Source: https://elering.ee/book/export/html/1164
Timestamp: 2019-10-17 08:37:42+00:00

Document:
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
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.
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;
tagada põhivõrguettevõtjate, NEMO ehk elektribörsikorraldaja, ACER, reguleerivate asutuste ja turuosaliste aus ja mittediskrimineeriv kohtlemine;
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.
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.
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.
3.5.3.2	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 22 Ülekandevõimsuse jaotamine Eesti ja Läti piiril alates turu avanemiset
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).
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.

References: §3
 §6
 §10
 §11
 §12
 §13