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