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.