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.