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

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

⁸http://www.nordpoolspot.com

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Kahepoolsed lepingud (PPA – Power Purchase Agreements)

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

Finantsinsturmendid (futuurid, swapid jms)

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

Hinnapiirkonna EPAD

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

FCA üldised eesmärgid on järgmised:

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

FCA üldpõhimõtted on järgmised:

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

SAP ja HAR

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

¹² https://www.jao.eu/auctions#/

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

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

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

Üldeesmärgid on järgmised:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

CNTC meetodiga toimub piiriüleseks kaubanduseks lubatud läbilaskevõime arvutus etappidena:

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

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

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

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

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

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