HH+30M

Bilansihaldurite ebabilansid

HH+30M

Bilansienergia hinnad

M+5WD

Süsteemihaldurite finantsaruanne

M+20

4.7 Põhjamaade-Balti reguleerimisturgude koostöö uuring

4.7 Põhjamaade-Balti reguleerimisturgude koostöö uuring

Põhja- ja Baltimaade ühise reguleerimisturu loomine on olnud Balti energiaturgude ühendamise plaanis ( BEMIP) üks kavandatud tegevustest turu arendamisel. Baltikumi kontekstis on reguleerimisturg oluline Põhja-Balti reguleerimisreservide alase koostöö edasiarenduseks, mis loob suuremad võimalused nii süsteemihalduritele elektrisüsteemide tasakaalustamiseks soodsamatel tingimustel, kui ka turuosalistele reguleerimisvõimsuste müümiseks.

2015 aastal lepiti Balti- ja Põhjamaade süsteemihaldurite vahel kokku Põhjamaade ja Balti elektrisüsteemide vahelise reguleerimisreservide alase koostöö edasiarendamise koostöökokkulepe lõppeesmärgiga luua eeltingimused Põhja- ja Baltimaade ühise reguleerimisturu loomiseks. Viimane sisaldas allolevaid eesmärke ja rakendusplaani:

  1. Baltikumi reguleerimisturu (mFRR) ja bilansimudeli loomine, mis sisaldab ühist reguleerimisturgu marginaalhinna põhimõttel ja standardtootel, ühist koordineeritud bilansi juhtimist ja selgitamist, ühte bilansiselgituse mudelit ja ebabilansi hinnametoodikat
  2. Järk-järguline Põhjamaade ja Baltimaade vaheline senise reguleerimisreservidealast koostööd edasiarendus
  3. Põhja- ja Baltimaade ühise reguleerimisturgude ühendamine

 

1. Ühise Põhjamaade-Balti bilansituru loomine.

Teostatud uuring “Feasibility Study Regarding Cooperation between the Nordic and the Baltic power systems within the Nordic ENTSO-E pilot project on Electricity Balancing” on avaldatud Eleringi veebilehel.

4.6.1 Põhjamaade-Balti reguleerimisturgude koostöö edasiarendus

4.6.1 Põhjamaade-Balti reguleerimisturgude koostöö edasiarendus

2014. aastal läbiviidud uuring tuvastas, et sellise koostöö arendamine on täiesti võimalik ja kaugem eesmärk peaks olema ühine Põhja- ja Baltimaade reguleerimisreservide turg teatud toodete osas (mFRR balancing market). Uuringu tulemused kiideti heaks nii Baltimaade kui ka Põhjamaade süsteemihaldurite poolt.

Uuringu põhjal tegid Põhjamaade süsteemihaldurid ettepaneku alustada samm-sammult Balti- ja Põhjamaade reguleerimisreservide alase koostöö arendamist ning luua selleks eesmärgiks vastav töögrupp ning koostada selle töögrupi lähteülesanne. 2015. aasta mais kiideti Balti- ja Põhjamaade süsteemihaldurite juhtide poolt heaks Põh- jamaade ja Balti elektrisüsteemide vahelise reguleerimisreservide alase koostöö edasiarendamise lähteülesanne ja koostöökokkulepe, millega loodetakse saavutada järgmised suuremad eesmärgid:

  1. Ühise Balti bilansipiirkonna loomine koos ühise reguleerimisturuga (sh ühised tooted, koordineeritud juhtimine, harmoniseeritud bilansihaldus);
  2. Kontseptsioon, kuidas käsitleda kolmandaid riike Balti riikide ühisest bilansihaldusest lähtuvalt;
  3. Laiendada Põhjamaade ja Baltimaade vahelist senist reguleerimisreservidealast koostööd süsteemihaldurite vahel;
  4. Koostöö ja suurem harmoniseeritus Balti ja Põhjamaade reguleerimisturgude vahel (sarnased tooted, harmoni- seeritud bilansihaldus, reguleerimispakkumiste aktiveerimiste protseduurid).

Need neli eelpool toodud eesmärki on eeltööks suurema ühise eesmärgi ehk Põhja- ja Baltimaade ühise reguleerimis- turu loomiseks. See saab olema aga juba eraldi töögrupi teema ning visiooni järgi võiks toimuda aastatel 2018-2020.

5. Taastuvenergeetika

5. Taastuvenergeetika

See peatükk käsitleb järgnevaid taastuvenergiaga seonduvaid teemasid:

  • Euroopa Liidu eesmärgid ja tegevuskavad taastuvenergia valdkonnas
  • Kliimapoliitika olemus ja kasvuhoonegaaside piiramise meetmed
  • Eesti eesmärgid ja tegevuskavad taastuvenergia valdkonnas
  • Taastuvenergia tootmine Eestis ja tulevikusuunad

5.1 Euroopa Liidu eesmärgid taastuvenergeetika ja enrgiasäästu alal

5.1 Euroopa Liidu eesmärgid taastuvenergeetika ja enrgiasäästu alal

Euroopa Liidu energiapoliitika üheks prioriteediks on läbi aastate olnud tegevused energiatarbimise juhtimisel, energia säästmisel ja taastuvatest energiaallikatest toodetud energia osakaalu kasvatamisel. ÜRO kliimamuutuste raamkonventsiooni Kyoto protokolli13 alusel on Euroopa Liit võtnud üheselt eesmärgiks kasvuhoonegaaside heitkoguseid vähendada ja pürgib liidriks ka maailma mastaabis taastuvenergia kasutusel.

Viimase aja suurim muudatus energia- ja kliimapoliitikas toimus 2011. aastal, mil Euroopa Komisjon võttis vastu

„Energia tegevuskava 2050“ (Energy Roadmap 205014). Koos sellega veel 2010. aastate lõpus vastu võetud „Euroopa energiastrateegia 202015“ ning 2014. aasta oktoobris kinnitatud „Euroopa energiastrateegia 203016“ ja 2016. aasta novembris avalikustatud puhta energeetika ettepanekuid ja meetmeid sisaldav nn talvepakett2 määrasid ära Euroopa Liidu energiapoliitika arengu järgnevateks aastateks. 2018.a. teises pooles käsiraamatu valmimise ajaks oli 20 kuud väldanud kõneluste järel saavutatud mitteametlik kokkulepe Euroopa puhta energia paketi taastuvenergia osakaalu numbrilise väärtuse osas .

Euroopa Liidu eesmärk on saavutada 20-protsendine taastuvenergia osakaal lõpptarbimisest aastaks 2020 ja (praegu veel mitteametlikult) 32-protsendine taastuvenergia osakaal aastaks 2030 (sealjuures klasuliga vaadata eesmärk üle aastal 2023). Kuna olulise osa energiatarbimisest moodustab transport, on transpordisektorile seatud eraldi 10-protsendine taastuvenergia kasutuse eesmärk aastaks 2020. Nende eesmärkide saavutamiseks on kõikidele liikmesriikidele kuni aastani 2020 sätestatud siduvad alameesmärgid ja trajektoorid eesmärgi täitmise suunas liikumiseks (vt joonis 29). Peale 2020. aastat soovitakse kaotada siduvad eesmärgid liikmesriikidele eraldi, kuid keskenduda Euroopa Liidu ühiseesmärgi saavutamisele läbi koostöömehhanismide, efektiivsete energiaühenduste ja toimivate energiaturgude.

Euroopa Liidu üheks peamiseks eesmärgiks aastaks 2030 on vähendada kasvuhoonegaaside heitkogust võrreldes 1990. aastaga 40%, mistõttu tootmisprotsesside pidev dekarboniseerimine (ehk süsinikku sisaldavate kütuste kasutamise oluline vähendamine) on üheks võtmesõnaks energiapoliitikas.

Taastuvenergia kasutuselevõtu põhialused ja eesmärgid Euroopas on kehtestatud 2009. aastal Euroopa Parlamendi ja Nõukogu taastuvenergia direktiiviga 2009/28/EÜ. Uuendatud direktiivi sõnastus võeti vastu 2018. aasta juunis ning käsiraamatu valmimise ajal olid puudu veel vaid Euroopa Parlamendi ja Euroopa Ülemkogu ametlikud kinnitused.. Taastuvenergia valdkonnas on üks olulisi tegevusvaldkondi tarbijate teadlikkuse tõstmine ja seetõttu kehtestab elektrituru ühiseeskirjade direktiiv 2009/72/EÜ liikmesriikidele nõuded tarbijatele informatsiooni jagamise osas tarnitud energiaallikate päritolu kohta. Energiavaldkonnas on oluline ka 2012. aastal vastuvõetud energiasäästu direktiiv 2012/27/EL.

Joonis 31 Euroopa kliima- ja energiapoliitika 20/20/20 eesmärgid

Joonis 29 Euroopa kliima- ja energiapoliitika 20/20/20 eesmärgid

Taastuvenergia laialdasel kasutuselevõtul Euroopa Liidus lähtutakse järgmistest eesmärkidest:

  • luua turupõhine keskkond, kus taastuvenergia investeeringuid tehakse kuluefektiivsuse põhimõttest lähtuvalt;
  • igati soodustada regionaalset koostööd ja (regionaalseid) koostööprojekte;
  • suunata tarbijaid kasutama optimaalseid taastuvenergia lahendusi;
  • soodustada uute innovatiivsete tehnoloogiate arendamist ja turuletoomist;
  • tagada maksimaalselt kogu võimaliku taastuvenergia potentsiaali ärakasutamine.

Pikemaajalised arengusuunad Euroopas on määratud 2014. aasta lõpus Euroopa Ülemkogu poolt kokkulepitud kliima- ja energiapoliitika raamistikuga 2030. aastani, mis järgnes 2020. aasta vaheetapile Euroopa Liidu energia teekaardil aastani 2050 (Energy Roadmap 2050). 2050. aasta eesmärk on efektiivne, aga madala süsinikusisaldusega energia- majandus, kus 1990. a tasemega võrreldes on CO2 heitkogused vähenenud 80-95 protsenti.


2 “Commission proposes new rules for consumer centred clean energy transition” - https://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-consu…

13 Ühinenud Rahvaste Organisatsiooni kliimamuutuste raamkonventsiooni Kyoto protokoll eesti keeles: www.riigiteataja.ee/akt/13265540

14 ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy/2050-energy-strategy

15 ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy/2020-energy-strategy

16 ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy/2030-energy-strategy

5.1.1 Euroopa eesmärgid 2030. aastaks

5.1.1 Euroopa eesmärgid 2030. aastaks

2018. aastal jõudsid Euroopa Liidu liikmesriigid kokkuleppele kliima- ja energiaraamistikus, mis hõlmab perioodi 2020- 2030. Selle kohaselt peab aastaks 2030:

  • üleeuroopaline kasvuhoonegaaside heitmete maht vähenema 40% võrreldes 1990. aasta tasemega;
  • toodetud taastuvenergia moodustama liikmesriigi sisemaisest tarbimisest vähemalt 32% (Euroopa Parlamendi esialgne plaan oli 35%, valitsusi esindav EL nõukogu soovis jääda „vähemalt 27%“ juurde);
  • olema tagatud energiasääst vähemalt 27% ulatuses võrreldes prognoositud tulevase energiatarbimisega. 2018.a. juunis kokku lepitud uuendatud direktiivi teksti tarbeks ei jõutud kahjuks üksmeelele uue energiasäästu eesmärgi osas. Parlamendi eesmärk oli 35% ning Euroopa Liidu nõukogu esialgne toetus kuulus mittesiduvale 30% eesmärgile.

Eelmainitud eesmärgid aitavad oluliselt kaasa konkurentsivõimelisema, ohutuma ning jätkusuutlikuma üleeuroopalise energiasüsteemi loomisele. Samuti võib neid pidada ka pärast 2030. aastat kehtima hakkavate meetmete alusplaa- niks, mille abil jõutakse kokkulepitud kasvuhoonegaaside heite vähendamiseni 80% kuni 95% võrra aastaks 2050.

Kasvuhoonegaaside heitmete vähendamine 40%

Kasvuhoonegaaside heitmete eesmärgi saavutamine eeldab:

  • et see täidetakse Euroopa Liidus kollektiivselt võimalikult kuluefektiivsel viisil, sh kehtib nõue, et heitmekaubanduse kauplemissüsteemi kuuluvates sektorites väheneb heitmekoguste määr võrreldes 2005. aastaga 43%, kauplemissüsteemi mittekuuluvate sektorite puhul aga 30%;
  • kõikide liikmesriikide osalust, lähtudes solidaarsusprintsiibist;
  • hästi toimiva heitmekaubanduse kauplemissüsteemi välja arendamist ning turu stabiilsusinstrumendi kasutuselevõtmist;
  • heitkoguste iga-aastase lineaarselt väheneva piirmäära tõstmist seniselt 1,74 protsendipunktilt 2,2 protsendipunkti peale;
  • kehtiva NER300 rahastamisprogrammi (NER 300 on maailma üks suurimaid rahastusprogramme innovaatiliste ja madala süsinikuheitega projektide ning programmide toetamiseks. NER 300 loodi Euroopa Liidu kasvuhoonegaaside lubatud heitkoguse ühikutega kauplemise süsteemi (ELi HKSi) kolmanda perioodi (2013–2020) alguses, et demonstreerida süsinikdioksiidi kogumise ja säilitamise (CCS) ning uuenduslikke taastuvenergia (RES) tehnoloogiaid Euroopa Liidu kaubanduslikul tasandil. Programmile vajalik rahastus saadakse ELi HKSist.) ülevaatamist, sh hõlmab see CO2 kogumise/säilitamise ning taastuvenergeetika programmide revideerimist. Lisaks laieneb programm väheste CO2-heitmetega tehnoloogiate innovatsiooni väljatöötamisele tööstussektoris.

Seejuures jätkub saastekvootide tasuta eraldamine ka peale 2020. aastat eesmärgiga pakkuda tuge rahvusvahelise konkurentsivõime võimaliku nõrgenemise ohu alla sattuvatele sektoritele. Luuakse uus saastekvootide reserv madala sissetulekuga liikmesriikide lisainvesteeringute toetamiseks (energiatõhususe tõstmiseks ning taristu modernisee- rimiseks). Sellele lisaks jaotatakse 10% kõikide liikmesriikide poolt enampakkumisele pandavatest heitmekvootidest nende liikmesriikide vahel, kelle sisemajanduse kogutoodang inimese kohta jääb alla 90% Euroopa keskmist taset (võrdlusaastana kasutatakse 2013. aastat).

Taastuvenergia osakaal sisemaisest tarbimisest ≥ 32%

Püstitatud eesmärk ei ole liikmesriikide suhtes siduv ning samuti ei takista see liikmesriigil kõrgemate eesmärkide seadmist. Suuremas mahusvahelduva iseloomuga töörežiimiga taastuvenergia-elektrijaamade integreerimine nõuab aga EL-i energia siseturu tugevamat lõimimist ning sobilike koordineeritud varumeetmete väljatöötamist, mida saaks vajadusel ka piirkondlikul tasemel rakendada. 2018.a. juunis lepiti kokku eesmärgi ülevaatus aastal 2023 kavatsusega seda veelgi tõsta.

Energiatõhusus ≥ 32,5%

Energiatõhususe suurendamise eesmärk tuleb saavutada võimalikult kuluefektiivsel moel. Kuna EL-i tasandil prooviti eesmärgiks seada ühelt poolt 30% ja teiselt poolt 35%, siis 2018.a. juunis lõppenud kõneluste käigus jõuti energiaefektiivsuse eesmärkide kohta 32,5% taseme osas kokkuleppele, kuid jällegi on tegemist mittesiduva eesmärgiga,. Lisaks koostab Euroopa Komisjon ettepanekud prioriteetsete sektorite kohta, milles energiatõhususe parandamine pakuks kõige suuremat kasu.

5.1.2 Energia tegevuskava 2050

5.1.2 Energia tegevuskava 2050

Dokumendis „Energia tegevuskava 2050“ käsitleb Euroopa Komisjon probleeme, mis on seotud eesmärgiga vähen- dada süsinikdioksiidi heitmeid, tagades samal ajal ka energiavarustuskindluse ja konkurentsivõime. Tegevuskava käsitleb nelja stsenaariumit, kuidas oleks võimalik saavutada süsinikdioksiidi heitmete vähendamine. Asjaoludest sõltumata on positiivse mõjuga järgmised tegurid:

  • Energiasüsteemide dekarboniseerimine on tehniliselt ning majanduslikult võimalik. Kõik dekarboniseerimise stsenaariumid näitavad, et heidet on võimalik vähendada ning see võib olla lausa odavam kui vanaviisi jätkamine;
  • Energiatõhususe ning taastuvenergia kasutamise suurendamine on kriitilise  tähtsusega.

Milline energiaallikate osakaal ka ei valita, tuleb suurendada energiatõhusust ning taastuvenergia osakaalu, et saavutada süsinikdioksiidi heite vähenemine 2050.  aastaks;

  • Praegu tehtud investeeringud on odavamad. EL-i energiataristud vajavad igal juhul moderniseerimist, vajalikud on palju paindlikumad taristud – piiriülesed ühendused, „intelligentsed“ võrgud ja moodsad vähese süsinikusisaldusega tehnoloogiad energia tootmiseks, ülekandeks ning salvestamiseks. 30-40 aastat vanad taristud tuleb asendada nüüd, nii on võimalik vältida kulukamaid investeeringuid 20 aasta pärast;
  • Praegu tehtud investeeringud tagavad parimad hinnad tulevikuks. Elektrihinnad tõusevad kuni 2030. aastani, kuid seejärel võivad hakata langema tänu madalamale tarnehinnale, säästumeetmetele ning täiustatud tehnoloogiatele. Kulude tasakaalustajateks on säästlike investeeringute ja nendega seotud kohalike töökohtade loomine ning väiksem impordisõltuvus;
  • Vajalik on saavutada mahuefekt. Ühtne üleeuroopaline tegevus tähendab väiksemaid kulusid ja kõrgemat varustuskindlust võrreldes paralleelsete riiklike tegevustega.

5.2 Kliimakonverents, saastekvoodid ja süsinikukaubandus

5.2 Kliimakonverents, saastekvoodid ja süsinikukaubandus

Kliima soojenemist alates 20. sajandi keskpaigast on seostatud inimtegevusega: selle käigus õhku paisatud kasvu- hoonegaaside hulk on üha suurenenud, mis on tinginud keskmise õhutemperatuuri tõusu. Viimase 150 aasta jooksul on Maa keskmine temperatuur tõusnud 0,8 °C. Prognooside põhjal tõuseb temperatuur 2100. aastaks veel 2-6,3 °C, kui ei rakendata abinõusid inimtekkeliste kliimamuutuste vastu. Erinevate stsenaariumite järgi suureneb ekstreem- sete ilmastikunähtuste ja ka ränkade loodusõnnetuste sagedus. Maa keskmise temperatuuri tõus võib kaasa tuua keskmise meretaseme tõusu, millega süveneb rannikuerosiooni oht. Võib sulada polaaralade jää ning teatud piirkondades, sh Euroopas, süveneks veepuudus ja hoogustuks kõrbestumine.

2015. aasta detsembrikuu alguses toimus ülemaailmne Pariisi kliimakonverents COP21, kus 195 maailma riigi esinda- jad leppisid kokku sammudes energiatootmise edasiseks pidevaks üleviimiseks taastuvenergiale ja CO2 emissioonide kokkuhoiuks. Kokkuleppe kohaselt on eesmärgiks planeedi keskmise temperatuuri tõus hoida alla kahe kraadi Celsiuse järgi võrreldes tööstusrevolutsioonieelse tasemega. See nõudmine tulenes peamiselt saareriikidelt ning teistelt väikestelt maailmamere taseme tõusu suhtes haavatavatelt riikidelt.

Pärast COP21 leidis aset suur energiakandjate hinnalangus ning naftabarreli hind langes ligi 10 dollari võrra.

2050-2100 ajavahemikus on kavas jõuda netoemissiooniga nulli ehk sisuliselt süsinikuneutraalse inimtegevuseni (see tähendab, et kasvuhoonegaaside emissioon viiakse miinimumini ning väheste õhkupaisatavate heitmete tasakaalus- tamiseks leitakse viise negatiivseteks emissioonideks ehk süsiniku püüdmiseks või selle eemaldamiseks. Lepe näeb ette ka aruandlus- ja ülevaatamiskohustust iga viie aasta tagant.

Olgugi, et kõik esindajad allkirjastasid leppe (sh OPECi riigid ning Venemaa kõrvuti suurimate kasvuhoonegaaside emiteerijate USA ja Hiinaga), ei sisaldu selles ühtki mehhanismi, mis teeks leppe osapooltele siduvaks. Samuti puuduvad leppest otsesed viited lennundusele ja meretranspordile (ja samaaegselt eeldatakse just neis märkimis- väärset heitmete tõusu aastaks 2100). Lisaks ei ole kokkuleppes selget viidet süsiniku hinnale. Läbipaistva turupõhise kujundusega süsiniku hind saadaks jõulise signaali investoritele, tarbijatele ja energiatootjatele nn „saastaja maksab“ printsiibist, kuid hetkel on see leppest välja jäänud. 2017.a. juunis andis Ameerika president Donald Trump teada, et USA taganeb Pariisi kliimaleppest, kuid protseduurireeglite järgi on varajasim aeg, mil see on võimalik 4. november 2020 (mis on juhtumisi päev pärast järgmisi USA presidendivalimisi). Kuid hiljem on oma väljaöeldut pehmendanud ja tunnistanud, et USA võib ka leppega taas liituda. USA ja Hiina kahepeale kokku emiteerivad 40% kogu maailma õhusaastest. Hiina on omalt poolt kinnitanud, et isegi kui USA lahkub, jäävad nemad Pariisis sõlmitud kliimakokkulepet toetama.

Euroopa Liidu heitkogustega kauplemise süsteem (EU ETS - European Union Emissions Trading Scheme) hõlmab suuremahulise energiatootmise ja tööstuse sektoreid; mitte-ETS – heitkogustega kauplemise süsteemist ETS välja jäävaid sektoreid (teetransport, väikesemahuline energiatootmine, põllumajandus, jäätmemajandus). EU ETS kutsuti ellu 1. jaanuaril 2005 eesmärgiga toetada Kyoto protokolli sihtmärkide saavutamist. Süsteem toimib cap-and-trade (kasuta piirmäärani või kauple ülejäägiga) põhimõttel, ehk sektorid võivad oma heitmelubadega kaubelda tingimusel, et püsivad riiklikult seatud piirides. Aastaks 2030 peavad ETS-sektorid heitkoguseid võrreldes 2005. aastaga 43% vähendama, mitte-ETS sektorid 30%. EL-i suundumus on madala süsinikuheitmega majanduse poole aastaks 2050 ning CO2 emissioonid peavad sealjuures langema vähemalt 80 protsenti (võrreldes 1990 aastaga).

ETS kehtib kõikides 28 Euroopa Liidu riigis ja lisaks Islandil, Lichtensteinis ja Norras, kattes seega umbes 45%    Euroopa Liidu kasvuhoonegaaside emissioonidest ning olles (kuni Hiina ETS – cap-and-trade skeemi töösseminekuni aastal 2020, millest anti teada 2017. aasta detsembris) suurim omataoline maailmas, hõlmates enam kui 12 000 elektrijaama ja tööstusettevõtet. Süsteemi eesmärgiks on vähendada kasvuhoonegaasi õhkupaiskamist üle Euroopa, suunata energiatootjaid kasutama vähem saastavaid toormeid ning investeerida uutesse tootmistehnoloogiatesse. Alates 2012. aastast kehtib skeem ka lennundusele ja seda on plaanitud järk-järgult ka teistes majandusharudes rakendada.

Aastast 2013 algas EU ETS-i kolmas, 8-aastane kauplemisperiood (varasemad kestsid 2005-2007 ning 2008-2012), mis oma kestuselt on võrreldes eelnevate perioodidega pikem ning kus on muutunud LHÜ-de (lubatud heitkoguse ühikute) taotlemise põhimõtted. Sel kauplemisperioodil minnakse valdavalt üle enampakkumistele ning järk-järgult vähendatakse tasuta LHÜ-de eraldamist EU ETS-i kuuluvatele käitistele.

Saastekvootide skeem seadis esimesel kahel perioodil, 2005-2007 ja 2008-2012, igale ettevõttele piirmäära kasvu- hoonegaaside õhkupaiskamise osas, mida vähendatakse järk-järgult eesmärkide saavutamiseni. Neljas faas algab 2021 ning kestab kuni 2028 aasta lõpuni.

ETS on kehtib praegu vaid Euroopa Liidus, mistõttu on teistes piirkondades (v.a. eelmainitud riigid) tegutsevatel ettevõtetel konkurentsieelis. Selleks et Euroopa majandus oleks jätkusuutlik ja konkurentsivõimeline, anti rahvusvahelistele ettevõtetele jätkuva konkurentsivõime säilitamiseks vajaminev kogus saastekvoote. ETS õnnestumist seabki ohtu emissioonide kasvav ülejääk, mis on tekkinud seoses majanduslangusega ja toonud kvootide hinna alla (vt joonis 30 allpool). Lühivaates õõnestab see süsinikuturu toimimist, ent pikemas perspektiivis võib mõjutada süsteemi võimet saavutada ambitsioonikamaid heitmevähendusega seotud eesmärke sama säästlikult.

 

Joonis%2032%20%20(ptk%205.2)_uus.jpg

Joonis 30 CO2 tonni hinnadünaamika esitatud eurodes tonni CO2 kohta (EUA – European Emission Allowances) 

 

Kavas on 2019. aasta jaanuaris käivitada heitkogustega kauplemise süsteemi turustabiilsusreserv (market stability reserve), mis võimaldaks lahendada viimastel aastatel tekkinud saastekvootide ülejäägi probleemi, reguleerides automaatselt enampakkumisel müüki pandavate kvootide pakkumist. Ekspertide hinnangul peaks süsinikutonni hind olema

40-50€ ringis, et ajendada üleminekut fossiilkütustelt süsinikuvabadele energiaallikatele. Kõrgemad hinnad tooksid kaasa vajaduse investeerida energiatõhususse ja –säästu.

Heitmekaubanduse kauplemissüsteemi kolmas faas rakendus 2013. aastal. Selle kohaselt eraldatakse elektrienergia tootjatele saastekvoodid reeglina enampakkumistel. Nende järgi tuleb põlevkivielektri tootmiseks heitmekvooti osta (oksjonist saadav tulu laekub riigieelarvesse). Aastani 2012 said elektritootjad kvoote tasuta.

Elektrisüsteemide kaasajastamiseks võivad liikmesriigid, kes täidavad direktiivi 2003/87/EÜ artikli 10c tingimused, eraldada tasuta saastekvoote ajavahemikus 2013-2019. Need saastekvoodid arvatakse maha kogusest, mida liikmesriik muidu vastavalt direktiivi artikli 10 lõikele 2 enampakkumisel müüks. Tasuta eraldatavatele saastekvootidele vastav summa tuleb investeerida taristu ajakohastamisse ning puhtasse tehnoloogiasse.

Kvootide eraldamiseks peab projekt olema kooskõlas Euroopa Liidu eesmärkidega, aitama kaasa energiaturgude liberaliseerimisele, kasvuhoonegaaside heitkoguste vähendamisele ja energiavarustuskindluse suurendamisele. Kuna tegemist on kvootidega, mida eraldatakse ettevõtetele nõuetekohase investeeringu finantseerimiseks, ei tohi tasuta saadud kvoote kasutada näiteks vabal turul elektri hinna subsideerimiseks.

Siiani põhjustavad aga suurt muret käärid heitmekvootide pakkumise ning nõudluse vahel. Üheltpoolt kahjustab see ühtse CO2 turu toimimist. Teisalt takistab ebaefektiivne kauplemissüsteem heitkoguste vähendamise pikemaajaliste eesmärkide saavutamist. Olukorra leevendamiseks võttis Euroopa Komisjon 2014. aasta veebruaris lühiajalise meetmena vastu otsuse, mille kohaselt suunatakse kolmandas faasis enampakkumistel müüdavatest saastekvootidest 900 miljonit ühikut uude nn turustabiilsusreservi, mis käivitub 2019. aasta algusest (ehk mainitud 900 miljoni ühiku enampakkumine lükati edasi 2019-2020. aastani). Eesti olukorda vaadeldes on selge, et põlevkivielektri oluline hinnakomponent on CO2 hind. Seega sõltub põlevkivielektri konkurentsivõime oluliselt

Euroopa Liidu kliimapoliitikast. Sõltuvalt kvoodi maksumusest võib põlevkivielektri tootmine 40–60% kallineda (seda prognoositava kvoodihinna 15–25 €/t juures).

Euroopa Komisjon tutvustas 2016.a novembri lõpus oma puhta energeetika meetmepaketti, mille eesmärk on seada esikohale energiatõhusus, saavutada juhtpositsioon taastuvenergia alal ja tagada tarbijatele energia eest õiglane hind ning koos muude meetmetega vähendada aastatel 2021-2030 Euroopas kasvuhoonegaaside heidet 40% võrra. Selle abil loodetakse säilitada Euroopa Liidu konkurentsivõime olukorras, kus puhtale energeetikale üleminek on muutmas ülemaailmset energiaturgu.

Komisjoni esitatud seadusandlikud ettepanekud hõlmavad energiatõhusust, taastuvenergiat, elektrituru ülesehitust, elektrienergia varustuskindlust ja energialiidu juhtimise eeskirju. Lisaks pakub komisjon välja uusi ideid seoses ökodisaini tulevikuga. Samuti sisaldab pakett meetmeid puhta energeetika alase innovatsiooni kiirendamiseks, Euroopa hoonete renoveerimiseks, avaliku ja erasektori investeeringute soodustamiseks, ELi ettevõtete konkurentsivõime edendamiseks ning puhtale energeetikale ülemineku sotsiaalse mõju leevendamiseks.

5.3 Eesti eesmärgid taastuvenergia alal

5.3 Eesti eesmärgid taastuvenergia alal

Euroopa Liidu liikmesriigina osaleb Eesti ühiste eesmärkide saavutamises ja ühise energiapoliitika elluviimises. Seetõttu tulenevad Eesti eesmärgid taastuvenergeetika valdkonnas paljuski Euroopa Liidu eesmärkidest ja Eesti raporteerib oma tulemustest regulaarselt Euroopa Komisjonile.

Eestis on taastuvenergiaga seonduvad eesmärgid sätestatud energiamajanduse arengukavades ENMAK 202017 ja ENMAK 2030. Lühiajaliste eesmärkide saavutamiseks kehtib „Eesti taastuvenergia tegevuskava“18. Energiamajanduse arengukavade koostamist koordineerib majandus- ja kommunikatsiooniministeerium ja nii arengukavad kui nende eelnõud on leitavad ministeeriumi kodulehelt alajaotustes www.mkm.ee/et/arengukavad ja www.mkm.ee/et/tegevused-eesmargid/energeetika/taastuvenergia.

Aastaks 2020 on Eesti Euroopa Liidu ees võtnud järgmised kohustuslikud eesmärgid:

  • Taastuvenergia osakaal energia lõpptarbimisest on 25%. Selle osakaalu arvestuses peetakse silmas nii soojusenergia, kütuste kui ka elektrienergia tarbimist.
  • Taastuvenergiast toodetud kütuste osakaal transpordisektoris on 10%.
  • Taastuvenergiast toodetud elektrienergia osakaal elektrienergia lõpptarbimisest on 17,6%, mis ei ole küll siduv ja kohustuslik eesmärk, kuid on üks alameesmärkidest Euroopa Liidu ees võetud kohustuste täitmise suunas.

Eesti pikaajalised eesmärgid on:

  • Aastateni 2020 ning 2030 jääb energia lõpptarbimine 2010. aasta tasemele (~32 TWh).
  • 2030. aastaks moodustab taastuvenergia osakaal energia lõpptarbimisest 45%.
  • 2030. aastaks moodustab taastuvenergia osakaal 28% primaarenergia sisemaisest tarbimisest.
  • 92% puidu energeetilisest potentsiaalist kasutatakse soojuse (sh soojuse ja elektri koostootmine) tootmiseks.
  • Aastaks 2050 on energiasektori kasvuhoonegaaside emissioonid vähenenud >80% võrreldes 1990. aastaga (aastaks 2030 vähemalt 70%)

Aastaid on käinud tulised vaidlused selle üle, kuivõrd peab energeetika areng põhinema põlevkivil kui kohalikul pikkade traditsioonidega toorainel ja oskusteabel ning kuivõrd tuleks hoopis panustada taastuvenergia arendamisse.

Pariisi kliimakokkulepe andis siinkohal selged suunised, et tulevikus soositakse taastuvenergial põhinevaid energeetikalahendusi.

Taastuvenergia arendamise ja toetamisega seonduvad rakenduslikud teemad on kajastatud elektrituruseaduse erinevates peatükkides ja sätetes, mis loob õigusliku raamistiku taastuvenergia tootmiseks ja arvestuseks.

Euroopa puhta energia paketi eesmärk on anda tõuge puhta energia kasutamisele Euroopa Liidus ning seeläbi panustada EL-i kliima- ja energiaeesmärkide saavutamisse ning Pariisi kliimakokkuleppe täitmisse. Pakett sisaldab nelja valdkonda: energiatõhusus, taastuvenergia, elektriturg ning Euroopa energiavaldkonna strateegiline planeerimine.

  • Energiatõhususe puhul toetab Eesti eesmärkide saavutamiseks vajaliku raamistiku sätestamist aastani 2030.
  • Taastuvenergia eesmärkide täitmisel näeb Eesti suurt potentsiaali piiriülesel koostööl. Eesti on sealhulgas valmis taastuvenergia piiriüleseks kaubanduseks. (Eesti on sõlminud ka juba lepingu Luksemburgiga, millega kantakse osa Eestis toodetud taastuvenergiast Luksemburgi bilanssi aidates viimasel sellega täita oma taastuvenergia esmärke)
  • Uus elektrituru mudel peab Eesti hinnangul olema võimalikult turupõhine ning andma tarbijatele võimaluse reageerida hindade muutumisele. Kohalikele elektritootjatele tuleks elektrikaubanduses tagada võrdsed konkurentsitingimused kolmandates riikides asuvate tootjatega.
  • Strateegilise planeerimise puhul leiab Eesti muu hulgas, et riiklikud kavad peaksid olema omavahel võrreldavad ning nende koostamisega ei tohi kaasneda liigset halduskoormust.

17 Arengukavad ning nende eelnõud on leitavad ministeeriumi kodulehelt: www.mkm.ee/et/arengukavad
18 Taastuvenergia tegevuskava on samuti kättesaadav majandus- ja kommunikatsiooniministeeriumi kodulehel: www.mkm.ee/et/tegevused-eesmargid/energeetika/taastuvenergia

5.4 Taastuvenergia toomisvõimalused Eestis (olemasolev olukord ja tulevikusuunad)

5.4 Taastuvenergia toomisvõimalused Eestis (olemasolev olukord ja tulevikusuunad)

Taastuvenergia pole kunagi asi iseeneses – seda tuleb vaadata Eesti elektritootmise strateegiliste valikute kontekstis. Euroopa Liit ja Eesti selle liikmena tähtsustab taastuvenergia tootmise ja selle tarbimise osakaalu kasvatamist mitmel põhjusel. Olulisim neist on keskkonnasaaste vähendamine, seda osana kasvuhoonegaaside vähendamisele suunatud poliitikatest. Olulised on ka muud kaalutlused, mida tootmisportfelli mitmekesistamise raames taastuv- energia suurem tootmine ja tarbimine aitavad toetada (nagu näiteks energiasääst ning tootmise ja tarbimise suurem efektiivsus, energiajulgeolek, energiavaldkonna innovatsioon ja tehnoloogia arengu soodustamine).

Eesti taastuvenergia potentsiaal avaldub eeskätt bioenergial baseeruvas elektri ja soojuse koostootmises ning tuule- energias. Samuti arendatakse väikesemahulist hüdroenergeetikat ning levib päikesepaneelide kasutuselevõtt. Eesti taastuvenergia tootmine kütuseliigiti aastatel 2010-2017 on näha joonisel 31.

Eesti eesmärgiks on saavutada taastuvelektri 17,6% osakaal elektrienergia lõpptarbimisest aastaks 2020. Selle eesmärgi saavutamiseks on Riigikogus menetluses uus taastuvenergia ning tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektrienergia toetusskeem. Eesti elektritoodangu protsentuaalne jagunemine kütuseliigiti on välja toodud joonisel 32.

Joonis%2031.PNG

Joonis 31 Taastuvenergia tootmine kokku ning kütuseliigiti 2010-2017, GWh

Joonis%2032.PNG

Joonis 32 Eesti elektritoodangu protsentuaalne jagunemine kütuseliigiti 2017

Hüdroenergiast elektri tootmine on Eesti geograafilise omapära tõttu raskendatud, kuna enamiku jõgede pikkus ei ületa 10 kilomeetrit ning vähem kui 50 jõe vooluhulk ületab 2 m3/sek. Vaatamata jõgede tagasihoidlikule potentsiaa- lile ning asjaolule, et pinnavormide suhtelised kõrgused ei ületa enamasti 20 meetrit ning ulatudes harva 50 meetrini, leidub Eestis siiski mitusada vee-energia kasutamiseks kõlbulikku  kohta.

 

Eesti hüdroenergeetiliste varude hindamisel on otstarbekas vaadelda Narva jõe varu eraldi, kuna see on võrreldav Eesti kõigi ülejäänud jõgede summaarse varuga. Teiselt poolt aga on Narva jõe potentsiaal suures osas ära kasuta- tud Venemaa halduses oleva Narva HEJ (125 MW) näol. Vastavalt rahvusvahelistele tavadele jaotatakse piirijõgedel töötavate HEJ-de toodang riikide vahel võrdeliselt nende territooriumil asuva valgala pindala osaga. Kuna Narva jõe valgalast paikneb umbes üks kolmandik Eesti territooriumil, peaks Eesti riigil olema õigus ka vastavale osale Narva HEJ toodangust.

 

Hüdroenergiast elektrienergia tootmise kasvuks paraku Eestis kuigi suurt potentsiaali ei ole. Eesti jõed on liiga väikesed ning aeglase vooluga, samuti on lameda maastikuprofiili tõttu jõgede langus nende hüdrovõimsuse raken- damiseks liiga väike. Lisaks kehtib hulgaliselt looduskaitsealaseid ettekirjutusi, mis mõningad võimalikud asukohad omakorda välistavad.

 

Tuuleenergia. Tuulegeneraatoreid hakati maailmas massiliselt tootma 1970. aastatel naftakriisi ajal ning tänu sellele on elektrituulikute tehnoloogia kiiresti arenenud. Eesti esimene tuulegeneraator rajati Hiiumaale Tahkunale 1997. aastal, elektrituuliku võimsus oli 0,15 MW. Primaarenergiaallikana on tuule potentsiaal Eestis suur. Hinnanguliselt on võimalik aastast energiatoodangut arvestades katta elektrituulikute toodanguga kogu Eesti  elektritarbimine.

 

Tuule juhuslikkusest tingituna aga esineb perioode, kus elektrituulikute toodang on negatiivne (tarbivad elektrit), ning perioode, kus toodang ületab olulisel määral tarbimist. Seega ei saa arvestada tipuvõimsuse katmisel tuule- elektrijaamade toodanguga. Seejuures tuleb arvestada ka fakti, et eriti külma ilma (alla –25 °C) korral lülituvad tuulikud automaatselt välja, kuid just neis oludes on harilikult tarbimine eriti kõrge. Eesti suurim taastuvvõimsus on 48 MW Aulepa tuulepark, mis on ühtlasi hetkel suurim tuulepark Baltikumis. Eesti tuulepargid (ühtekokku  ligikaudu 303 MW) paiknevad valdavalt Kirde-, Loode- ning Lääne-Eesti rannikutel. Ühtegi meretuuleparki (off-shore) Eestis paigaldatud ei ole.

 

Tuuleenergial on Eestis suur kasvupotentsiaal, sest ilmastik (tuuletingimused) on rannikualadel selleks väga sobilik. Olemasolevat tootmisvõimsust oleks soovi korral võimalik suurendada nelja-viiekordseks. Investorid on valmis uute tuuleparkide rajamisse panustama, kuid praegu põrkutakse suuresti kohalike vastuseisu otsa ning omavalitsused   on arendusprojektid praktiliselt peatanud – uuringud on käimas 80-1000 MW tuuleparkide ehitamiseks, kuid 2018. a jooksul on kavandatud vaid 19 MW ulatuses uute tuuleparkide nii ülekande- kui jaotusvõrkudesse lisandumist. Samuti on investorite seisukohast hetkel investeeringuriskiks kehtiv seadusesäte, mille alusel saab toetust iga-aastaselt vaid 600 GWh ulatuses tuuleenergiast toodetud elektrit.

 

Puidu kui taastuva loodusressursi otstarbekas kasutamine metsa- ja puidutööstuses ning energeetikas on üks “Eesti metsanduse arengukava aastani 202019” põhieesmärke. Praegu on kogu taastuvenergeetika osakaal 15-17 protsenti kogu Eesti elekritarbimisest. Energiatootmiseks vajatakse 2020. aastaks ligi 30-50 protsendi võrra rohkem puitu, kui praegu kasutatakse. Nii on energiasektorist kujunemas lähiaastatel metsandusvaldkonnale oluline partner. Suurimad koostootmisjaamad (KTJ) Eestis on Lohkva KTJ Tartus võimsusega 22 MW ning Tallinna KTJ (mille kaks etappi annavad kokku võimsuseks 39 MW). Mõlemad koostootmisjaamad kasutavad kütusena puiduhaket, maagaasi ning turvast. Valdavalt on biomassi kasutavad jaamad ühendatud ülekandevõrguga (samas kui biogaasijaamad on liitunud jaotusvõrkudega). Biokütuseid (eelkõige puitu) kasutavad jaamad on koondunud eelkõige asulate lähedusse nende soojuskoormuse teenindamiseks. Praegu on teadaolevalt võrguga liitunud 102 MW biomassi kütusena kasutavat jaama. 17 MW mahus on biolagunevaid olmejäätmeid ning 11 MW ulatuses biogaasi kütusena kasutavaid jaamu.

 

Biokütuste potentsiaal Eestis on eelkõige koostootmise valdkonnas. Juba praegu kasutatakse Eestis kütteks kolman- diku ulatuses biomassi, kuid teoreetiline võimalus on kohalikust biomassist toota soojusenergiat kahe kolmandiku ulatuses vajaminevast. Olemasolevad kohalikud kaugküttejaamad otsivad protsessis aktiivselt võimalusi ka elektri tootmiseks ning võib eeldada, et 3-5 aasta perspektiivis on Eestis võimalik lisada 100-200 MW biokütusel põhinevat elektrilist võimsust.

 

Transpordisektoris oleks võimalik võtta veelgi enam kasutusele mootorikütusena biogaasist toode- tavat biometaani, kuid just transpordisektoris on osutunud taastuvatele allikatele üleminek ning 2020 eesmärkide täitmine kõige keerukamaks. Transpordisektorile keskenduv ning Eleringi tellimusel ja majandus- ja kommunikatsiooniministeeriumiga tihedas koostöös valminud uuring biometaani kasutamisvõimaluste kohta näeb võimalust asendada 2020. aastaks biometaaniga kolm protsenti sektoris kasutatavast kütusest. Uuring pakub välja 12 kuluefektiivset ja praktilist meedet biometaani turu arendamiseks. Tänaseks on Eestis rajatud surugaasi tanklaid, milles on võimalik biometaani tankida ning Eleringi hallatavas biometaani päritolutunnistuste registris on juba tühistatud transpordisektoris tarbimise katteks esimesed megavatt-tunnid Eestis toodetud biometaani.

 

Muu taastuv- ja mikroenergeetika. Taastuvate energiaressursside alla liigituvad ka must leelis ja prügilagaas, millest Eestis samuti elektrit toodetakse. Juba praegu saadakse elektrienergia tootmiseks biogaasi sealäga kääritamisest  ning perspektiivikas on ka prügipõletamise energia. Vesinikuenergeetika ja muu mikroenergeetika praktilisi rakendusi täna veel teadaolevalt kasutusele võetud ei ole.

 

Üha enam leiab kastutust päikeseenergia, seda eeskätt soojusenergia näol soojuspumpade kasutuse laienedes ning tasapisi ka päikesekollektorite näol sooja tarbevee tootmiseks. Viimasel ajal on päikeseenergia kasutuselevõtmisega seonduvad kulud vähenenud ning elektrienergia tootmiseks mõeldud päikesepaneelide tootmise tehnoloogia areng paneelide hinda alla toonud, samal ajal nende efektiivsust tõstes. Arvestades Eesti päikeseressurssi ning päikese- paneelide suhteliselt kõrget hinda, pole päikeseenergiast elektri suuremahuline tootmine siiski Eesti tingimustes veel kuigivõrd konkurentsivõimeline. Suurima päikesepargi võimsus Eestis on 0,7 MW, keskmine päikeseelektrijaama võimsus on ligikaudu 10 kW ja 2018. aasta keskel oli Eestis installeeritud jaotusvõrkudega ühendatud tootmisvõimsusi kokku juba ligikaudu 1200 jaama ja 19 megavatti. Päikesepaneelide paigaldamine on viimastel aastatel üle ootuste populaarseks osutunud, kuna protsess on muutunud suhteliselt lihtsaks ja kiireks. Enamus olemasolevaid päikesejaamu on võimsuselt alla 11 kW ning eelkõige on paigalduse eesmärgiks olnud oma võrgust tarbitava elektrienergia koguse vähendamine. Plaanimisjärgus on ka mõningad suuremad (kuni 30 MW) päikesepargid ning lähema 3-4 aasta jooksul võib installeeritud päikesepaneelide võimsus ulatuda kokku 50 megavatini. Eelkõige sõltub päikesepaneelide levik sellest, kas riik ning kohalikud omavalitsused võtavad seisukoha toetada päikesepaneelidest elektrienergia tootmise levikut ning hajatootmist üldiselt. Praegu toetatakse Eestis vaid päikesepaneelidega elektrienergia tootmist, kuid mitte  päikesekütet.

 

Siinkohal on oluline mainida, et Eesti elektrienergia varustuskindlus (ühiskonna toimimise ja konkurentsivõime alus- tala; mõõdik, mis näitab energia pakkumise adekvaatsust nõudlusega võrreldes) on tänu mitmekesisele tootmisport- fellile ja headele ühendustele naaberriikidega küll tagatud, kuid varustuskindluse arvutamisel ei võeta arvesse mit- tejuhitavaid võimsusi (nt päikese- ja tuuleenergia). Varustuskindlust tuleks sealjuures hinnata regionaalsel tasandil, sest majandusarengut toetava elektrivarustuskindluse võti ei ole mitte 100-protsendiliselt kohalikel primaarkütustel põhinev elektritootmine riigisiseselt, vaid piisavad välisühendused ja piisav sisemaine elektrivõrk. Ehk kui mõnes regiooni piirkonnas on installeeritud palju muutliku ja juhusliku iseloomuga võimsusi, peaks olema regiooniüleselt piisavalt tootmis- ja ülekandevõimsusi, et katta tarbimisnõudlus igal ajahetkel.


19 Viide arengukavale Keskkonnaministeeriumi kodulehel: www.envir.ee/et/metsanduse-arengukava-2011-2020

5.5 Taastuvenergia tasu ja toetused

5.5 Taastuvenergia tasu ja toetused

Taastuvenergia arendamiseks ja konkurentsivõime tagamiseks elektriturul kasutavad erinevad riigid erinevaid meet- meid, mille osas üks laialdasemalt kasutatud meetod on toetuste maksmine taastuvenergiat tootvatele tootjatele. Eestil on Euroopa Liidust taotletud riigiabi luba, mille tingimuste kohaselt võib Eesti maksta tootjatele taastuvener- gia ja tõhusa koostootmise toetust kuni aastani  2020.

 

Elektrijaamade majanduslikku tasuvust mõjutavad eelkõige tehnoloogia efektiivsus, kütuse hind, keskkonnamaksud ja makstavad toetused. Üldiselt on keskkonda rohkem saastavad kütused odavamad kui puhtamad energiaallikad (nagu biomass ja gaas), kuid märkimisväärsetes kogustes tootes võivad turuolukorda mõjutada ja hinna alla tuua ka väikese marginaalkuluga taastuvenergia allikad nagu tuul ja hüdroenergia. Seega arvestades Eesti  elektritootmise iseärasust, kus domineerivad põlevkivijaamad ja CO2 maailmaturu hind on madal, ei ole alternatiivsed jaamad seni ilma täiendavate toetusteta tasuvad.

 

Taastuvate energiaallikate osakaalu tõstmiseks Euroopa Liidu eesmärkide täitmiseks on Eestis loodud erinevad toetusskeemid. Nende eesmärk on suurendada investeeringuid elektrienergia tootmisse taastuvatest ener- giaallikatest ja efektiivsesse elektri- ja soojusenergia koostootmisse, et tagada nii primaarenergia sääst kui ka varustuskindlus.

 

Taastuvenergia tasu on tasu, mille kaudu rahastab elektritarbija eelpool mainitud taastuvenergia toetusi ehk kõne- alune tasu on elektrituruseaduse järgi riigi määratud tasu eesmärgiga toetada taastuvast energiaallikast või tõhusa koostootmise režiimil toodetud ning võrku antud elektrienergia tootmist Eestis. Taastuvenergia tasu maksjaks on kõik elektrienergia lõpptarbijad Eestis vastavalt nende tarbitud võrguteenuse mahule. Taastuvenergia tasu on eraldi reana ära toodud elektriarvel, mis võimaldab elektritarbijatel täpselt näha, kui palju makstakse taastuvenergia ja tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektrienergia toetuste  rahastamiseks. Taastuvenergia tasule lisandub käibemaks.

 

Vastavalt elektrituruseadusele on iga-aastaselt taastuvenergia tasu arvutajaks Elering. Eleringi roll taastuvenergia  ja tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektrienergia toetamise osas on olla taastuvenergia toetuste väljamaksja ning nende rahastamiseks vajaliku teenustasu koguja. Elering koostab ja avaldab oma veebilehel iga aasta 1. detsembriks hinnangu järgmise kalendriaasta toetuste rahas- tamiseks kuluva summa (taastuvatest energiaallikatest või tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektrienergia koguste) ja tarbijatele osutatavate võrguteenuste mahu ning otseliinide kaudu tarbitud elektrienergia koguse kohta.

 

2018.a. suvel võeti vastu elektrituruseaduse muutmise seaduse eelnõu, misnäeb ette toetuste süsteemi ümberkorraldust, muutes oluliselt toetuse maksmise aluseid ja summasid.

 

Võrreldes suletud turu olukorraga, kus elektri hind on fikseeritud ning fikseeritud toetused on põhjendatud, tuleks avatud turul toetused muuta dünaamiliseks sarnaselt elektrituruhinnaga. Samas on mitmed taastuvenergia tootmis- tehnoloogiad tänaseks saavutanud sellise arengutaseme, et need on valmis konkureerima teiste tootmisviisidega ka avatud turul. Kuna fikseeritud toetusskeemide jätkumine võib osutuda teatud turuolukorras tarbijale ülemäära koormavaks, on 2018.a. juunis vastu võetud Elektrituruseaduses Euroopa Komisjonilt saadud riigiabi loa alusel toetus diferentseeritud olemasolevate tootjate ning uute tootjate lõikes ning sõltuvalt tootmisseadme võimsusest. Tulevikus saab põhirõhk olema vähempakkumistel taastuvenergia uute projektide riigipoolsel tellimisel. See tähendab, et riigi 2020. aasta taastuvelektri eesmärgist puudu jäävad kogused on plaanis täita läbi majandus- ja kommunikatsiooniministeeriumi korraldatud vähempakkumise, mis peaks garanteerima riigi taastuvelektri eesmärkide täitmise vähima võimaliku kuluga elektritarbijale. Vähempakkumise tingimused ja korra kehtestab Vabariigi Valitsus määrusega, kuid taastuvast energiaallikast toodetud elektrienergia  puhul on võitja toetuse ülemmääraks on 0,0537 eurot, lähtudes toetuse suuruse määramisel sellest, et tootja saadav tasu koos toetuse väljamaksmise kalendrikuule eelnenud kalendrikuu Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turu elektrienergia aritmeetilise keskmise börsihinnaga ei ületaks 0,093 eurot kilovatt-tunni eest


Taastuvenergia tootjatele võib päritolutunnistuste taotlemine ning nendega kauplemine osutuda täiendavaks tuluallikaks elektri müügist laekuva raha ja taastuvenergia toetuse kõrval. Päritolutunnistustest kõneleb lähemalt peatükk 5.7.

5.6 Tõhus koostootmine ja koostootmise toetamine

5.6 Tõhus koostootmine ja koostootmise toetamine

Koostootmise all mõistetakse ühes protsessis samaaegselt soojus- ja elektrienergia tootmist. Koostootmine on ter- modünaamiliselt parim viis kütuse kasutamise efektiivsuse tõstmiseks. Väheneb vajalik kütuse kogus ning emissioon toodetud energiaühiku kohta, mõlemat energialiiki (elektrit ja soojust) saab toota nende eraldi tootmisest madalama hinnaga. Lisaks on väiksemad, hajatootmisel kasutatavad seadmed ekspluatatsioonis piisavalt paindlikud ning talitluskindlad. 

Lähtudes Euroopa Parlamendi ja Euroopa Liidu nõukogu direktiivist 2004/8/EÜ, kehtestab majandus-ja kommuni- katsiooniministeerium 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 ületab 0-10% (olenevalt tehnoloogiast ja tootmisseadme võimsusest). Kui biomassi kasutava koostootmisseadme neto-üldkasutegur kalendriaasta arvestuses on üle 40%, loetakse, et elektrienergia on toodetud koostootmisrežiimil.

2018.a. suvel vastu võetud elektrituruseaduse järgi ka tõhusa koostootmise režiimil elektrienergia tootmise puhul välja kuulutatava vähempakkumise tingimused ja korra kehtestab Vabariigi Valitsus määrusega, kuid toodetud elektrienergia  puhul on võitja toetuse ülemmääraks on 0,032 eurot, lähtudes toetuse suuruse määramisel sellest, et tootja saadav tasu koos toetuse väljamaksmise kalendrikuule eelnenud kalendrikuu Eesti hinnapiirkonna järgmise päeva turu elektrienergia aritmeetilise keskmise börsihinnaga ei ületaks 0,072 eurot kilovatt-tunni eest.

5.7 Päritolutunnistused ja päritolutunnistuste üleeuroopaline kaubandus

5.7 Päritolutunnistused ja päritolutunnistuste üleeuroopaline kaubandus

Toodetud taastuvenergia ülepiirilise 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. Liik- mesriigid või määratud pädevad asutused seavad sisse asjakohased mehhanismid tagamaks, et päritolutunnistused antakse välja, kantakse üle ja tühistatakse elektrooniliselt ja et need on täpsed, usaldusväärsed ja pettusekindlad. Vältida tuleb päritolutunnistuste topeltarvestust ja topeltesitamist. Päritolutunnistuse võõrandamisel toimub selle ülekandmine teisele isikule eelpoolmainitud (riikliku) päritolutunnistuste elektroonilise andmebaasi kaudu.

Vastavalt elektrituruseadusele on eelnimetatud pädev asutus Eestis süsteemihaldur Elering. Elering väljastab Eestis asuvale tootjale tema taotluse alusel päritolutunnistuse selle kohta, et ta tootis elektrienergiat taastuvast energiaal- likast või tõhusa koostootmise režiimil. Info väljastatud päritolutunnistuste kohta esitab Elering oma veebilehel.

Tootjal on õigus esitada riiklikult selleks määratud asutusele (praegu: põhivõrguettevõtja) taotlus elektrienergia päritolutunnistuse väljastamiseks. Kütuseliigiti on Taastuvenergia infosüsteemis sisse seatud ka päritolutunnistuste automaatväljastamine selleks soovi avaldanud tootjatele (kes kasutavad tõendatult tootmiseks vaid ühte kütust - nt. päikeseenergia, hüdro- või tuuleenergia). Päritolutunnistuste väljastamise taotluste esitamise eelduseks on Eesti Vabariigis asuva tootmisseadme registreerimine põhivõrguettevõtja poolt hallatavas registris. Päritolutunnistustega kauplemiseks ei ole turuosalisel tarvilik asuda Eesti Vabariigis, kuid selleks tuleb andmebaasis registreeruda kauplejaks.

Joonis%2035.png

Joonis 33 Näide päritolutunnistuste Eesti registrist

Päritolutunnistus on elektrooniline dokument, mille võib osta toodetud elektrienergiast täielikult eraldi ning mille ainus eesmärk on tõendada tarbijale tema tarbitud elektrienergia päritolu (direktiiv 2009/28/EÜ artikkel 15). 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 kasutada 12 kuu jooksul pärast asjaomase energiaühiku tootmist. Päritolutunnistuse kehtivus lõpeb pärast selle kasutamist. See tähendab, et kaheteistkuulise eluea jooksul võib päritolutunnistusega kaubelda kauplemisplatvormidel, kuid kui see on tarbijale päritolu tõendamiseks ära kasutatud, ei ole võimalik sellega enam tehinguid teha ning see eemaldatakse ringlusest. Elektrienergia päritolu tõendamiseks võib kasutada Eestis või teises Euroopa Liidu liikmesriigis 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). Pikemas perspektiivis on eesmärk kõigi energiaallikate puhul päritolu- tunnistused kasutusele võtta ehk kui tarbijal on soov tarbida tingimata põlevkivienergiat või tuumaenergiat, oleks võimalik tõendada ka nendest allikatest toodetud ja tarbitud elektrienergia päritolu.

Taastuvast energiaallikast toodetud elektrienergia päritolutunnistusel esitatakse:

  • tootja nimi, asukoha aadress ja kontaktandmed;
  • tootmisseadme nimi, asukoht, liik ja elektriline installeeritud võimsus ning elektrienergia tootmiseks kasutatud energiaallika nimetus;
  • kuupäev, millal tootmisseade väljastas elektrienergiat esimest korda;
  • energiaühiku tootmise algus- ja lõppkuupäev;
  • kas ja kui suures ulatuses on tootja saanud investeeringutoetust või subsiidiume;
  • päritolutunnistuse väljaandmise aeg ning päritolutunnistuse kordumatu identifitseerimisnumber;
  • muud asjakohased andmed.

Tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektrienergia päritolutunnistusel esitatakse lisaks eelpooltoodud andmetele ka:

  • tootmisseadme soojusvõimsus;
  • kasutatud kütuse alumine kütteväärtus;
  • koostootmiserežiimil toodetud soojusenergia hulk ja kasutusviis;
  • tootmisseadme elektriline ja soojuslik nimikasutegur;
  • primaarenergia sääst.

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 taastuvenergiatoot- jatele tagatud päritolutunnistuste müügist saadav teatav tulu (hind kujuneb kahepoolsetes lepingutes müüjate ning tootjate vahel). Hinnanguliselt jäävad päritolutunnistuste hinnad nõudlust ning kasutatud kütust arvesse võttes vahemikku 0,1-1,5 eurot megavatt-tund (Põhjamaade hüdroenergia päritolutunnistused on suhteliselt odavad ning uuenduslikke ja keskkonnasäästlikumaid tehnoloogiaid kasutavad päritolutunnistused on tõenäoliselt hinnalisemad). Päritolutunnistuste hinnad lepitakse valdavalt kokku tootjate ja kauplejate vahel kahepoolsete lepingutega, ning ühtset börsiplatvormi kasutusel ei ole.

Joonis%2036.jpg

Joonis 34 Riigid ja vastavad organisatsioonid, kes olid AIB liikmed, AIB Hub’i kasutajad või AIB-ga liitumisest huvitatud 2016. aasta lõpu seisuga

Joonisel 34 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 millises liikmesriigis on vastutav päritolutunnistuste teemade eest (tuleb välja, et enamuses on see just süsteemihaldur, järgnevad regu- laatorid 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 päritolutunnis- tustega kauplemist ning edendab standardiseeritud üleeuroopalist päritolutunnistuste reeglistikku (The European Energy Certificate System ehk EECS). Väljatöötamisel on ka 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 oma päritolutunnistusi ühilduvusprobleemideta ülejäänud 20 AIB-ga liitunud riigis (liikmeid tegelikkuses on 23, kuna Belgias on iga halduspiirkond omaette liige), sest eeskirjad ja nõuded kõigile liikmetele on standardiseeritud.


20 https://www.eex.com/en/go

5.8 Tõendamata pärioluga energia ehk segajääk

5.8 Tõendamata pärioluga energia ehk segajääk

Segajääk väljendab elektrienergia kogumit, mille osas ei ole tarbijatele päritolu tõendatud päritolutunnistustega. Eestis taastuvatest allikatest elektrienergia tarbimise tõendamise puhul kehtivateks päritolutunnistusteks loetakse elektrituruseaduse kohaselt päritolutunnistused, mis on arvele võetud (Eestis välja antud või Eestisse imporditud) ja seejärel tühistatud põhivõrguettevõtja hallatavas elektroonilises andmebaasis. Ainult vastavate päritolutunnitunnis- tustega kaetud elektrienergiat loetakse tõendatud päritoluga elektrienergiaks. Riiklik segajääk võimaldab omistada elektrimüüjate poolt tarnitud, kuid päritolutunnistustega katmata elektrienergiale arvutuslikult päritolu ja muuta esitatavad andmed võrreldavaks.

Tulenevalt elektrituruseadusest on põhivõrguettevõtjal kohustus töötada välja segajäägi arvutamise metoodika ja avaldada 30. juuniks eelneva kalendriaasta kohta arvutatud segajääk. Euroopas on võetud suund, et kogu toodetud ja tarnitud elektrienergia peab saama juurde päritolutunnused ehk vastavalt sellele peaks aasta-aastalt segajäägi alusel müüdud elektrienergia osakaal müüjate tarneportfellis langema ja tõendatud elektrienergia osakaal suurenema.

Allolev joonis 35 näitab, kuidas segajääki kasutades kujuneb müüja tarneportfelli struktuur energiaallikate osas. Joonisel 36 on segajäägi, elektritarbija, energiasüsteemi ja päritolutunnistuste omavaheline seos.

Joonis%2037.png

Joonis 35 Skeem müüja tarneportfelli kujunemisest segajääki kasutades

 

Joonis 38 Segajäägi, päritolutunnistuste ja elektritarbija omavahelisi seoseid energiasüsteemis kirjeldav skeem.png

Joonis 36 Segajäägi, päritolutunnistuste ja elektritarbija omavahelisi seoseid energiasüsteemis kirjeldav skeem

Algselt arvutati segajääki Eesti jaoks Intelligent Energy Europe programmist finantseeritud projekti RE-DISS vahendusel, mis tegeleb tarbijatele elektrienergia päritolu näitamise süsteemide analüüsi ja parendamisega ning annab ka riigipõhiseid soovitusi. Alates 2015. aastast kogub ja analüüsib andmeid ja arvutab Eesti jaoks segajääki Elering AS. RE-DISS projekti töö Euroopa segajäägi ning riiklike segajääkide arvutuse osas võttis üle AIB loodud projektimeeskond.

Segajääki kasutatakse elektrimüüjate poolt, kes peavad alljärgnevatest põhimõtetest lähtudes välja arvestama erinevate energiaallikate osakaalud oma tarneportfellis ja selle kohta ka info tarbijatele avaldama:

  • Info esitamisel võetakse arvesse eelmisel kalendriaastal füüsiliselt ostetud ja tarnitud elektrienergia kogused, omandatud ja tühistatud päritolutunnistused. Arvesse ei võeta bilansienergiaga teostatud tasakaalustamistehinguid.
  • Päritolutunnistustega kaetud elektrienergia osa loetakse tõendatud elektrienergiaks ja päritolutunnistustega katmata osa tõendamata elektrienergiaks.
  • Kui elektrienergia on ostetud füüsilise tarnena elektribörsilt, siis on tegemist tõendamata päritoluga elektrienergiaga, mis jaguneb vastavalt segajäägi struktuurile. Tulenevalt elektrituruseadusest on müüja kohustatud avaldama arvel info elektribörsilt ostetud elektrienergia osakaalu kohta oma müügiportfellis eelneval kalendriaastal.
  • Kui elektrienergia on ostetud füüsilise tarnelepingu alusel otse tootjalt, siis peab vastav elektrienergia olema tõendatud päritolutunnistustega. Kui elektrienergia ei ole tõendatud päritolutunnistustega, siis loetakse ostetud elektrienergia täies ulatuses toodetuks fossiilsetest allikatest ja ei lähe taastuvenergia arvestusse.
  • Kui elektrimüüja on ise tootnud elektrienergiat, siis tuleb taastuvenergiast toodetud elektrienergia tõendada enda kasuks väljastatud (või omandatud) päritolutunnistustega. Arvesse saab võtta ainult riigisiseselt toodetud elektrienergiat, välisriigis asuva tootmise tõendamise soovi korral peab müüja importima päritolutunnistusi.
  • Elektrimüüja võtab energiaallikate osakaalude määramisel arvesse kas riigisiseselt või välisriikidest omandatud päritolutunnistused, mis peavad olema registreeritud Eleringi elektroonilises päritolutunnistuste andmebaasis ja mille müüja on arvestusperioodil tühistanud lõpptarbijate või oma portfellis sisalduva tarbimise katteks.

Kuna tarbitud ning piiriüleselt kaubeldud elektrienergia päritolu ei ole võimalik füüsiliselt tuvastada, siis arvutatakse Euroopa päritolutunnistuste jaotuse põhjal välja ka üleeuroopaliselt igas riigis tarbitud elektrienergia tinglik päritolu.

Euroopa päritolutunnistuste jaotus ja Euroopa segajääk tekib kõigi Euroopas asuvate tootmisseadmete ning kolmandate riikidega toimunud elektrikaubanduse põhjal. Euroopa segajääk ( European Attribute Mix ehk EAM) on vajalik riiklike segajääkide koordineerimiseks (kui Eesti oleks importiv süsteem, tuleks ka Eesti segajääki korrigeerida Euroopa segajäägi andmetega, kuid hetkel oleme eksportiva süsteemina Euroopa segajääki panustav riik, mitte seda tarbiv riik).

Joonis 39 Päritolutunnistuste, Euroopa segajäägi, riikliku segajäägi ning tarnijate portfellide omavaheline seos

Joonis 37 Päritolutunnistuste, Euroopa segajäägi, riikliku segajäägi ning tarnijate portfellide omavaheline seos

5.9 Taastuvenergia müük ja andmete avalikustamise kohustused elektrienergia tarnijatele

5.9 Taastuvenergia müük ja andmete avalikustamise kohustused elektrienergia tarnijatele

Taastuvenergia laialdasel kasutuselevõtul loetakse väga oluliseks tarbijate informeerimist ja nende teavitamist tarni- tava elektrienergia päritolust ja toodanguga kaasnevatest keskkonnamõjudest. Seetõttu on nii eurodirektiiv kui Eesti seadused pannud tarnijale ehk elektrimüüjale küllalt selged kohustused tarbijatele jagatava informatsiooni osas.

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 juba tänasel päeval võimalik osta tavahinnast mõnevõrra kallimaid nii-öelda roheenergia pakette, mille tuludest finantseeritakse tihti erinevaid keskkonnaprojekte. Igal elektrimüüjal on õigus pakkuda enda poolt tootestatud taastuvenergia pakette, kuid kõik vastavad paketid peavad olema samas mahus tõendatud päritolutunnistustega.

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 CO2 ja SO2 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 taastuvener- gia kogus (protsentides) on tõendatud päritolutunnistustega, mille kasutamisest tarbijatele elektrienergia päritolu tõendamiseks on põhivõrguettevõtjale teada antud.

5.10 Mikrotootmise olukord ja arengusuunad, netomõõtmise (net metering) põhimõtted

5.10 Mikrotootmise olukord ja arengusuunad, netomõõtmise (net metering) põhimõtted

Euroopa Liidu energiapoliitikas on kesksel kohal tarbija, kelle hüvanguks kõik turumehhanismid ja uued tehnoloogiad peavad töötama.

Taastuvenergiast elektrienergia tootmise laialdasema levikuga soodustatakse üha enam lisaks taastuvenergia tarbi- misele ka iseenda tarbeks elektrienergia tootmist, kasutades selleks eelkõige päikeseenergiat. Üha enam majapida- miste ja ärihoonete poolt rakendust leidev elektritootmine päikesepaneelidega aitab eriti suveperioodil vähendada võrgu tipukoormusi, suunates nii ühtlasi võrku efektiivsemale arengule. Üle poole elektrienergia kuludest on seotud elektrienergia transpordiga ning tootmine võimalikult tarbimise lähedal või lausa tarbimiskohas annab nii tarbijale, aga kokkuvõttes ka võrguettevõtjale märkimisväärse kokkuhoiu. Hajatootmisel ja kohalikest taastuvenergiaallika- test toodetaval elektrienergial on ka selge positiivne mõju üldisele energiajulgeolekule ning kohaliku väiketootmise areng omab üha laiemat perspektiivi tasuva ja keskkonnasõbraliku investeerimisalternatiivina suunatuna just oma kodukoha arengusse.

Tootjate kulude juhtimiseks on erinevates riikides mikrotootjatel võetud kasutusele netomõõtmise (net metering) põhimõtted, mis lähtuvad asjaolust, et elektrivõrk on kõige efektiivsem „salvesti“ ja mikrotootja võib ühel ajahetkel võrku antud elektrienergiat teisel ajahetkel jälle tarvitusele võtta. Eestis on netomõõtmine praktikas osaliselt ise- eneslikult käivitunud, kuna elektrimüüjad ostavad tootjalt ülejääva elektrienergia ära, lubades mahaarvamisi ostetud elektrienergia kogustelt. Võrguettevõtjad hetkel netoarvestust ei kasuta ja tootev tarbija maksab võrguteenuse tasu siiski kogu võrgust võetud elektrienergia eest. Samas pole Eestis maksustatud võrku antav elektrienergia ja lisaks pole Eesti praktikas rakendatud erinevaid maksustamispõhimõtteid mikrotootjatele, mis on paljudes riikides üheks põhiliseks mikrotootmist pärssivaks probleemiks.

Lähtudes põhimõttest, et elektrienergia on kõige kasulikum ära tarbida võimalikult tootmiskoha läheduses, eelda- takse tulevikus erinevate energiaühistute ja mikrovõrkude teket, mis peaksid suurendama kogukondade huvi osaleda energiatootmises ja selle tarbimises. Eestis on esimesed energiaühistud loodud, aga praktilise tegevuseni on veel pikk tee käia.

6. Kauplemine avatud elektriturul

6. Kauplemine avatud elektriturul

See peatükk kirjeldatab täpsemalt avatud elektrituru osalisi ja nende rolle ja andmevahetust. Samuti annab soovitusi väiketarbijale elektrienergia ostmisel ning selgitab elektri hinna kujunemist.

  • Elektri hinna kujunemine
  • Turuosaliste rollid ja lepingud
  • Tarnijavahetus
  • Andmevahetus avatud elektriturul
  • Estfeed, AVP, tarbimise juhtimine

6.1 Elektri hind

6.1 Elektri hind

Elektriteenuse kogumaksumuse puhul on oluline eristada selle erinevaid komponente (joonis 38). Lisaks elektriener- gia enda hinnale sisaldab elektriarve ka võrgutasu, elektriaktsiisi, taastuvenergia tasu ning käibemaksu. Võrgutasu, mille kooskõlastab Konkurentsiamet, moodustab tüüpilise kodutarbija elektriarvest ligikaudu 40%, kulud elektrienergiale moodustavad arvest umbes kolmandiku. Võrgutasu ja elektrienergia osakaal konkreetse kliendi puhul sõltub sellest, millise võrguteenuse pakkuja võrgupiirkonnas klient asub ja millise paketi on ta võrguteenuse ja elektrienergia tarbimiseks valinud. Lisaks moodustavad suure osa elektriarvest taastuvenergia tasu ning elektriaktsiis, mille suurust aga turu avanemine ei mõjuta.

Joonis%2038.PNG

Joonis 38 Elektriarve komponendid väiketarbija näitel 2017 aastal

 

6.2 Elektrihinna mõjurid

6.2 Elektrihinna mõjurid

Peamisteks elektrienergia hinna mõjuteguriteks on tootmisvõimsuse koosseis, et tagada tarbijatele igal ajahetkel elekter. Kuid selleks, et tagada elektrienergia liikumine nii riigisiseselt kui naaberriikidega, on vaja ülekandevõimsusi, mis aitavadki kujundada ühtset Euroopa elektrienergia turgu. Kõige olulisemad tegurid Eesti elektrienergia hinna kujunemisel on ülekandevõimsused, lisanduvad tootmisvõimsused regioonis, kliima sh hüdroenergia tase Põhjamaades ja Lätis ning primaarkütuste hinnad sh CO2 hind (vaata ka joonis 39).

Joonis 41 Elektri hinna mõjurid Eestis

Joonis 39 Elektri hinna mõjurid Eestis

Ülekandevõimsused

Eestil on täna elektriühendused nii Soome, Venemaa kui Lätiga. Ülekandevõimsustega suureneb konkurents ning selliselt on tarbijatele tagatud parim elektrihind. Tugevam ühendus Põhjamaadega ning erinevate tootmisviiside kasutamine toob kaasa ka ühtlasema hinnataseme eri piirkondade vahel.

 

Tootmisvõimsuste koosseis

Tootmisvõimsuste lisamine suurendab pakkumust ja konkurentsi ning „surub“ elektri hinda madalamaks. See omakorda muudab uute jaamade investeeringu tasuvust ning vähendab uute lisanduvate tootmisvõimsuste tulekut turule, kuni nõudlus hakkab hinda taas tõstma ehk tegemist on loomuliku pakkumise-nõudluse suhtega nagu kujutatud ka joonisel 20. Oluline on märkida, et erinevad toetus-skeemid tootjatele (sh taastuvenergia toetus) võivad moonutada pakkumuse ja nõudluse suhet, mis pärsib õigete hinnasignaalide teket. Täpsemalt on regiooni lisanduva- test tootmisvõimsustest juttu peatükis 2.

Kliima sh hüdroenergia tase Põhjamaades ja Lätis

Kliima mõjutab elektrienergia eelkõige läbi nõudluse muutuse. Põhjamaades on tarbimine suurem külmemate tem- peratuuride korral, sest suur osa elektrienergiast kasutatakse kütmiseks. Lõunapoolsetes piirkondades on vastupidi, kus elektritarbimine kasvab kõrgematel temperatuuridel hoonete jahutamiseks. Lisaks mõjutab kliima elektritoot- mist läbi taastuvenergia tootmisseadmete nagu näiteks päikesepaneelide, tuulegeneraatorite või hüdroelektrijaa- made korral. Kuna hüdroenergia on kõige odavam elektrienergia ning seda on Põhjamaade–Balti regioonis suurel hulgal, siis mõjutab see tugevalt regiooni elektri hinda.

Primaarkütuste hinnad ja Euroopa Liidu heitmekaubanduse reeglid

Primaarkütuse hindade seos elektrienergia hinnaga on kergesti mõistetav, sest nagu iga toodangu puhul, nii ka elektrienergia puhul sõltub tooraine hinnast lõpptoodangu hind. Oluline on rõhutada, et osade primaarkütuste puhul on tootjad lisaks kütuse hinnale kohustatud maksma ka täiendavaid tasusid nagu näiteks jäätmete (heitmete) tasu.

6.3 Turuosaliste vahelised suhted avatud elektriturul

6.3 Turuosaliste vahelised suhted avatud elektriturul

Elektrituru toimimiseks ja sujuvaks ning efektiivseks andmevahetuseks on tähtis koordineeritud rollijaotus, rollide määratlused ja andmevahetuse sõnumite ja formaatide ühtlustamine. Siinjuures on tähtis ühtlustatud seadusandlu- sel põhinev äriprotsesside ja nende tagamiseks vajaliku andmevahetuse kirjeldus. Ääretult tähtis on siinjuures ühine rollimudel.

6.3.1 Turuosaliste rollid Euroopas ja Eestis

6.3.1 Turuosaliste rollid Euroopas ja Eestis

ENTSO-E on välja töötatud kehtiv soovituslik rollimudel, mille loomisel on olnud kaasatud ka ebIX-i (suunatud jaeturule) ja EFET-i (tootjaid ühendav organisatsioon) 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 oleks kaetud kõik andmevahetusega seotud tururollid. Mõnedel turuosalistel on ettevõtjana täita erinevad rollid. Näiteks on põhivõrguettevõtja üks roll on 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 ja uue turuosalisena agregaator), tarbija ja elektribörsi korraldaja.

Joonis%2042.PNG

Joonis 40 Elektrituru osalised ja nendevahelised seosed

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 tarbimiskohta- desse. Tootjatel on võimalus sõlmida ka otselepingud suurtarbijatega, kellele müüakse elektrienergiat ilma vahenda- jateta. 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 on turuosaline, kes osutab võrguteenust 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 jaotus- võrguettevõtjad kuni 110 kV-l liinidel.

Põhivõrguettevõtja 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 turgu- dega (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.

Liinivaldaja on elektriettevõtja, kes kasutab elektrienergia edastamiseks otseliini või riigipiiri ületavat alalisvooluliini, mis on samuti ettenähtud 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.

Elektribörsi korraldaja 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. Elektribörsi korraldajaks võib olla isik, kellel on rahvusvahelise elektribörsi korraldamise kogemus ning kelle korraldatud elektribörsi aastane käive on vähemalt 50 TWh järgmise päeva ja vähemalt 0,5 TWh sama päeva tarnetega kaupleval elektribörsil. 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.

6.3.2 Tegevusluba Eestis

6.3.2 Tegevusluba Eestis

Selleks et tagada inimestele elektrienergia, kui elutähtsa teenuse kättesaadavus ja elektrienergia varustuskindlus, on energeetika alal 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;
  • elektrienergia müük;

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.

6.3.3 Turuosaliste vahelised lepingud

6.3.3 Turuosaliste vahelised lepingud

Süsteemihalduri avatud tarne leping

Süsteemihalduril on Eesti elektrisüsteemi ebabilansi katteks sõlmitud neljapoolse avatud tarne leping naaberelektrisüsteemi esindajatega kelleks on Läti, Leedu ja avatud tarnija Venemaa elektrisüsteemist (InterRao). Vastavalt süsteemi avatud tarne lepingule võtab süsteemi avatud tarnija, InterRao, endale kohustuse müüa Baltikumi elektri- süsteemile kauplemisperioodil puudujääv energiakogus ja osta Baltikumi elektrisüsteemilt kauplemisperioodil ülejääv energiakogus. Seejuures Eesti, Läti ja Leedu ebabilansid saldeeritakse.

Bilansileping

Bilansilepingu tüüptingimused määravad kindlaks süsteemihalduri ja bilansihalduri bilansi planeerimise, korrigeeri- mise 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 elektriener- gia ost või müük.

Bilansihaldur võtab oma avatud tarne ahelas olevate turuosaliste ees bilansivastutuse. Ta vastutab, et tema haldus- piirkonnas 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.

Joonis43%20Tarbija%20lepingulised%20suhted%20avatud%20turul.png

Joonis 41  Tarbija lepingulised suhted avatud turul

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 või mis toimuvad riigipiiri ületava liini kaudu.

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 võrgu haldajaga 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 jaauaris, saavad avatud tarnijat vahetada kõik tarbijad mõõtepunktide lõikes.

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“ (manually activated frequency restoration reserve ehk mFRR) osas. Leping sätestab õigused ja kohustused reguleerimisteenuse pakkumisel, tellimisel, kasutamisel, kasutamise lõpetamisel ja arvelduse tegemisel.

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.

6.3.4 Avatud tarnija vahetuse protsess

6.3.4 Avatud tarnija vahetuse protsess

Avatud tarnija vahetuse protsessis osalevad turuosaline, eelnev ja uus avatud tarnija, Andmeladu (AVP) ning võrguettevõtja. Tarnija vahetuse põhimõtted on järgmised:

  • avatud tarne lepingu aluseks on võrguleping. Turuosalisel peab olema tarbimiskoha liitumispunkti võrguettevõtjaga kehtiv võrguleping;
  • avatud tarnet saab ühes tarbimiskohas osutada üks avatud tarnija, määratud tarnet võib osta mitmelt müüjalt;
  • avatud tarnijat saab vahetada kalendrikuu vahetudes. Juhul kui kliendil on uus võrguleping, saab müüja uue võrgulepinguga mõõtepunktile avatud tarne lepingu Andmelattu sisestada kuni kas päeva pärast võrgulepingu jõustumist.

Avatud tarne lepingu sõlmimine

Turuosalisel tuleb avatud tarnija vahetuseks sõlmida uus avatud tarne leping, arvestades et kehtiv avatud tarne leping on lõpetatud nõuetekohaselt. Kui turuosaline sõlmib uue avatud tarne lepingu, esitab müüja teabe Andmelattu vähemalt 21 päeva enne lepingu kehtivuse algust. Teave peab sisaldama avatud tarne lepingu kehtivusaega ja mõõtepunktide EIC-koode, mille suhtes leping on sõlmitud. Avatud tarnija vahetub kalendrikuu vahetusel kell 00.00.

Avatud tarne lepingu lõpetamine

Avatud tarne lepingu saab lõpetada kalendrikuu vahetusel. Muul ajal saab avatud tarne lepingu lõpetada ainult siis, kui turuosalise võrguleping või liinivaldaja puhul võrgu kasutamise leping selles mõõtepunktis lõpeb. Kui avatud tarnija ütleb avatud tarne lepingu üles või lõpetab selle muul viisil, sisestab avatud tarnija andmelattu lepingu lõppemise andmed vähemalt 21 päeva ette.

Avatud tarne lepingu sõlmimine tulenevalt tarbija vahetumisest või lepingu katkemine

Kui turuosaline vahetub, sõlmib mõõtepuntki uus turuosaline uue avatud tarne lepingu hiljemalt eelmise lepingu lõppemise ajaks. Avatud tarne leping saab jõustuda alates võrgulepingu jõustumise kuupäevast. Võrgulepingu lõpetamise korral lõpeb avatud tarne leping võrgulepingu lõpetamise päeval südaöösel. Kui turuosalise sõlmitud avatud tarne uue lepingu kohta ei ole avatud tarnija infot edastanud enne turuosalise avatud tarne vana lepingu lõpptähtaega või leping katkeb, on turuosalise uueks elektrienergia müüjaks võrguettevõtja, või selle võrguettevõtja nimetatud müüja üldteenuse raames. Uus avatud tarne lepingu sõlmimisel, vahetub avatud tarnija uue lepingu sõlmimisele järgneval päeval kell 00.00. Avatud tarne lepingu katkemiseks loetakse lepingu lõppemist turuosalisest sõltumatute asjaolude tõttu.

Üldteenus

Üldteenuse puhul on turuosalise elektrienergia müüjaks võrguettevõtja, kelle võrguga on turuosalise elektripaigaldis ühendatud või selle võrguettevõtja nimetatud müüja. Kui üldteenust kasutav väiketarbija sõlmib lepingu uue avatud tarnijaga, peab uus avatud tarnija andmelaos teavitama vähemalt 21 päeva enne lepingu kehtivuse algust.

6.4. Tarkvõrk ja andmevahetus avatud elektriturul

6.4. Tarkvõrk ja andmevahetus avatud elektriturul

Energiasüsteem on revolutsioonilises muutuses nii Euroopas kui kogu maailmas. Olulistest trendidest on võimalik välja tuua energiaturgude integreerumine (ühtne Euroopa energiaturg, aga ka piiride kadumine elektri-, gaasi- ja soojusenergia turgude vahel) ning kliimapoliitika ja energiatõhususe eesmärkide ühtlustumine ja karmistumine. Tootmisseadmete ja tehnoloogiate arengus võib täheldada mitteplaneeritava tootmistsükli ja hajusalt paiknevate seadmete massilist lisandumist energiasüsteemi ning akumuleerimise ja tarbimise juhtimise võimaluste kasvu. Turuosaliste hulgas on näha uut tüüpi osapoolte lisandumist (ESCO-d ehk energiateenusettevõtjad, energiaühistud, agregaatorid, virtuaalsed jõujaamad, tarbijast-tootjad ehk prosumer´id), tarbijate teadlikkuse kasvu ja nõudlust uut tüüpi teenuste järele.

Nimetatud trendidega kaasnevad üha enam ettearvamatud energiavood, aga ka eksponentsiaalselt kasvavad andmevood energiasüsteemis. Energiavõrkude haldamine peab uute oludega kohanema, võrgud peavad muutuma targemaks. Tarkvõrk tähendab kombineeritud muutusi energiasüsteemis, mis tulenevad info- ja kommunikatsioonitehnoloogiate laialdasest kasutuselevõtust, võimaldades energia tootjaid, haldureid, müüjaid, tarbijaid, teenuse pakkujaid jne ühele platvormile või integreeritud platvormidele liita ja seal andmeid vahetada ning seeläbi pakkuda tarbijatele uusi teenuseid. Inimesed ei vaja mitte elektrit ja gaasi, vaid toasooja ja valgust ning teisalt taskukohaseid energiaarveid. Selleks tuleb leida võrgus üles efektiivsus ning tagada turulepääs neile osalistele, kes seda efektiivsust soovivad pakkuda. Odavaim, keskkonnasõbralikuim ja kindlaim energia on tarbimata energia.

Eelnev seab ka energiasüsteemihalduri valiku ette, kuidas hallata muutuvat ja oluliselt nutikamat energiasüsteemi. Juhtimaks energiasüsteemi ümberkujundamist, on Elering loonud ettevõtetest võrgustiku, mille abil välja arendada nutikas tarkvõrgu andmevahetusplatvorm Estfeed. Platvorm võimaldab lõpptarbijatel, energiateenuste pakkujatel, hajutatud (väike)tootjatel ja võrguettevõtjatel energiatarbimise reaalajalähedaste andmete vahetuse abil energia tootmise, transportimise ja tarbimise tõhusust kasvata