Eleringi toimetised nr 2/2018 (18)
EESTI ELEKTRISÃœSTEEMI VARUSTUSKINDLUSE ARUANNE 2018
Tallinn 2018
EESTI ELEKTRISÜSTEEMI VARUSTUSKINDLUSE ARUANNE 2018
Tallinn 2018
Elering on sõltumatu ja iseseisev elektri ja gaasi ühendsüsteemihaldur, mille peamiseks ülesandeks on tagada Eesti tarbijatele kvaliteetne energiavarustus. Selleks juhib, haldab ja arendab ettevõte siseriiklikku ja ülepiirilist energiataristut. Oma tegevusega tagab Elering tingimused energiaturu toimimiseks ning majanduse arenguks.
Nende ülesannete täitmiseks esitab Elering vastavalt elektrituruseadusele (§ 39 lg 7 ja lg 8; § 66 lg 2, lg 3, lg 4 ) varustuskindluse aruande. Süsteemi piisavuse varu hinnang järgneval 10 aastal on esitatud vastavalt võrgueeskirjas § 131 lg 2 toodud valemile.
ISSN 2382-7114 ISBN 978-9949-9826-8-4
SISUKORD 1 EESSÕNA......................................................................................................................................... 9 2 SÜNKRONISEERIMINE....................................................................................................................13 2.1 Baltimaade elektrisüsteemi eralduskatse.......................................................................................................15 2.2 Eesti elektrisüsteemis sünkroniseerimiseks tehtavad investeeringud.........................................................16 3 ELEKTRIVÕRGU ARENGUD..............................................................................................................13 3.1 Eleringi planeeritud investeeringud 2018-2022..............................................................................................21 3.2 Tallinn................................................................................................................................................................ 22 3.2.1 Tallinna õhuliinide asendamine kaabelliinidega............................................................................................. 22 3.2.2 Elektrivõrgu ümberehitamine Aruküla-Tapa vahel........................................................................................ 23 3.3 Kirde-Eesti........................................................................................................................................................ 23 3.3.1 Püssi-Ahtme-Alutaguse piirkond................................................................................................................... 24 3.3.2 Balti-Allika-Sirgala piirkond............................................................................................................................. 24 3.3.3 Rakvere-Püssi piirkond....................................................................................................................................25 3.4 Kesk- ja Lõuna-Eesti........................................................................................................................................26 3.4.1 Tartu linn ja ümbrused..................................................................................................................................... 27 3.5 Lääne-Eesti ja saared...................................................................................................................................... 27 3.5.1 Mandri ja saarte ühendus................................................................................................................................28 3.5.2 Pärnu, Paikuse ja Sindi piirkonna elektrivarustus..........................................................................................29 3.6 Liitumiste parendamise raamistik .................................................................................................................29 4 TAGASIVAADE VARUSTUSKINDLUSELE.......................................................................................... 33 4.1 2017/2018 aasta talveperiood.........................................................................................................................34 4.2 2017. aasta suveperioodil (mai-september)....................................................................................................35 4.3 Balti regionaalne talitluskindluse koordinaator.............................................................................................36 4.4 Piiriülesed maksimaalsed ülekandevõimsused (TTC) 2017/2018. aasta talveperioodil...............................36 4.5 Võrgu talitluskindlus........................................................................................................................................38 4.5.1 Väljalülitumised ja andmata jäänud energia .................................................................................................38 4.6 Välisühendused................................................................................................................................................ 41 4.7 Sisevõrk............................................................................................................................................................43 4.7.1 Programmide „Liinid puuvabaks“ ja „Kindel võrk“ täitmisest......................................................................44
6 ELEKTRITURG................................................................................................................................ 65 6.1 Pikaajalisi võimsuse jaotamise instrumentide pakkumise üle viimine SAP´le............................................66 6.2 Mitme börsioperaatori tegevuse võimaldamine Eesti hinnapiirkonnas.......................................................66 6.3 Päevasiseste turgude üle-euroopaline ühendamine..................................................................................... 67 6.4 Reguleerimisturg ning ühine bilansi juhtimine..............................................................................................68 6.5 Baltimaade ühine reguleerimisturg ja harmoniseeritud bilansiselgitus- 2018............................................69 6.6 Reguleerimisturg ning ühine bilansi juhtimine.............................................................................................. 70 7 ELERINGI ELEKTRITURU VISIOON...................................................................................................73 7.1 Madalad turuhinnad/õiglane konkurents...................................................................................................... 75 7.1.1 Subsiidiumitega seotud turumoonutuste vähendamine.............................................................................. 76 7.1.2 Õiglane elektrikaubandus kolmandate riikidega............................................................................................ 78 7.2 Madal tarbimise hinnatundlikkus/tarbijafookus........................................................................................... 79 7.2.1 Turupõhised hinnasignaalid............................................................................................................................ 80 7.2.2 Tarbimise juhtimise kaasamine turule...........................................................................................................82 7.2.3 Digitaalsed lahendused paindlikkuse võimaldamiseks................................................................................ 84 7.3 Õige turuhinna leidmine/efektiivne elektriturg.............................................................................................86 7.3.1 Regionaalne turgude harmoniseerimine ja integreeritud lühiajaliste turgude arendamine.......................86 7.3.2 Bilansituru reformimine..................................................................................................................................89 7.4 Tootmisvõimsuse puudujääk/garanteeritud tootmispiisavus......................................................................90 7.4.1 Energiaturu välised meetmed – võimsusmehhanismid.................................................................................91 7.5 Kokkuvõte.........................................................................................................................................................93 8
VARUSTUSKINDLUST TOETAVAD ELERINGI TEADUS- JA ARENDUSTEGEVUSPROJEKTID................ 95
9 LISAD............................................................................................................................................ 101 LISA 1. Tootjate poolt esitatud andmed....................................................................................................... 102 LISA 2. Tootmisvõimsused ja tootmisvaru, talv........................................................................................... 105 . LISA 3. Tootmisvõimsused ja tootmisvaru, suvi.......................................................................................... 105 LISA 4. Elektrijaamad Eestis......................................................................................................................... 106 LISA 5. Elektrivõrgu planeeritud ja võimalikud investeeringud.................................................................. 108 LISA 6. Põhivõrgu investeeringud.................................................................................................................. 110
5 HINNANG VARUSTUSKINDLUSELE................................................................................................. 47 5.1 Regionaalne varustuskindlus aastani 2033.................................................................................................. 48 5.1.1 Baltikumi ja Soome varustuskindlus aastani 2033....................................................................................... 48 5.1.2 Hinnang............................................................................................................................................................53 5.2 Elektritarbimise prognoos aastani 2033.........................................................................................................53 5.2.1 Majanduse areng..............................................................................................................................................53 5.2.2 Elektritarbimise prognoos aastani 2033.........................................................................................................54 5.2.3 Jaotusvõrgud....................................................................................................................................................55 5.3 Eesti elektrisüsteemiga ühendatud tootmisseadmed 2018. aastal.............................................................56 5.4 Elektritootjate poolt teada antud tootmisseadmete muutused aastatel 2017-2027.................................. 57 5.4.1 Muutused võrreldes 2017. aastaga.................................................................................................................. 57 5.4.2 Suletavad tootmisseadmed ja olemasolevate tootmisseadmete võimsuse vähenemine.......................... 57 5.4.3 Kavandatavad ja ehitusjärgus soojuselektrijaamad......................................................................................58 5.5 Hinnang tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalikule tootmisvarule aastani 2028.....................................58 5.5.1 Hinnang tootmisvõimsuse piisavusele talvel.................................................................................................58 5.5.2 Hinnang tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalikule tootmisvarule suveperioodil.....................................59 5.5.3 Eesti varustuskindlus aastani 2033................................................................................................................60
6
7
1 EessĂľna
8
9
OLEME ÕPPINUD SÕITMA. HAARAME ROOLI! Desünkroniseerimine maandab varustuskindluse süsteemse riski
Digitaliseerimine toob tarbimise võrdselt tootmisega turule
Eesti tarbijate pikaajalise elektri varustuskindluse tagab Venemaa ühendelektrisüsteemist eraldumine. Tehnilise poole pealt me võiksime Vene süsteemis rahulikult edasi elada, kui maailm koosneks üksnes elektronidest. Kahjuks me oleme täna energiamaailmas reisijad bussis, kus juhiistmel istujat ei saa me usaldada. Tal on teised väärtused, maailmavaade ja asjadest arusaam. Selline sõit on risk, kus kunagi ei tea, millal uksed avatakse ja palutakse maha astuda. Elering tahab selle süsteemse elektri varustuskindluse riski koos Balti ja Euroopa Liidu kolleegidega 2025. aasta lõpuks maandada. Töötamine Venemaaga ühes elektrisüsteemis pole ainult elektrivarustuse risk, vaid ühiskonna kui terviku toimimise risk. Kui ei ole elektrit, ei ole tänapäeval midagi. Loetud tundide jooksul katkeb ilma elektrita side, veevarustus, kaugküte, tsentraalne kanalisatsioon ja muu eluks vajalik. Selle tagajärjel tekkivat kaost on hästi kirjeldanud Marc Elsberg oma raamatus Blackout.
Varustuskindluse tagamine tulevikus ei ole mitte ainult suuremad tootmisvõimused, vaid ka paremini, aktiivselt juhitav tarbimine. Tarbija aktiivse energiaturul osalemise eeldus on andmete kättesaadavuse tagamine võimalikult reaalaja lähedaselt, massiivsete andmemahtude liigutamise võimekus, asjade interneti põhimõtete rakendamine, kõrged nõuded küberturvalisusele ja isikuandmete kaitsele. Esimene praktiline samm sellel teel on andmete kokku kogumine ja läbi keskse punkti standardiseeritud kujul kõikidele osapooltele kättesaadavaks tegemine. Eleringi nägemuses kasvab Eesti energiasüsteemi digitaliseerimisest välja Läänemere regiooni ettevõtete ja valitsuste ülene visioon olla globaalne liider energiasektori digitaliseerimises. Taani, Norra, Soome on kohe järgmised riigid Euroopas, kes on hoogsalt tegelemas (eelkõige) elektrisüsteemi digitaliseerimisega. Need kogemused, kompetentsid ja raha kokku pannes võiksime olla selles vallas üheskoos globaalsel liidripositsioonil.
Loomulikult me teeme selle sammu kujul, et uus süsteem oleks töökindel ja tuled igal ajal põleksid. Kolm Balti riiki peavad ka saarestununa suutma omaette elektrisüsteemi hoidma töös. Tõsise häda korral suudame seda ka täna, aga tulevikus peab olema valmis selleks igal ajahetkel, pidevalt.
Digitaliseerimine kätkeb endas loomulikult uusi riske energiasüsteemile. Muutuv energiasüsteem toob kaasa muutuvad riskid. Nägime seda näiteks 2015. aastal Ukraina elektrivõrgu vastu korraldatud küberrünnakutes. Peame valmistuma sellisteks rünnakuteks pidevalt, kogu aeg, et rünnaku alla jäädes saada hakkama selle tõrjumisega.
On kostnud hääli, et milleks meile ikka see desünkroniseerimine. Balti riikide ja Venemaa-Valgevene elektrisüsteem on nii omavahel seotud, et kõigi osapoolte huvi on selle häireteta töö. Piltlikult öeldes, naabrile probleeme tekitades on probleemid ka enda hoovil. Jah, see on olnud ajalooliselt nii, kuid nüüdseks on vastastikune sõltuvus suuresti kadunud. Venemaa on oma elektrisüsteemid ehitanud Balti riikide neutraalseks, nende elektrisüsteem ei ole enam Baltimaade-suunalistest elektriühendusest sõltuv. Eleringilt on küsitud, kas me kavatseme olemasolevad vahelduvvoolu ühendused Venemaaga asendada alalisvoolu ühendustega. Sama moel kui oleme Estlinkide kaudu ühendatud Soomega. Ei, ei kavatse. Tulevikus vajaksime elektriühendusi Venemaaga vaid kaubanduseks, aga me ei näe, et lähiajal võiks aset leida Eesti ja Euroopa Liidu ning Venemaa elektrituru integratsioon. Kui pole kaubandust, siis pole mõtet ka neid ühendusi ehitada ja hoida. Sellest tulenevalt Elering ei plaani olemasolevaid vahelduvvoolu ühendusi Eesti ja Venemaa vahel alalisvooluühendustega asendada. Tulevikus võib olla lahendus, et Venemaa ja Euroopa Liidu vahel jääb üks elektriühendus Soomest Viiburist ja teine Leedust Alytusest.
Kokkuvõtvalt on Eesti pikaajaline varustuskindlus tagatud nii praegu kui ka järgneva kümne aasta perspektiivis. Pikaajalise varustuskindluse püsimiseks on kolm olulist eeldust: 1) toimiv ja efektiivne Euroopa Liidu elektriturg; 2) Eesti elektrivõrgu töökindlus; 3) Baltimaade desünkroniseerimine Venemaa elektrisüsteemist ja ühendamine Mandri-Euroopa sagedusalaga.
Taavi Veskimägi Eleringi juhatuse esimees
Venemaa süsteemist desünkroniseerimiseks vajalike investeeringute maht jääb Eestis 150 miljoni euro suurusjärku. Paradoksaalselt võib Venemaa süsteemist eraldumine tuua kaasa hoopis võrgutasu languse. Enamus Eestis sünkroniseerimise projekti tarvis tehtavaid investeeringuid elektrisüsteemi tuleks järgmise 10 aasta jooksul teha ka ilma desünkroniseerimiseta. Ilma eraldumise projektita teeksime need 100-protsendiliselt tarbija tariifist. Eraldumise projektile loodame kaasata aga arvestataval hulgal Euroopa Liidu kaasfinantseerimist. See võib tähendada, et me peame tariifi arvelt investeerima eraldumise korral vähem kui ilma eraldumiseta. Tootmisvõimsused tagab hästi korraldatud turg Eleringi varustuskindluse hinnangust järeldub, et regioonis on varustuskindlus tagatud vähemalt kuni 2025. aastani olemasolevate tootmisvõimsuste baasilt. Samas pikemas perspektiivis on vajalik, et turuhinnad annaksid investeerimissignaalid uute võimsuste turule toomiseks. Selleks tuleb juba praegu teha tööd turudisainiga, andmaks täpsemaid hinnasignaale ja kaotamaks olemasolevaid turumoonutusi. Euroopa elektrituru väljakutsed on madalad elektrihinnad – subsiidiumid ja teised administratiivsed meetmed vähendavad kunstlikult elektri hinda. Teiseks, madal tarbimise hinnatundlikkus – tarbija ei osale täna piisaval määral elektriturul. Kolmandaks, õige hinna leidmine – elektrituru erinevate ajahorisontide (päev-ette, futuurid, päevasisene, bilansienergia) toimimise efektiivsust on võimalik parandada, et turg leiaks õige tasakaalu. Neljandaks, tootmisvõimsuse puudujääk – tulevikus võib jääda tootmisvõimsusi puudu. Eleringi elektrituru visioon pakub neile kõigile küsimustele turupõhiseid vastuseid. Administratiivsed ehk energiaturu välised abinõud tuleks kasutusele võtta vaid viimasel võimalusel. On väga oluline mõista, et kõrged elektri tipuhinnad on ainult energiapõhise elektrituru toimimiseks vajalikud. Alternatiiv on tasuda tootjatele võimsuste eest toetustega. Toetus tuleb lõpuks kinni maksta ikkagi tarbijal ning mille suurus on mõjutatud poliitilistest otsustest. See on tsentraalne plaanimajanduse jätkamine, mitte turumajandus. 10
11
2 Sünkroniseerimine 2.1 2.2
12
BALTIMAADE ELEKTRISÜSTEEMI ERALDUSKATSE.......................................................................................15 EESTI ELEKTRISÜSTEEMIS SÜNKRONISEERIMISEKS TEHTAVAD INVESTEERINGUD................................16
Pikaajalise varustuskindluse tagamiseks on vajalik Baltimaade elektrisüsteem desünkroniseerida Venemaa elektrisüsteemist ning ühendada Euroopa elektrisüsteemiga.
Eelistatuim Kesk-Euroopaga ühisesse sünkroonalasse ühendamise alternatiiv on läbi kahe sõltumatu vahelduvvoolu liini, et tagada igal ajal süsteemide terviklikkus ja suure süsteemi eelised.
Baltimaade elektrisüsteemi stabiilsuse uuring ja Baltimaade mõju Kontinentaal-Euroopa elektrisüsteemile hindav uuring viiakse läbi 2018 aasta kevade lõpuks, millele järgneb lõplik otsus valimaks teostamiseks sobilik alternatiiv.
13
Venemaa elektrisüsteemist desünkroniseerimine on võtmetähtsusega samm Baltimaade pikaajalise varustuskindluse jaoks ja kolmandatest riikidest sõltumatuse tagamiseks. Baltimaade eraldumine Venemaa elektrisüsteemist ja ühendamine Kontinentaal-Euroopa sünkroonalasse on üks strateegiliselt olulisemaid ja samas ka üks keerukamaid projekte energeetikamaastikul. Projekti on otseselt või kaudselt kaasatud kõik Läänemere piirkonna elektrisüsteemid. Projekt on äärmiselt aktuaalne ka poliitilisel maastikul ning on tihti üks põhiteemasid strateegilistel aruteludel. Seoses Sünkroniseerimise projekti keerukusega on selle teostamiseks läbi viidud mitmeid uuringuid, millest Eesti osalusel teostatud uuringute loetelu on toodud allpool:
1998 – Baltic Ring study; 2008 – Synchronous Interconnection of the IPS/UPS with UCTE Power Systems; 2008 – Pre-feasibility study - state load-flow study on synchronous operation of Baltic power systems with the UCTE; 2013 – Feasibility study on the interconnection variants for the integration of the Baltic States to the EU internal electricity market; Gothia Power. 2016 - Impact of Baltic Synchronization on the Nordic Power System Stability; Nordic TSOs 2017- Integration of the Baltic States into the EU electricity system: A technical and economic analysis; EC JRC 2017 August valmis eralduskatsele eelnev ettevalmistav uuring The isolated operation of the Baltic States, Tractebel 2018 Aprill valmis Baltimaade ülekandesüsteemihaldurite ja ENTSO-E koostöös uuring Baltic TSOs‘ Frequency Stability Study 2018 Mai - Dynamic Study on Synchronous Interconnection of Estonian, Latvian and Lithuanian Power Systems to ENTSO-E Continental Europe Power System
Tulemused annavad aluse edasise otsuse tegemiseks sünkroniseerimise alternatiivi valiku osas. Sõltuvalt sünkroniseerimise stsenaariumist muutuvad ka sünkroniseerimise kogukulud ning seega ei ole kogukulusid hetkel välja toodud. Samas on teada investeeringud (Baltimaade sisesed) mis tuleb ära teha olenemata sünkroniseerimise alternatiivist. Eesti siseriiklikud sünkroniseerimisega seotud investeeringud on toodud järgmises alapeatükis ning nende teostamiseks on plaanis taotleda ka Euroopa liidu fondide kaasabirahastust. Arvestades sünkroniseerimise projekti keerukust ja erinevatest alternatiividest tingitud teatud ebamäärasust on projekti teostamine planeeritud etappide kaupa ning samas loogikas toimub ka Euroopa Liidu kaas-abirahastuse taotlemine, et minimeerida võimalikku tariifi mõju Eesti tarbijale.
2.1
BALTIMAADE ELEKTRISÜSTEEMI ERALDUSKATSE Eelmises peatükis nimetatud esimese etapi, eraldi sünkroonala võimekuse saavutamise üheks oluliseks osaks on Baltimaade elektrisüsteemi eralduskatse, mis on planeeritud läbi viia 2019 aasta varasuvel. Eesti elektrisüsteem talitleb täna ühes sünkroonalas Läti, Leedu, Valgevene ja Venemaa elektrisüsteemidega. Selle sünkroonala sageduse reguleerimise eest vastutab suures osas Venemaa süsteemihaldur. Samas peab Eesti elektrisüsteem olema võimeline töötama ka olukorras, kus puuduvad vahelduvvooluühendused naaberelektrisüsteemidega. Et kontrollida Eesti elektrisüsteemi iseseisva talitlemise võimekust on alates 1993. aastast teostatud Eesti elektrisüsteemi eralduskatsetusi, millede käigus Eesti elektrisüsteem on eraldatud tehniliselt Venemaa ja Läti elektrisüsteemidest. Eralduskatsete põhieesmärk on olnud kontrollida Eesti elektrisüsteemis töötavate elektrijaamade ning Eesti ja Soome vahelise alalisvooluühenduse EstLink 1 sageduse reguleerimise võimekust nii tavatalitluse kui ka elektrisüsteemis aset leida võivate häiringute korral. Eesti elektrisüsteemi eralduskatsed on läbi viidud aastatel 1995, 1997, 2001, 2006, viimane eralduskatse toimus 2009. aasta aprillis ning see kestis umbes poolteist tundi. Toimunud eralduskatsed on olnud edukad ning Eesti elektrisüsteemi võimekus sageduse reguleerimisel eralduskatsete ajal on vastanud ootustele, seda eriti aastal 2009 toimunud eralduskatse ajal, kus täiendavalt elektrijaamadele oli võimalik kasutada ka EstLink 1 sageduse reguleerimise funktsionaalsust. Tähelepanu on pööratud ka Balti riikide elektrisüsteemide iseseisva töötamise võimekusele. Muuhulgas on Balti riikide süsteemihaldurite vahelises koostöös välja töötatud kava Balti riikide elektrisüsteemide operatiivseks eraldumiseks Venemaa ja Valgevene elektrisüsteemidest. Lisaks on katsetatud ka Balti riikide elektrisüsteemide eraldamist reaalselt. Näiteks 2002. aasta aprillis viidi läbi edukas eralduskatse, mille käigus Eesti, Läti ja Leedu elektrisüsteemid koos Kaliningradi piirkonna ning osaga Valgevenest eraldati füüsiliselt lahti Venemaa ja Valgevene elektrisüsteemidest. 2014. aastal leppisid Balti riikide süsteemihaldurid kokku vajaduses korraldada uus Balti riikide elektrisüsteemide eralduskatse. 2017 aastal viidi läbi uuring vajalike investeeringute kaardistamiseks eralduskatse läbiviimiseks. Järgmine eralduskatse on planeeritud 2019. aastasse. Võrreldes varasema Baltimaade eraldumisega on uus eraldumine oluliselt keerulisem kuna enam pole ühist juhtimiskeskust ja samuti pakub avanenud elektriturg väljakutseid turukorralduse poole pealt. Kolme põhivõrgu vahel toimub pidev koostöö ja alustatud on ettevalmistustöödega. 2018 aasta jooksul on plaanis kokku panna eralduskatse tehniline kava. Praeguseks on kokku on lepitud, et saartalitluse pikkus on eeldatavasti 18 tundi. Sealjuures jääb Kaliningrad Baltikumist tööle eraldi saarena. Eralduskatse ajal on plaanis teostada ka sagedusereguleerimise katseid. Eralduskatse vajab stabiilsuse tagamiseks kindlasti teatud koguse „must run“ generaatoreid. Vajalik on määrata piiriüleste ülekandevõimsuste suurused Balti riikide vahel ning Põhjamaade ning Poolaga ja elektrijaamade generaatorite maksimaalselt võimalik tootmistase. Samuti on vaja tagada vajalik reservvõimsuste tase eralduskatse ajal.
Positiivne külg sünkroniseerimisega kaasnevate Eestis tehtavate investeeringute juures on see, et need tuleks teostada pikemas perspektiivis kõigi seni uuritus võimalike stsenaariumite korral. Sünkroniseerimise protsess on planeeritud 3-e etappi: 1. Saavutada valmisolek Baltimaade eraldi sünkroonalana talitlemine avariiolukordades. 2018-2019 on planeeritud selle valmiduse kinnitamiseks ja testimiseks korraldada Baltimaade sünkroonala eralduskatse. Lisaks tuleb esimeses etapis jõuda otsuseni Kesk-Euroopa poole pealt, kas Baltimaade Kesk-Euroopaga sünkroniseerimise projekt reaalselt käivitada või mitte. 2. Teise etapi eesmärgiks on saavutada püsiv valmisolek, juhul kui Baltimaadel tuleb püsivalt eralduda Venemaa elektrisüsteemist eraldiseisvaks sünkroonalaks. Teise etapi tähtajaks on 2025 aasta. 3. Viimases etapis on eesmärgiks lõplikult eralduda Venemaa elektrisüsteemist ja ümber ühenduda Kontinentaal-Euroopa sünkroonalaga.
14
15
2.2
EESTI ELEKTRISÜSTEEMIS SÜNKRONISEERIMISEKS TEHTAVAD INVESTEERINGUD Sünkroniseerimise eelduseks on Eesti sisemaise põhja-lõuna suunalise 330 kV võrgu ja olemasolevate EestiLäti 330 kV õhuliinide tugevdamine ning kolmanda Eesti-Läti 330 kV õhuliini rajamine Tallina ja Riia vahele. Eesti-Läti kolmanda ühenduse rajamiseks on allkirjastatud liiniehituse lepingud Harku-Sindi kaheahelalise 330 kV ja 110 kV ühisriputusega õhuliini rajamiseks ja Läti territooriumil Riia TEC2 - Kilingi-Nõmme 330 kV õhuliini rajamiseks. Ühenduse valmimisel kasvab oluliselt nii Eesti kui Läti elektrisüsteemi varustuskindlus ja paraneb ka läbilaskevõime Eesti ja Läti vahel. Eesti-Läti kolmas ühenduse rajamisel tagatakse Euroopa Liidu fondidest kaasabirahastus 65% ulatuses. Peale Eesti-Läti kolmanda ühenduse valmimist alustatakse koheselt ka olemasolevate Balti-Tartu-Valmiera 330 kV ja Viru-Tsirguliina-Valmiera 330 kV õhuliinide tugevdamisega. Nimetatud investeeringute teostamiseks plaanitakse samuti Euroopa Liidu fondidest kaasabirahastust ning selleks ettevalmistavad tegevused käivad. Eesti-Läti olemasolevate ühenduste rekonstrueerimine on plaanis teostada ajavahemikus 2021 kuni 2025. Täpsem liinide rekonstrueerimise järjekord ja katkestusajad on hetkel Läti ja Eesti elektrisüsteemihaldurite vahelisel kooskõlastamisel. Sõltuvalt Sünkroniseerimise alternatiivi otsusest võib erinevas mahus ette näha täiendavaid investeeringuid tootmisreservidesse ning juhtimistehnoloogiatesse ning alalisvoolu ühenduste täiendustesse, et tagada piisavad reservid ning elektrisüsteemi töö- ja varustuskindlus. Eestiga seotud Venemaa sünkroonalast eraldumiseks vajalikud investeeringud ja võimalik ajakava on toodud alljärgnevas tabelis. Võrreldes varasemaga on korrigeeritud rekonstrueerimise maksumust, seoses hindade täpsustamisega hiljuti läbiviidud 330 kV õhuliinide ehitamise hangete põhjal. Samuti tingib õhuliinide L300 ja L301 maksumuse mõningase suurenemise paralleelselt kulgevate 110 kV õhuliinide ühisriputus rekonstrueeritavatele mastidele. Ühisriputus võimaldab vähendada mõju keskkonnale ning kokku hoida tulevikus trasside ja liinide hoolduskuludelt.
Tabel 2.1 Sünkroniseerimisega seotud täiendavate sisemaiste investeeringute orienteeruv ajakava ja maksumus 2018 alguse seisuga
nr
Investeeringu nimetus
staatus
Maksumus MEUR
planeeritud valmimine
Euroopa ühishuvi projekti kood (PCI)
Ühisrahastuse osakaal
2
L300 Balti-Tartu
Planeerimisel
51.21 MEUR
2024
4.8.2
Taotlemisel
3
L301 Tartu-Valmiera
Planeerimisel
30.66 MEUR
2025
4.8.1
Taotlemisel
4
L353 Viru-Tsirguliina
Planeerimisel
73.20 MEUR
2025
4.8.4
Taotlemisel
5
Juhtimissüsteemide uuendamine ja pinge-juhtimisseadmete (SVC) paigaldamine
Planeerimisel
30.0 MEUR
2025
4.8.9
Taotlemisel
6
Ettevalmistustööd Baltikumis: Balti AGC süsteemi stabiilsuskontrolli monitooringusüsteem (EE osa)
Planeerimisel
2.0 MEUR
2025
4.8.9
Taotlemisel
7
Võrgu-uuringud (EE osa)
0,72 MEUR
Taotlemisel
KOKKU 187,79 MEUR
16
17
3 Elektrivõrgu arengud 3.1 ELERINGI PLANEERITUD INVESTEERINGUD 2018-2022................................................................................21 3.2 TALLINN............................................................................................................................................................ 22 3.2.1 Tallinna õhuliinide asendamine kaabelliinidega............................................................................................. 22 3.2.2 Elektrivõrgu ümberehitamine Aruküla-Tapa vahel........................................................................................ 23 3.3 KIRDE-EESTI..................................................................................................................................................... 23 3.3.1 Püssi-Ahtme-Alutaguse piirkond................................................................................................................... 24 3.3.2 Balti-Allika-Sirgala piirkond............................................................................................................................. 24 3.3.3 Rakvere-Püssi piirkond....................................................................................................................................25 3.4 KESK- JA LÕUNA-EESTI....................................................................................................................................26 3.4.1 Tartu linn ja ümbrused..................................................................................................................................... 27 3.5 LÄÄNE-EESTI JA SAARED............................................................................................................................... 27 3.5.1 Mandri ja saarte ühendus................................................................................................................................28 3.5.2 Pärnu, Paikuse ja Sindi piirkonna elektrivarustus..........................................................................................29 3.6 LIITUMISTE PARENDAMISE RAAMISTIK .......................................................................................................29
18
Piirkondliku arengu huvipakkuvamateks osadeks on Tallinna piirkonna elektrivõrgu uuendamine ja ümberkujundamine. Suurim osa Tallinna kõrgepingeliinidest rekonstrueeritakse kaabelliinideks.
Lääne-Eesti, sealhulgas saarte varustuskindlust ning võrgu läbilaskevõimet tõstab ehitatav Harku-Lihula-Sindi 330/110 kV liin, mis on ühtlasi osaks Eesti-Läti kolmandast elektriühendusest ning kogu Eesti mandriosa katvast tugevast 330 kV ringvõrgust.
Saarte varustuskindluse parandamiseks valmib lähimal ajal teine 110 kV merekaabel Rõuste-Tusti vahele ning 110 kV Väikese Väina merekaabel.
Sünkroniseerimise projekti raames rekonstrueeritakse täies mahus Tartu-Balti, TartuValmiera ning Viru-Tsirguliina vahelised 330 kV õhuliinid.
Liitumiste protsessi efektiivsemaks muutmine on Eleringi prioriteet, eesmärgiga võimaldada uute tootmisseadmete liitumist, mis omakorda panustavad elektrisüsteemis piisavasse varustuskindluse tagamisse.
19
Käesolevas peatükis on esitatud Eleringi planeeritud investeeringud aastatel 2018-2022 ning arengusuunad aastani 2032. Eleringi arengusuundade puhul võib eristada kahte horisonti:
3.1
Elering vastutab Eesti elektrisüsteemis varustuskindluse tagamise eest. See tähendab, et igal ajahetkel peab olema tarbijatele tagatud nõuetekohase kvaliteediga elektrivarustus. Eleringi tegevus Eesti elektrisüsteemi töös hoidmisel ning varustuskindluse tagamiseks vajalike investeeringute tegemisel tuleneb otseselt elektrituruseadusest, võrgueeskirjast ning elektri- ja energiamajanduse arengukavadest. Eleringi võrk koosneb 110, 220 ning 330 kV ülekandeliinidest, mis ühendavad terviklikuks energiasüsteemiks Eesti suuremad elektrijaamad, jaotusvõrgud ja suurtarbijad. Eleringi omanduses on ka ülepiirilised ühendused Soome, Läti ja Venemaaga.
2 018-2027 aasta plaanid, mille puhul on investeeringud kantud Eleringi investeerimiskavasse; võimalikud arenguplaanid aastani 2032 mis kajastuvad üldise käsitlusena Eleringi pikaajalises investeeringuplaanis.
Ülesehituse konsistentsuse mõttes on investeeringud ja plaanid on vaadeldud nii 110 kV kui ka 330 kV võrgu kohta ning on jaotatud nelja piirkonna lõikes:
Joonis 3.1 Peatüki „Elektrivõrgu arengud“ ülesehitus
ELERINGI PLANEERITUD INVESTEERINGUD 2018-2022
Eleringi investeeringute eesmärgid:
Tallinn koos ümbrusega; Kirde-Eesti; Kesk- ja Lõuna-Eesti; Lääne-Eesti ja saared.
Tallinna piirkond Kirde-Eesti
v arustuskindlust toetavad investeeringud; elektrituru arengut toetavad investeeringud (välisühendused); läbilaskevõime tagamine, et võimaldada uusi liitumisi ja koormuste kasvu; võrgu vananemise peatamine; töökindluse (pingekvaliteet ja katkestused) parandamine; ettevõtte efektiivsuse suurendamine, kadude vähendamine; uute klientide liitumised (tarbijad, tootjad).
Eleringi nõukogu kinnitas detsembris 2017 ettevõtte investeeringute eelarve aastateks 2018-2022. Joonis 3.2 kirjeldab investeeringute jagunemist võrgu uuendamisse ja arengusse ning Joonis 3.3 kirjeldab investeeringute jagunemist Eleringi alajaamadesse ja liinidesse. Lisa 7 Põhivõrgu investeeringud on toodud loetelu mis sisaldab nimetatud eelarvest põhivõrgu elektriseadmetesse tehtavate investeeringute osa. Tegemist on loeteluga Eleringi planeeritavatest investeeringutest eelarve kinnitamise hetke seisuga. Investeerimisobjektid ja nende realiseerimise tähtajad võivad ajas muutuda. Nimekiri projektidest ning valmimise tähtaegadest vaadatakse üle ja vajadusel uuendatakse vähemalt üks kord aastas.
Joonis 3.2 Eleringi investeeringute jagunemine võrgu uuendamise ja arengusse (2018-2022)
Amortiseerunud võrgu uuendamine 32,9%
Eestisisese võrgu arendus 67,1%
Kesk- ja Lõuna-Eesti Lääne-Eesti ja saared
Joonis 3.3 Eleringi investeeringute jagumine alajaamadesse ning liinidesse (2011-2022)
Alajaamad 22,4%
Liinid 77,6%
20
21
Viimsi alajaam on kaheahelalise liini Viimsi-Kallavere toitel. 2016 aastal moodustas kogutarbimine Viimsi alajaamas 150.9 GWh (ca 2% Eesti kogutarbimisest) ning tipukoormus ~37.7 MW. Arvestades Viimsi piirkonna kiiret arengut ja Viimsi alajaama suurt koormust ning riski, mis kaasneb eelpool nimetatud liinide rikkega kaalutakse Viimsi alajaama ümberühendamist sõltumatule ringtoitele. Lisaks olemasolevale Kallavere toitele saaks teise ühenduse tagada kaabelliiniga näiteks Iru alajaamast.
Tallinna piirkonnaga seotud arengud keskenduvad eelkõige vananeva taristu asendamisele linnasiseselt ning elektrivõrgu ümberkujundamisele linna ümbruses. Ülevaade Tallinna ja selle lähipiirkonna arenguprojektidest on koondatud järgnevale joonisele (vt Joonis 3.4). LOKSA AJ
L11 8
L300
B 04
L360
L506
04
L06 L065
21 L0 L02 0
L099
L157
ÕE ÜL AJ EJÕ EA J AJ
EM
AJ
A
57
L1
6
L34
3A
A
L1
KANTKÜ
JÕGEVA AJ IMAVERE AJ
NE
57 B
L1 3
AJ NA
PÄ R
4A
L13
L356
33
L1
9
09
L JÄRVAKANDI AJ
L1
L131A
32
PÕDRA AJ
C
SAA
AN
B
33
L1
L134A
L1 48
L34 6 6
L54
MAARITSA AJ B
33
L1
L134B
SINDI AJ
3
L50
AUDRU AJ
B
L0
PAIKUSE AJ
PÕLVA AJ
06
D
KABLI AJ
L1
6A
L10
L057
L1
L030
VILJANDI AJ REINU AJ
OIU AJ
L10
5B
L105A
L10
5A
PUHJA AJ
L05
1
0 L3
3
L1
32
PAPINIIDU AJ
05B
L1
RUUSA AJ
42
KANEPI AJ
6A
L353
ELVA AJ
23
L10
L14
A 06 L1
L1
06
B
KILINGI-NÕMME JS
ABJA AJ
49
7
L1
L145
L156
L30
L0
A 32
TAR
B
L105
METSAKOMBINAADI AJ
48
L
1
7 1
L14
L30
07 3 35B
57 L1
L1
VOLDI A
SUURE-JAANI AJ
L106B
6
56
L3
KOIGI AJ 0B
L13
5
L14
56
1 L14
L1 75 L1 76
5
L1 L300
9 L1 0
03
L5
L134A
L1
82
B
L1
3
L111 L112
L50
L110
L503
L5 L1 03 10
L353
A 6
33 L1
L34
L1
L3
L132B
L503
TÜRI AJ
6
L177
53
97
6A
L3
L0
L1 0
L132A
L02
L108B
B 33 L1
L34
6
L0 63 L0 62
L199B
21 0 L02
09 L1
03
L5
L356 L353
B 04
L1 82
L116A L069
L06
L065
L1
3
L110
6
L066
L103A
L54
L115
L503
A
L108B
15 L1
61
L0
L186
7
L15
TÕRVA AJ
62
6
PAIDE AJ
L357
L18
53
OTEPÄÄ AJ L058
L0
01
7
KEHTNA AJ
L027
7C 1054 LL1
SIKASSAARE AJ
Liin Alajaam
Piirkonnas asuv L206 on ainuke 220 kV pingel töötav liin Eesti ülekandevõrgus. L206 on plaanis demonteerida amortiseerimisperioodi lõpus.
L149
22
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
L133A
3
L146
2
L19
ROOSNA-ALLIKU AJ Demonteeritav võrguosa
Investeeringud ALATSKIVI 330 kV õhuliin AJ 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L187
L3
ELVA AJ 03
NUIA AJ
L192A
ROELA AJ
VÄIKE-MAARJA AJ
L03
L058
92
L1
ARAVETE AJ
L353
L5
RÕNGU AJ
6
L50
01
L1
L506
49 L1
AJ
AJ
02
A
KILINGI-NÕMME AJ VALJALA AJ L5
03
ABJA AJ
L1
TAPA AJ
JÄNEDA AJ L506
KOSE AJ
5A
A
SU RT
L KÜ
L177
5A L17 6 L17
L103
02
L101
L105A
L10
VI
L175
KILINGI-NÕMME JS
5B
LÕPE AJ L35K51 L35K52 L35K53 L8090
RAKVEREPÕHJA AJ
1B
07
L5
L103B
L360
L13
AJ
72
I VÕ
ORISSAARE AJ
6A
L10
L1
15 L1
UHTNA AJ
RAKVERE AJ
95 L1 4 9 L1
L194 L101
LIIVA AJ
Kirde-Eestis asuvad Eesti kõige suuremad elektrijaamad ning Eesti suurima alalisvooluühenduse EstLink 2 konverterjaam. Sealne tarbimine VÄNDRA AJon põhiliselt koondatud tööstuspiirkondadesse. Põhilised tarbimist TÖÖSTUSE AJ KUUSTE AJ mõjutavad valdkonnad on põlevkivitööstus ja kaevandused. Põlevkiviressurss teatud aja tagant mingis PUHJA AJ SOPI AJ PÕLTSAMAA AJ piirkonnas ammendub, mille tõttu rajatakse uued kaevandused, millega koos jaotuvad ümber ka tarbiPÄRNU-JAAGUPIREOLA AJ AJ misvõimsused ja võrk vajab rekonfigureerimist.
L10
L3
L1
1
7 L1
KADRINA AJ
L194
L195
L100A
L060
L1
L35
TE US RÕ
L057
L106B
LEISI AJ
70
L1
7 K5 L355K58 L3
C
A L006 L005
6
01
92
L80
L173
L174
TARTU AJ
VIGALA AJ
9
L18
LIHULA AJ
L035 L036
L104
ARUKÜLA AJ
AA
L188
OIU AJ
VILJANDI AJ REINU AJ L172A
B
B
3.3 KIRDE-EESTI
B
MUHU AJ
06
06
L134B
L10
L1
L0
AJ
6A
D
96
L1
L18
A 57 L1
AJ
A
L030
06
L1
L8060
L357
VALGU AJ
L105
5B L10
97
64
85
03
MARTNA AJ
A
L1
A
L5
39
L0
L038
32
B
J
65
HALJALA AJ
VIITNA AJ
EO -V J IKU U A AS ASIK A R RA L195 KEHRA AJ
L50
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin RAPLA AJ 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin L0 25 VOLDI EstlinkAJ 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam KULLAMAA AJ
L037
3
32
08
L1
TAEBLA AJ
HAAPSALU AJ
B
L50
L0
L1
KOLGA AJ
ALAJÕE AJ
AJ
L1
KUNDA AJ
KUUSALU AJ
L1
RISTI AJ
PÕLTSAMAA AJ
L03
L0
AJ
B
C
07
SU RT
L KÜ
L1
3
L KÜ
SAARE AJ
L13
33
03
VÕSU AJ
RIISIPERE AJ
19
KÄRDLA AJ
L1
VI
I VÕ
L5
L130A
KANTKÜLA AJ
0B
1B
SUURE-JAANI AJ
arku-Veskimetsa osaline õhuliini asendamine kaabelliiniga L001 H Harku-Veskimetsa osaline õhuliini asendamine kaabelliiniga I AJ SINDL002 Kopli-Paljassaare osaline õhuliini kaabelliiniga L009 AUDRU AJ asendamine METSAKOMBINAADI AJ PAIKUSE AJ L010 Paljassaare-Volta osaline õhuliini asendamine kaabelliiniga PAPINIIDU AJ Harku-Veskimetsa osaline õhuliini asendamine kaabelliiniga L011 KABLI AJ Harku-Kadaka osaline õhuliini asendamine kaabelliiniga L012 Kadaka-Veskimetsa õhuliini asendamine kaabelliiniga L004 Veskimetsa-Volta õhuliini asendamine kaabelliiniga L160 Veskimetsa-Volta õhuliini asendamine kaabelliiniga L161
J
OA
LO
VE JÄR
58
L1
PÕDRA AJ
AULEPA AJ
C
L198
L
L353
KOHILA AJ
L131A
32
L356
A
9 19
L158
L1
IMAVERE AJ
JÄGALA AJ
L1 L1 98 L1 96 97
KIISA AJ MUSTVEE AJ
A
L1
1
L0
07
B
17
Ä
B
JÕGEVA AJ
A
L1
L0
L13
L356
A
03
Kaabelliinidega asendatakse järgmised õhuliinid:
18
J EA
JÜRI AJ
L017
L0
E AJ
J EA
L100
30
56
9A
L0
SOPI AJ
L018
AJ
AJ
81
L3
RUMMU AJ
NÕVA AJ
L132B
4A
PÄRNU-JAAGUPI AJ Tallinnas on planeeritud rekonstrueerida enamus linnasisestest õhuliinidest kaabelliinideks ja asendada olemasolevad õlitäitega kaabelliinid moodsate plastisolatsiooniga kaablitega.
SA ET
6
L02
56
L13
07
L5
KOIGI AJ
L3
AM
SN
LA
VE JÄR
L1 80
L133A
VÄNDRA AJ
KEILA AJ L1
L132A
STA
MU J
EA
IMÄ KIV AJ RI AG
TOPI
L178
33
L1
LA
J
AA
K DA
KA
7
7
L188
L1
IM
03
A
L5
L35
L18
L0
ARJ AN
E
MÄ
LLAV
J
A IRU
J
A IDA
0
0 L3
IST
AJ ÜLEM NA
EN
02
HARKU AJ
PAIDE AJ
L027
Tallinna õhuliinide asendamine kaabelliinidega
, L0
A DL
, L0
L0
12
J
EA
Ä ISM
N TÕ
AJ
KA
J
A AJ MA LTA RIJAA VO KT ELE
KOPLI AJ
11
MA
DA
SA
ER
PALJASSAARE AJ
01
KEHTNA AJ
LIHULA AJ
K
TABASALU AJ
L179
KULLAMAA AJ
IN
AJ
RU
15
ROOSNA-ALLIKU AJ PALDISKI AJ
MA
14
L0
TL
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
L357
L0
ES
25
LÕPE AJ
L35K51 L35K52 L35K53 L8090
63
L0
08
72
71
L1
LOKSA AJ L0
SK VE
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin L187 110 kV kaabelliin RAPLA AJ L186
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
AJ
L173
7 K5 L355K58 L3
L1
L3
VÄIKE-MAARJA AJ
L1
E ST
L172A
70
L1
00
L192A
ROELA AJ
2
RIISIPERE AJ
9 L18
92
L73 L72
L0
L5 L1 03 10
6 L18
B
19
L0
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin RISTI AJ Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam TAEBLA AJ 110 kV alajaam
L037
L80
B
L19
ARAVETE AJ
Elering rekonstrueerib suurel hulgal olemasolevaid elektriliine ja alajaamu. Lisaks tegeletakse kohaliku koguMARTNA AJ AJ konna ja omavalitsuse nõutele vastu tulles vanadeVALGU linnasiseste õhuliinide asendamisega kaabelliinidega. TÜRI AJ Kaabelliinid on küll õhuliinidest märksa kallimad, ent linnapildis märkamatud ning ka palju töökindlamad. Samuti on Tallinna tingimustes nõuetele vastavate õhuliinide kaitsetsoonide rajamine elanikke häirimata JÄRVAKANDI AJ pea võimatu. Õhuliinide rekonstrueerimise üldeesmärgiks on varustuskindluse tagamine Eesti kõige dünaaVIGALA AJ milisemalt arenevas piirkonnas läbi ülekandevõime suurendamise ja ülekandesüsteemi rekonstrueerimise. 3.2.1
VIRU AJ KONSU AJ
38
L1
VIIM
L038
L036
ILLUKA AJ
ALUTAGUSE AJ
92
L1
SI AJ
L0
L035
36
ESTONIA-PÕHJA AJ
1
L506
KOSE AJ
KOHILA AJ
L1
L7
L50
AULEPA AJ
HAAPSALU AJ
Joonis 3.5 Võimalik elektrivõrgu areng Aruküla-Tapa piirkonnas
01
L1
L101
AHTME AJ
KIIKLA AJ
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
6
L50
35
0
JÄNEDA AJ L506
85 L1
9A
1 L0
39
L1
TAPA AJ
7
17
L1
L08
L103
L075 L074
PARGI AJ
AIDU AJ
L192 L103
02
6
L0
L116
L7
KIISA AJ
0 L36 03 L1
L103B
L138B
81
26
L135
RAKVERE AJ
95 L1 4 9 L1
L19 4 L10 1
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
L1
A 38 L1
5
L100A
L060
KADRINA AJ
L194
L19
L124B
L117 L118
L005
L124A
L360
L066
L111 L112
96
L1
LIIVA AJ
Tapa-Aruküla liin L101 on amortiseerunud ja vajab rekonstrueerimist. Elektrilevi OÜ plaanib uue Jäneda JAAM LA AJ 110 kV alajaamaASERI rajamist ning Kose piirkonnas 35 kV alajaama laiendamist 110 kV alajaamaks. Lisaks PEAAOLMI AHJEJ VA NH A R V VIRU-NIGULA AJ LVT AJ MVT AJ mastidel NA REE AR sellele piirkonna probleemiks on samadel kulgevad õhuliinid Aruküla-Kehra L194 ja L195 ning N AJ PÕHJA AJ K UHTNA AJ A AL PTK AJ ja Raasiku-Veo. Antud võrgukonfiguratsiooniga on väga nende liinidega ühendatud alajaamad Raasiku JO J KA J MI NE PÜSSIplaneerida AJ IA keeruline nendel õhuliinidel hooldustöid. Optimaalse variandi järgi võõrandatakse Elektrilevile RAKVERET L A PÕHJA AJ B kuuluv Kehra-Kose 110 kV õhuliin ning Kose 110 kV alajaam. Seejärel tuleb muuta Kehra alajaam läbijooksEESTI EJ OT AJ vaks kasutades Tapa-Aruküla ning Kehra-Kose õhuliine ning osaliselt demonteerida L101 (vt Joonis 3.5).
L103A
L0
JÜRI AJ
L50
L1
ARUKÜLA AJ
06A
B
I AJ
97
64
01
L503
65
L115
V JÄR
L35
18
A
L1
L1
L100
L017
L0
ÜL EK
AJ
L1
80
RUMMU AJ
O LO AJ
L1
KEILA AJ
ÄE
VIITNA AJ
AJ EO - V AJ U K U I AS SIK RA RA A L195 KEHRA AJ
15 L1
61
AJ
AM
SN
LA B
E IMÄ KIV AJ RI AG LA
DL
EN
E MÄ STA AJ MU VE JÄR
AJ
AJ
06
K DA KA
L1
NÕVA AJ
J AA
TOP
L178
L018
11
IDA
E IST
AJ ÜLEM
NA
J AN A AR
L0
L179
L0
AJ
HARKU AJ
PALDISKI AJ
2,
12
L0
AJ
HALJALA AJ L0
SA ET 00
,L
01
L0
ÄE
L198
KUUSALU AJ
A
IM
ISM
N TÕ
AJ IRU
AJ
L1 98 L1 96 97
L360
KOPLI AJ
KA
AJ
JÄGALA AJ
L1
15 L1
SK VE
AJ MA LTA RIJAA VO KT ELE
J
EA
VER LLA
KOLGA AJ
L8060
5
PALJASSAARE AJ
SA
L
L506
K
A
A
9 19
L136
L199B
IN
M DA
AJ
K2
15
J
AA
62
TL
M RU
L0
ES
14
LIN
L0 L0
T ES
KUNDA AJ
J
SI A
VIIM
TABASALU AJ
MUHU AJ
3.2.2 Elektrivõrgu ümberehitamine Aruküla-Tapa vahel
VÕSU AJ
4A
63
Joonis 3.4 Tallinn ja selle ümbruse arenguprojektid
L10
L0 63 L0 62
L0
U RÕ
AJ
3.2 TALLINN
53
L3
LOKSA AJ L0 63 L0 62
5 L06
L1 04 B
B 04 L1 B 04 L1 L300
L360
L 37 L 37 3 4
L116A L069
L506
L1 04 B
B L1
21 L30
1
L14 7
L0
MAARITSA AJ ROOSNA-ALLIKU AJ 8
0
L187
L02
L5
03
09 L1
63
L099
L1
L5 L1 03 10
L099
A 06
L1
00
L3
25
L353
C
L157
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
L356
L35
RÕNGU AJ
Võimalikud ROELA AJarengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
L104
RAPLA AJ
53
L3
110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
Investeeringud 330 kV õhuliin 2 L19 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin VÄIKE-MAARJA AJ 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
1 L14
53
L0
97
A
L3
RISTI AJ AJ ABJA
L154
L357
49
KILINGI-NÕMME JS
B
57
L1
06
53
L3
L1
0
ELVA AJ L186
51
L1
L0
L199B
AJ NA ÕE ÜL AJ EJÕ AN EA NE J AJ
AJ
EM
82
L1
PÄ R B
3
L110
L503
L300
L157
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin
L511
B
38
L192A
L206
ARAVETE 110 AJ kV õhuliin
6
B
19 L0
VOLDI AJ L
ALATSKIVI AJ ELLAMAA AJ
62
L37 L37 3 4
L116A L069 L11 L11 1 2
L50
4B L1 0
0 L51
L353
4A
6 L34 6
L54
L353
KUUSTE AJ
REOLA AJ
L353
6A
L10
1
L506
L18
AULEPA AJ
AJ
ALUTAGUSE AJ
92
L1
L1
L0
85
L106B
L510
L507
L7
TÖÖSTUSE L511 AJ 1
0 L3
ESTONIA-PÕHJA AJ
0
5A
PUHJAKOSE AJ AJ
KIIKLA AJ
L206
L105A
L10
L1
NÕVA AJ 6A Seoses 2015. aastal ehitatud Põhja alajaamaga, L10 kaotatakse koormus PTK alajaamas (vt Joonis 3.7). PTK REINU AJ A 19 AJ demonteeritakse. Ühe alternatiivina peale PTK alajaama kaotamist kaalutakse ka liini L116 0 KOHILA AJ demonteeL rimist lõigul M151Y – Püssi AJ. Allika alajaama teine toide tagatakse Ahtme alajaamast. Antud variandi SAARE AJ puhul tuleb Pargi AJ ümber ehitada H-skeemiga alajaamaks. Ahtme alajaamas vabaneb üks liinilahter. RIISIPERE AJ
5B
L
L7
L5
L5
L1
L101
L08
35
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
01
L507
L507
JÄNEDA AJ
L0
L1
11
6
L50
PARGI AJ
AIDU AJ
L138B
17
L10
L103
02
L1
TAPA AJ
L192 L103
L135
A
L511 L506
L0
L511 L364
L116
38
L0
TARTU AJ
L206
99
MVT AJ
PTK AJ
PÜSSI AJ
RAKVEREPÕHJA AJ
L359
LVT AJ PÕHJA AJ
L1
81
L017
RAKVERE AJ
L359 L511 L364
0 L36 03 L1 11 L5
L103B
L360
L066
95 L1 4 9 L1
L19 4 L10 1
KADRINA AJ
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
26
L103A
VILJANDI AJ
5
L060
53
L194
L19
L100A
L3
L124B
VIRU-NIGULA AJ
UHTNA AJ L115
JÜRI AJ
ARUKÜLA AJ
L124A
15 L1
A
B
96
L1
15 L1
L100
L
LIIVA AJ
61
5
L00
65
L8060
ASERI AJ L1
L0
L
L1
A
A 006
HALJALA AJ
VIITNA AJ
J OA VE J A IKU U AS SIK RA RA A L195 KEHRA AJ
01
L
VOLDI AJ
7 19
64
KUUSALU AJ
57
J
AA
L1
KUNDA AJ
ALATSKIVI AJ
KOLGA AJ
L1
VÕSU AJ
L1
AJ
A 99
L1
80
L158
PÕDRA AJ
24
O LO ÜL EK
B
18
L1
L1
L198
AJ
V JÄR
AJ
L1 L1 98 L1 96 97
J
AJ
E MÄ
A
LA
7 L35
D
KABLI AJ
B
AJ
E IST
JÄGALA AJ
AJ ÜLEM SN
E MÄ STA AJ VE JÄR
MU
NA
ARJ AN
AJ
A IRU
J
4 L50 5 L50
JÕGEVA AJ
06
L131A
7
L50
L0
L057
L1
E IMÄ KIV AJ RI AG
I TOP
5 L3
PAIKUSE AJ
L030
LA
J
AA
K DA KA
AJ
LA
RE
VE LLA
A IDA
06
HARKU AJ
L134B
B
L0
12
ÄE
D EN
J
A MA
KA
AJ
L0
C 32
PAPINIIDU AJ
A
32
L0
L 2,
L0
N TÕ
AJ
07
METSAKOMBINAADI AJ
ISM
SA ET
L1
3
00
,L
01
AJ MA LTA RIJAA VO KT ELE
J
AA
DA SA
L179 Piirkonna võrgu optimeerimiseks kõrvaldatakse Allika haru liinilt Püssi-Balti (vt Joonis 3.7). Seejärel osaA L178 6 30 MUSTVEE AJ L1 L liselt demonteeritakse 1964 aastal ehitatud Balti-Sirgala vahelineKEILA liinAJning Eesti OT – Balti AJ ühendus. 58 L1 L507 haruna B Allika alajaam muutub läbijooksvaks alajaamaks. Eesti OT esimene toide ühendatakse liinile L105 L130A SIND1I30AJ L504 L206 B AJ A KIIS Balti-Allika ning teine toide Balti-Sirgala liinile. Vajadusel saab ühendada Eesti OT alajaam läbijooksva L KANTKÜLA AJ RUMMU AJB OIU AJ skeemiga Balti – Allika või Balti – Sirgala liinilt. L018 105 06
B
3 13
3
1 01
L0
PALDISKI AJ
15
PALJASSAARE AJ
KOPLI AJ
M RU
57
K
14
L504
IN
TABASALU AJ
SUURE-JAANI AJ
3.3.2 Balti-Allika-Sirgala piirkond
L50
L206
PÕLTSAMAA AJ IM SK VE
L134A
ALAJÕE AJ
L0
L511
B
04
L1
B 33
TL
J
L0
63
Joonis 3.8 Võrgu areng RakverePüssi piirkonnas
2
ES
L0
SAARE AJ
IA
MS
VII
LOKSA AJ
62
L1
Demonteeritav võrguosa 1B L13 Liin Alajaam
INK TL
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
L356 L353
PÕDRA AJ
C
Piirkonnas asuv Rakvere-Püssi vaheline liin L103 ei võimalda teatud N-1 talitusrežiimides tagada nõuetekohast varustuskindlust. Lisaks läbilaskevõime probleemidele on liini L103 tehniline seisukord halb ja liin vajab renoveerimist.
ES
VÄNDRA AJ
32
ALAJÕE AJ
L0
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam 00 uued 110 kV alajaam L3
C L104
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin L133A 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
L131A
L356 L353
B L1
L
L1
IMAVERE AJ
04
ROELA AJ
L158
L065
JÕGEVA AJ
00
L1
L
A
KANTKÜLA AJ
0B
L13
L356
L3
192
RNU-JAAGUPI AJ
L10
8 13
L192A
SOPI AJ
L72
L130A
A 57 L1
A
6
33
L34
L1
5
JÄRVAKANDI AJ
4A B
58
KONSU AJ
L73
L1
L1
L132B
L06
1
L7
L13
L1
KOIGI AJ VIRU AJ
0
L7
6
L138B
56
ALUTAGUSE AJ
L
ÄIKE-MAARJA AJ
L3
A
30
56
L3
48
A
L132A
ILLUKA AJ
J
EESTI EJ OT AJ
36
ESTONIA-PÕHJA AJ
2 19
L
L1
KIIKLA AJ
1 35
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
L206 on ca 55 aastat vana õhuliin ning lähitulevikus jõuab oma amortiseerimisperioodi lõppu, seejärel liin demonteeritakse. Liin toidab Tallinna piirkonda paralleelselt Püssi-Rakvere-Kiisa 330 kV õhuliiniga ja L206 tööst välja viimine tugevalt mõjutab paralleelselt töötava Püssi-Rakvere-Kiisa liini koormust (vt Joonis 3.8). Seega kaalumisel Püssi-Rakvere ja Rakvere-Kiisa 330 kV õhuliinide renoveerimine, et tagada suurema läbilaskevõime. Lisaks Püssi-Rakvere ja Rakvere-Kiisa liinidele on süsteemis veel kolm 330 kV õhuliini mille läbilaskevõime tuleb pikkemas perspektiivis suurendada: Paide-Sindi, Viru-Paide ning Paide-Kiisa. Elering teostab AJ uuringu, mille käigus selgitakse võimalikud tehnilised lahendused ning tööde maksumused ülal MUSTVEE nimetatud 330 kV õhuliinide läbilaskevõime suurendamiseks. Tulenevalt uuringu tulemustest kaalutakse majanduslikku otstarbekust rekonstrueerida 330 kV liinid täies mahus või kasutada muud tehnoloogiat, et parandada 330 kV liinide läbilaskevõimeid.
SIRGALA AJ
AHTME AJ
7
L136
38
7
33
L03
L065
21 L0 0 35
L35
L18
TÜRI AJ
L027
L02
PAIDE AJ L1
J
KA
A LTI BA MI
NE
73
L3
L117 L118
L08
L075 L074
L300
PARGI AJ
L11
L135
L02
11
SILLAMÄE AJ ALLIKA AJ
L116
AIDU AJ
L192 L103
ORU AJ
8
PÜSSI AJ
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
L5
L511 L364
4
L360
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
L1
L066
L103A
L206
L359
PTK AJ
KEHTNA AJ
00
L3
L353
AM JA LA AJ A I A PE LM EJ A O H RV NH VA NA REE AR N AJ K A AL JO
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
C
ROOSNA-ALLIKU AJ
L36
L115
L506
2
L19
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L104
2
L359 L511 L364
0 L36 03 L1 11 L5
2
L103
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
26
L103B
5 RAKVEREPÕHJA AJ
VALGU AJ
6 L50
INK
A
2
10
L124B
VIRU-NIGULA AJ
UHTNA AJ
RAKVERE AJ
ROELA AJ
00
L3
L356 3.3.3 Rakvere-Püssi piirkond
ASERI AJ L1
L187
L0
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
TL
L124A
L186
15 L1
L060
L192A
ES L357
L73 L72
04
6 L18
LIIVA AJ
15 L1
L360
8B
VIRU AJ KONSU AJ
3 L1
VÄIKE-MAARJA AJ
RAPLA AJ
HALJALA AJ
0 L7
7 L35
85 L1
Seoses Tartu-Balti 330 kV õhuliini rekonstrueerimisega (liin paigaldatakse uutele mastidele) teostatakse L511 L206 samal ajal Ahtme-Illuka ning Illuka-Alutaguse liinide osaline rekonstrueerimine, antud liinid osaliselt L506 L511 paigaldatakse ühisteleKOSE mastidele koos Tartu-Balti 330 kV õhuliiniga. AJ
ILLUKA AJ
ALUTAGUSE AJ
92
ARAVETE AJ
L8060
ESTONIA-PÕHJA AJ
L1
EESTI EJ OT AJ
36
L206
L5
Joonis 3.6 110 kV elektrivõrgu ümberkorraldamine Kiviõli-Jõhvi piirkonnas
KUNDA AJ
11
L5
01
KOHILA AJ
PERE AJ
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
L1
L101
06
L1
1 L7
KIISA AJ
L110
02
L1
L206 liinide Püssi-Kiikla ja Aidu-Ahtme ümberühendamine ja Aidu-Jaoskonna3B, Ahtme6 Lisaks teostatakse L50 TAPA AJ JÄNEDA AJ L511 Püssi ning Kiikla-Alutaguse liinide gabariitide suurendamine. L506
SIRGALA AJ
AHTME AJ KIIKLA AJ
L138B
81
L08
L103
L506
L504
L511
L1 82
L19 4 L10 1
AIDU AJ
L192 L103
J
A LTI A B
1
5 L3
L356 L353
KADRINA AJ
J
KA
MI
NE
73
L3
5
KEHRA AJ
95 L1 4 9 L1
L075 PARGI AJ L074 L1 35
L135
A 38 L1
5
PÜSSI AJ
4
L195 L194
L19
L116
PTK AJ
RAKVEREPÕHJA AJ
SILLAMÄE AJ ALLIKA AJ
L117 L118
R
L360
RAKVERE AJ JÜRI AJVastavalt investeeringuplaanile ehitatakse uus liiniosa Jaoskonna 3B alajaamast Kiikla AJ-ni kasutades osaliselt olemasolevat liinitrassi millega tarbijatele tagatakse 110 kV ringtoide. L100A
0 L36 03 L1 11 L5
L103B
L206
L1
L066
5
L00
B
L017
UHTNA AJ
ORU AJ
L06
96
L511 L364
8
L1
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
L359 L511 L364
L11
97
64
AM JA LA AJ A A I PE LM EJ VA NHO A H R V NA REE AR N AJ K A AL JO
L359
L36
65
L100
AJ
L1
L1
ARUKÜLA AJ
L504 L206
L503
AJ
L360
O LO
AJ LA 6A KÜ VE L00 JÄR
IM KIV AJ RI AG
26
VIRU-NIGULA AJ
L103A
L50 3
AJ
01 L1
80
ÄE
4 L50 5 L50
L1
L1
AM
SN
LA
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
ASERI AJ L1
15 L1
L115
J
A ÄE
I TOP
AJ
J A A ÜLE
J ANN A AR
L198
A
J
J
A TE MIS
B 06 L0
LA
ÄE
DL
EN
E MÄ STA AJ MU VE JÄR
AA
K DA
KA
N TÕ
K
J
A IRU
J
A IDA
61
11
2
1 L0
RKU AJ
L0
AJ
2,
KOLGA AJ
L0
ISM
SA ET
,
01
L0
0 L0
A
99
L1
JÄGALA AJ
L1 L1 98 L1 96 97
15 L1
IM
SK VE
TABASALU AJ
AJ
AJ
Püssi-Ahtme-Alutaguse piirkonnas toimub KUUSALU AJ koormuste ümberpaiknemine (vt Joonis 3.6). Aastaks 2023 on HALJALA AJ VIITNA AJ plaanis Aidu alajaama koormust üle viia Püssi alajaama, Aidu alajaam seejärel likvideeritakse. Kaalumisel on Konsu alajaama demonteerimine. AJ Ühtlasi on võimalik uue Uus-Kiviõli alajaama ehitamine. Uus-Kiviõli EO V J alajaama rajamisel saab Aidu-Jaoskonna 3B õhuliini trassikoridori kavandada piki Rääsa-Aidu konveierit A U SIK IKU AA AASväheneb ca 4 km võrra. mille tulemusena liini Rpikkus L060
J
A AJ MA LTA RIJAA VO KT ELE
KOPLI AJ
RE
E LAV AL
L124AVõrgu areng Balti-AllikaL124piirkonnas Sirgala B
2
PALJASSAARE AJ
J
AA
Joonis 3.7
LIIVA AJ
62
K
M DA SA
L8060
L300
RU
15
IN
L11 L11 1 2
14
L0
TL
KUNDA AJ L0
ES
A MA
L136
J
L0
L10 4A
Püssi-Ahtme-Alutaguse piirkond
J
IA
MS
VII
INK TL ES
3.3.1
VÕSU AJ
L199B
63
L065
L0
L0
RISTI AJ L1
33
A
04 L1
56
L13
4A
L1
L356
L1
32
C 1B
L13
LIHULA AJ
L133A
Lõuna piirkonnas on 110 kV õhuliinid suhteliselt pikad, mistõttu teatud VÄNDRA AJ N-1 olukordades võivad tekkida pingeprobleemid. Eriti kriitiline on olukord, kui Tsirguliina alajaamas lülitub välja ainuke 330 kV ja 110 kV võrke siduv trafo. Selliste olukordade vältimiseks SOPI AJ rekonstrueeritakse Tsirguliina AJ ning paigaldatakse sinna teine trafo. PÄRNU-JAAGUPI AJ 33
B
PÕLTSAMAA AJ
A
03
Baltimaade sünkroniseerimise projekti raames rekonstrueeritakse täies mahus Tartu-Balti, Tartu-Valmiera ning Viru-Tsirguliina vahelised 330 kV õhuliinid. Nende õhuliinide rekonstrueerimisel paigaldatakse SUURE-JAANI osaliselt samadele mastidele paralleelsetes trassikoridorides kulgevad järgmised 110 kV õhuliinid: Mustvee-Alutaguse, Mustvee-Kantküla, Mustvee-Saare, Tartu-Saare, Tartu-Elva ning Elva-Rõngu. L3
AJ PÄ RN A B
ÕE ÜL AJ EJÕ AN EA NE J AJ
EM
AJ
57 A
L373 L374
L116A L069
04 L1 B 04 L1
7
L1
04
B
L1
L134A
L300
L353
L346
VOLDI AJ
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L146
L099
B 33 L1
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
NUIA AJ
ALATSKIVI AJ
8
L157
A
OTEPÄÄ AJ
PÕLVA AJ L05
3
B L1 A
B
L507
L507
L105A
L105
A
TÖÖSTUSE AJ
PUHJA AJ
01
REOLA AJ
L1
L1
L3
KUUSTE AJ
L106B
L510
53
L353
L507
ELVA AJ L147
L301
A
53
MAARITSA AJ
L3
06
B
49
L1
10
06
KILINGI-NÕMME JS
KILINGI-NÕMME AJ 02
L058
NUIA AJ
L146
PÕLVA AJ L155
OTEPÄÄ AJ
L053
4 L1
L146
2
RUUSA AJ
KANEPI AJ
TÕRVA AJ
L058
L145
SOO AJ
L1
59
VALGA AJ
RÕUGE AJ
MÕNISTE AJ L683
L042
L043
44 L0 40
LINDA AJ
SOO AJ
L0 Lääne-Saarte piirkonna võtmesõnaks on varustuskindlus. Planeeritud meetmed on suunatud eeskätt 01 L3 54 saarte sidususe suurendamisele Mandri-Eesti elektrivõrguga. Lääne-Eesti L3
2
RUUSMÄE AJ
L677
AJ maksimaalselt lubatud 2017 aastal parandati Lihula-Haapsalu-Rummu liinide gabariite mis RÕUGE nüüd vastavad õhutemperatuurile +60 kraadi. Sellega on suurendatud antud liinide läbilaskevõimed peaaegu kahekordselt. L1
Lisaks piirkonnas on tuvastatud ulatusliku kestusega liigpingeid, mille operatiivse kõrvaldamiseks Virtsu RUUSMÄE alajaama on paigaldatud kaks 20 MVAr suuruse võimsusega reaktorit. B
59
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
01 L3 54 L3
L677
L358
51
L0
SÕMERPALU AJ
L04
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
VALGA AJ
LINDA AJ
B 59 L1
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L043
L042
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
VÕRU AJ
TSIRGULIINA AJ A
L145
L353
L301
L156
44 L0 40 L0
LÄÄNE-EESTI JA SAARED
Lääne-Eesti piirkonna võrgu talitlus läbilaskevõime piiril on tinginud olukorra, kus hooldusi on võimalik teha vaid kolmel- neljal kuul. Olukord peaks tunduvalt paranema, kui valmib Eesti-Läti kolmas elektriühendus, VÕRU AJ mille raames rajatakse ka 330 kV ühendus Harku ja Sindi alajaamade vahel. Paralleelselt 330 kV liiniga AJ IINA TSIR hakkab kulgema ka GUL 110 kV õhuliin, mis seob tugevaks tervikuks teekonnale jäävad olemasolevad51 110 kV L145 L0 alajaamad, sealjuures Lihula 110 kV sõlmalajaama (vt Joonis 3.11). SÕMERPALU AJ
L358
RÕNGU AJ L149
L5
ABJA AJ
3.5
L156
L141
L1
L5
L1
L154
A
L106
L3
KANEPI AJ
TÕRVA AJ
L058
AJÕ
57
L105
L042
MÕNISTE AJ
27 L683
KABLI AJ
OIU AJ
B
L105
VILJANDI AJ REINU AJ
59 A
L106
97 L0
75
A
D
L145
06
L057
L1
76
EM
L1
L507
PAIKUSE AJ
L1
L0
L030
L353
B
99
L0
L301
32
TARTU AJ
L1
L510
A
32
L0
PAPINIIDU AJ
L507 B 05
E ÜL AJ EJÕ AN EA NE J AJ
L134B
SINDI AJ
METSAKOMBINAADI AJ
57
B
33
L1
L14
PÄ R
B
48
AJ
07
03
RUUSA A
6
NA
AJ
53
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
42
L3
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
L1
SUURE-JAANI AJ
L546
1
L14
L30
06
A A 33
L346
L1
L108B
L503
48
L118
L300
B
21
09
03
L5
L1
L1
L065
L206
L065
L503
L11 L11 1 2
L503
L110
L0
L058
SAARE AJ
57
AJ
A
L1 L5
AUDRU AJ
26
L356 L353
L504
L511
82 L1
L020
02
RÕNGU AJ
L1
7C
L35K51 L35K52 L35K53 L8090
L503
VALJALA AJ
L5
PÕLTSAMAA AJ
0 L1
SU RT VI
A
ABJA AJ
KANTKÜLA AJ
PÕDRA AJ
C
L35
5
LÕPE AJ
L IKÜ VÕ
L175
L177
PÄRNU-JAAGUPI AJ
A
03
MAARITSA AJ
8
5 L1
L130A
L131A
32
L133A
L033
L176
L1
53
L3
L15
L5
L3
L149
71
L1
L177
L175
L130
L356
B
VÄNDRA AJ
L1
KILINGI-NÕMME AJ IMAVERE AJ
SOPI AJ
57 58 L35K L35K
ELVA AJ ALAJÕE AJ
L158
72
53
L353
MUSTVEE AJ
A
30
56
L3
JÕGEVA AJ
VIGALA AJ
07
REOLA AJ
L73 L72
1
A
AJ
AJ L1
KILINGI-NÕMME JS B
L134
A
33
L1
10
L132B
E ST I ST L172A L173
VIRU AJ KONSU AJ
KUUSTE AJ
L14
TÜRI AJ
L027
LIHULA AJ L1
L
49
L026
U RÕ TU
MUHU AJ
56
06
KOIGI AJ B
L131 L035
00
L353
L5
L1
L132A L3
JÄRVAKANDI AJ
L174
PAIDE AJ
L357
L187
L188
70
1 30
L1
03
A
L5
08
KEHTNA AJ VALGU AJ
L189
TÖÖSTUSE AJ
L104C
L186
L1
25
L037
L036
5A
PUHJA AJ
L187
L0
MARTNA AJ
L1
L10
L356
ROOSNA-ALLIKU AJ
RAPLA AJ
KULLAMAA AJ
L038
2
J
IA
LT BA
L105A
L154
L5 L11 03 0
1
L186
B
19 39
L0
L809
VILJANDI AJ REINU AJ
L507
L507
L3
L0
TAEBLA AJ HAAPSALU AJ
5B
6A
L10
L357
RISTI AJ
KÄRDLA AJ
AJ
L10
00
L507
VÄIKE-MAARJA AJ
ELLAMAA AJ
OIU AJ
L3
ROELA AJ L192
RIISIPERE AJ
MIK
NE
A O H RV NH VA NA REE AR N AJ K A AL JO
97
L7
85
L1
L511
AULEPA AJ
8B
L192A
L206
51
L3
EESTI EJ OT AJ
3
L1
ARAVETE AJ
ILLUKA AJ
ALUTAGUSE AJ
L206
L511 L506
73
L3
SIRGALA AJ
0
L101
6A
L10
36
ESTONIA-PÕHJA AJ
92
L1
5BJAAM L10PEAALLAMI AJEJ
7
L50
L1
KIIKLA AJ
L7
L5
01
L1
KOSE AJ
KOHILA AJ
11
L506
L075 L074
AHTME AJ
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
99
L0
L0
L103
SILLAMÄE AJ ALLIKA AJ
L117 L118
35
L138B
L106B
17
A
19
L1
TAPA AJ
JÄNEDA AJ
L510
L0
NÕVA AJ
L511 L506
L506
L357
18
PARGI AJ
L1
L08
ORU AJ
L116
L135 AIDU AJ
L192 L103
A
01
L504 L206
L511 L364
PTK AJ
PÜSSI AJ
RAKVEREPÕHJA AJ
02
L206
KIISA AJ L017
L0
L36003 L1 11 L5
L103B
L359
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
L359 L511 L364
L1
80
L018
UHTNA AJ L360
RAKVERE AJ
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
26
38
KABLI AJ
81
L1
RUMMU AJ
L060
KADRINA AJ
L194
95 L1 94 L1
L194 L101
L124B
ASERI AJ L1
VIRU-NIGULA AJ
L1
AJ
L195
L100A
L124A
L364
96
L1
L066
B
JÜRI AJ
AJ EO 06 IKU - VU AJ ADS SIK RA RA A L195 KEHRA AJ
L1
97
L1
65
ARUKÜLA AJ
LIIVA AJ
L057
64
L1
L030
5
L00
L504 L505
L1
L1
O AJ
LO A AJ ÜL 6A EK L00
L100
TOPI
KEILA AJ
AJ
ÄE
JÄRV
VIITNA AJ
L103A
LA
AM
SN
LA
L8060
5
L11
L136
A AJ ÜLEM
NN
A AJRA
ÄE STAM E AJ JÄRV
MU
AJ
HALJALA AJ
L115
AJ
6B
KA
DA
IMÄE KIV AJ RI AG
L198
A
ÄE
DL
EN
12
KA
57
L1
63
L0
62
L0
KUNDA AJ
KOLGA AJ
PAIKUSEKUUSALU AJ AJ
L104
A
99
L1
JÄGALA AJ
L1 L1 98 L1 96 97
E AJ
L00
L179 L178
L0
L199B
L5
E AJ
VER LLA
KA
AJ IRU
61
AJ
TÕ
02
, L0
L0
BAJ IDA
IST
01
L0
HARKU AJ
32
L0
NISM
SA ET
11
AJ
A AJ
5A
M
KI
VES , L0
TABASALU AJ
TR ELEK
KOPLI AJ
AM
L11
VO
IJA
L360
AJ
L506
PALJASSAARE AJ
2
AJ
62
MA
DA
SA
Paide-Suure-Jaani-Viljandi alajaamade vahelised 110 kV õhuliinid; PAPINIIDU AJ K
LTA
PALDISKI AJ
Joonis 3.9 Kesk- ja LõunaEesti piirkonna arenguperspektiivid
A
AJ
32
MA
RU
L0
VÕSU AJ
L0
14
15
L0
63
INK
L0
L0
IN
TARTU AJ
L10
TL
SI AJ
VIIM
TL
L507 5B
ES
10
AUDRU AJPaide-Koigi-Imavere-Põltsamaa-Põdra-Jõgeva-Kantküla METSAKOMBINAADI AJ alajaamade vahelised 110 kV õhuliinid; ES
53
L1
L134B
LOKSA AJ
L0
L3
Joonis 3.10 Tartu 110 kV elektrivõrgu arenguperspektiivid
Lõuna piirkonna 110 kV võrku on lisandunud ka3Buusi tarbijaid ning tulevikus võib osutuda vajalikuks 110 kV 13 võrku tugevdada läbi33rekonstrueerimiste (vt LJoonis 3.9). Seoses koormuste suurenemisega ja õhuliinide 0 L vanusepiiri lähenemisega on pikkemas perspektiivis plaanis rekonstrueerida: 3 L50
SINDI AJ
L157
46
L5
A
C
B
57
AJ
07
07
03
ORISSAARE AJ
Pikemas perspektiivis asendatakse ka Emajõe-Tartu alajaamade vaheline segaliin täies ulatuses ALATSKIVI AJ kaabelliiniks.
L1
L1
L1 L5
LEISI AJ
Tartu linnas paiknevad õhuliinid suunal Tartu-Tööstuse-Anne ja Tartu-Anne on halvas tehnilises seisuL131A korras. Antud liinid kulgevad elumajade vahetus läheduses, seega neid liine on kavas rekonstrueerida PÕDRA AJ kaabelliinideks. Rekonstrueerides olemasolevad 35 kV õhuliinid lõigul Tartu-Pärna-Anne 110 kV pingeklassiga õhuliinideks tekib võimalus loobuda Tartu-Anne SAARE AJ 110 kV kaabli paigaldamisest.
Samuti rekonstrueeritakse lähiaastatel olemasolev VOLDI AJ Reola 35 kV alajaam 110 kV alajaamaks. Reola alajaama toiteks rajatakse sisseviigud liinilt Tartu-Maaritsa (vt Joonis 3.10).
46
LÕPE AJ
Tartu näol on tegemist suuruselt teise linnaga.L130A Elektrienergia tarbimine Tartu linna alajaamades (Tartu, 0B L13 KANTKÜLA AJ Tööstuse, Emajõe, Ülejõe ning Anne) 2016 aastal oli 604 GWh, mis moodustas ~8% kogu Eesti elektrienergia tarbimisest.
L099
07
L134A
L1
L1 L5
L1
JÕGEVA AJ
IMAVERE AJ
MUSTVEE AJ
A
30
56
L3
L158
9 L18
L1
L503 L037
KOIGI AJ
L3
Tartu linn ja ümbrused
58
L132B
L108B
Kesk-Lõuna piirkond hõlmab nii tihekontVALGU AJkui ka hajaasustusega alampiirkondi. Kõige suurema tarbimise TÜRI AJ sentratsiooniga on Eesti suuruselt teine linnL0Tartu ja selle lähiümbrus, kus on ette näha koormuste jätkuvat 27 kasvu. Sellega seoses sõltuvalt koormuse kasvust 10-15 aastases perspektiivis võivad tekkida piirangud L188 A 33 L1 elektri ülekandmisel 330 kV võrgust toitealajaamu siduvasse 110 kV elektrivõrku - tekivad Tartu trafode JÄRVAKANDI AJ kV liinide läbilaskevõime suurendamisse. ülekoormused. Piirangute vältimiseks tuleb investeerida 330/110 Lisaks Tartu linnas on plaanis olemasolevad õhuliinid rekonstrueerida tehnilise ressursi ammendumisel VIGALA AJ kaabelliinideks, sest õhuliinide kaitsevööndid on üha rohkem pärssimas linna arengut (vt Joonis 3.10).
3.4.1
L353
L132A
6 L02
MARTNA AJ
7
7
L300
KULLAMAA AJ JA LÕUNA-EESTI 3.4 KESK-
PAIDE AJ
L35
L18
46
03
KEHTNA AJ
B
25
A
L5
08
L0
L3
LA AJ
AJ
KÄRDLA AJ
LOKSA AJ
L118
L300
L50
L099
51
L0
L5
L1 59 A
SOO AJ
L042
RÕUGE AJ L1
L301
AJ
L1
B
59
AJ
L5
B
L683
L1
L033
SINDI AJ
METSAKOMBINAADI AJ 32
PAPINIIDU AJ
B
L0
PAIKUSE AJ L1
L030
75
A
32
L0
L5
AUDRU AJ
10
L503
Lisaks sõltuvalt koormuskasvu stsenaariumist on pikkemas perspektiivis võimalik täiendava Virtsu-Võiküla 110 kV merekaabli väljaehitamine ning Saaremaal paiknevate õhuliinide läbilaskevõime suurendamine. Muhu saare elektrivarustuse ümberkorraldamisega on võimalik tulevikus ära kaotada Tusti alajaam, viies selle koormuse üle rekonstrueeritavasse Muhu alajaama.
06
D
76
KABLI AJ
L1
L1
B
33
03
VALJALA AJ
6
07
RUUSMÄE AJ
MÕNISTE AJ
L042
Aastaks 2020 on plaanis 110 kV merekaabli paigaldamine Suurde väina, Tusti-Rõuste alajaamade vahele. L177 Samuti paigaldatakse uus merekaabelliin Väikesesse väina pikendamaks Võiküla õhuliini merekaabliga A kuni Orissaare alajaamani (vt Joonis 3.12). L175 L17
46
L358
C
L043
01 L3 54 L3
07
L35K51 LINDA AJ L35K52 L35K53 L8090
44 L0 40 L0
L677
L1
SU RT VI
L175
A ÜL IK VÕ
VÕRU AJ
L3
L300 L157
AJ PÄ RN A L1 57 B
48
L145
LÕPE AJ
L156
SÕMERPALU AJ
B
3
KANEPI AJ
TSIRGULIINA AJ
33
PÄRNU-JAAGUPI AJ
7A
46
L301
A
06
L1
L1
L1
SOPI AJ L10
L133A
RUUSA AJ
42
6
L1
L14
L053
TÕRVA AJ
VALGA AJ
L177
1 17 AJ LPÕLVA
5
L058
OTEPÄÄ AJ
L15
72
L145
Mandri ja saarte ühendus
L141
L146
L1
L173
ORISSAARE AJ
L358
RÕNGU AJ
L172A
L
70
L1
MAARITSA AJ
L3
L149
L058
02
53
7 K5 L355K58 L3
NUIA AJ
J
L5
97
ABJA AJ
KILINGI-NÕMME AJ
Liin Alajaam
53
L3
L154
KILINGI-NÕMME JS
B
Joonis 3.13 Pärnu linna koormuste ümberjagamine uue 110 kV piirkonna alajaamade vahel
REOLA AJ
49 L1
10
06
L3
L353
J
Demonteeritav MUHU AJvõrguosa
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV 4 17kaabelliin
L5
L1
01
ELVA AJ
92 L80
KUUSTE AJ
TÖÖSTUSE AJ
PUHJA AJ
IA ST TU
L106B
6A
L10
A 57 L1
5A
L510 L507
L036
L507
L105A
L10
L147
L106
L035
99
TARTU AJ
L507
L0
75
A
D
KABLI AJ
L105
B
VILJANDI AJ REINU AJ
L057
06
L0
L353
L50
L1
76
L105
7
PAIKUSE AJ
OIU AJ
B
A
32
L0
L03 2B
53
L105B
L510
METSAKOMBINAADI AJ
L3
L507
EM AJÕ E ÜLE AJ JÕ AN EA NE J AJ
L134B
SINDI AJ
3
L50
AUDRU AJ
L373 L374
L503
L1 04 B
L134A
B
33
L1
SIKASSAARE AJ
3.5.1
L353
A 33
L346
L1
B 33 L1 L346 L546
B
L1
L1 04 B 0 L02
AJ
L177
SUURE-JAANI AJ
07
03
L030
L1
ALATSKIVI AJ VOLDI AJ A 57 L1
AJ
L1 L5
VALJALA AJ
LEISI AJ
SAARE AJ
PÕLTSAMAA AJ
A TE US RÕ
C 07 L1
U TS VIR
LA IKÜ VÕ
L175
L35K51 L35K52 L35K53 L8090
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
5
L0 21
L5 L1 03 10 L1 09 L5 03
L503
L108B
LÕPE AJ
PAPINIIDU AJ
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
L158
A
03
L177 A
L132B
VÄNDRA AJ PÄRNU-JAAGUPI AJ
07
L5
3
L176
PÕDRA AJ
C
L133A
L03
L175
L131A
32
B
SOPI AJ L1 71
6
6
L036
L02
L02
JÕGEVA AJ L1
IMAVERE AJ
MUSTVEE AJ 58
L1
A
VIGALA AJ
LIHULA AJ
L1
C L104
L186
A 08 L1 03 L5
4A
L1
L130A
KANTKÜLA AJ
B
L130
L356
33
AJ
AJ 72
L3
KOIGI AJ
56
L13 L1
A
30
56
L132A L3
TÜRI AJ
L027
L188
70
L1
57 58 L35K L35K
L1
7
7
L131
TE US RÕ I ST TU L172A L173
L174
PAIDE AJ
L35
L18
L108B
L186
B
19
KEHTNA AJ VALGU AJ
JÄRVAKANDI AJ
2
ALAJÕE AJ
L353
25
L189
L809
Vastavalt Elektrilevi OÜ koormusprognoosile koormus Pärnu piirkonnas VALGU AJ kasvab tasemeni, kus olemasolev võrk ei võimalda tagada nõuetekohast varustuskindlust. Mudelarvutuste järgi aastaks 2020 L027 Metsakombinaadi Papiniidu Sindi liinide läbilaskevõimed ei taga N-1 kriteeriumile vastavust. Samuti 88 L1 L037 tänase päeva seisuga tekivad ülekoormused suve perioodil L030 Sindi - Papiniidu ja L032 PapiniiduJÄRVAKANDI Metsakombinaadi teatud hoolduse/remondi režiimidel (N-1-1). Metsakombinaadi - Papiniidu -AJ Sindi 110 kV õhuliinide maksimaalselt lubatud juhtme temperatuur on +35° C. Tingituna koormuse kasvust VIGALA AJ 89 plaanitud Metsakombinaadi - Papiniidu - Sindi 110 kV õhuliinide gabariitide suurendamine aastal 2018L1on maksimaalselt lubatud juhtme temperatuurile +60° C, millega tagatakse koormuste kasvu arvestavad piisavad LIHULA AJ läbilaskevõimed antud piirkonnas (vt Joonis 3.13). VÄNDRA AJ
L356
L187
L0
L037
L035
MARTNA AJ
L3
MARTNA AJ
KEHTNA AJ
KULLAMAA AJ
L192
00
25
3.5.2 Pärnu, Paikuse ja Sindi piirkonna elektrivarustus
00
L3
ROOSNA-ALLIKU AJ
L0
VIRU AJ KONSU AJ
L73
38
L1
ROELA AJ
L357
RAPLA AJ
KULLAMAA AJ
L038
ORISSAARE AJ
L206
L511
IA
L72
VÄIKE-MAARJA AJ
L0 39
L0
B
L192A
L206
ARAVETE AJ
ELLAMAA AJ
TAEBLA AJ
ILLUKA AJ
ALUTAGUSE AJ
J
AJ
EESTI EJ OT AJ
36
ESTONIA-PÕHJA AJ
L1 04 B
85
L1
L511 L506
RIISIPERE AJ
RISTI AJ
LEISI AJ
L06
L206
KOSE AJ
51
L3
L1
KIIKLA AJ
MIK
LT BA NE
73
L3
L356 L353
L506
SILLAMÄE AJ ALLIKA AJ
SIRGALA AJ
AHTME AJ
L038
92
L1
L074
35
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
11
L5
L065
L503
L110
17
KOHILA AJ
KÄRDLA AJ
MUHU AJ
L103
L506
01
L1
L101
L075
L1
1 L7
L0
L1
TAPA AJ
JÄNEDA AJ
L511 L506
AULEPA AJ
HAAPSALU AJ
PARGI AJ
L08
ORU AJ
0 L7
18
PTK AJ L135
L138B
01
L017
L0
L357
L018
NÕVA AJ
L192 L103
L511 L364
L116
AIDU AJ
L1
L504 L206
A
RAKVERE AJ 02
L206
KIISA AJ
19
L0
9 03 AJ LPÜSSI
RAKVEREPÕHJA AJ
L506
L504
L511
L1 82
L19 4 L10 1
80
Joonis 3.11 Lääne-Eesti piirkonna arengukava investeeringud
5 L19 4 L19
L360
AM JA LA J AA I A PE LM EJ A O H RV NH VA NA REE AR N AJ K A AL JO
L359
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
L359 L511 L364
L136
5
L103B
HAAPSALU AJ KADRINA AJ
L194
L19
L100A
L060
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
26
L36003 L1 11 L5
L117 L118
JÜRI AJ
L124B
ASERI AJ L1
VIRU-NIGULA AJ
A 38 L1
L100B
L124A
L364
6
L19
L360
L19
65
LIIVA AJ
UHTNA AJ
L066
L111 L112
7
64
L1
ARUKÜLA AJ
6A L00 5 L00
81
L1
RUMMU AJ
AJ EO -V J IKU U A AS SIK RA RA A L195 KEHRA AJ
L103A
L50 3
AJ
AJ
VE JÄR
4 L50 5 L50
L1
LOO LA KÜ
L1
L115
AJ
I AJ
KEILA AJ
ÄE
SN
LA
VE JÄR
IMÄ KIV AJ RI AG
TOP
L178
AM
AJ
L8060
15 L1
L10 4A
KUNDA AJ HALJALA AJ
VIITNA AJ 61
STA
MU
E AJ
L198
E AJ
B
LA
DL
E MÄ
AJ
KA
DA
AJ
IST
EN
2
KA
IRU
A AJ ÜLEM
NN
A AJRA
L006
L179
2,
AJ
L00
L01
E AJ
AJ
KOLGA AJ
L0
SA ET
1,
L00
IDA
L1
KUUSALU AJ
A
IM
MÄ NIS
TÕ
AJ
JÄGALA AJ
L1 L1 98 L1 96 97
15 L1
SK VE
TABASALU AJ
HARKU AJ
1 L01
MA
IJAA
KTR ELE
AJ
LAV
A 08 L1 03 L5
AJ
LTA
VO KOPLI AJ
KAL
2
ERE
PALJASSAARE AJ
A
99
INK TL ES
K
AMA SAD
AJ
62
5
IN
A AJ
L0
TL
PALDISKI AJ
RUM
TAEBLA AJ
VÕSU AJ
L199B
63
ES
L01 4
L01
L116A L069
L0 63 L0 62
L0
SI AJ
VIIM
L106B
63
L065
L206
04
A 06 L1
L118
L373 L374
L116A L069
L356 L353
B
L5
B L1 04
00
02
04 B L1 L353
Elektrivõrguga liitumise paremaks korraldamiseks on loodud portaal EGLE, mille kaudu saab potentsiaalne liituja esmase ülevaate liitumisprotsessist. Portaalis saab esitada taotluse võrguga liitumiseks ALATSKIVI ningAJ korraldada kogu asjaajamise ja infovahetuse võrguettevõttega. Info edastamine võrguettevõtjatele ja nende tagasiside muutub senisest operatiivsemaks. Liitujal on igal ajahetkel ülevaade, millises seisus on tema liitumisprojekt ehk millised etapid on läbitud ja millised tegevused ootavad veel ees.
SAARE AJ
L134A
L099
L1 33 B L346
VOLDI AJ L157
A
L546
57
SUURE-JAANI AJ
L3
PÄ RN A
AJ
53
3B
32
B
L0
L1
06
A
D
L106
VILJANDI AJ REINU AJ
L105
A
ÜL J EJÕ EA NE J AJ
TÖÖSTUSE AJ
PUHJA AJ
01
KUUSTE AJ 97
L3
REOLA AJ
L106B
ELVA AJ L147
L301
A
3 35
MAARITSA AJ
06
L
L1
10
06
49
L5
L358
B
NUIA AJ
L146
L155
OTEPÄÄ AJ
L053
L1
42
KANEPI AJ
TÕRVA AJ
L058
L145
L156
L145
L677
L043
01 L3 54 L3
LINDA AJ
51
L0
59
44 L0 40 L0
SÕMERPALU AJ
L042
VALGA AJ
VÕRU AJ
TSIRGULIINA AJ
L1
28
L353
L058
L301
02
RÕNGU AJ L149
L5
ABJA AJ
L146
L1
L141
L1
Demonteeritav võrguosa KILINGI-NÕMME JS Liin KILINGI-NÕMME AJ Alajaam
L3
L154
A
L106
Eleringi eesmärk uute liitumistingimuste kehtestamise, kliendiportaali kasutuselevõtmise ja vabade liitumisvõimsuste avaldamisega on liitumiste protsessi parandamine, muutes liitumiste protsessi selgemaks ja läbipaistvamaks. Selgelt sõnastatud nõuetega ja hästitoimiv liitumisprotsess muudab PÕLVA AJ Eesti majanduskeskkonna atraktiivsemaks uutele investeeringutele, misläbi on võimalik Eesti elektrisüsteemiga täiendavate elektrijaamade ühendamine. Uute elektrijaamade rajamine annab ka sõltuvuse RUUSA AJ vähenemise Venemaa elektrisüsteemist ning Eesti tarbijatele kindluse, et varustuskindlus on tagatud.
53
L353 L507
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
EA
L105A
L510
SIKASSAARE AJ
2018. aasta lõpuks plaanib põhivõrguettevõtja avaldada kodulehel infot vabade liitumisvõimsuste kohta kogu Eesti elektrisüsteemi mastaabis Eleringi alajaamade kaupa.
AN
A
B
AJÕ
57
L105
L0
76
L1
99
L0
L507
L507
L1
L057
75
L507
PAIKUSE AJ
OIU AJ
05B
A
L0
TARTU AJ
L1
L1
A
32
L507 B 05
L510
METSAKOMBINAADI AJ
EM
L134B
SINDI AJ
L503
AUDRU AJ
L1 57
B
3 L1
L1 48
AJ
B
KABLI AJ
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L300
PÕDRA AJ
C
07
03
L030
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
L300
L0
62
L0 21 L020
L131A
32
L1
C
AJ
L1 L5
PAPINIIDU AJ
L1
L0
L199B 33 A
L346
L1
JÕGEVA AJ L1
PÕLTSAMAA AJ
07
SU RT
VALJALA AJ
58
L133A
L1
VI
LA KÜ
L35K51 L35K52 L35K53 L8090
L1
L110
L5 03
LÕPE AJ
I VÕ
L177
03
L1
L1
A
L033
L176
L065
L503
L5 L11 03 0
09 L1
L108B
L503
AJ
L5
KILINGI-NÕMME AJ
L72
LIITUMISTE PARENDAMISE RAAMISTIK
L158
AJ
I ST
71
L136
L504
82
L1
L511
L1
IMAVERE AJ VÄNDRA AJ
KILINGI-NÕMME JS
KANTKÜLA AJ
33
SOPI AJ
L73
L130A
B L130
L356
L132B
A
A
30
56
L3
KOIGI AJ
B
L177
A
L175
56
L134
PÄRNU-JAAGUPI AJ
L117 L118
L3
VIGALA AJ
A
B
L104C
L026
TÜRI AJ
L027
07
10
06
KONSU AJ
0
PAIDE AJ
L357
L187
L132A
LIHULA AJ L1
L1
57 58 L35K L35K
L7
L186
03
A
L5
08
E ST
TU
L175
ORISSAARE AJ
72
1
L186
L1
U RÕ
L174
LEISI AJ
L036
L5
L1
L353
L131
70
VIRU AJ
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
AJ 22.01.2018ALAJÕE kinnitas Elering AS uued elektri põhivõrguga liitumise tingimused. 05.03.2018 hakkasid kehtima Eleringi juhatuses kinnitatud elektri põhivõrguga liitumise tingimuste muudatused. Muudatuste näol on tegemist liitumistingimuste kehtiva redaktsiooni täpsustustega, mille eesmärgiks on pakkuda MUSTVEE AJ klientidele liitumist soodsamatel tingimustel ja muuta liitumisprotsess lihtsamaks.
L187
JÄRVAKANDI AJ
L1
EESTI EJ OT AJ
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
L356
L188
L189
2
3.6
VÄIKE-MAARJA AJ
KEHTNA AJ
L037
L1
ROELA AJ
25
VALGU AJ
AM JA LA J AA I A PE LM EJ A O H RV NH VA NA REE AR N J K A A AL JO
00
L0
MARTNA AJ
B
J
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L3
L192
ARAVETE AJ
ILLUKA AJ
38
L1
ROOSNA-ALLIKU AJ
RAPLA AJ
KULLAMAA AJ
L038
L172A
L7
85
L1
B
39
L0
L809
ALUTAGUSE AJ
IK
51
L3
AJ
A N LTI BA EM
73
L3
SIRGALA AJ
36
ESTONIA-PÕHJA AJ
92
SILLAMÄE AJ
ALLIKA AJ
L1
KIIKLA AJ
L1
KOSE AJ
L075 L074
L192A
L206
L511
ORU AJ
AHTME AJ
L3
19
TAEBLA AJ
L173
L5
L357
L0
KÄRDLA AJ
MUHU AJ
11
L506
01
RIISIPERE AJ
RISTI AJ
L035
35
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
L1
L101
L511 L506
KOHILA AJ
ELLAMAA AJ
HAAPSALU AJ
PARGI AJ
L1
L08
L103
L511 L364
L116
L206
AULEPA AJ
Joonis 3.12 Saarte elektrivarustuskindluse tagamise tähtsamad projektid
L135 AIDU AJ
L192 L103
L138B
17
L1
TAPA AJ
JÄNEDA AJ
L511 L506
L506
L357
L017
L0
A
PÜSSI AJ
RAKVEREPÕHJA AJ
A
L504 L206
19
L0
PTK AJ
38
RUMMU AJ
18
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
L359 L511 L364
L36003 L1 11 L5
L103B
L360
02
L206
KIISA AJ
Vastavalt Eleringi poolt tellitud uuringule on Hiiumaa koormuse kasvamisel optimaalseim variant Hiiumaa NÕVA AJ 110 kV toite tagamiseks rajada Kärdla 110 kV alajaam ning Leisi-Kärdla 110 kV ühendus (vt Joonis 3.12). Reservtoide on mõistlik tagada 35 kV võrgu vahendusel. L0
VIRU-NIGULA AJ
UHTNA AJ
RAKVERE AJ
01
80
L018
26
5
L11
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
L359
L1
81
L1
L060
KADRINA AJ
L194 95 L1 94 L1
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
L1
L194 L101
HALJALA AJ
VIITNA AJ
L066
JÜRI AJ
L124B
ASERI AJ L1
A
L1
L195
L100A
L198
AJ EO -V J IKU U A AS SIK RA RA A L195 KEHRA AJ
L103A
L503
96
L005
L100B
L504 L505
L1
97
L1
65
A AJ ÜL A EK L006
JÄRV
AG
AJ TOPI
KEILA AJ
64
L1
L124A
L364
E AJ
JÄRV
L1
O AJ
LO
6B
TA MUS
AJ
AJ
ÄE
L115
AJ
MÄE KIVI AJ RI
AM
SN
LA
L00
KA
DA
KA
AJ IRU
AJ IDA
AJ
A AJ ÜLEM
NN
LIIVA AJ
L104
A AJ
ISTE
AJ
A AJRA
L8060
61
AJ
12
L0
LA
ÄE
DL
EN
MÄE
KUNDA AJ
KUUSALU AJ L0
SA ET
NISM
TÕ
JÄGALA AJ
A
KIM 11
L1 L1 98 L1 96 97
VÕSU AJ
KOLGA AJ
L360
AJ AM LTA IJA TR ELEK
KOPLI AJ
VES , L0
02
, L0
AJ
A
99
L1
L506
RE
KA
VO
L11 L11 1 2
DA
VE LLA
PALJASSAARE AJ
01
AJ
2
K
MA
INK
AJ
SA
IN
L0
L178
MA
RU
15
TABASALU AJ
L179
14
L0
TL
63
TL
L0
ES
L0
15 L1
purunemisel on võimalik päevi kestev elektrikatkestus Saaremaal ja Hiiumaal. Selle tõttu rajatakse Väikesesse Väina merekaabel ning suunatakse see Muhu saarelt otse Orissaare alajaama. Samuti Muhu saarel samadel mastidel kulgevad õhuliinid paigaldatakse eraldi mastidele. Nimetatud investeeringud tõstavad HARKU AJ ARUKÜLA AJ PALDISKI AJ oluliselt saarte elektrivarustuskindlust. I AJ
MS
VII
LOKSA AJ
Liin Alajaam
ES
330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
62
330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L0
330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
L510
SIKASSAARE AJ Olemasolev võrguosa Investeeringud Võimalikud arengusuunad Demonteeritav võrguosa Oluline riskitegur on Muhumaa ja Saaremaa vaheline kaheahelaline 110 kV elektriülekandeliin, mille masti
RÕUGE AJ
SOO AJ
L358
29
LOKSA AJ VÕSU AJ
L5 L1 03 10
B 04 L1
4B
L1 48
REOLA AJ
ELVA AJ 7 L30 1
L14
A 06
3
L5
L058
02
NUIA AJ
L146
L146
L1 0 42
L156
PÕLTSAMAA AJ
SOO AJ
59
LINDA AJ
A
L043
L677
ALATSKIVI AJ
RÕUGE AJ
RUUSMÄE AJ
6 L34
L157
L3
53
PÄ R
NA
AJ
A
57
07
B
B
L099
MÕNISTE AJ AJ VOLDI L683
L134A
B
59
L1
L042
L1
C
07
L1 6
L358
51
L0
44 L0 40 L0 01 L3 54 L3
SAARE AJ SÕMERPALU AJ
2 L04
VALGA AJ
VÕRU AJ
TSIRGULIINA AJ
L1
L133A
L353
L301
L145
RUUSA AJ
KANEPI AJ
PÕDRA AJ
C
3
L1
L131A
L05
L158
32
L155
JÕGEVA AJ
L145
L1
8
PÕLVA AJ OTEPÄÄ AJ
TÕRVA AJ
L35
KANTKÜLA AJ
0B
L13
RÕNGU AJ
L356
58
L1
L149
L132B
KILINGI-NÕMME AJ
ABJA AJ
L1
L300
KILINGI-NÕMME JS
MUSTVEE AJ
A
30
563 L3 L35
L130A MAARITSA AJ
5 L3
L1
10
B
KUUSTE AJ
1 L14
L5
1B
SUURE-JAANI AJ
L37 L37 3 4
B 04 L1 L099
01
L3
L353
A
L13
L54
L356 L353
B 04 L1
B 04 L1 B 04 L1
E ÜL AJ EJÕ AN EA NE J AJ
AJÕ
TÖÖSTUSE AJ
PUHJA AJ
KOIGI AJ
IMAVERE AJ
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
EM
L105A
L105
L154
L34
L507
L507
A
L058
33 B
L300
AJ NA 5B
L1
L1
L157
PÄ R B 57 L1 A
57
L1
L10
L106
06
VIGALA AJ
L1
L116A L069
8
L065
L134A
5B
L10
VILJANDI AJ REINU AJ
L353 L507
L1
4A
30
L11
L360
L506
L206
5 L065
L065
B
33
L1
6 L34 6 L54
L
KABLI AJ
56
L13
330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
L353
6
L34
L1
33
A
21 L0
0 L02 0
A 106
D
L3
6
OIU AJ
L51 06
99
L0
49
6
L1 33 A
L507
PAIKUSE AJ L1
TARTU AJ
L1
A 33
PÄRNU-JAAGUPI AJ
L300
L360
L206
L06
21 L0 L020
09 L1
03
L5 L108B
L503 75 76
7
L507 B 05
L1
L02
TÜRI AJ
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
L136
63 L0
62
L0
L199B
L506
L504
L511
82 L1
L111 L112
L503
L1 82
3 L50
L11 L11 1 2 L110
L503
L5 L1 03 10
L177
B
97 L0
L1
53
L057
L1
VOLDI AJ
L3
A
32
L0
L030
L106B
7
L35
B
L132A
PI AJ Investeeringud SO
L353
31
C
PÕLTSAMAA AJ
L510
L18
L027
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
L356
L104
METSAKOMBINAADI AJ
PAIDE AJ 32
VÄNDRA AJ
00
L3
ALATSKIVI AJ
SUURE-JAANI AJ
SINDI AJ L0
JÄRVAKANDI AJ
1
SAARE AJ
L133A
L134B
AUDRU AJ
VALJALA AJ
L188
PÕDRA AJ
C
A
C
AJ
AJ
L1
SIKASSAARE AJ
VALGU AJ
L7
JÕGEVA AJ L131A
32
33
03
PAPINIIDU AJ
LAMAA AJ
L130A
KANTKÜLA AJ
57
07
SU RT
A
L5
B
L503
KEHTNA AJ
L13
A
ROOSNA-ALLIKU AJ
MUSTVEE AJ 58
L356
L1
ALAJÕE AJ
L353
A
L1
07
L177
6
00
L3
L1
L1
VI
L KÜ
I VÕ
L1
0
LÕPE AJ L35K51 L35K52 L35K53 L8090
L7
L1
IMAVERE AJ
PÄRNU-JAAGUPI AJ
A
03
L1
L1 0B
A
VÄNDRA AJ
B
38
30
56
L3
KOIGI AJ VÄIKE-MAARJA AJ
L134
L033
5A
56
1B
07
L5
ESTONIA-PÕHJA AJ
L138B
71
L1
A
72
38
TÜRI AJ
SOPI AJ L1
L73 L72
L158
AJ
L175
ORISSAARE AJ
7 K5 L355K58 L3
L1
L3
VIGALA AJ
AJ
I ST
RAPLA AJ LEISI AJ
L172A L173
PAIDE AJ
L357
L187
33
LIHULA AJ
0
7 L1
KIIKLA AJ
KONSU AJ
ROELA AJ 2
L19
L132B
E ST
TU
L186
MUHU AJ L187
L174
92
L80
L1
AJ
L026
L035 L036
EESTI EJ OT AJ
VIRU AJ UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
ALUTAGUSE A
L192A
L13
U RÕ
L357
L117 L118
03
A
L5
08
L027
9
35
92
L132A
VALGU AJ
L18
4 L36
L511
ARAVETE KEHTNA AJ
L188
L
L1
C
L187
JÄRVAKANDI AJ
ELLAMAA AJ
J
IA
LT BA
PARGI AJ
L1
ROOSNA-ALLIKU AJ
25
L037
L116
L356
L0
MARTNA AJ
51
L3
L
ROELA AJ 2
L511 L364
L104
L1
6
L18
RIISIPERE AJ
NE
73
L3
AJ
0 30
L192A
VÄIKE-MAARJA AJ
L206
RAPLA AJ
KULLAMAA AJ
L038
L17
1
85
39
L0
B
MIK
LA J AA I A PE LM EJ A O H RV NH VA NA REE AR N K AJ A AL JO
SIRGALA AJ
38
L1
L19
ARAVETE AJ
L186
B
19
L511 L506
RISTI AJ
KOSE AJ TAEBLA AJ HAAPSALU AJ
L17
ALUTAGUSE AJ
L357
L0
L1
KÄRDLA AJ
KOHILA AJ
25
L511
L206 ELLAMAA AJ
L0
L7
7 L35
AULEPA AJ
L206
ILLUKA AJ
L135 AIDU AJ
36
ESTONIA-PÕHJA AJ
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
SILLAMÄE AJ
ALLIKA AJ
L1
KIIKLA AJ
92
1 L5
L08
AHTME AJ
L1
6
01
35
1
L50
L1
L101
1 L5
L1
KOSE AJ
RIISIPERE AJ
L1
0
TAPA AJ
JÄNEDA AJ KOHILA AJ
6
L075 L192 L074 L103
PARGI AJ
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
01
02
L511 L506
L103
L103
ORU AJ
L7
17
L1
L101
L206
L135 AIDU AJ
L08
L138B
L0
A
JÄNEDA AJ
L511 L506
6
L50
PÜSSI AJ L192 L103
PÜSSI AJ
L359
PTK AJ AM JA
L116
PTK AJ
1
L50
L511 L364
A
L504 L206
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
L359 L511 L364
38
KIISA AJ
TAPA AJ
L359
L1
01 L1
L206
26
0 L36 03 L1 11 L5
PÕHJA AJ
02
L1
L191 L125 L123 L116 L138A
VIRU-NIGULA AJ
L103B
L360
2
L194 L101
6 L18
6
L50
L060
95 L1 4 9 L1
INK
JÜRI AJ
RAKVERE AJRAKVERE AJ KADRINA AJ
L194
L195
L100A
L124B
ASERI AJ L1
15 L1
RAKVEREUHTNA AJ PÕHJA AJ RAKVEREL066
ARUKÜLA AJ
L124A
L103A
KADRINA AJ
96
L1
L8060
L359 L511 L364
0 L36 03 L1 11 L190 L5
TL
L1
L066
97
64
VIITNA AJ
L060
15 A L1L103
AJ ÜLA 06A VEK L0 JÄR
65
KUUSALU AJ
VIRU-NIGULA AJ
UHTNA AJ LIIVA AJ L103B
HALJALAL360 AJ A
L1
L1
KUNDA AJ
KOLGA AJ
15 L1
J
OA
LO
A
99
L1
AJ EO -V J IKU U A AS ASIK A R RA L195 KEHRA AJ
81
19
L0
AJ
L005
AJ
L198
85
L511 L506
AJ
ÄE
L100B
L017
18
AM
SN
LA
VE JÄR
J
A IRU
J
A IDA AJ
L1
L504 L206
17
L1
STA
MU
AJ
KA
J
ISTE
JÄGALA AJ
L1 L1 98 L1 96 97
AJ ÜLEM
NA
J AN A AR
7 L35
KIISA AJ
E IMÄ KIV AJ RI AG
TOPI
L0
NÕVA AJ
LA
J
AA
K DA
KA
80
L206
L0
L0
KEILA AJ
RUMMU AJ
DL
EN
E MÄ
E AJ
61
L179 L178
L018
L017
12
HARKU AJ
PALDISKI AJ
L1
81
11
02
, L0
01
L0
J
EA
MÄ
NIS
AJ
LLAV
L504 L505
L19 4 L10 1
, L0
TABASALU AJ
AA AJ AM LTA IJA VO TR ELEK
KOPLI AJ
TÕ
MA
DA
SA
L0
95 L1 4 9 L1
K
AJ
RU
ER
PALJASSAARE AJ
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
26
VÕSU AJ
L115
5
MA
14
15
IN
L124B
ASERI AJ L1
15 L1
62
L194
L19
L100A
L0 L0
TL
B
JÜRI AJ
AJ
L
ARUKÜLA AJ
SI AJ
VIIM
ES
06
B
6 19
L0
L100
L1
AJ
5
L00
EO - V AJ U K U I AS SIK RA RA A L195 KEHRA AJ
97
64
L124A
L0
6A
L00
65
SA ET
RUMMU AJ
J
AA
L1
L1
01
80
L KÜ
VE JÄR
AJ
L0
63
L1
L1
L1
O LO
4 L50 5 L50
KEILA AJ
AJ
HALJALA AJ
LOKSA AJ
AJ
IM
I TOP
ÄE
VIITNA AJ
SK VE
E IMÄ KIV AJ RI AG
E MÄ STA AJ VE JÄR
MU
AJ
AM
SN
LA B 06 L0
LA
J
AA
K DA
KA
DL
EN
KUUSALU AJ
J
LIIVA AJ
ES
11
12
L0
HARKU AJ
L0
J AN A AR
L198
EA
T MIS
AJ ÜLE NA
J
A IRU
KOLGA AJ
9
L1
A 15 L1
2,
TÕ
AJ
00
,L
01
L0
M NIS
L1 98 L1 96 97
KA
AJ IDA
JÄGALA AJ
L1
9A
61 L0
SA ET IM SK VE
TABASALU AJ
J
A ÄE
J
EA
R VE LLA
J
A AJ MA LTA RIJAA VO KT ELE
J
AA
L504
K
PALJASSAARE AJ
M DA SA
L511
IN
J
AA
L50 3
15
KOPLI AJ
L178
M RU
L8060
62 L0
L0
TL
L179
14
L110
L0
ES
KUNDA AJ
J
IA
MS
VII
2 INK TL ES
Joonis 3.14 Eesti elektrivõrgu skeem koos investeeringute eelarves olevate ning perspektiivsete objektidega
L199B
63
L104 A
L0 63 L0 62
L0
4 Tagasivaade varustuskindlusele 4.1 2017/2018 AASTA TALVEPERIOOD..................................................................................................................34 4.2 2017. AASTA SUVEPERIOODIL (MAI-SEPTEMBER)........................................................................................35 4.3 BALTI REGIONAALNE TALITLUSKINDLUSE KOORDINAATOR.......................................................................36 4.4 PIIRIÜLESED MAKSIMAALSED ÜLEKANDEVÕIMSUSED (TTC) 2017/2018. AASTA TALVEPERIOODIL.......36 4.5 VÕRGU TALITLUSKINDLUS.............................................................................................................................38 4.5.1 Väljalülitumised ja andmata jäänud energia .................................................................................................38 4.6 VÄLISÜHENDUSED.......................................................................................................................................... 41 4.7 SISEVÕRK.........................................................................................................................................................43 4.7.1 Programmide „Liinid puuvabaks“ ja „Kindel võrk“ täitmisest......................................................................44
32
2017. aasta oli võrgu talitluskindluse seisukohalt üks parimaid aastaid. Rikete arv võrgus oli viimaste aastate vaates üks väiksemaid.
Külmaperiood saabus Eestisse alles veebruari kuus põhjustades tarbimise tõusu, kuid maksimum tarbimine jäi alla eelnevate aastate rekordile olles maksimaalselt 1553 MW.
Eesti elektrisüsteemi tarbimine ja tootmine on eelmise aastaga võrreldes suurenenud.
1. jaanuar 2018 alustas tööd Balti regionaalne talitluskindluse koordinaator (Balti RSC), mille ülesanne on tagada Balti TSO-de operatiivse planeerimise alase tegevuse parem koordineerimine
33
4.1
2017/2018 AASTA TALVEPERIOOD
4.2
2017. AASTA SUVEPERIOODIL (MAI-SEPTEMBER)
2017/18. aasta talveperioodil ei esinenud Eesti elektrisüsteemi talitluses suuremaid probleeme. Talve esimene pool oli ilm küllaltki pehme ja vihmane, teine pool oli oluliselt külmem ja talvisem. 2017/18. aasta talve maksimaalne tipukoormus jäi veebruari viimasele päevale ja oli 1553 MW. Võrdluseks kõigi aegade maksimaalne tipukoormus on 1587 MW, mis saavutati 2010. aasta jaanuaris. Elektrienergia genereerimine oli 2017/18. aasta talveperioodil maksimaalselt 2031 MW. Eelmise aasta maksimaalne netogenereerimine oli veidi kõrgem olles 2281 MW. Samas keskmine tootmine võrreldes eelmise perioodiga on kasvanud Tuuleparkide genereerimises rekordtase 266 MW jäi sel talvel saavutamata, küündides 250 MW-ni.
2017. aasta suveperioodi vältel Eesti elektrisüsteemi talitluses suuremaid probleeme ei esinenud. Suvised koormused olid sarnased, kuid vähesel määral kõrgemad ulatudes maksimumi ajal 1153 MW-ni (16.08.2017 7:50). Eesti keskmine netotarbimine oli 814 MW ja minimaalselt 483 MW. Üldiselt on Eesti süsteemi tarbimises näha stabiilset tõusutrendi. Eesi süsteem oli 2017 aasta suveperioodil 97% ajast ekspordis (keskmine import oli 371 MW, minimaalselt -996 (eksport) ning maksimaalselt 1468MW). Peamised ekspordi tunnid jäid suveperioodi teise poolde kus Eesti netotootmine oli madalam võrreldes suveperioodi algusega. Keskmiselt oli Eesti süsteemi tootmine 1185MW ning maksimaalselt 1932MW (30.06.2017 04:35). Tuuleenergia osakaal võrreldes eelmise aastaga suurenes ning ulatus tiputootmise ajal 248 MW.
Eesti elektrisüsteemis oli 2017/18. a talve jooksul piisavalt tootmisvõimsusi, et katta ära tipukoormused. Eesti elektrisüsteemi eksport 2017/18. aasta talveperioodil oli keskmiselt ekspordis 193 MW-ga.
Kokkuvõte Eesti elektrisüsteemi talitluse parameetrite kohta 2017. suveperioodil (01.05.2017- 1.10.2017) on esitatud alljärgnevas tabelis (vt Tabel 4.2) ning joonisel (vt Joonis 4.2).
Kokkuvõte Eesti elektrisüsteemi talitluse parameetrite kohta 2017/18. aasta talveperioodil (01.11.20171.03.2018) on esitatud alljärgnevas tabelis (vt Tabel 4.1) ning joonisel (vt Joonis 4.1).
Tabel 4.1 Eesti elektrisüsteemi talitusparameetrid 2017/2018 aasta talveperioodil
Joonis 4.1 Eesti elektrisüsteemi tarbimine, tootmine ja import/eksport 2017-2018 aasta talveperioodil
Eesti maksimaalne netotarbimine Eesti minimaalne netotarbimine Eesti keskmine netotarbimine Eesti maksimaalne netogenereerimine Eesti minimaalne netogenereerimine Eesti keskmine netogenereerimine Eleringi võrku ühendatud tuuleparkide maksimaalne genereerimine Eesti maksimaalne eksport Eesti maksimaalne import Eesti keskmine eksport
Väärtus, MW
Ajavahemik / Aeg
1553 MW 703,09 1053 MW 2031 MW 662 MW 1296 MW 250 MW 1032 MW 481 MW 193 MW
28.01.2018 kell 9:45-9:50 05.11.2017 kell 4:05-4:10
Eesti maksimaalne netotarbimine Eesti minimaalne netotarbimine Eesti keskmine netotarbimine Eesti maksimaalne netogenereerimine Eesti minimaalne netogenereerimine Eesti keskmine netogenereerimine Eleringi võrku ühendatud tuuleparkide maksimaalne genereerimine Eesti maksimaalne eksport Eesti maksimaalne import Eesti keskmine eksport
15.11.2017 kell 17:45-17:50 01.11.2017 kell 0:25-0:30 23.11.2017 kell 16:20-16:25 16.01.2017 kell 0:40-0:45 28.01.2018 kell 16:45-16:50
2000,00 2000 MW
Joonis 4.2 Eesti elektrisüsteemi tarbimine, tootmine ja import/eksport 2017. aasta suveperioodil
1500,00 1500 MW
Ajavahemik / Aeg
1153 483 814 1932 413 1185 248 1468 -996 371
16.08.2017 07:50 12.08.2017 20:10 1.05.2017-1.10.2017 30.06.2017 04:35 22.07.2017 20:55 1.05.2017-1.10.2017 01.06.2017 11:40 23.08.2017 12:50 29.07.2017 01:55 1.05.2017-1.10.2017
2000,00 2000 MW
1500,00 1500 MW
MW
500,00 500 MW
500,00 500 MW
0,00 0 MW
0,00 0 MW
-500 MW -500,00
11.2017 01.11.2017
Väärtus, MW
1000,00 1000 MW
MW
1000,00 1000 MW
-500 MW -500,00
12.2017 01.12.2017 Tarbimine Netotarbimine
34
Tabel 4.2 Eesti elektrisüsteemi talitusparameetrid 2017 aasta suveperioodil
01.01.2018 01.2018
02.2018 01.02.2018
Tootmine NetotootmineEksport/import Import/eksport
01.03.2018
11.2017 01.11.2017
12.2017 01.12.2017 Tarbimine Netotarbimine
01.01.2018 01.2018
02.2018 01.02.2018
01.03.2018
Tootmine NetotootmineEksport/import Import/eksport
35
BALTI REGIONAALNE TALITLUSKINDLUSE KOORDINAATOR Esimesel jaanuaril 2018 alustas Balti regionaalne talitluskindluse koordinaator ehk Balti RSC oma tegevust regiooni töökindluse koordinaatorina tagades Balti süsteemioperaatoritele vajalikke teenuste osutamisega tuge regiooni töökindluse tõstmisel. Balti RSC on üks viiest Euroopas tegutsevast regiooni töökindluse koordinaatorist, mis hõlmavad enda alla kõik Euroopas tegutsevad süsteemioperaatorid. RSC-de pakutavate teenuste eesmärgiks on tõhustada ettevalmistust elektrisüsteemide reaalajas juhtimiseks.
Joonis 4.3 Eesti-Soome ristlõike võimsusvood 2017/2018 aasta talveperioodil
1050 1050 MW
700 700 MW
350 350 MW
MW
4.3
0 MW0
Peamised funktsioonid, mida regiooni töökindluse koordinaator täidab on: -350 -350 MW
1. Elektrisüsteemi piiriülese mõjuga seadmete katkestuste koordineerimine- Üle-Euroopaline katkestuste raportite tegemine ja katkestuste kooskõlastamine ja ebakõlade leidmine. 2. Süsteemihaldurite poolt kasutatavate võrgumudelite kvaliteedi kontroll ning piirkondliku ja ÜleEuroopalise võrgumudeli kokkupanek - Ühtse standardi alusel süsteemioperaatorite mudelite koondamine ühiseks mudeliks, mudeli kvaliteedi hindamine ja tagasiside süsteemioperaatoritele 3. Piirkondliku tootmispiisavuse ja ülekandevõimsuste hindamine lühikeseks ja keskmiseks ajavahemikuks ette- Üle-Euroopalise tootmise ja ülekandevõimsuste piisavuse hindamine ning tootmispiisavuse hinnangu andmine. 4. Koordineeritud piiriüleste ülekandevõimsuste arvutamine- Ühtse metoodika alusel regiooni ülekandevõimsuste arvutamine ning võimsuste koordineerimine süsteemioperaatorite vahel. 5. Koordineeritud elektrisüsteemide talitluskindluse analüüs - Kasutades ühtset võrgumudelit leitakse süsteemi töökindluse kitsaskohad ning koordineeritakse võimalikke lahendusi süsteemioperaatoritega.
-700 -700 MW
-1050-1050 MW 01.11.2017 11.2017
Eesti > Soome
01.12.2017 12.2017
EE->FI
01.01.2018 01.2018
01.02.2018 02.2018
01.03.2018
FI->EE> Eesti EE-FI kaubanduslikEesti-Soome voog Soome kaubanduslik voog
Eesti Läti vaheline võimsusvoog on suurened võrreldes eelmise aasta sama perioodiga 60 MW olles keskmiselt 330 MW, kuid jäädes ikkagi alla üle-eelmise talve keskmisele milleks oli 418 MW. Suurenenud võimsusvoog suurendas ka tundide arvu, kus ristlõige oli kaubanduslikult täis (Eelneval aastal 8%, sellel aastal 11%, kokku 309-l tunnil). Võrreldes eelmise aastaga suurenes ka võimsusvoo suund Eestist Lätti 8% (83% ajast suund EE-LV). Maksimaalne ülekandevõimsus talveperioodil oli mõlemas suunas 879 MW, minimaalne Eesti Läti suunal 579 MW ja Läti Eesti suunal 429 MW. Läti suunalist transiiti põhjustab Läti ja Leedu süsteemi negatiivne saldo ning Eesti suunalist transiiti Soome võimsuse puudujääk.
Balti regiooni töökindluse koordinaator teeb pidevat koostööd nii Põhjamaade kui ka Kesk-Euroopa talitluskindluse koordinaatoritega tagamaks paremat koostööd piirkondade vahelistel piiridel. Regiooni töökindluse koordinaatori ülesanne on olla ülevaatlikus ja toetavas rollis, kõik lõplikud süsteemi juhtimis otsused jäävad endiselt süsteemioperaatoritele, kes viivad reaalselt ellu süsteemi juhtimist.
Joonis 4.4 kirjeldab olukorda Eesti-Läti ristlõikel 2017/2018 talveperioodil. 10001000 MW
PIIRIÜLESED MAKSIMAALSED ÜLEKANDEVÕIMSUSED (TTC) 2017/2018. AASTA TALVEPERIOODIL 2017/2018 aasta talveperioodil suurenes võrreldes eelmise aastaga tarnete osakaal Soome Eesti suunal ning seda just talveperioodi alguses ning lõpus (november, veebruar). Elektrienergia transiit Soomest teistesse Baltimaadesse jätkus sarnaselt eelnevate aastatega. Eesti-Soome ristlõikel oli kokku talveperioodil 6 piirangut, mis tulenesid nii Eesti elektrisüsteemi sisestest piirangutest kui ka Estlink1 ja Estlink2 planeeritud hooldustöödest. Kõige suurem piirang Eesti-Soome ristlõikel oli põhjustatud 07.12.2017-08.12.2018 kuupäevadel kui plaaniliselt tegi Fingrid Anttila alajaama EstLink2 seadmete hooldust. Eesti siseste 330kV liinide ja süsteemitrafode hooldusest põhjustatud oli kaks piirangut vahemikus 50-100 MW. Täiendavalt oli Eesti Soome ristlõige piiratud Auvere lühiskatse ajal avariikatse skeemi puhul N-1 olukorra tagamiseks.
36
800 800 MW 600 600 MW 400 400 MW 200 200 MW
MW
4.4
Joonis 4.4 Eesti-Läti ristlõike võimsusvood 2017/2018 aasta talveperioodil
0 0 MW
-200-200 MW -400-400 MW -600-600 MW -800-800 MW
Keskmine võimsusvoog Eesti Soome ristlõikel oli 140MW suunaga Soome (vt Joonis 4.3). Eesti Soome ristlõikele antud maksimaalset ülekandevõimsust kasutati kokku 20 tunnil, suunal Soomest Eestisse neist viiel. Võimsusvood Eesti-Soome ühendustel olid möödunud talveperioodil 36 protsendil ajast suunaga Eesti poole ja 64 protsendil Soome poole.
-1000 MW -1000
Joonis 4.3 kirjeldab olukorda Eesti-Soome ristlõikel 2017/2018 talveperioodil.
Olukorras kus füüsiline energiavoog ületab võrgu läbilaskevõimsust ning on oht süsteemi töökindlusele, siis tuleb füüsilise ülekoormuse eemaldamiseks teha vastukaubandust. Vastukaubandust teostatakse ainult operatiivtunnil, ennetavalt (näiteks 8 tundi ette) vastukaubandust ei teostata. Vastukaubanduse teostamiseks suurendatakse genereerimist piirkonnas, kuhu aktiivvõimsusvoog siseneb ja vähendatakse genereerimist piirkonnas, kust aktiivvõimsusvoog väljub (väljus). Tagamaks elektrisüsteemide võimsusbilansside jäämise tasakaalu peab genereerimise suurendamine ja vähendamine olema samas ulatuses. Peamiselt tuleb teha vastukaubandust Eesti ja Läti vahel (vahelduvvoolu ühendus) just suveperioodil kui lisaks Läti ja Leedu impordile väheneb liinide ülekandevõimsus välisõhutemperatuuri tõusu tõttu. Suured võimsusvood Läti või Eesti suunas võivad tekitada olukordi, kus koormatakse üle riikidevaheliste liinide ristlõiked ja tekib oht võimsuse ülekande katkemiseks. Selle vältimiseks kasutatakse süsteemihaldurite vahelises koostöös vastukaubandust. Eelmisel talveperioodil tehti vastukaubandust ei tehtud. Tabel 4.3 näitab maksimaalseid tehnilisi ülekandevõimsusi talvel ja suvel.
11.2017 01.11.2017
12.2017 01.12.2017
EE->LV TTC Eesti > Läti TTC
01.2018 01.01.2018 LV->EE TTCTTC Läti > Eesti
02.2018 01.02.2018
01.03.2018
EE-LV kaubanduslik voog Eesti-Läti kaubanduslik voog
37
Tabel 4.3 Maksimaalne tehniline ülekandevõimsus Eesti ristlõigetel talvel ja suvel
Maksimaalne tehniline ülekandevõimsus (TTC) EE • LV Talvel 0 °C 1150 Suvel +25 °C 700
LV • EE 1150 750
EE • FI 1016 1016
FI • EE 1016 1016
EE • RU 1000 550
RU • EE 850 400
2017. aastal äikesest põhjustatud väljalülitumiste arv 9 langes üle-eelmise aastaga enam vähem samale tasemele. 2016. aastal oli see arv kõigest 6. 17 korral oli tegemist erinevate personalieksimustega (vale tegevus lülitamisel, releekaitse vale seadistus, projekti vead, hooldus tegemata jms).
Venemaa Eesti vahelisel ristlõikel kaubanduslikke voogusid ei olnud kuid ühises sünkroonalas töötamisel tekkiva süsteemide vahelise transiidi maksimaalne voog oli 603 MW. Keskmine võimsus voog oli alla 100MW. Venemaa-suunalised füüsilised võimsusvood olid põhjustatud Põhjamaade ja Eesti tootjate ekspordist Lätisse.
VÕRGU TALITLUSKINDLUS
Joonis 4.5 Väljalülitumiste põhjused 2017
3535 tk
6030 tk 29 27
2525 tk
2020 tk
Tk
Andmata energia oli 2017. aastal Eleringi võrgus tekkinud rikete tõttu 44,22 MWh, millest 21,75 MWh oli põhjustatud 06.11.2017 Volta 110 kV alajaama trafode väljalülitumistest. Otsest põhjust välja selgitada ei õnnestunud, kuna seadmed jätkasid töötamist ilma tõrgeteta. Samas põhjustas Volta alajaama trafode väljalülitumine ka suurima, ca 50 % andmata energia koguse Eleringi kogu aasta andmata energia kogusest. Toiteta jäid Volta alajaama 6 kV tarbijad.
17
1515tk
1010 tk
Teised suuremad andmata elektrienergia põhjustajad olid ehitus/paigaldus/seadistusvead 7,7 MWh, seadmete vananemine 6,8 MWh ning liinidele langenud puud 6 MWh.
11
5 5 tk
9
5
0 0 tk
ke
ed
ed lis ni Te h
dm
at
ap
põ
hj
õh
ju
us
se
t ik es
Äike Äi
Tehnilised põhjused
d
Teadmata põhjused
m Te a
al on rs
Taimestik Ta i
us
im ks ie
ad te d uu
ed
d
va
ao
m gi in at nn ko sk Ke
Personali eksimused
le
us
in
um kk se In
im
es
te
EstLink ühenduste töökindluse küsimustele pöörab Elering suurt tähelepanu. Selleks on sõlmitud pikaajalised hoolduse ja remondi lepingud, mis katavad nii plaanilise ennetava hoolduse kui avariide kiire likvideerimise. Koostatud on ja jälgitakse mõõdikuid EstLink 1 ja EstLink 2 tehnilise ja kaubandusliku töövalmiduse hindamiseks.
Kõik muud teadaolevad
ed
e
Keskkonnatingimused
Pe
Inimeste sekkumine
m
Lisaks toimusid Eleringi võrgus ka kliendi seadmetest põhjustatud häiringud, mille tõttu jäi Eleringil rikkelises tarbimiskohas üle kandmata 48,3 MWh.
4.5.1
10
8
ik
Võrgu talitluskindlus on viimastel aastatel oluliselt paranenud, seda paljuski tänu soodsatele ilmastikutingimustele, sest selliseid tugevaid sügistorme, mis on olnud varasemate aastate peamiseks väljalülitumiste põhjustajateks, pole viimasel neljal aastal olnud. Lisaks on olulise mõjuga ka võrgu töökindluse tõstmiseks tehtavad investeeringud liinide ja alajaamade tehnilise seisukorra parandamiseks ning järjepidev panustamine õhuliinide kaitsevööndite hooldusesse. Kindlasti tuleks seejuures olulise mõjutajana nimetada tööd, mis on tehtud ja tehakse pidevalt liinide kaitsevööndite puhastamiseks võsast ning ohtlikest puudest.
Joonis 4.5 kirjeldab 2017. aastal toimunud väljalülitumiste põhjused kogustena.
Joonis 4.6 kirjeldab 2017. aasta väljalülitumiste suurima põhjuste rubriigi - Kõik muud teadaolevad omakorda põhjuste lõikes. Kõige rohkem on selles kategoorias kliendi poolt põhjustatud väljalülitumisi. Väiksema osa moodustasid naabervõrkude poolt põhjustatud väljalülitamised ja testimine. Kõ
4.5
Andmata jäänud energia Eleringi-poolsetest võrguhäiringutest oli 44,22 MWh, mis oli ligi 3,7 korda suurem kui 11,9 MWh 2015. aastal ja 1,5 korda väiksem kui eelmisel, 2016. aastal. Võrdlusena võib tuua, et viimase 15 aasta aastane keskmine ulatub tunduvalt üle 100 MWh ehk 128 MWh. Keskmise numbri viivad suureks iga-aastased tormid, nagu näiteks jaanuaritorm 2005. aastal ja jõulutorm 2011. aastal. Viimasel kolmel aastal ei ole tugevaid torme olnud.
Väljalülitumised ja andmata jäänud energia Väljalülitumiste arv 116 tk on ajalooliselt üks väiksemaid peale 2016. aasta väljalülitumiste arvu, kui samal ajal on nii seadmete hulk kui liinikilomeetrid pidevalt kasvanud. 2017. aastal toimunud väljalülitumiste arv on 16 võrra suurem kui 2016. aastal, 18 võrra väiksem ehk ca 87 % 2015. aasta väljalülitumiste arvust ja 44 % 2013. aasta väljalülitumiste arvust. Väljalülitamiste arv vähenes tänu soodsatele ilmastikutingimustele, mille tagajärjel oli oluliselt vähem liinile langenud puid või muid taimestikust põhjustatud väljalülitumisi - 10 tk. Väljalülitumiste kordade arvu poolest on esikohal lindudest-loomadest põhjustatud väljalülitumised nii liinidel kui alajaamades. Neid esines 2017. aastal 22 korral ehk need moodustasid 19 % väljalülitumiste koguarvust. Lindude põhjustatud lühised olid enamasti mööduvad, s.t. automaatika lülitas koheselt peale väljalülitumist võimsuslüliti sisse tagasi ning seetõttu nii tarbijatele katkestusi kui ka Eleringi võrgus režiimimuutusi antud sündmused üldjuhul kaasa ei toonud. Andmata energia liinide väljalülitumise tagajärjel põhjustasid siiski kahel juhul linnud. 27 korral olid väljalülitumised tingitud tehnilisest rikkest liinil või alajaamas, sealhulgas 10 korral seadme vananemisest.
Joonis 4.6 Kõik muud väljalülitumiste põhjused alampõhjuste lõikes 2017. aastal
Režiimi rikkumised 2 Ettenägemata režiimid 1 Lubatud ebaselektiivsus 1
Testimine 7 Naabervõrkude põhjustatud väljalülitumised 4 Kliendi põhjustatud väljalülitumised 24
Väljalülitumisi, kus põhjust ei olnud võimalik selgitada oli 9, sama arv kordi oli põhjustatud ka äikesest. Need mõlemad sündmuste kategooriad olid kordade arvu poolest kolmas põhjuste kategooria.
38
39
4.6 VÄLISÜHENDUSED
Joonis 4.7 kirjeldab ainult Eleringi poolt põhjustatud väljalülitumiste mahtu ajavahemikus 2012-2017.
2012.-2017. aastate väljalõlitumised ER põhjuste lõikes, tk Joonis 4.7 Väljalülitumised Eleringi võrgus põhjuste lõikes 2012-2017
EstLink 1 ja EstLink 2 tehniline töökindlus 2017. aastal (vt Joonis 4.9) oli kõigi aastate parim. Kokku toimus EstLink 1 ühendusel kolm plaanilist katkestust, millest üks oli seotud plaanilise aastahooldusega ning kaks korrigeeriva hooldusega ja kaks avariikatkestust, millest üks oli viivitus lingi töösse viimisel pärast aastahooldust. EstLink 2 ühendusel toimus 2017 aastal kaks plaanilist lühiajalist katkestust juhtimissüsteemi täiendamise eesmärgil ning kaks avariilist ühenduse välja lülitumist. Mõlemad EstLink 1 avariilised väljalülitumised olid põhjustatud personali eksimusest. Ühel juhul oli jäänud Eesti poolses Harku konverterjaamas üks muunduri kondensaatori ühendus korralikult kinnitamata ning teisel juhul toimus väljalülitumine Soome poolses Espoo konverterjaamas juhtimissüsteemi korrigeeriva korrashoiutööde ajal. EstLink 2 avariilistest väljalülitumistest oli üks seotud konverteritrafo juhtimissüsteemi rikkega ning teine toimus jahutussüsteemi ennetava hoolduse tagajärjel. Kokku oli EstLink 1 avariidest tulenevalt mitte kasutatav 9,13 tunni jooksul ning EstLink 2 55 minuti jooksul.
2017 2017
2016
Tk
2015
17.10.2017 kell 17:34 lülitus eduka TLA-ga välja L353 Viru - Tsirguliina Viru ja Tsirguliina alajaamadest. Väljalülitumise põhjustas äike. Äikesekaart näitas pikselööki visangusse M28-M29, kaugus Viru alajaamast 6.8 km.
2014
2013
26.10.2017 kell 06:27 lülitus ebaeduka TLA-ga välja L353 Viru - Tsirguliina Viru ja Tsirguliina alajaamadest. Kell 6:30 proovipingestamine Viru alajaama poolt ebaedukas. Väljalülitumise põhjustas isolaatorketi riputusaasa purunemine ja juhtme kukkumine masti M240 tõmmitsatele.
2012
0
100 100
50 Keskkonnatingimused
Keskkonnatingimused Tehnilised Tehnilised põhjused põhjused
200
150 150
Kõik muud teadaolevad
Kõik muud teadaolevad Personali eksimused Personali eksimused
Taimestik Teadmata
250 250
Taimestik Teadmata
300 300
Äike
Äike Inimeste sekkumine Inimeste sekkumine
350
Joonis 4.9 Välisühenduste töökindlus 2014-2017 aastate lõikes
120%
EstLink 1 EstLink 2 L301 Tartu-Valmiera
100% 100%
L354 Tsirguliina-Valmiera
80% 80%
60%
Joonis 4.8 võtab kokku andmata jäänud energia mahu aastal 2017.
Andmata energia, MWh
Andmata energia, MWh
Joonis 4.8 Andmata jäänud energia. KA – määrus; KLIENT – naabervõrgud ja kliendid; ER – tarbimiskoha kaudu edastamata jäänud energia.
40% 40%
700 700
600 600
20% 20%
500 500
0%
2014 2014 EstLink 1
400 400
2015 2015 EstLink 2
2016 2016
L301 Tartu-Valmiera
2017 2017
L354 Tsirguliina-Valmiera
Tegelik ülekantud energia/arvutuslik ülekantud energia*100% 100.0002
300 300
Joonis 4.10 Ülekandekindlus aastate lõikes, perioodile 2010-2017
200
200
99.9999
100%100
100
100
99.9998
99.9997
100 99.9998
99.9996 99,9996%
100
100 %
99.9992 99,9992%
0
99.9989
2012 2012
2013 2013
2014 2014
KA KA
2015 2015
KLIENTER KLIENT
2016 2016
2017 2017
99,9988%
99.9988
ER 99.9984 99,9984%
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2014
2014
2015
2015
2016
2016
% = Tegelik ülekantud energia, MWh//Tegelik ülekantud energia+ arvutuslik ülekantud energia)MWh*100%
40
2017
2017
41
Tabel 4.5 EstLinkide statistika
Kirjeldus
Estlink 1
Estlink 2
8,54% (ca 262 GWh) EE -> FI: 119 GWh FI -> EE: 143 GWh
40,72% (2 319 GWh) EE -> FI: 768 GWh FI -> EE: 1 551 GWh
98, 49%
98,84%
Plaaniline mittekättesaadavus
1,41% (123,88 h)
0,15% (13,53 h)
Rikkeline mittekättesaadavus
0,1% (9,13 h)
0,01% (0,92 h)
5
4
Rikkeliste katkestuste arv
2 (1 FIN, 1 EST)
2 (1 FIN, 1EST,)
Plaaniliste katkestuste arv
3 (1 FIN, 1 EST, 1 ühine)
2 (1 FIN, 0 EST, 1 ühine)
Energiakasutus Tehniline töövalmidus
Katkestuste arv kokku
4.7 SISEVÕRK Suurimad rikked, mille puhul edastamata energia oli üle 1 MWh, olid järgmised: 2.09.2017 kell 16:35 lülitus ebaeduka TLA-ga välja L154/155 Tartu - Maaritsa - Kanepi Tartu ja Maaritsa alajaamadest. Käsitsi proovipingestamine ebeedukas. Katkestus Maaritsa alajaama tarbijatele kestusega 1 tund 1 minut. Väljalülitumise põhjustas L155 Maaritsa - Kanepi mastis M44 kurepesast traaversile kukkunud ning põlenud oks. Andmata energia 1,474 MWh, katkestuse pikkus 61 min. 15.09.2017.a. kell 06:52 lülitus Tõrva alajaamas välja ebaeduka TLA-ga L145 Tsirguliina - Tõrva võimsuslüliti 1So. Käsitsi sisselülitamine ebaõnnestus. Seoses remondiskeemiga - liinil oli tupikrežiim, Tartu alajaamas L148 lahter oli remondiks välja lülitatud - jäid toiteta Elva , Rõngu, Helme SEJ ja Tõrva alajaamade tarbijad. Andmata energia 3,8 MWh, tarbimiskohtadele oli katkestuse pikkus 80 min.
EE-FI/FI-EE pudelikaela tunde oli 2017. aastal 123 tundi ehk ca 1,4% aastast, millest:
Joonis 4.11 EstLink 1 töökindlus aastatel 2007-2017
Eelnevast tingituna lülitus samaaegselt ebaeduka TLA-ga välja L115 Rakvere - Haljala - Kunda, L1 lühis. Proovipingestamine Rakvere alajaamast oli ebaedukas. Haljala alajaama 10 kV tarbijatele taastati toide ELV võrgu kaudu. Andmata energia 1,5 MWh, katkestuse pikkus 51 min.
EstLinke kasutati täisvõimsusel ilma piiranguteta: 90 tundi ehk 1,03% aastast; Ülekandevõimsust piirati ER/FG võrgu, sh HVDC tõttu, 17 tundi ehk ca 0,2% aastast. Võimsuse muutuse kiirusest tingitud piiranguid: 16 tundi ehk 0,18% aastast
12.11.2017 kell 05:19 lülitusid ebaeduka TLA-ga välja liinid L117 Balti- Sirgala - Eesti EJ OT haru ja L118 Sirgala - Ahtme - Oru haru. L117 püsival lühisel rakendus kell 05:19 Eesti EJ OT alajaamas edukalt 110 kV SVL RLA. Sirgala alajaama 6 kV tarbijate elektrivarustus taastati läbi 35kV võrgu. Rikke põhjustas kobraste poolt L117/L118 ühiste mastide 2Y-3Y vahelisele visangule langetatud puu. Andmata energia 6,248 MWh, katkestuse pikkus 142 min.
100%
100% 98% 98%
16.11.2017.a. kell 19:46 lülitus Volta alajaamas liigselt välja trafo C2T. Väljalülitumise põhjustas lühis tarbija seadmetes. Samal ajal töötas liigselt trafo C1T 6 kV poole voolulõige 6 kV jaotla lühisel ja lülitas trafo C1T välja. Liigse töötamise põhjuseks oli Elektrilevi releekaitsest trafo C1T 6 kV voolulõiget blokeeriva signaali puudumine. Katkestus tarbijatele oli 1 tund ja 27 minutit. Jäigi selgusetuks, mis põhjusel blokeeringu signaali ei tulnud. Hiljem testimisel kõik töötas nii nagu peab. Andmata energia 21,75 MWh, katkestuse pikkus 87 min.
96% 96%
94% 94%
92% 92% 90% 90%
88% 88%
86% 86%
2007
2007
2008
2009
2008
2009
2010
2011
2010
Energy availability
2012
2012
Scheduled unavailability
2013
2014
2015
2016
2017
2013
2014
2015
2016
2017
Forced unavailability
Plaaniline mittekättesaadavus
Tehniline töövalmidus
Joonis 4.12 EstLink 2 töökindlus aastatel 2014-2017
2011
Rikkeline mittekättesaadavus
23.11.2017.a. kell 11:44 lülitus Loksa alajaamast eduka TLA-ga välja tupikliin L198/L198A/L199A/L199B Kallavere - (Jägala) - (Kuusalu) - (Kolga) - Loksa. Võrgus oli ajutine režiim, Kuusalu alajaama juures on seoses alajaama renoveerimisega liinid L198 ja L199A kokku ühendatud. Samuti oli Kolga alajaamas seoses 110 kV SVL vahetusega liinid L199A ja 199B remontsillaga kokku ühendatud. Katkestus Kolga, Kuusalu ja Jägala alajaamade tarbijatele TLA töötamise aeg. Samal ajal lülitus Kuusalu alajaamas välja trafo C2T. Kuusalu alajaama 10 kV tarbijate toide taastati ELV võrgust. Trafo C2T väljalülitumise põhjuseks oli diferentsiaalkaitse vale töö tulenevalt reki ajal tehtud seadistuse veast. Andmata energia 4,0802 MWh, katkestuse pikkus 41 min. 29.12.2017 kell 12:41 lülitus Tsirguliina alajaamas välja autotrafo A1T, Tsirguliina 110 kV lattide pingestamine Tõrva ja Võru RLA poolt oli ebaedukas. Toiteta jäid Tsirguliina, Valga, Mõniste ja Linda alajaamade tarbijad. Rikke põhjustas algselt L677 Tsirguliina - Valka trassi puhastamise käigus liinile langetatud puu Läti poolel. Katkestus Valga alajaama tarbijatele oli 17 minutit, Mõniste alajaama tarbijatele 18 minutit, Linda alajaama tarbijatele 6 minutit. Tsirguliina alajaama trafo C1T, 35 kV Otepää liin, 10 kV 1. sektsiooni tarbijate toide taastati kell 13:02, katkestuse aeg 21 minutit; 10 kV 2. sektsiooni tarbijatele oli katkestus 41 minutit. Lisaks eelnimetatutele olid toiteta veel Soo, Rõuge, Ruusmäe, Sõmerpalu, Võru, Abja, Nuia, Tõrva alajaamade tarbijad RLA töötamise aeg - 9 sekundit. Liini L677 juhtmed olid korras. SCADAS ei ole ühelgi Tsirguliinast väljuval 110 kV liinil lühisekoha näitu, nagu lühist ei olekski olnud. Autotrafo A1T väljalülitumise põhjuseks oli Tsirguliina AJ autotrafo A1T 110 kV poole distantskaitse vale seadistus. Autotrafol A1T toimus TLA, mis ei oleks pidanud selliselt toimuma. Andmata energia 3,57 MWh, katkestuse pikkus 124 min.
100% 100%
95% 95%
90% 90%
85% 85%
80% 80%
75% 75%
2014
2014 Tehniline töövalmidus
42
2015
2015 Energy availability
2016
2016
Scheduled mittekättesaadavus unavailability Forced unavailability Plaaniline
2017
2017 Rikkeline mittekättesaadavus
43
4.7.1
Programmide „Liinid puuvabaks“ ja „Kindel võrk“ täitmisest Eleringi strateegilised eesmärgid on seotud võrgu töökindlusega vähendamaks katkestusi või selle toimumise riski tarbijatele. Eesmärkide täitmiseks töötati 2013 aastal välja võrgu töökindluse tõstmise programm „Liinid puuvabaks“ 2013 – 2017, mille peamised osad olid: 1. 2. 3. 4. 5.
Liinikoridoride laiendamine Isolaatorkettide vahetamine ja linnutõkete paigaldamine Õhuliinide gabariitide korrastamine Alajaama üksikseadmete vahetus Personal
Kuna suurem osa programmis toodud projekte on valminud (täitmine lõpetamisel), siis arvestades ka gaasivõrgu lisandumisega on koostatud kava võrkude töökindluse ja ohutuse edasiseks tõstmiseks järgneval 5 aastal. Eelnevast programmist on lõpetamata elektriliinide kaitsevööndite raadamine, ning vastavad tegevused ja eesmärgid on uuendatud käesolevas kavas. Käesoleva kava eesmärgiks on parandada hoolduse (sh ka kaitsevööndite hoolduse) kvaliteeti, eesmärgiga vähendada katkestusi klientidele ja piiranguid nii välisühendustel, samal ajal maksimeerides nii elektriliinide kui ka gaasitorustike eluiga, vähendades seega ka tuleviku investeeringukulusid. Oluliseks aspektiks on lisandunud ka elektri ja gaasivõrgu ohutuse suurendamine, arvestades võimalike intsidentide suure negatiivse kajastusega, vähendades ohtusid Eleringi võrgust nii inimeste elule ja tervisele kui ka ohtusid varale ja keskkonnale. Ohutuse suurendamisega seotud tegevused teenivad nii katkestuste vähendamise eesmärki kui ka ohutuse suurendamise eesmärke tulenevalt faktist et suurem osa elektrivõrgu riketest on seotud lühistega avalikult ligipääsetavates liini kaitsevööndites ning samuti on suur osa katkestuse tõttu andmata energiast seotud inimeste tegevusega elektripaigaldises. Käesolev plaan hõlmab tegevusi, mille eesmärk on: 1. vähendada katkestuste ning rikete arvu ja sellega seoses ka andmata energiat; 2. maksimeerida seadme eluiga ja sellega seoses vähendada investeeringute vajadust tulevikus; 3. suurendada seadmete ohutust. Võrreldes eelnevaga on hoolduse põhimõtetes muutunud prioriteetide määramine, mis baseerub riski hindamisel tulenevalt seadme olulisusest ja selle seisukorrast (viimaste korrutis). Olulisuse all on seejuures silmas peetud potentsiaalset andmata energia kogust, mõju NTC-le (Network Transmission Capacity) ja ohutusaspekte. Elektriliinide kaitsevööndi pindala on 2017. aasta septembri seisuga kokku 3198 ha, millest ca 50 % paikneb metsastunud alal. Liinid puuvabaks programmi alustamisel oli raadamata metsaala kokku ca 1400 ha, siis hinnanguliselt 2017. aasta alguse seisuga on liinide kaitsevööndites raiumata 634 hektarit metsa ning 2017. septembri seisuga on raadamata veel 450 ha metsa.
44
45
5 Hinnang varustuskindlusele 5.1 5.1.1 5.1.2 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.3 5.4 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.5 5.5.1 5.5.2 5.5.3
46
REGIONAALNE VARUSTUSKINDLUS AASTANI 2033................................................................................... 48 Baltikumi ja Soome varustuskindlus aastani 2033....................................................................................... 48 Hinnang............................................................................................................................................................53 ELEKTRITARBIMISE PROGNOOS AASTANI 2033...........................................................................................53 Majanduse areng..............................................................................................................................................53 Elektritarbimise prognoos aastani 2033.........................................................................................................54 Jaotusvõrgud....................................................................................................................................................55 EESTI ELEKTRISÜSTEEMIGA ÜHENDATUD TOOTMISSEADMED 2018. AASTAL.........................................56 ELEKTRITOOTJATE POOLT TEADA ANTUD TOOTMISSEADMETE MUUTUSED AASTATEL 2017-2027........ 57 Muutused võrreldes 2017. aastaga.................................................................................................................. 57 Suletavad tootmisseadmed ja olemasolevate tootmisseadmete võimsuse vähenemine.......................... 57 Kavandatavad ja ehitusjärgus soojuselektrijaamad......................................................................................58 HINNANG TARBIMISNÕUDLUSE RAHULDAMISEKS VAJALIKULE TOOTMISVARULE AASTANI 2028........58 Hinnang tootmisvõimsuse piisavusele talvel.................................................................................................58 Hinnang tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalikule tootmisvarule suveperioodil.....................................59 Eesti varustuskindlus aastani 2033................................................................................................................60
Varustuskindluse tagamine on regionaalne väljakutse, mille lahendused on samuti regionaalsed.
Eesti ja regiooni varustuskindlus on aastani 2025 tagatud tootmis- ning ülekandevõimsuste koosmõjul.
Varustuskindluse tagamiseks pikemas perioodis tuleb tagada toimiv elektriturg, mis toob investeeringud uutesse tootmisvõimsustesse või tarbimise juhtimise võimekusse.
47
5.1
Joonis 5.1 Kasutatavad tootmisning ülekandevõimsused Baltikumis ja Soomes perioodil 2018-2033
REGIONAALNE VARUSTUSKINDLUS AASTANI 2033 Tulenevalt energiasektori planeerimise pikaajalisusest ning vastavalt elektrituruseaduse § 39 lg 7-s toodule vaatleb Elering pikaajalist varustuskindlust 15 aastat ette. Euroopa energialiidu ja ühtse elektrituru tingimustes vaatleb Elering pikaajalist varustuskindlust regionaalsel tasandil. Pikaajalise varustuskindluse analüüs on kaheosaline. Analüüs hindab esimesena Baltikumi ja Soome varustuskindlust arvestades trendidega kogu Euroopa Liidus tervikuna ja seejärel detailsemalt Eesti tarbimise ja tootmise arenguid.
5.1.1
30 000 30 000 MW
25 000 25 000 MW
20 000 20 000 MW
MW
15 000 15 000 MW
10 000 10 000 MW
5000 5 000 MW
Baltikumi ja Soome varustuskindlus aastani 2033
0 MW 02018 2018
Elering, koostöös naaberriikide süsteemihalduritega Fingrid, AST ja Litgrid, kasutab varustuskindluse hindamiseks regionaalsel tasemel kahte üksteist täiendavat metoodikat – deterministlikku ja tõenäosuslikku. Deterministliku metoodika eeliseks on selle lihtsus ning aastane resolutsioon. Tõenäosusliku analüüsi eeliseks on selle suurem detailsus ja võimalus hinnata tootmispiisavuse tõenäosust.
2019
2020
2020
2021
2022
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2031
Eesti Biomass
2026 Eesti Biokütused
Läti Maagaas
Läti Hüdro
Läti Biomass
Läti Biokütused
Läti Päikeseenergia
Leedu Maagaas
Leedu Hüdro
Leedu Kütteõli
Leedu Biomass
Leedu Jäätmed
Leedu Biogaas
Leedu Päikeseenergia
Eesti maagaas Soome Hüdro Soome Päikeseenergia Eesti muu Soome Jäätmed Primaarreserv Sekundaarreserv Läti hüdro Läti päikeseenergia Leedu kütteõli Leedu biogaas Soome biomass Soome maagaas Soome turvas Soome tuuleenergia Tiputarbimine Tertsiaalreserv
2028 Eesti Muu
2030
Eesti Maagaas
Eesti põlevkivi Soome Biomass Leedu Jääksoojus Soome Kütteõli Eesti biokütusedSoome Turvas Impordivõimekus Tiputarbimine Läti maagaas Läti biokütused Leedu hüdro Leedu jäätmed Leedu jääksoojus Soome hüdro Soome kütteõli Soome jäätmed Impordivõimekus Sekundaarreserv
Analüüs kasutab kahte stsenaariumit, Baasstsenaariumit ning Konservatiivset stsenaariumit. Baasstsenaarium ning Konservatiivne stsenaarium erinevad peamiselt tootmisvõimsuste sulgemise ning lisandumise hinnangute poolest. Tootmisvõimsuste sulgemine ning uute ehitamine sõltub eelkõige turuolukorrast, mida on äärmiselt raske täpselt prognoosida. Seetõttu on süsteemihaldurid koostanud kaks stsenaariumit, et katta võimalikke tulevikuolukordi. Baasstsenaarium põhineb eelkõige elektritootjate poolsetele hinnangutele nende omanduses olevate elektrijaamade sulgemisele või uute ehitamisele. Konservatiivne stsenaarium põhineb süsteemihaldurite konservatiivsematel eeldustel, kus tulenevalt turuolukorrast suletakse vanu elektrijaamu varem ning uute elektrijaamade ehitus lükkub planeeritust kaugemale tulevikku. Järgnevas peatükis toodud Eesti tootmispiisavuse hinnang aastani 2033 on osa Konservatiivsest stsenaariumist.
2024
Eesti Põlevkivi
2030 Eesti Jäätmed
2032
2032
2033
Eesti biomass Soome Tuumaenergia Soome Tuuleenergia Soome Strateegiline reserv Eesti jäätmed Tertsiaalreserv Läti Biomass Leedu maagaas Leedu biomass Leedu päikeseenergia Soome kivisüsi Soome tuumaenergia Soome päikeseenergia Soome strateegiline reserv Primaarreserv
Soome Kivisüsi
Soome Maagaas
Joonis 5.2 vaatleb Baltikumi varustuskindlust raskes N-2 häiringuolukorras. Deterministlikus analüüsis on varustuskindluse standardiks võetud N-2 häiringuolukord. See tähendab, et süsteem peab olema valmis kahe kõige suurema elemendi avariis olekuks ning seda tiputarbimise ajal. See tähendab ka, et pärast N-2 olukorra juhtumist ei eeldata enam täiendavate reservide hoidmist järgmisteks (N-3 või N-4) avariideks. Baltikumi ja Soome elektrisüsteemide kaks kõige suuremat elementi on kaks Soome tuumaelektrijaama plokki, mis tähendab, et raskeim N-2 olukord on kahe tuumaelektrijaama ploki ühel ajal väljas olek. Kuni aastani 2025 on jooniselt näha reservide hoidmine ka N-2 olukorras, mis tuleneb tänastest kokkulepetest Balti riikide ja Venemaa ning Valgevene vahel. Joonisele on kantud lisaks Baltikumi ja Soome prognoositav tiputarbimine ning reservide vajadus aastani 20334.
Joonis 5.1 kujutab Balti ja Soome süsteemihaldurite parima teadmise järgi perioodil 2018-2033 kasutatavaid tootmis- ning ülekandevõimsusi Baasstsenaariumis Eestis, Lätis, Leedus ja Soomes. Samal joonisel on kujutatud ka perioodi tiputarbimise ja reservivajaduse prognoosid, arvestades 2025. aastast kesk-Euroopaga sünkroniseerimist1. Balti elektrisüsteemi eraldiseisva sünkroonalana talitlemise olukorda käesolevas analüüsis ei vaadelda, kuna tegemist on erakorralise olukorraga, mis vajab eraldi meetmeid. Olulise märkusena ei kajasta tiputarbimise prognoos Baltikumis tarbimise juhtimise potentsiaali, mis võib olla kõrgete elektrihindadega perioodidel arvestatav2. Analüüsist selgub, et juba täna sõltuvad Baltikum ja Soome tiputarbimise ja reservivajaduse katteks impordivõimalustest. Samas on piirkond juba täna tugevalt ühendatud teiste piirkondadega ning impordivõimalused ulatuvad 4800 MW-ni3.
25 000 25 000 MW
20 000 20 000 MW
15 000 15 000 MW MW
Joonis 5.2 Baltikumi ja Soome varustuskindluse N-2 olukorras teadaolevate tootmis- ning ülekandevõimsustega
10 000 10 000 MW
5000 5 000 MW
0 MW 0 2018 2018
48
1
Reservide vajadused on hinnangulised ning põhinevad esialgsetel uuringutel. Elektrisüsteemi toimimiseks hoitakse üldjuhul kolme tüüpi reserve. Primaarreservid ning sekundaarreservid taastavad pärast avariid elektrisüsteemi talitluse. Tertsiaalreservidega taastatakse seejärel primaar- ning sekundaarreservid järgmiseks avariiks.
2
Tarbimise hinnatundlikkus ja sellest tulenevalt tarbimise juhtimine on väga suures määras seotud elektri hinnaga. Tänaste suhteliselt madalate elektrihindade juures ei ole tarbimise vähendamine või nihutamine levinud, kuna sellest tulenev majanduslik kasu on väike. Elektrihindade suurema volatiilsuse korral, mida tootmispiisavuse varu vähenemine tekitada võib, suureneb ka tarbimise juhtimisest tekkiv majanduslik kasu ja seega motivatsioon tarbimist juhtida.
3
Varustuskindluse seisukohalt ei ole arvestatud Baltikumi impordivõimalusega Venemaalt tulenevalt erinevast turukorraldusest, mis pidurdab elektrienergia vaba liikumist.
2019
2020
2020
2021
2022
2022
v
2024
2024
2025
2026
2027
2028
2030
2031
Eesti Biomass
2026 Eesti Biokütused
Läti Hüdro
Läti Biomass
Läti Biokütused
Läti Päikeseenergia
Leedu Maagaas
Leedu Hüdro
Leedu Kütteõli
Leedu Biomass
Leedu Jäätmed
Leedu Biogaas
Leedu Päikeseenergia
Eesti maagaas Soome Hüdro Eesti muu Soome Jäätmed Primaarreserv Sekundaarreserv Läti hüdro Läti päikeseenergia Leedu kütteõli Leedu biogaas Soome biomass Soome maagaas Soome turvas Soome tuuleenergia Tiputarbimine Tertsiaalreserv Soome Kivisüsi
Soome Päikeseenergia
2028 Eesti Muu
2029
Eesti Maagaas
Läti Maagaas
Eesti põlevkivi Soome Biomass Leedu Jääksoojus Soome Kütteõli Eesti biokütusedSoome Turvas Impordivõimekus Tiputarbimine Läti maagaas Läti biokütused Leedu hüdro Leedu jäätmed Leedu jääksoojus Soome hüdro Soome kütteõli Soome jäätmed Impordivõimekus Sekundaarreserv
4
2023
Eesti Põlevkivi
2030 Eesti Jäätmed
2032
2032
2033
Eesti biomass Soome Tuumaenergia Soome Strateegiline reserv Eesti jäätmed Tertsiaalreserv Läti Biomass Leedu maagaas Leedu biomass Leedu päikeseenergia Soome kivisüsi Soome tuumaenergia Soome päikeseenergia Soome strateegiline reserv Primaarreserv Soome Maagaas
Soome Tuuleenergia
Tiputarbimise ja reservide vajaduse prognoosina on kasutatud Balti riikide ja Soome süsteemihaldurite prognoose.
49
Baltikumi ja Soome varustuskindluse seisukohalt on kõige olulisemateks küsimusteks Baltikumi desünkroniseerimine IPS/UPS süsteemist, vanade elektrijaamade sulgemisgraafikud ja uute elektrijaamade projektide arengud. Elektrijaamade kasutatavus sõltub tehtavatest investeeringutest jaamade uuendamiseks, kus investeeringud ja seadmete vahetamine võib elektrijaamade eluiga oluliselt pikendada. Investeeringute tegemine elektrijaamadesse on majandusliku tasuvuse küsimus ja sõltub sellest, kas hinnad elektriturul võimaldavad investeeringute tagasiteenimist. Baltikumi ja Soome tootmisvõimsustest on sulgemise küsimus oluline Narva elektrijaamades, Leedu Elektrenai elektrijaamas ja Soome kivisöe elektrijaamades. Uutest projektidest on olulised Kaunase ja Vilniuse koostootmisjaamad, mille ehitamise kohta otsust veel tehtud ei ole ning Soome Hanhikivi tuumaelektrijaama valmimise ajas.
Joonised 5.3 ja 5.4 kujutavad tavaolukorda ning N-2 olukorda ka Konservatiivses stsenaariumis. Nagu varem mainitud eeldab Konservatiivne stsenaarium kiiremat vanade elektrijaamade sulgemist ning uute planeeritud elektrijaamade ehituse edasi lükkumist. Joonis 5.3 Baltikumi ja Soome varustuskindluse tavaolukorras Konservatiivse stsenaariumi korral
30000 30 000 MW
25000 25 000 MW
20000 20 000 MW
15000 15 000 MW MW
Eleringi hinnangul on käesolev deterministlik analüüs väga konservatiivne ning sellest tulenevalt on tarbimise piiramise vajaduse tõenäosus vaadeldaval perioodil väga madal. Analüüs on konservatiivne, kuna vaatleb olukorda, kus üheaegselt tiputarbimisega on väljas kaks Baltikumi ja Soome elektrisüsteemi suurimat elementi, tuulikutest ning päiksepaneelidest tootmist ei toimu ja import Venemaalt Baltikumi pole võimalik.
10000 10 000 MW
5000 5 000 MW
0 MW
0 2018
2018
2019
2020
2020
2021
2022
2022
Eesti Põlevkivi
Eesti Maagaas
Eesti Jäätmed
Läti Maagaas
Läti Päikeseenergia
Leedu Maagaas
2023
Leedu Biogaas Eesti põlevkivi Hüdro Eesti biokütused Soome Soome Turvas Soome Päikeseenergia Läti maagaas Impordivõimekus Tiputarbimine Läti biokütused Leedu hüdro Leedu jäätmed Leedu jääksoojus Soome hüdro Soome kütteõli Soome jäätmed Impordivõimekus Sekundaarreserv Leedu Jäätmed
Soome Kivisüsi
2024
2024
2025 Eesti Biomass
2026
2026
2027
2028
2028
2029
Eesti Biokütused
Läti Hüdro
Läti Biomass
Leedu Hüdro
Leedu Kütteõli
Leedu Päikeseenergia Eesti maagaas Soome Maagaas Eesti muu Soome Jäätmed Läti hüdro Primaarreserv Läti päikeseenergia Leedu kütteõli Leedu biogaas Soome biomass Soome maagaas Soome turvas Soome tuuleenergia Tiputarbimine Tertsiaalreserv
Leedu Jääksoojus Soome Tuumaenergia Soome Tuuleenergia Sekundaarreserv
2030
2030
2031
Eesti Muu
2032
2032
2033
Leedu Biomass
Soome Biomass Eesti biomass Soome Kütteõli Eesti jäätmed Soome Strateegiline reserv Läti Biomass Tertsiaalreserv Leedu maagaas Leedu biomass Leedu päikeseenergia Soome kivisüsi Soome tuumaenergia Soome päikeseenergia Soome strateegiline reserv Primaarreserv
Metoodika aluseks on Monte Carlo meetod, mille sisuks on suure hulga aastate simulatsioon arvestades tarbimise, tuuletootmise, päiksetootmise, hüdroloogilise olukorra ja süsteemi elementide avariide muutumisega. Käesolevas analüüsis kasutati 136 erinevat aastat. Igas aastas on 8760 tundi, millel on oma tarbimise, tuule- ja päikeseenergiatootmise, hüdroloogilise olukorra ja avariide väärtused. Väga suure hulga simulatsioonide teostamisel kaetakse lisaks tavapärastele olukordadele ka ekstreemseid olukordi, kus näiteks mitme suure elektrijaama avariiga samaaegselt on tiputarbimine ning satub olema madal taastuvenergia tootmine. Joonis 5.5 Monte-Carlo stsenaariumite skeem
Joonis 5.4 on näha, et varustuskindluse varu läheneb Konservatiivse stsenaariumi korral N-2 olukorras miinimumini, kuid on antud eelduste juures siiski piisav tiputarbimise katmiseks ning süsteemi töös hoidmiseks.
35 klimaatilist aastat (1980-2014) Tuule-, päikse-, hüdroloogia- ja tarbimisandmed
25000 25 000 MW
Tõenäosuslikud avariid elektrijaamade ja ülekandeliinide kohta
Kliima-aasta 1980
Avariid A
Avariid B
Kliima-aasta 1981
Avariid C
…
…
Kliima-aasta 2014
…
20000 20 000 MW
15000 15 000 MW
Erinevalt deterministlikust analüüsist võimaldab selline analüüs hinnata ka tootmispiisavuse puudujäägi tõenäosust. Simulatsioonide tulemusena arvutatakse välja aasta keskmine andmata energia (Energy Not Served - ENS) ning keskmine katkestustundide arv (Loss of Load Expectation - LOLE). Detailsemalt saab ENTSO-E välja töötatud metoodikast lugeda viimasest tootmispiisavuse aruandest (Mid-term Adequacy Forecast – MAF)5.
10000 10 000 MW
5000 5 000 MW
0 MW
0 2018
2018
2019
2020
2020
2021
2022
2022
2023
2024
2025
2024 Eesti Biomass
2026
2026
2027
2028
2028
Eesti Põlevkivi
Eesti Maagaas
Eesti Jäätmed
Läti Maagaas
Läti Hüdro
Läti Biomass
Läti Päikeseenergia
Leedu Maagaas
Leedu Hüdro
Leedu Kütteõli
Eesti põlevkivi Soome Kivisüsi Eesti Soome Turvasbiokütused Impordivõimekus Läti maagaas Läti biokütused Leedu hüdro Leedu jäätmed Leedu jääksoojus Soome hüdro Soome kütteõli Soome jäätmed Impordivõimekus Sekundaarreserv
Leedu Biogaas
Leedu Jäätmed
Soome Hüdro Soome Päikeseenergia Tiputarbimine
Eesti maagaas Soome Maagaas Eesti Soome muu Jäätmed Primaarreserv Läti hüdro Läti päikeseenergia Leedu kütteõli Leedu biogaas Soome biomass Soome maagaas Soome turvas Soome tuuleenergia Tiputarbimine Tertsiaalreserv Leedu Päikeseenergia
Eesti Biokütused
Leedu Jääksoojus Soome Tuumaenergia Soome Tuuleenergia Sekundaarreserv
2029
2030
2030 Eesti Muu
2031
2032
2032
2033
Läti Biokütused Leedu Biomass Soome Biomass Eesti biomass Soome Kütteõli Eesti jäätmed Soome Strateegiline reserv Tertsiaalreserv Läti Biomass Leedu maagaas Leedu biomass Leedu päikeseenergia Soome kivisüsi Soome tuumaenergia Soome päikeseenergia Soome strateegiline reserv Primaarreserv
5
50
2025
Analüüsitav aasta
MW
Joonis 5.4 Baltikumi varustuskindlus N-2 olukorras tootmisvõimsusi soosivate turutingimuste korral.
Lisaks deterministlikule analüüsile teostasid Eesti, Läti, Leedu ja Soome süsteemihaldurid käesoleval aastal esimest korda ühiselt ka tõenäosusliku regionaalse tootmispiisavuse analüüsi. Selleks kasutati ENTSO-E poolt Euroopa tootmispiisavuse aruandes kasutatavat metoodikat ning lähteandmeid. ENTSO-E poolt kogutavaid andmeid täiendati detailsemate andmetega Eesti. Läti, Leedu ning Soome kohta.
Läti Biokütused
Mid-term Adequacy Forecast - https://www.entsoe.eu/outlooks/maf/Pages/default.aspx
51
Joonis 5.6 Baasstsenaariumi (vasakul) ja Konservatiivse stsenaariumi (paremal) tõenäosusliku analüüsi tulemused
5.1.2 Hinnang Kokkuvõttes on praeguste parimate teadmiste järgi Eesti ja regiooni varustuskindlus aastani 2025 tagatud tootmis- ning ülekandevõimsuste koosmõjul. Varustuskindluse tagamiseks pikemas perioodis tuleb regioonis võrreldes täna teadaolevate võimsustega elektrijaamu juurde ehitada või suurendada tarbimise juhtimise potentsiaali. Kogu perioodil on nii Eestis, Baltikumis kui ka Euroopas tervikuna varustuskindluse varu vähenemas ning Elering analüüsib aktiivselt edasisi arenguid.
ENS: 15 MWh LOLE: 0,1 h
ENS: 817 MWh LOLE: 2,3 h
ENS: 0 MWh LOLE: 0 h
ENS: 478 MWh LOLE: 1,9 h
ENS: 0 MWh LOLE: 0 h ENS: 0 MWh LOLE: 0 h
Eleringi hinnangul on Eestis ja regioonis elektrienergia puudujäägi tõenäosus väike ka pärast 2025. aastat. Siiski on oma oluline roll ülekandevõimsustel teiste piirkondadega ning sellest tulenevalt Euroopa varustuskindluse tase tervikuna. Näiteks võib Soome puudujääk kanduda naaberriikidesse, sealhulgas Eestisse. Sellest tulenevalt on varustuskindluse küsimus muutunud kogu Energialiidu üleseks küsimuseks, mida lokaalsete meetmetega lahendada ei saa või on sellised lahendused ebaefektiivsed. Eleringi hinnangul tuleb arendada elektrituru disaini, et see annaks täpseid hinnasignaale investeerimisotsusteks ja tagaks sellega varustuskindluse. Selles suunas töötatakse ning Euroopa Komisjon on küsimust lahendamas 2016. aasta lõpus avaldatud Puhta energia paketiga. Elering jälgib tootmisvõimsuste ja tarbimise arengu trende, et kindlustada elektrivarustuskindlus Eesti tarbijatele pikas ajahorisondis. Elering panustab aktiivselt omapoolselt elektrisüsteemiga liitumise lihtsustamisega ning tarbimise juhtimise võimekuse suurendamisega. Tarbimise hinnatundlikkus võimaldab tarbimist vähendada turupõhiste signaalide abil ning väldib vajadust tarbimise administratiivseks piiramiseks. Varustuskindluse aruande põhjal on konkurentsiametil õigus kohustada Eleringi hankima konkursi korras täiendavaid tootmisvõimsusi. Eleringi seisukoht on, et Euroopa ühisel energiaturul on ka varustuskindlus riikideülene küsimus ning olulised on arengud regioonis ja Euroopas tervikuna. Eestis ei ole võimalik teha investeeringuid elektrijaamadesse sellises ulatuses, mis garanteeriks kogu regiooni tootmispiisavuse. Seetõttu on tähtsad üleeuroopalised meetmed vajalike tootmisvõimsuste ja ka ülekandevõimsuste investeeringute kindlustamiseks. Üleeuroopalisteks meetmeteks on eelkõige energiaturu disaini parendamine selliselt, et tootmisvõimsuste turule pakutav väärtus oleks õiglase hinnaga ja tarbijad saaksid võrdsetel tingimustel turul osaleda. Euroopa on Puhta energia paketi näol astunud olulise sammu energiaturu disaini arendamisel. Elering peab elektrituru arendamist väga oluliseks ning on oma ettepanekud välja toonud Eleringi elektrituru visioonis. Eleringi visioon elektrituru arendamiseks on toodud peatükis 7 ning on mõeldud täiendama Puhta energia paketti Eleringi seisukohtadega.
ENS: 81 MWh LOLE: 0,3 h ENS: 1173 MWh LOLE: 2,3 h
Joonis 5.6 illustreerib tõenäosusliku analüüsi tulemusi Baas- ning Konservatiivse stsenaariumi korral. Tulemuste hindamiseks on kasulik teada, et levinud väärtus katkestustundide arvu standardile erinevates riikides on 3 tundi aastas. See tähendab, et riigid peavad varustuskindluse olukorda piisavaks, kui pikaajalise keskmisena on aastas kuni kolm katkestustundi. Oluline on märkida, et katkestustund ei tähenda katkestusi kõigile tarbijatele vaid enamasti vaid väiksele osale tarbimisest, st. viimaste megavattide ulatuses, mida pole antud olukorras võimalik tagada. Kuigi tulemused on kuvatud ainult Baltikumi ja Soome kohta, on analüüsis kaastatud kogu Euroopa, ehk arvestatud on kogu Euroopa elektrisüsteemi andmeid. Baasstsenaariumi korral puuduvad Eestis andmata energia ja katkestustunnid. See tähendab, et mitte ühelgi simuleeritud 136-l aastal ei olnud ühelgi tunnil elektrienergia puudujääki. Konservatiivse stsenaariumi korral oli aastas keskmiselt 1,9 katkestustundi ja andmata energiat keskmiselt 478 MWh aastas. Analüüsi tulemusel võib väita, et aastal 2025 on Eesti tootmispiisavus Baasstsenaariumi korral tagatud ning näitajad on head isegi Konservatiivse tootmisvõimsuste arengu stsenaariumi korral. Ka Konservatiivse stsenaariumi korral jääb katkestustundide väärtus allapoole Euroopas levinud standardit kolm tundi aastas. Eleringi hinnangul on Konservatiivse stsenaariumi rakendumine aastaks 2025 ebatõenäoline, kuid ka sellises olukorras on Eesti varustuskindlus rahvusvaheliselt levinud standardite piirides.
5.2
ELEKTRITARBIMISE PROGNOOS AASTANI 2033 Järgnev jaotis annab ülevaate Eesti elektrisüsteemi tarbimise prognoosist ning võimalikest tarbimist mõjutavatest eeldustest. Eleringi üldine tarbimise prognoos on jäänud viimastel aastatel muutumatuks, vajadusel kohandatakse prognoosi vastavalt statistikale ja uutele uuringutulemustele.
5.2.1
Majanduse areng6 Euroala majanduskasv on püsinud tugev: sisenõudlust toetavad paranev tööturu olukord ning reaalsissetulekute kasv. Madala laenuintressimäärad, soodsad laenutingimused ning nõudluse paranemine toetavad investeeringute taastumist. Eesti peamiste kaubanduspartnerite majanduskasvu väljavaade jätkab paranemist. Läti ja Leedu majanduskasv kiirenes 2017. aastal 4% lähedale, Rootsi majanduskasv 2,9% juurde ning Soome majanduskasv 3,3% juurde. Eesti 2018. aasta majanduskasv kujuneb esimese poolaasta aeglasema kasvu tõttu aasta kokkuvõttes aeglasemaks kui 2017. aastal, aeglustudes 4,3%-lt 2,4%-le. 2019. ja 2020. aastal kestab majanduskasvu aeglustumine, sest majanduskasvu piiravad pakkumispoolsed tegurid. Majandus kasvab neil aastatel vastavalt 3,1 ja 2,7%. Majandus kasvab 2018. aastal mitme ajutise teguri tõttu kiiresti. Kiireneb ka ekspordi kasv, kust taandub 2017. aastal kasvu pidurdanud elektroonikasektori mõju. Ekspordi panus majanduskasvu tugevneb samuti, kuid kuna investeeringute taastudes kiireneb ka impordi kasv, on netoekspordi panus majanduskasvu negatiivne.
6
52
Allikas: https://www.eestipank.ee/publikatsioon/rahapoliitika-ja-majandus/2017/rahapoliitika-ja-majandus-42017
53
5.2.2 Elektritarbimise prognoos aastani 2033
Joonis 5.7 kirjeldab, et tegelik tipukoormus kõigub normeeritud tipukoormuse ja ±10% vahemikus. Käesoleva prognoosi kohaselt jääb kõigi eelduste kohaselt tipukoormus ka 2020. aastal 1600 MW piiresse, kuid 2033. aastal on see kasvanud üle 1700 MW.
Varemates esitatud Varustuskindluse aruannetes on Eesti elektritarbimise kasvu hindamisel võetud arvesse 1% kasvu aastas. Koormuse täpsemaks prognoosimiseks tellis Elering AS Tallinna Tehnikaülikoolilt koormusprognoosi uuringu 2017. aastal. Koormuste prognoosimiseks loodid Excel tabelarvutustarkvaral põhinev mudel, millega on võimalik leida koormuse prognoos erinevate tasandite põhiselt: alajaam, piirkonnad ning kogu Eesti elektrivõrk. Selle mudeliga loodi kolm erinevat stsenaariumi: keskmine (baas), kiire ja aeglane areng. Tabel 5.1 kirjeldab tarbimis kahe indikaatoriga: aastane tarbimine ja tipukoormus. Tarbimise prognoosi vaates on aluseks võetud keskmine stsenaarium eelpool nimetatud koormusprognoosi uuringust. Tabel 5.1 Kokkuvõte kogutarbimise ja tipukoormuse statistikast ja prognoosist aastani 2033
Tarbimise statistika
Tipukoormuse muutumist aastate lõikes mõjutavad oluliselt ilmastikuolud. Muutlikest ilmaoludest tulenevalt tuleb arvestada, et tegelikud tipukoormused võivad prognoosivahemikest ka ajutiselt väljuda. Viimaste aastate soojade talvede kordumine võib tipukoormuse vähenemist kiirendada ka tulevikus.
Tarbimise prognoos
Aasta
Aastane tarbimine, TWh
Tipukoormus, MW
Aasta
Aastane tarbimine, TWh
Tipukoormus, MW
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
7,2 7,8 8,2 8,3 7,8 8,2 7,9 8,1 7,9 7,8 7,9 8,2 8,3
1331 1555 1526 1525 1513 1587 1572 1433 1510 1423 1553 1472 1474
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
7,7 7,9 8,0 8,2 8,3 8,4 8,4 8,5 8,6 8,6 8,7 8,7 8,7 8,7 8,8 8,8
1505 1534 1564 1594 1609 1623 1636 1649 1661 1674 1680 1685 1690 1695 1701 1706
Üldises prognoosis ei ole uusi suuri projekte ja tarbijate liitumisi arvesse võetud, sest sellise võimsusega liitumine (metallitööstus, tselluloositehas ning viimastel aastatel ka serveripargid), mis mõjutaks oluliselt tarbimist, on erakordne sündmus. Juhul kui Eestisse peaks tekkima täiendavalt selliseid suurtarbijaid, siis käsitletakse neid eraldi. 5.2.3 Jaotusvõrgud Vastavalt elektrituruseaduse §-le 66 lõikele 2 peavad jaotusvõrguettevõtjad esitama konkurentsiametile iga aasta kirjaliku hinnangu selle kohta, missugused on tarbimisvõimsuse eeldatavad kogunõudlused nende teeninduspiirkondades, hinnangu esitamisest alates seitsme aasta perspektiiviga. Vastavalt elektrituruseaduse §-le 66 lõikele 3 peab Elering jaotusvõrguettevõtjate poolt esitatud materjalide alusel esitama konkurentsiametile kirjalikult võimalikult täpse hinnangu selle kohta, missugune on tarbimisvõimsuse eeldatav kogunõudlus põhivõrgus hinnangu esitamisest alates seitsme aasta jooksul. Võttes arvesse jaotusvõrguettevõtjate poolt 2018. aastal esitatud andmeid, jääb aastatel 2018–2024 summaarne tarbimisvõimsuse nõudlus 1545 MW ja 1614 MW vahele. Arvestades ka võimalike külmade talvedega (10% varu), võib tegelik nõudlus jaotusvõrkudes jääda vahemikku 1700-1776 MW (vt Tabel 5.2). Tabel 5.2 Jaotusvõrkude hinnang tarbimisvõimsuse kogunõudlusele aastatel 2018-2023
Üldine elektritarbimine näitab siiamaani kasvutrendi, kuid elektrisüsteemi tipukoormused on viimasel kümnendil püsinud sisuliselt muutumatult, jäädes enamasti 1500 ja 1710 MW vahele. Sellegipoolest tuleks arvestada, et tarbimise kasvust tulenevalt on oodata ka mõningast tipukoormuse tõusu järgmise 10 aasta jooksul ning selle järgset tipukoormuse vähenemist. Eleringi tipukoormuste prognoosivahemik aastani 2033 on toodud alloleval joonisel (vt Joonis 5.7).
Aasta
JV-de tarbimisvõimsuse kogunõudlus, MW
JV-de tarbimisvõimsuse kogunõudlus varuga, MW
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
1545 1560 1575 1596 1603 1609 1614
1700 1716 1732 1756 1763 1770 1776
Prognoosis toodud tarbimisvõimsused on Eleringil võimalik katta olemasolevate ja planeeritud ühendustega. Ootamatute suurtarbijate liitumiste korral võib tekkida vajadus mõningaseks võrgu ümberehitamiseks, kuid igat liitujat käsitletakse eraldi ning käesolevas hinnangus seda ei arvestata.
2000 MWh 2000
Elektrisüsteemi tipukoormus, MW
Joonis 5.7 Tipukoormuste statistika ja prognoos aastani 2033
Keskmine tipukoormuse kasv TTÜ koormusprognoosi järgi jääb ajavahemikus 2019-2021 vahemikku 1,93%, peale seda algab kasvukiiruse vähenemine ning alates aastast 2028 on näha tipukoormuse kasvu 0,31% aastas.
1800 MWh 1800 1600 MWh 1600 1400 MWh 1400 1200 MWh 1200 1000 MWh 1000 800 MWh 800 600 MWh 600
400 MWh 400 200 MWh 200
54
2032 2032
2030 2030
2028 2028
2026 2026
2024 2024
2022 2022
2020 2020
2018 2018
2016 2016
2014 2014
2012 2012
2010 2010
2008 2008
2006 2006
2004 2004
2002 2002
0
55
5.3
EESTI ELEKTRISÜSTEEMIGA ÜHENDATUD TOOTMISSEADMED 2018. AASTAL
5.4
Tootjatelt saadud andmete põhjal seisuga aprill 2018, on summaarne installeeritud netotootmisvõimsus 2828 MW, millest tipuajal kasutatav tootmisvõimsus on 1848 MW. Ülevaade 2018. märtsis Eesti elektrisüsteemiga ühendatud tootmisseadmetest on toodud alljärgnevalt tabelis (vt Tabel 5.3). Tabel 5.3 Eesti elektrisüsteemiga ühendatud tootmisseadmed 2018 aastal
Elektrijaam Eesti Elektrijaam Balti Elektrijaam Auvere Elektrijaam Iru Elektrijaam Põhja SEJ Lõuna SEJ Sillamäe SEJ Tallinna elektrijaam Tartu elektrijaam Pärnu Elektrijaam Enefit Tööstuste- ja väike koostootmisjaamad Hüdroelektrijaamad Tuuleelektrijaamad Päikeseelektrijaamad Mikrotootjad Summa
Installeeritud netovõimsus, MW 1355 322 274 111 78 0 16 39 22 20,5 10 84 8 481 1,4 7,6 2828
Võimalik tootmisvõimsus, MW 1021 224 252 111 78 0 8 39 22 21 9 61 4 0 0 0 1848
Vastavalt Võrgueeskirja §-le 132 "Tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalik tootmisvaru" muudatusele (16.02.2016) tuleb kõikidel elektritootjatel esitada süsteemihaldur Elering AS-le iga aasta 1. veebruariks Võrgueeskirja lisas 3 toodud andmed järgmise 10 aasta kohta elektrisüsteemi piisavuse varu hindamiseks. Sellel aastal esitasid andmed kõik suuremad elektritootjad ja enamus väiksemaid elektritootjaid. Osade väiksemate elektrijaamade puhul arvestatakse eelnevatel aastatel esitatud andmeid planeeritud elektritootmise ja/või tootmisseadmete sulgemise kohta. Praeguse seisuga on aastate 2018–2028 lõikes Eleringi informeeritud etteplaneeritava tootmistsükliga tootmisvõimsuse suurenemisest kuni 1 MW, samas on planeeritud võimsuste vähenemist kuni 631 MW. 5.4.1
Enefit Energiatootmine AS: Eesti Elektrijaamas 2027 suvel plaanilises remondis mitu plokki summaarse võimsusega 367 MW; Balti Elektrijaama TG11 plokk võimsusega 192 MW suvisel ajal plaanilises remondis aastatel 2018-2028; Auvere plokk võimsusega 274 MW on suveperioodil 2018-2028 plaanilises remondis; ning selle elektrijaama suvine võimalik tootmisvõimsus puudub; Enefit elektrijaama Enefit 280 tootmisseade on aastatel 2018-2028 suveperioodil plaanilises remondis ning selle elektrijaama suvine võimalik tootmisvõimsus puudub. VKG Energia OÜ: 1996. aastal elektrivõrguga ühendatud Lõuna soojuselektrijaam võimsusega 7 MW lõpetas töö ning alates 2018. aastast enam elektrit ei tooda.
lektrituulikud 222,7 kW; E Päikesepaneelid 8248,1 kW; Hüdroelektrijaamad 29,5 kW.
Hüdroelektrijaamad: Võimsuse vähenemine 215 kW võrra, mis tuleneb amortiseerunud hüdroelektrijaamade konserveerimisest ning andmete uuendamisest;
Alates 2017. aasta 1. märtsist on põhivõrguga ühendatud ning prognoositavalt ühendatakse 2018. aasta jooksul:
Muutused võrreldes 2017. aastaga Võrreldes eelmise, 2017. aastal avaldatud varustuskindluse aruandega, on elektritootjate esitatud andmetes toimunud suuremad muutused järgnevad:
Mikrotootjad ja väiketootjad alla 15 kW võimsusega Eesti süsteemis, arvestades ka eelnevatel aastatel ühendatud tootmisseadmeid:
ELEKTRITOOTJATE POOLT TEADA ANTUD TOOTMISSEADMETE MUUTUSED AASTATEL 2017-2027
Tuuleelektrijaamad: Võimsuse suurenemine on 88 MW, mis tuleneb uute elektrijaamade liitumisest ja andmete uuenemisest.
2017 Aidu Tuulepark, 6,8 MW – plaanitav sünkroniseerimine 2018. aasta jooksul. Elektritootjate poolt 2018 aastal esitatud andmed on toodud lisas 1.
Alates 2017. aasta 1. märtsist on jaotusvõrguga ühendatud ning prognoositavalt ühendatakse 2018. aasta jooksul:
5.4.2 Suletavad tootmisseadmed ja olemasolevate tootmisseadmete võimsuse vähenemine
AS Eesti Elekter Salme tuulepark – 6 MW; Five Wind Energy OÜ tuulepark – 5,9 MW;
Eleringile on praeguseks teada antud järgmistest tootmisvõimsuste sulgemistest, võimsuse vähenemistest ja tootmisseadmete konserveerimistest: 2017-2023 piirangud IED7 leevendusmeetme alusel töötavatele vanadele plokkidele 619 MW; 2024 Eesti elektrijaama plokkide sulgemine, 489 MW; 2024 Balti elektrijaama ploki sulgemine, 130 MW; Suletav tootmisvõimus kokku aastaks 2026: 620* MW. *suletava võimsuse hulgas on piirangutega kasutatav võimsus
7
56
IED – Industrial Emissions Directive, Euroopa Parlamendi ja Nõukogu tööstuslike emissioonide piiramise direktiiv 2010/75/EU, välja antud 24.11.2010 a.
57
Eleringile on praeguseks teada antud järgmistest suurematest tootmisvõimsuste lisandumistest: 2019 Fortum Tartu Raadi PV-park, 50 MW; 2019 Tootsi Tuulepark, 138 MW. KOKKU: 188 MW Elektritootmisseadmed, mille ehitamisest on süsteemihaldurit teavitatud, kuid mida ei saa arvesse võtta kui kindlaid projekte, on järgmised: 2018-2028 – muud uued jaamad (valdav osa tuuleelektrijaamad) kuni 1505 MW. KOKKU: 1505 MW Kõiki neid elektritootmisseadmeid, mille ehitamise kavatsustest on süsteemihaldurit teavitatud, ei saa arvesse võtta kui kindlaid elektritootmisseadmete ehitusotsuseid. Osad projektid on juba ehitusjärgus, kuid osad ka planeerimisjärgus, kus lõplikku investeeringuotsust ei ole veel tehtud. Samas võib arvestada, et planeerimisjärgus tootmisseadmetest kõik investeeringuotsuseni ei jõua ning lisaks ei ole ka kindel, mis aastatel need projektid tegelikult valmivad.
5.5
HINNANG TARBIMISNÕUDLUSE RAHULDAMISEKS VAJALIKULE TOOTMISVARULE AASTANI 2028 Käesoleva aruande hinnang tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalikule tootmisvarule on koostatud põhimõttel, mis arvestab Eleringi hinnangul tõenäolisemaid tootmisvõimsuste arengusuundi, sest kõiki süsteemihaldurile esitatud lähteandmeid ei saa arvestada kui tulevikus kindlasti realiseeruvaid projekte.
5.5.1
Hinnang tootmisvõimsuse piisavusele talvel Eeldatav stsenaarium võtab arvesse neid uusi elektrijaamu, mida antud hetkel ehitatakse või mille kindlast investeerimisotsusest või sulgemise ajast on süsteemihaldurit teavitatud. Eleringi arvates osutub tõenäoliseks tootmisvõimsuste arengustsenaarium, mille alusel on võimalik jätkuvalt kasutada kümmet plokki Eesti Energia Narva Elektrijaamades kuni aastani 2023, ning täiendavalt arvestada uute elektrijaamadega, mille investeerimise otsus on tehtud. Eesti Energia on samas teavitanud plaanist kasutada IED piiranguga plokkide kasutustunnid ära võimalikult kiiresti.
Joonis 5.8 Kasutatav tootmisvõimsuste ja tipunõudluse eeldatav prognoos talvel
2500 2500 MW
2000 2000 MW
1500 1500 MW
MW
5.4.3 Kavandatavad ja ehitusjärgus soojuselektrijaamad
1000 1000 MW
500 MW 500
0 MW0
2018 2018
2019 2019
2020 2020
2021 2021
2022 2022
2023 2023
2024 2024
2025 2025
2026 2026
2027 2027
IED leevendusmeetme alusel töötavad vanad plokid Narva EJ-s Auvere EJ TG1 Tiputarbimine tootmispiisavuse varuga Renoveeritud Narva EJ plokkide (TG8, TG11) kasutatav võimsus Tiputarbimine Olemasolevad väävlipuhastusseadmetega varustatud plokid Narva EJ-s IED leevendusmeetme alusel töötavad vanad plokid Narva EJ-s Kasutatav võimsus Iru EJ-s Auvere EJ TG1Olemasolevate koostootmisjaamade ja muude jaamade kasutatav võimsus RenoveeritudTiputarbimine Narva EJ plokkide (TG8, TG11) kasutatav võimsus Tiputarbimine tootmispiisavuse varuga plokid Narva EJ-s Olemasolevad väävlipuhastusseadmetega varustatud
2028 2028 Tiputarbimine toot
Tiputarbimine IED leevendusmee Auvere EJ TG1 Renoveeritud Narv Olemasolevad vääv Kasutatav võimsus Olemasolevate koo
Kasutatav võimsus Iru EJ-s Olemasolevate koostootmisjaamade ja muude jaamade kasutatav võimsus
Lisaks eeltoodud prognoosile saab arvestada tipukoormuse katmisel Läänemere piirkonna teiste riikide elektritootmisvõimsustega, tulenevalt tipukoormuse aja erinevusest ning võimalusest kasutada riikidevahelisi elektriühendusi. Tänu 2020. aastal valmivale Eesti-Läti kolmandale ühendusele suureneb läbilaskevõime Eesti-Läti piiril 750 MW pealt 1050 MW peale. Eleringi hinnangul on riikidevahelised ühendused ning tootmisvõimsused naabersüsteemides piisavad, et tagada Eesti elektrisüsteemi toimimine järgnevatel aastatel ka olukorras, kus tarbimine kasvab prognoositust kiiremini või olemasolevad tootmisseadmed suletakse enne praegu prognoositut sulgemisaega. Eelduseks naabersüsteemide tootmisressursside kasutamisele on toimiv regionaalne elektriturg ning töökindlad välisühendused Soome ja Lätiga. 5.5.2 Hinnang tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalikule tootmisvarule suveperioodil
Eesti Elektrijaama 1, 2. ja 7. ja Balti Elektrijaama 12. energiaplokki käitatakse alates 01.01.2016 tööstusheite direktiivi artikli 33(1) alusel (piiratud tööea erand), millest tulenevalt on ettevõttel lubatud käitada neid energiaplokke ajavahemikus 01.01.2016 kuni 31.12.2023 mitte rohkem, kui 17 500 töötundi. 2016. aastal ära kasutatud töötundide arvust lähtudes võib eeldada, et ettevõte kasutab Eesti Elektrijaama piiratud tööea erandi alusel töötavatele energiaplokkidele ettenähtud töötunnid ära märksa varem, kui direktiivist tulenev tähtaeg (31.12.2023) võimaldab. Kuna piiratud tööea erandiga ettenähtud töötundide tegelik ärakasutamine sõltub elektri hulgiturul kujunevatest hinnatasemetest, siis ei ole Enefit Energiatootmine AS sõnul hetkel võimalik nimetatud energiaplokkide plaanitava sulgemise aega teatada. Seda tehakse esimesel võimalusel peale seda, kui ettevõtte juhatus on teinud vastava otsuse ja otsusekohane info on esitatud elektribörsil avaldamiseks. Aastal 2018 on Eesti Energia Narva Elektrijaamades (Balti, Eesti ja Auvere) koos väävlipuhastusseadmetega varustatud kuue plokiga (1058 MW), nelja olemasoleva piiratud kasutustundidega plokiga (619 MW) ja ühe Auvere 2015 aastal tööd alustanud plokiga (274 MW), kokku võimsusega 1951 MW. 2028. aasta talveperioodil on tipukoormuse prognoosiks eeldatava koormusstsenaariumi kohaselt 1680 MW ning kasutatav tootmisvõimsus 2611 MW. Arvestades tootjate poolt saadetud andmetega ja Eleringile teadaoleva infoga, on tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalik tootmisvaru 2023. aastani piisav ka erakordselt külmade talvede 10%-lise varu arvestamisel. Pärast 2023. aastat suletakse suur osa olemasolevatest tootmisseadmetest Eesti Energia Narva Elektrijaamades, kuid arvestades elektriühendusi ja tootmisvõimsust regionaalsel elektriturul, on tootmisvõimsusi Eesti vaates järgnevaks kümneks aastaks piisavalt. Kodumaine elektriturul kasutatav tootmisvõimsus katab tarbimisnõudlusest talvisel tipuajal. Välisühenduste avariide korral on kasutatav Eleringi avariireservelektrijaamade võimsus, millega arvestades on kodumaine tarbimisvõimsus tipuajal sisemaiste tootmisvõimsustega kaetud. Prognoos elektriturul kasutatava tootmisvõimsusega on toodud all oleval joonisel (vt Joonis 5.8). Täpsemalt saab lugeda varustuskindlusest Eestis, Baltikumis ja Läänemere regioonis aastani 2033 peatükis 5.5.3. 58
Elektrijaamade poolt esitatud andmete järgi on 2018. aasta suveperioodil mittekasutatava võimsuse hulgas 1179 MW tootmisvõimsust. Mittekasutatava võimsuse hulka arvestatakse konserveeritud tootmisüksused (23 MW), muud piirangud (19 MW), mitte planeeritava tootmistsükliga tootmisüksused (kõik taastuvad va. hüdroelektrijaamad – 487 MW), kõik mikrotootjad (7,58 MW) ning tööstuste- ja väike koostootmisjaamade poolt mittepakutav võimsus suveperioodil (23,3 MW). Lisaks ei arvestata kuni sulgemisaastani (2023) IED alusel piiratud kasutustundidega plokkidega Narva Elektrijaamades, summaarse võimsusega 619 MW. Joonis 5.9 kirjeldab tootmisvõimsuste ja tipunõudluse prognoosi suvisel perioodil. Enefit Energiatootmise AS esitatud andmete kohaselt suveperioodil alates aastast 2024 Eesti EJ selliseid plaanilisi remonte ja rekonstrueerimisi ette ei nähta, mis seaksid tootmisvõimsuse piiranguid. Seetõttu on joonisel (vt Joonis 5.9) näha kasutatava tootmisvõimsuse suurenemist alates 2024. aastast. 2019. aastast edasi on näha prognoositava maksimaalkoormuse tõusu üle kasutatava tootmisvõimsuse seoses Narva elektrijaamade amortiseerumise, remontide ja võimsuse vähenemisega. Samas arvestades olemasolevaid välisühendusi ja avariireservelektrijaama võimsust ei ole tarbimise katmisega probleeme ette näha.
59
16001600 MW
20002000 MW
Koormus/võimsus, MW
14001400 MW 12001200 MW
15001500 MW
10001000 MW
MW
Joonis 5.9 Kasutatava tootmisvõimsus ja tipunõudluse prognoos minimaaltarbimise perioodil (suvel)
25002500 MW
Joonis 5.10 Hinnang kasutatavate tootmisvõimsuste koosseisule aastani 2033
Joonis 5.9 kirjeldab tootmisvõimsuse ja tipunõudluse prognoosi minimaaltarbimise perioodil (suvel).
800 MW 800
10001000 MW
600 MW 600 400 MW 400
500 500 MW
200 MW 200 0 MW0 2018 2018
2019 2019
2020 2020
2021 2021
2022 2022
2023 2023
2024 2024
2025 2025
2026 2026
2027 2027
2028 2028
0 MW0 2018 2019 2019 2020 2020 2021 2021 2022 2022 2023 2023 2024 2024 2025 2025 2026 2026 2027 2027 2028 2028 2029 2029 2030 2030 2031 2031 2032 2032 2033 2033 2018
Tiputarbimine tootmispiisavuse varuga Auvere EJ TG1 Auvere EJRenoveeritud TG1 Narva EJ plokkide kasutatav võimsus Renoveeritud Narva EJ plokkide (TG8, TG11) kasutatav võimsus Olemasolevad väävlipuhastusseadmetega varustatud plokid Narva EJ-s Olemasolevad väävlipuhastusseadmetega varustatud plokid Narva EJ-s võimsus Iru EJ-s KasutatavKasutatav võimsus Iru EJ-s Olemasolevate koostootmisjaamade ja muude jaamade kasutatav võimsus Olemasolevate koostootmisjaamade ja muude jaamade kasutatav võimsus
Tiputarbimine +10% varuga Tiputarbimine IED leevendusmeetme alusel töötavad vanad plokid Narva EJ-s Olemasolevad väävlipuhastusseadmetega varustatud plokid Narva EJ-s Auvere EJ TG1
Tiputarbimine (eeldatav), suvi
Renoveeritud Narva EJ plokkide (TG8, TG11) kasutatav võimsus Kasutatav võimsus Iru EJ-s
5.5.3 Eesti varustuskindlus aastani 2033
Iru EJ prügiplokk Olemasolevate koostootmisjaamade ja muude jaamade kasutatav võimsus Kiisa AREJ
Järgnevalt analüüsitakse Eesti varustuskindlust kuni 15 aastat tulevikku. Euroopa ühtse energiaturu tingimustes vaatleb Elering Eesti varustuskindlust regionaalses perspektiivis ning seda kohalike tootmisvõimsuste ja ülekandevõimsuste koosmõjus. Eleringi analüüs vaatleb varustuskindluse seisukohalt raskeid olukordi ning ei väljenda seda, kuidas elektrijaamu tavalistes turutingimustes kasutatakse.
Alates aastast 2020 on Eestil praeguste plaanide järgi üle 2000 MW välisühendusi8. See tähendab suuremat impordivõimekust, kui selleks perioodiks prognoositav Eesti tiputarbimine, mistõttu potentsiaalne kohalike tootmisvõimsuste sulgemine ei valmista tavaolukorras varustuskindlusele probleeme.
Joonis 5.10 väljendab Eleringi hinnangut varustuskindluse seisukohalt hetkel teadaolevate ja kasutatavate tootmisvõimsuste arenguid Eestis kuni 2033. aastani. Siinjuures on konservatiivsuse seisukohast lähtudes eeldatud osalt kiirendatud elektrijaamade sulgemisi võrreldes Eesti elektrisüsteemi tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajaliku tootmisvaru hindamisel tootjate poolt esitatud andmetest. Erinevalt tootjate andmetest ei ole siinkohal arvesse võetud ka avariilisust, avariide võimalusega arvestatakse N-1-1 olukorras (vt Joonis 5.11). Eeldatakse tööstusheitmete direktiivi (IED) erandi alla kuuluvate Narva Elektrijaamade plokkide kasutusest välja minemist aastal 2019. Reaalsuses on nendel plokkidel lubatud kasutada 17 500 töötundi ajavahemikus 2016. aasta algusest kuni 2023. aasta lõpuni. See tähendab, et vastavalt turuoludele võivad antud tootmisvõimsused olla kättesaadavad pikema aja jooksul kui analüüsis eeldatud. Lisaks eeldatakse väävlifiltritega varustatud Narva Elektrijaamade plokkide järkjärgulist sulgemist vahemikus 2020 kuni 2024. Tegemist on konservatiivse eeldusega, kuna antud plokid võivad keskkonnapiirangutest ja tehnilisest seisukorrast lähtudes kauem töös olla. Reaalsuses sõltub vanade elektrijaamade töös hoidmise kestus turutingimustest – kas elektrijaama hoolduse ja vajalike investeeringute kulud on võimalik elektriturult tagasi teenida. Eleringi ülesandeks on vaadelda varustuskindluse seisukohalt raskeid olukordi ning sellest tulenevalt on käesolevas analüüsis kasutatud konservatiivseid elektrijaamade sulgemise eeldusi.
60
Varustuskindluse seisukohast on oluline vaadata ka süsteemi avariiolukordi. Käesolevas analüüsis on vaadeldud häiringu olukorda N-1-19, kui süsteemi kaks suurimat elementi on tööst väljas. Perioodil kuni aastani 2033 on praeguse teadmise järgi Eesti süsteemi kaks suurimat elementi merekaabel EstLink 2 ning üks Eesti ja Läti vahelistest ülekandeliinidest. Sellises olukorras väheneb perioodil 2020-2033 Eesti välisühenduste võimsus ja sellest ka impordivõime 1050 MW-ni - Lätist 700 MW ning Soomest 350 MW. Kirjeldatud stsenaariumi korral on Eestis piisavalt tootmis- ning ülekandevõimsusi kogu vaadeldaval perioodil. Lisaks on tagatud ka 10% varu tarbimise kiirema kasvu rahuldamiseks. Joonis 5.11 illustreerib varustuskindluse seisundit N-1-1 olukorras, kus kaks elektrisüsteemi suurimat elementi on tööst väljas. Joonisele on kantud ka 150 MW ulatuses Eleringi avariireservelektrijaamad, mis tavaolukorras pakuvad elektrisüsteemi jaoks vajalikke reserve, kuid N-1-1 olukorras vähenenud reservide vajaduse10 tõttu saab 150 MW lugeda kasutatavate tootmisvõimsuste alla.
8
Siinkohal on arvestatud uue Eesti-Läti ülekandeliiniga (Kilingi-Nõmme-Riia), mille planeeritud valmimisaeg on 2020. Varustuskindluse seisukohalt ei ole arvestatud impordivõimalusega Venemaalt tulenevalt erinevast turukorraldusest, mis pidurdab elektrienergia vaba liikumist.
9
N-1-1 olukord on ühe elemendi avariiline väljalülitumine, kui mõni süsteemi tööd oluliselt mõjutav element on hoolduses.
10
Vaadeldavas N-1-1 olukorras on kaks suurimat elektrisüsteemi elementi tööst väljas ning reservide vajadus on seetõttu väiksem.
61
Joonis 5.11 Eesti elektrienergia varustuskindlus N-1-1 olukorras kuni aastani 2033
3500 MW 3500 3000 MW 3000
Koormus/võimsus, MW
2500 MW 2500
2000 MW 2000
1500 1500 MW
1000 1000 MW 500500 MW
0 0 MW 2018 2018
2019 2020 2020 2021 2021 2022 2022 2023 2023 2024 2024 2025 2025 2026 2026 2027 2027 2028 2028 2029 2029 2030 2031 2032 2032 2033 2019 2030 2031 2033
Välisüh en dused Soome (N-1) IED leevendusmeetme alusel töötavad vanad plokid Narva EJ-s Auvere EJ TG1 Kasutatav võimsus Iru EJ-s Olemasolevate koostootmisjaamade ja muude jaamade kasutatav võimsus Tipu tarbimin e
Välisüh en dused Lätti (N-1) Olemasolevad väävlipuhastusseadmetega varustatud plokid Narva EJ-s
Tiputarbimine +10% varuga Renoveeritud Narva EJ plokkide (TG8, TG11) kasutatav võimsus Iru EJ prügiplokk Tiputarbimine Kiisa AREJ Tipu tarbimin e +10% varuga Välisühendused Soome (N-1) Välisühendused Lätti IED leevendusmeetme alusel töötavad vanad plokid Narva EJ-s Olemasolevad väävlipuhastusseadmetega varustatud plokid Narva EJ-s Auvere EJ TG1 Renoveeritud Narva EJ plokkide (TG8, TG11) kasutatav võimsus Kasutatav võimsus Iru EJ-s Iru EJ prügiplokk Olemasolevate koostootmisjaamade ja muude jaamade kasutatav võimsus Kiisa AREJ
Analüüsist järeldub, et teadaolevate tootmisvõimsuste ja ülekandevõimsuste koosmõjus on võimalik tiputarbimise katteks piisavalt elektrit toota ning importida ka rasketes avariiolukordades. Tagatud on ka 10% tiputarbimise varu ootamatute tipukoormuse muutuste tarbeks.
62
63
6 Elektriturg 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6
PIKAAJALISI VÕIMSUSE JAOTAMISE INSTRUMENTIDE PAKKUMISE ÜLE VIIMINE SAP´LE.......................66 MITME BÖRSIOPERAATORI TEGEVUSE VÕIMALDAMINE EESTI HINNAPIIRKONNAS...............................66 PÄEVASISESTE TURGUDE ÜLE-EUROOPALINE ÜHENDAMINE.................................................................... 67 REGULEERIMISTURG NING ÜHINE BILANSI JUHTIMINE...............................................................................68 BALTIMAADE ÜHINE REGULEERIMISTURG JA HARMONISEERITUD BILANSISELGITUS- 2018.................69 REGULEERIMISTURG NING ÜHINE BILANSI JUHTIMINE............................................................................... 70
2018. aasta märksõnaks on konkurentsi kasv kõigis elektrituru ajaraamides:
64
Eesti-Läti piiril pakutavate pikaajalisi võimsuse jaotamise instrumentidega kauplemise avamine kõigile Euroopa turuosalistele (SAP);
mitme börsioperaatori tegevuse võimaldamine Eesti hinnapiirkonnas nii järgmise päeva kui päevasisesel turul (MNA);
päevasiseste turgude üle-euroopaline ühendamine (XBID).
65
6.1
PIKAAJALISI VÕIMSUSE JAOTAMISE INSTRUMENTIDE PAKKUMISE ÜLE VIIMINE SAP´LE
6.3 PÄEVASISESTE TURGUDE ÜLE-EUROOPALINE ÜHENDAMINE Üle-euroopaliselt päevasiseste turgude ühendamise projektiga (XBID – Cross Border Intraday projekt) alustati Kesk- ja Põhja-Euroopa elektribörside ja süsteemihaldurite vahel juba 2012. aastal. Projekti eesmärk on tõsta päevasisese turu likviidsust ja konkurentsi võimaldades projektis osalevate pakkumispiirkondade turuosalistel kaubelda vaba ülekandevõimsuse ulatuses kõigi teiste pakkumuspiirkondadega. Sisuliselt tähendab see seda, et Eesti turuosaline asetab enda poolt valitud Eestis tegutseva NEMO (näiteks NordPool- ELBAS) kasutajakeskkonnas oma ostu- või müügipakkumuse, mis on vaba ülekandevõimsuse olemasolul automaatselt nähtav kõigi teiste XBID´ga liitunud pakkumispiirkondade kasutajalehtedel ning tehakse börsitehing. Seega saab Eesti turuosaline näiteks müüa päevasiseselt elektrit Portugali.
Pikaajalist (alates aasta ette) elektriturul kauplemist käsitleb määruse 2016/1719 (FCA NC). 2017. aastal tegi Konkurentsiamet koos Läti energiaturu regulaatoriga otsuse, et FCA NC artikkel 30 alusel peab Elering koostöös AST´ga pakkuma EE-LV piiril suunaga Eestist Lätti pikaajalisi võimsuse jaotamise instrumente (Long-Term Transmission Rights – LTTR). Eelnevast ja FCA NC artiklist 31 lähtudes kooskõlastasid Eesti ja Läti NRA´d 2018.a aprillis Elering ja AST Balti koordineeritud võimsusarvutuse ala LTTR regionaalse disaini ettepaneku, mille kohaselt peab Eesti ja Läti piiril pakutavad LTTR olema FTR optsioon suunaga Eestist Lätti. Pakkuda tuleb aasta, kvartali ja kuu tooteid baaskoormusele.
Elering on XBID projektis vaatleja staatuses alates 2013. aastast ning 2016. aastal alustasid Eesti, Läti, Leedu, Soome ja Rootsi ühise piirkondliku projektiga (XBID LIP - Local Implementation Project) andmevahetuse ja korralduse reeglite kokkuleppimist, et minna kaasa XBID projekti käivitamise esimese vooruga 2017. aasta sügisel. Tulenevalt projekti tehnilisest keerukusest ja suurest osalejate arvust (vt Joonis 6.1) lükati üleminek XBID´le 2018. aasta juunisse.
FCA NC artikli 51 kohaselt on Elering seejuures LTTR kohustatud pakkuma üle-euroopaliste harmoniseeritud reeglite (Harmonozed Allocation Rules – HAR) alusel ja Artikli 48 kohasel üle-euroopalisel platvormil (Singel Allocation Platform – SAP). Kõigi Euroopa NRA´de ühise otsuse kohaselt peab SAP oleme tegev 2018 aasta lõpuks ning seega saab 2019. aasta Eesti-Läti piiri FTR-optsioone pakkuda vaid SAP kaudu. Elering kohustatud senised Limiteeritud-PTR asendama oma omadustelt väga sarnase FTR-optsiooniga ning oksjonid üle viima SAP´le. SAP platvormi kohustusi hakkab täitma ettevõte JAO (www.jao. eu). Kui varasemalt said Limiteeritud-PTR osta vaid Balti turuosalised, siis SAP´l saavad Eesti-Läti piiril pakutavaid FTR-optsioone osta kõik SAP´l registreerunud turuosalised, mis tähendab turuosaliste ja konkurentsi olulist kasvu. Olgu veel märgitud, et vastavalt FCA NC Artiklile 52(3) võib HAR sisaldada ka piirkondikke nõudeid (Border Specific Annex). Eesti-Läti piiri eripäradeks on, et ühe pakkumuse (bid) suurus ei tohi ületada 1/3 pakutavast võimsusest, juba jaotatud FTR-optsioone võib piirata vaid Force Majore korral ning lisaks ei rakendata FTR-optsiooni eest makstavale kompensatsioonile ülempiiri (compensation cap).
6.2
Joonis 6.1 XBID osalevad TSO-d
MITME BÖRSIOPERAATORI TEGEVUSE VÕIMALDAMINE EESTI HINNAPIIRKONNAS 2017. a suvel sai Konkurentsiamet kesk-euroopa elektribörsilt EPEX taotluse asumaks osutama päev ette ja päevasiseseid kauplemisteenuseid Eesti hinnapiirkonnas pakkudes konkurentsi NordPool´le. Konkurentsiamet tegi otsuse aktsepteerimaks EPEX sisenemist Eesti turule kui määratud elektriturukorraldaja (Nominated Electricity Market Operator – NEMO). Sama protsess toimus ka Lätis ja Leedus. Määruse 2015/1222 (CACM) kohaselt selliste pakkumispiirkondade põhivõrguettevõtjad, kus on nimetatud ja/või osutab kauplemisteenuseid üle ühe NEMO, peavad välja töötama ettepaneku piirkonnaülese võimsuse jaotamise ja muude vajalike korralduste kohta (Multi Nemo Arrangment – MNA) koos asjaomaste põhivõrguettevõtjate ja NEMO´dega. MNA ettepanek tuleb esitada heakskiitmiseks asjaomasele reguleerivale asutusele. 2017. aasta augustis moodustasid Elering, AST ja Litgrid töögrupi Balti MNA ettepaneku välja töötamiseks kaasates EPEX´i ja NordPool´i ning teised Balti võimsusarvutus ala põhivõrguettevõtjad. MNA ettepaneku põhiline eesmärk on korraldada võimsuse edastamine ja andmevahetus tagades NEMO´de võrdne kohtlemine. Ettepanek esitati Balti energiaturu regulaatoritele 2017.a detsembris. Vastavalt CACM-ile on regulaatoritel aega 6 kuud, et ettepanek heaks kiita (või teha muutmisettepanekud) ja seejärel põhivõrguettevõtjatel ja NEMO´del 6 kuud aega, et korraldus implementeerida. Sellise ajakava alusel on ette näha, et kõige varem on EPEX´l võimalik Balti hinnapiirkondades oma teenuseid pakkuma hakata 2019.a alguses.
66
67
6.4
REGULEERIMISTURG NING ÜHINE BILANSI JUHTIMINE
6.5
Alates 2018. aasta 1. jaanuarist käivitus Baltikumis ühine reguleerimisturg. Reguleerimisturu käivitumisega paralleelselt hakkasid Baltimaad süsteemi võimsusbilanssi juhtmina koordineeritud korras eesmärgiga suurendada elektrisüsteemi juhtimise kuluefektiivsust sh vähendada Baltikumi summaarset ebabilanssi. Uue lepingu kohaselt toimub Baltikumi tasakaalustamine nomineeritud süsteemihalduri juhtimisel. Nomineeritud süsteemihalduri roll saab olema lepingulise kokkuleppena Baltikumi süsteemihaldurite vahel kvartaalselt roteeruv, siinjuures Elering on olnud nomineeritud süsteemi juhtija 2018. aasta algusest. Nomineeritud süsteemihalduri ülesandeks on Baltikumi reguleerimisturu käitamine, Baltikumi summaarse ebabilansi reaal-ajas jälgimine ning reguleerimisvõimsuste aktiveerimise initsieerimine Baltikumi võimsusbilansi tasakaalustamise eesmärgil.
BALTIMAADE ÜHINE REGULEERIMISTURG JA HARMONISEERITUD BILANSISELGITUS- 2018 Alates 2018. aasta 1. jaanuarist on Baltimaades kasutusel ühe portfelli ning ühe bilansienergia hinna mudel, mis tähendab, et bilansihalduri ebabilanss arveldatakse ühe bilansienergia hinna alusel olenemata sellest, kas nende portfelli ebabilanss oli puudujäägis või ülejäägis. Bilansihalduri ebabilanss selgitatakse igaks selgitusperioodiks summana selle selgitusperioodi bilansihalduri bilansipiirkonna mõõtmispunktide summaarsetest mõõdetud tarnetest, summaarsetest määratud tarnetest ning süsteemihalduri ja bilansihalduri bilansipiirkonnas olevate turuosaliste vahel aktiveeritud reguleerimistarnetest. Ühe bilansiportfelli ja bilansienergia hinna mudeli rakendamise suunised on toodud ka Euroopa-ülene võrgueeskiri GLEB (Guidelines on Electricity Balancing) hinnaõigluse põhimõttel.
Iga süsteemihaldur vastutab: Bilansienergia hind tekib Baltikumis kolme alljärgneva teguri koosmõjust, milleks on: 1. reguleerimisteenuse pakkujate poolt esitatud reguleerimisreservide pakkumiste edastamise eest Baltikumi ühisesse pakkumiste nimekirja; 2. enda juhtimispiirkonna talitluskindluse tagamise eest; 3. otsuse langetamisel reguleerimispakkumiste aktiveerimise osas eriolukordades; 4. bilansiselgituse läbiviimise eest süsteemihalduri piirkonna siseselt.
reguleerimisturu hind; Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund; kuukeskmine komponent.
Järgnevalt on kirjeldatud lähemalt iga teguri olemust ning nende mõju bilansienergia hindade kujunemisele. Balti reguleerimisturul kasutatakse alljärgnevalt loetletud reguleerimisreservide tooteid: 1. standardtoodet (mFRR), mida pakuvad Balti riikides ja ühtlasi väljaspool Baltikumi tegutsevad reguleerimisteenuse pakkujad, mille parameetrid ühtivad Baltikumi standardtootele kehtivate kriteeriumitega. Viimaseid hoitakse Baltikumi ühises pakkumiste nimekirjas koos prognooshindadega; 2. spetsiifiline toode (ER mFRR), mida pakuvad Balti riikides ja Balti riikidest väljaspool tegutsevad reguleerimisteenuse pakkujad. Reguleerimisturu standardtoote kohta leiab rohkem informatsiooni Elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskirjadest11. Baltikumi reguleerimisturule saavad reguleerimisreservide pakkumisi esitada süsteemihalduriga vastava reguleerimisteenuse osutamise lepingu sõlminud turuosalised. Pakkumiste esitamise lõpptähtaja järgselt koondab iga süsteemihaldur tema piirkonnas tegutsevatelt reguleerimisteenuse osutajatelt saadud pakkumised kokku ning edastab need teistele Balti süsteemihalduritele, mille tulemusel valmib Baltikumi ühine reguleerimispakkumiste nimekiri (inglise keeles common merit order list). Seejuures reguleerimiskorralduste andmine sh ka muu andmevahetus reguleerimisteenuse pakkujaga toimub alati kohaliku süsteemi tasandil. Joonis 6.2 kirjeldab reguleerimisteenuse protsessi pakkumiste esitamisest kuni aktiveeritud pakkumiste selgitamiseni.
11
68
Reguleerimisteenuse pakkuja
Süsteemihaldur
Nomineeritud süsteemihaldur
Pakkumiste esitamine
Esitab üles- ja allareguleerimispakkumised hiljemalt H-45
Edastab reguleerimispakkumised teistele süsteemihalduritele
Koondab pakkumised ühisesse pakkumiste nimekirja
Pakkumiste aktiveerimine
Täidab reguleerimiskorralduse täies mahus hiljemalt 15 minuti jooksul
Annab reguleerimiskorralduse
Initsieerib reguleerimispakkumise aktiveerimise
Selgitamine
Joonis 6.2 Reguleerimisteenuse protsess
Kooskõlastab reguleerimisenergia raporti
Selgitab reguleerimisenergia koguse ning esitab raporti
Arvutab reguleerimisturu hinna
Elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskirjad: https://elering.ee/bilansihaldus#tab1
Reguleerimisturu hind on bilansienergia hinna referentsiks. Reguleerimisturu hind kujuneb marginaalhinna põhimõttel, mis tähendab, et ülesreguleerimise korral määratakse hind kõige kõrgema hinnaga reguleerimisturult aktiveeritud ülesreguleerimispakkumise hinna alusel ning allareguleerimise korral kõige madalama hinnaga aktiveeritud allareguleerimispakkumise hinna alusel. Reguleerimisturu hindade arvutamisel võetakse arvesse kõik Baltikumi koordineeritud bilansipiirkonna juhtimiseks aktiveeritud reguleerimispakkumised – seda nii Baltikumist, kui ka Soomest, Rootsist, Poolast kui ka kolmandatest riikidest. Reguleerimisturu hind arvutatakse eraldi iga Balti süsteemi kohta ning seda nii üles- kui ka allareguleerimissuundadele. Olukorras, mil operatiivtunnil esineb Balti elektrisüsteemide vahel piiriüleste ülekandevõimsuste puudujääki, kujuneb eraldi kaks või kolm bilansipiirkonda sõltuvalt sellest, milliste süsteemide vahel pudelikaelad tekkisid ning vastavalt ka reguleerimisturu hinnad. Juhul kui operatiivtunnil Balti koordineeritud bilansipiirkonna juhtimiseks üles- ja/või allareguleerimispakkumist ei aktiveeritud, kujuneb reguleerimisturu hinnaks NordPool hinnapiirkonna alapõhine päev-ette elektrituruhind. Aktiveerimised, mis on tehtud eriolukordades (vastukaubandus, reguleerimisteenuse vahendus naabersüsteemihalduritele) reguleerimisturu hinda ei mõjuta. Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund näitab, kuhu poole oli Balti elektrisüsteemides bilansihaldurite ebabilanss summaarsena kaldu. Negatiivne väärtus tähendab, et bilansihaldurite ebabilanss oli konkreetselt selgitusperioodil valdavalt puudujäägis ning positiivne väärtus, et bilansihaldurid olid ebabilansiga valdavalt ülejäägis. Juhul kui Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund oli selgitusperioodil positiivne, võetakse bilansienergia referentshinnaks alapõhine allareguleerimise marginaalhind, millest lahutatakse maha kuukeskmine komponent. Juhul kui Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suund on selgitusperioodil negatiivne, võetakse bilansienergia referentshinnaks alapõhine ülesreguleerimise marginaalhind, millele liidetakse kuukeskmine komponent juurde. Kuukeskmise komponendiga tagatakse süsteemihaldurite finantsneutraalsus ehk nõue mille kohaselt ei tohi süsteemihaldurid arveldusperioodi lõppedes bilansiteenuse osutamisega teenida kasumit ega kanda kahjumit. Aastal 2018 arvutatakse kuukeskmine komponent arvestusperioodile järgneva kalendrikuu alguses, mille peamine kuluväärtus tuleneb selgituse koorinaatori poolt Baltikumi süsteemivälisele avatud tarnijale makstavast lisakulust katmaks Baltikumi avatud tarnet Venemaa elektrisüsteemist. Nagu eelpool mainitud, rakendub kuukeskmine komponent bilansienergia referentshinnale sõltuvalt Baltikumi bilansihaldurite ebabilansi suunast, ent on kalendrikuu lõikes igal selgitusperioodi samaväärtus. 69
Joonis 6.3 Baltikumi tasakaalustamise kulude osakaalud 2018. aasta I kvartalis
Tabel 6.1 võtab kokku bilansienergia hinna arvutamise metoodika.
Tabel 6.1 Bilansienergia hinnaarvutuse metoodika
Bilansienergia hinna arvutamise metoodika
Bilansihalduri ebabilanss
Negatiivne ehk puudujäägis Positiivne ehk ülejäägis
Baltikumi ebabilansi suund Negatiivne ehk puudujäägis
Positiivne ehk ülejäägis
Reguleerimisturu referentshind + kuukeskmine komponent
Reguleerimisturu referentshind kuukeskmine komponent
100% 100 % 9090% %
37%
35%
34%
6060% % 5050% % 4040% %
2020% % 1010% %
0% 0%
1. Baltikumi koordineeritud bilansipiirkonna jaoks bilansiselgituse raportite koostamine sh süsteemihaldurite vaheliste tarnete selgitamine ning arvelduse korraldamine tagamaks süsteemihaldurite finantsneutraalsus; 2. Arveldamine süsteemivälise avatud tarnijaga; 3. Bilansienergia hindade arvutamine; 4. Reguleerimisturu andmete avalikustamine.
Jan-18 Jaanuar 2018 Süsteemi ebabilansi kulu
2018. aasta esimese kvartali kokkuvõttes võitsid Balti bilansihaldurid bilansihalduse harmoniseerimisest kokku 1,1 miljonit eurot. Joonisel 6.4 on kujutatud bilansihaldurite tulude ja kulude muutus võrreldes möödunud aasta sama perioodiga. Leedus, kus varasemalt oli kasutusel mitme bilansiportfelli mudel sh ka suurimad käärid bilansienergia müügi- ja ostuhindades, kujunes bilansihaldurite rahaline võit suurimaks. Eestis ja Lätis, kus ühe portfelli mudel oli juba varasemalt implementeeritud, oli rahaline muudatus väiksem.
Joonis 6.4 Bilansihalduse kulude muutus bilansihalduritele
BALTIKUMI KOORDINEERITUD BILANSIPIIRKONNA JUHTIMISTULEMUS
1 400 € 000 1 400 000
1 200 € 000 1 200 000
1 000 € 000 1 00 000
2018. aasta I kvartali juhtimistulemused olid muljetavaldavad: Baltikumi summaarne ebabilanss kujunes möödunud aastaga võrreldes märkimisväärselt madalamaks, mida ilmestab Tabel 6.2. Jaanuar 2018/2017
Veebruar 2018/2017
Märts 2018/2017
31/49 81/58 19/42
26/39 89/70 11/30
24/47 90/62 10/38
800€000 800 000
Eesti bilansihalduri Läti bilansihalduri
EUR
Süsteemihaldurite kokkuleppe kohaselt täitis 01.01 -04.30.2018 nomineeritud süsteemihalduri rolli Elering.
600 000 600€000
Leedu bilansihaldu Baltikum kokku
400 000 400€000 200€000 200 000
0€
0
-200 000 -200€000 Jaanuar 2018 v 2017 Jaanuar 2018 v 2017
Võrreldes eelmise aasta sama perioodiga vähenes Baltikumi summaarne tunnikeskmine ebabilanss käesoleva aasta jaanuaris ja veebruaris ca kolmandiku võrra seejuures märtsis ligikaudu poole võrra. Ühtlasi on kolme kuu näitajate baasil juhtimiskvaliteet olnud aina paranev. Joonis 6.3 on kujutatud Baltikumi tasakaalustamise kulude osakaalud 2018. aasta esimeses kvartalis.
70
Feb-18 Mar-18 Veebruar 2018 Märts 2018 Baltikumi juhtimiseks aktiveeritud reguleerimistarnete kulu
Baltikumi juhtimiseks aktiveeritud reguleerimistarnete kulu Süsteemi ebabilansi kulu
Balti süsteemihaldurid avaldavad reguleerimisturu andmed 30 minutit peale operatiivtundi v.a. bilansienergia hinnad ning finantsaruanne, mis avaldatakse vastavalt järgneva arvestusperioodi 5ndaks tööpäevaks ning 20ndaks kuupäevaks. Andmed avaldatakse Baltikumi reguleerimisturu andmeteavalikustamise platvormil (https://dashboard.electricity-balancing.eu).
Tunnikeskmine ebabilanss Baltikumis, MWh Baltikumi ebabilanss < 50 MWh, % Baltikumi ebabilanss > 50 MWh, %
66%
7070% %
Alates 2015. aasta 1. jaanuarist, mil jõustus ühine avatud tarne leping Baltikumi süsteemivälise avatud tarnijaga (Inter RAO Lietuva AB), teostab Balti elektrisüsteemide jaoks bilansiselgitust Baltikumi selgituse koordinaator. Eleringi, kui Baltikumi selgituse koordinaatori vastutuste hulka kuulub:
Tabel 6.2 Balti koordineeritud bilansipiirkonna juhtimistulemused 2018. aasta I kvartalis
65%
8080% %
3030% %
6.6
63%
Veebruar 2018 v 2017 Veebruar 2018 v 2017
Märts 2018 v 2017 Märts 2018 v 2017
I kv
I kv
Eesti bilansihalduri Läti bilansihalduri Leedu bilansihalduri Süsteemi ebabilansi kulu
71
7 Eleringi elektrituru visioon 7.1 MADALAD TURUHINNAD/ÕIGLANE KONKURENTS...................................................................................... 75 7.1.1 Subsiidiumitega seotud turumoonutuste vähendamine.............................................................................. 76 7.1.2 Õiglane elektrikaubandus kolmandate riikidega............................................................................................ 78 7.2 MADAL TARBIMISE HINNATUNDLIKKUS/TARBIJAFOOKUS......................................................................... 79 7.2.1 Turupõhised hinnasignaalid............................................................................................................................ 80 7.2.2 Tarbimise juhtimise kaasamine turule...........................................................................................................82 7.2.3 Digitaalsed lahendused paindlikkuse võimaldamiseks................................................................................ 84 7.3 ÕIGE TURUHINNA LEIDMINE/EFEKTIIVNE ELEKTRITURG...........................................................................86 7.3.1 Regionaalne turgude harmoniseerimine ja integreeritud lühiajaliste turgude arendamine.......................86 7.3.2 Bilansituru reformimine..................................................................................................................................89 7.4 TOOTMISVÕIMSUSE PUUDUJÄÄK/GARANTEERITUD TOOTMISPIISAVUS..................................................90 7.4.1 Energiaturu välised meetmed – võimsusmehhanismid.................................................................................91 7.5 KOKKUVÕTE.....................................................................................................................................................93
72
Eleringi elektrituru visioon pakub välja tegevused, mille abil tugevdada elektrituru hinnasignaale ning sellega turu võimet kutsuda esile varustuskindluse jaoks vajalikke investeeringuid.
Vajalikud tegevused on turumoonutuste vähendamine, tarbija toomine turule, kauplemise viimine lähemale reaalajale ja turukorralduse regionaliseerimine.
73
Eleringi varustuskindluse hinnangust järeldub, et regioonis on varustuskindlus tagatud vähemalt kuni 2025. aastani olemasolevate tootmisvõimsuste baasilt. Samas pikemas perspektiivis on vajalik, et turuhinnad annaksid investeerimissignaalid uute võimsuste turule toomiseks. Selleks tuleb juba täna teha tööd turudisainiga, andmaks täpsemaid hinnasignaale ja kaotamaks olemasolevaid turumoonutusi.
Joonis 7.1 Probleemid tänases elektrituru disainis. Joonis iseloomustab erineva ajahorisondiga elektriturge, hind tekib pakkumise ja nõudluse ristumiskohas
3. ÕIGE HINNA LEIDMINE 3000
Hinnapiir (3000 €/MWh)
NÕUDLUS
HIND
Varustuskindluse aluseks on toimiv elektriturg, kus nõudluse ja pakkumise tasakaalupunktis tekib elektri hind, mis annab turuosalistele signaali, kui elektrienergiast on puudus. See tähendab, et lähenedes elektrienergia nappusele tõusevad turuhinnad täpselt nii kõrgele, kui on vaja, et tagada vajalike tootmisvõimsuste või tarbimise juhtimise turule tulemine. Turupõhiste signaalide alusel on tagatud see, et elektrienergiaga varustamisele ei kulutata rohkem kui vaja ning elekter toodetakse seal, kus see on soodsaim.
Varustuskindlus on üheks põhialuseks nii Eesti energiamajanduse arengukavas (ENMAK) kui ka Euroopa energiapoliitikas. Varustuskindlust on võimalik organiseerida palju efektiivsemalt ja konkurentsivõimelisemalt integreeritud Euroopa elektrisüsteemis, mida toetab toimiv ühtne elektriturg, kui riiklikul tasandil. Euroopa Komisjon (EK) on novembris 2016 avaldanud nn puhta energia paketi12, mille üks eesmärkidest on kohandada eksisteerivaid turureegleid, vastamaks tuleviku trendidele elektrisüsteemi arengus. Moonutamata hinnasignaalid peaks soodustama elektri vaba liikumist piirkondadesse ja turgudele (päev-ette, päevasisene, bilansi-, võrgupiirangute, reservide turud), kus selle väärtus on suurim, tagades samal ajal efektiivse piiriülese konkurentsi, integreerides tarbijad turule ning soodustades vajalikke investeeringuid.
4. TOOTMISVÕIMSUSE PUUDUJÄÄK
2000
PAKKUMINE
2. MADAL TARBIMISE HINNATUNDLIKKUS
1000
Antud visioonidokumendi eesmärk on pakkuda välja konkreetsed lahendused varustuskindlust toetava turudisaini loomiseks regionaalsel tasandil. Piiriülesed elektrisüsteemid on tänases olukorras märgatavalt rohkem integreeritud, kui see oli varem ning digitaliseerimine ja tarkvõrgu lahendused avavad uusi võimalusi süsteemi tasakaalustamiseks. 1. MADALAD HINNAD
ENMAK toob kahe olulise eesmärgina välja, et aastal 2030 toimib Eestis vaba, toetusteta ja avatud kütuse- ja elektriturg ning varustuskindlus on tagatud. Need eesmärgid on Eleringi turuvisiooni lähtekohaks.
0
VÕIMSUS
Elering pooldab turupõhist ja regionaalset lähenemist, sest usume, et turupõhised lahendused on kokkuvõttes tarbijale tunduvalt odavamad kui administratiivsed lahendused. Samuti usume, et regionaalsed lahendused on efektiivseimad, aidates süsteemidel saada kasu naabersüsteemide ressurssidest. Elering pooldab digitaalseid ja tarbijaid turule kaasavaid lahendusi, sest tarbija poolne signaal on turule hädavajalik. Tehnoloogia ja digitaalsete lahenduste arenguga oleme jõudnud täna nii kaugele, kus tarbijal on võimalik, manuaalselt või läbi automaatika, anda turule oma panus, öeldes millal ja mis hinnaga ta on valmis tarbima. Tarbija kaasamine turule ja digitaalsed lahendused võimaldavad elektriga varustatuse vähimate kuludega, kuna väldib üleinvesteeringuid ja kasutab ära kõige soodsamad energiaallikad.
PEAMISED PROBLEEMID TÄNASES ELEKTRITURU DISAINIS: 1. Madalad hinnad 2. Madal tarbimise hinnatundlikkus
Varustuskindluse tagamine on oluline, kuna ilma elektrita ei toimi ka teised ühiskonnale hädavajalikud teenused. Elering näeb turu vaates 4 kategooriat, millega on oluline tegeleda, et saavutada õiged hinnasignaalid ja võimaldada turul varustuskindluse tagamiseks võimalikult efektiivselt töötada.
3. Õige hinna leidmine 4. Tootmisvõimsuse puudujääk
Joonis 7.1 illustreerib ülaltoodud probleemi elektrituru nõudlus-pakkumine graafikul ning liigitab probleemi põhjused nelja joonisel illustreeritud kategooriasse. Kategooriad on: 1. Madalad elektrihinnad – subsiidiumid ja teised administratiivsed turuvälised meetmed moonutavad kunstlikult elektri hinda. 2. Madal tarbimise hinnatundlikkus – tarbija ei osale täna elektriturul, et anda nõudluse poolseid hinnasignaale. 3. Õige hinna leidmine – Elektrituru erinevate ajahorisontide (päev-ette, futuurid, päevasisene, bilansienergia) toimimise efektiivsust on võimalik parandada, et turul leitaks õige tasakaal. 4. Tootmisvõimsuse puudujääk – tulevikus võib jääda tootmisvõimsusi puudu, mistõttu võib olla põhjendatud võimsusmehhanismide kasutuselevõtmine. Järgnevalt on lähemalt arutletud mainitud nelja kategooria üle ning nende alla liigituvaid tegevuste ettepanekuid.
7.1
MADALAD TURUHINNAD/ÕIGLANE KONKURENTS Elektri tootmine taastuvenergia allikatest on järjest suurenemas. Taastuvate, kuid ka fossiilkütuste subsiidiumite ning teiste turumoonutuste tõttu on elektrituru hind täna ning lähitulevikus madalal tasemel. Selle tagajärjeks on olukord, kus turul puudub õiglane konkurents, mille tõttu turule ei pääse mittesubsideeritud tootmisüksused (vt Joonis 7.2). Subsiidiumite ja teiste turumoonutuste kaotamisega suureneb kindlus, et elektrituru keskmine hind tõuseb vajalikul hetkel piisavale tasemele ja annab turupõhise signaali investeerimaks uutesse tootmisvõimsustesse või tarbimise juhtimise võimekusse.
12 http://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-consumer-centred-clean-energy-transition
74
75
3000
Hinnapiir (3000 €/MWh)
NÕUDLUS
HIND
Joonis 7.2 Madalad turuhinnad. Hindade tõus soodustab investeeringuid uutesse tootmisvõimsustesse, mis aitab vähendada pakkumise puudujääki
PROBLEEM:
elektritootmise täiskuludest madalamad hinnad
2000
1000
LAHENDUS Subsiidiumite ja teiste turumoonutuste kaotamisega tõuseb eeldatavasti elektrituru keskmine hind ja tekib võimalus investeerida uutesse tootmisvõimsustesse.
7.1.1
Puhta energia pakett pöörab tähelepanu ka salvestustehnoloogiate kiirele arendamisele ja kasutuselevõtmisele, mis võimaldab alandada taastuvenergia turule toomise hindasid, suunates tavaoludes ilmastikust sõltuvat elektrienergia toodangut turule just ajahetkedel, mil turul valitseb nõudlus. Salvestustehnoloogiate kombineerimine lokaalsete tootmisseadmetega võimaldab oluliselt suurendada riigi või regiooni varustuskindlust. Elering tervitab kõiki muudatusi, mida puhta energia pakett taastuvenergia efektiivsemaks turule integreerimiseks välja pakub.
PAKKUMINE
0
Eraldi eesmärgina soodustatakse päritolutunnistuste kui energia päritolu tõendaja laiemat kasutamist, mis aitab kaasa tarbijate ja elektrimüüjate kaasamisele taastuvenergia arendamisel ning võimaldab parandada koostööd erinevate riikide vahel taastuvenergia toetamisel. Selline energia päritolu väärtustav meede loob eeldused taastuvenergia tarbimise edendamiseks ja tarbijate teadlikkuse tõusuks ning võimaldab arendada taastuvenergiaga kauplemist riigisiseselt ja riikidevaheliselt.
Väga oluline on välja pakutud toetuste määrade pidev vähendamine, oksjonite kiire rakendamine, oksjonite järkjärguline avamine teiste riikide tootjatele ja pikemas perspektiivis toetuste asendamine võrdsetel printsiipidel põhineva ja turureegleid jälgiva emissioonikaubandusega. Selline areng loob eeldused toetustest tulenevate turumoonutuste kadumiseks, mis võimaldab ka teistel turumehhanismidel efektiivselt tööle hakata.
Subsiidiumitega seotud turumoonutuste vähendamine
Samuti on tervitatavad väljapakutud lahendused ka teise, regionaalset vaadet puudutava, probleemi käsitlemiseks. Riikidevahelise statistikakaubanduse ning koostööprojektide laialdasem rakendamine, aitab ühtlustada erinevate riikide tootjate olukorda ja konkurentsitingimusi, muuta taastuvenergia riikidevaheliselt kaubeldavaks, arendada taastuvenergiat kõige efektiivsemal moel ja tagada kokkuvõttes varustuskindlust praegusest enam regionaalsest vaatest lähtuvalt.
Euroopa Liidu eesmärk on, et taastuvatest allikatest pärineva energia osakaal lõpptarbimisest aastaks 2030 oleks vähemalt 27% ja iga liikmesriigi kohustus on tagada enda siseriikliku taastuvenergia energiatarbimise osakaalu hoidmine ja kasvatamine, mis on kokkulepitud komisjoniga ja fikseeritud direktiivi lisas.
Ka riikidevaheline ja regionaalne koostöö suuremate taastuvenergiate võimsuste (näiteks meretuulepargid) ühendamisel korraga erinevate riikide võrkudesse on olulisel kohal, sest see võimaldab efektiivsemalt integreerida taastuvenergiat energiaturgudele ja tagada regiooni varustuskindlust.
Kui 2020 eesmärkides oli põhirõhk iga riigi enda panusel, siis 2030. aasta eesmärk tuleb saavutada enam panustades koostööle liikmesriikide vahel ja tegevuste harmoniseerimisele. Taastuvenergia osakaalu suurenemine tarbimises tuleb saavutada tarbijale kõige kuluefektiivsemal meetodil, ohustamata seeläbi üleüldist varustuskindlust.
Olulisel kohal on Eleringi hinnangul salvestustehnoloogiate arendamine ja kasutuselevõtt. Väiksemates riikides on keeruline saavutada suuremate salvestustehnoloogia projektide ärilist tasuvust, kuid salvestustehnoloogiate kasutuselevõtt ja rakendamine kõikide turuosaliste huvides aitaks parandada üleüldist varustuskindlust ja võimaldaks kasutada süsteemi tasakaalustavaid teenuseid kõikide turuosaliste huvides, aidates samas kaasa taastuvenergia turule toomisele.
VÕIMSUS
Taastuvenergia toetamise seisukohast on nii Euroopa Liidus kui Eestis hetkel suurimaks probleemiks: a) taastuvenergia subsideerimine energiaturu väliste meetmetega on kaasa toonud madalad turuhinnad, mis omakorda ei võimalda investeeringuid mittesubsideeritud tootmisüksustesse. Arendatav taastuvenergia on valdavalt ilmastikust sõltuv tootmisressurss, mille turule toomine surub turult välja subsiidiume mitte saavaid tootmisseadmeid ning samal ajal vajab tootmise muutlikkuse tõttu täiendavat paindlikkust; b) riigiti erinevad põhimõtted, meetmed ja toetusskeemid taastuvenergia arendamisel, mis seavad erinevate riikide tootjad ebavõrdsesse turuolukorda. Regionaalse ja üleeuroopalise vaate puudumine on toonud kohati kaasa avalike ressursside ebaefektiivse kasutamise; Puhta energia paketis on esitatud rida algatusi eelnimetatud probleemide lahendamiseks Taastuvenergia toetuste andmine peab põhinema avalikel ja läbipaistvatel oksjonitel ja olema seotud riikide vajadusega täitmaks nii riiklikke kui üleeuroopalisi eesmärke. Ühe üleeuroopalise eesmärgina ja ka läbiva meetmena soovitakse piirata kasvuhoonegaaside emissioone. Taastuvenergia toetused peaksid pikemas perspektiivis vähenema ning asenduma turupõhise emissioonikaubandusega, mis turuloogikast lähtuvalt suunab eelistama puhtamat elektrienergia tootmist.
76
Toetatud elektritoodang moodustab hetkel kohati üle 50% tootjate tuludest nii Eestis kui Euroopas, samas ei ole toetused hetkel kuidagi seotud varustuskindluse tagamisega ja on minimaalselt seotud turumehhanismidega ning pärsivad nende toimimist. Turu- ja hinnamehhanismide mõju tootja tegevusele jääb sedavõrd marginaalseks, et need ei toimi motivaatorina arendada taastuvenergiat üldistest varustuskindlust tagavatest huvidest lähtuvalt. Ettepanek on, et taastuvenergia toetuste oksjonite tingimused peaksid arvesse võtma vajadust soodustada taastuvenergia turuletoomist investeerides tootmisseadmetesse ja tehnoloogiatesse, mis osalevad samas ka varustuskindluse tagamisel ja tipunõudluse katmisel. Päritolutunnistus on tootjale väljastav ja tarbijale elektrienergia päritolu tõendav sertifikaat, mille abil toimuvad ka turuosaliste ülekanded liikmesriikide vahel taastuvenergia osas ja kauplemine taastuvenergiaga. Tarbijate teadlikkus taastuvenergia tarbimise osas on samas madal ja Eleringi eesmärk on päritolutunnistuste abil hakata visualiseerima tarbijale tema enda poolt tarbitud ja tema elektrimüüja tarnitava elektrienergia päritolu. Probleemiks on ka päritolutunnistuste ehk taastuvenergia madal hind ja Elering näeb visioonis, et taastuvenergia võiks turgudel omada senisest suuremat väärtust ja olla ka oluliseks kauplemisinstrumendiks. Visioonis võiks ka riikidevahelise statistikakaubanduse aluseks olla turuosaliste vahelised turupõhised päritolutunnistuste ülekanded. Lisaks taastuvenergia subsiidiumitele tuleks vältida turumoonutusi põhjustavaid subsiidiume ka teiste turuosaliste suhtes. See tähendab, et turuväliseid toetusi ei tohiks mõjuva põhjuseta saada ka konventsionaalsed elektrijaamad ega tarbimise juhtimine. Õigete hinnasignaalide andmiseks on oluline, et võimalikult suur osa elektri tootmise ning tarbimisega seotud rahavoost liiguks läbi elektrituru. Konventsionaalse tootmise puhul tuleb püüelda kõigi väliskulude, näiteks keskkonnale põhjustatud kulude, sisendkuludeks muutmise poole. 77
Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu: Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Vähendada taastuvenergia toetustest tulenevaid turumoonutusi ja soodustada enam turupõhist lähenemist.
EL ja liikmesriigid
Toetuste skeemide muutmine
Ettepaneku esitamine otsustajatele ja selle toetamine
Rakendada turupõhised taastuvenergia toetuste oksjonid
Elering
Vähima turgu moonutava mõjuga oksjonite disainimine
Parima oksjoni metoodika leidmine ja rakendamine, kui riigil tekib vajadus täiendava taastuvenergia järele.
Harmoniseerida taastuvenergia oksjonite läbiviimise kord, toetusmehhanism, toetusskeem ja toetuste määrad liikmesriikide vahel vähemalt regionaalselt
EL ja liikmesriigid
Tagada võrdsed turutingimused erinevates riikides tegutsevatele ettevõtjatele
Ettepaneku esitamine otsustajatele ning toetusskeemi juhtimine
Arendada päritolutunnistuste laialdasemat kasutuselevõttu ja piiriülest infovahetust
Liikmesriigid, Elering
Päritolutunnistuste kasutamine elektrienergia päritolu tõendamiseks, seal hulgas ka piiride üleselt
Päritolutunnistuste süsteemi jätkuv edasiarendamine Eestis, päritolutunnistuste piiriülese liikumise ja kauplemisvõimaluste pidev parandamine. Päritolutunnistuste kaudu elektrienergia päritolu teavitamine tarbijatele. (2018)
Eelneva saavutamine on pikaajaline protsess ja eeldab regionaalset koostööd ja kokkulepet tegevuskava osas kolmandate riikide suunal, millega sätestatakse vajalikud muudatused ja lahendused ning pannakse paika konkreetne tegevusplaan. Suuremad muudatused eeldavad turu informeerimist andes piisava aja kõigile turuosalistele uue olukorraga kohandumiseks. Lühiajalises vaates on oluline esimese etapina nn üleminekuperioodil rakendada olukorda pehmendavad meetmed. Eleringi poolne pikemat ettevalmistust nõudev ettepanek on rakendada kolmandate riikide piiridel Balti riikide ja Soome vahel harmoniseeritud nn konkurentsisituatsiooni tasakaalustav tasu võttes arvesse võimsustasu, keskkonna kaitse jm ebavõrdset konkurentsisituatsiooni tekitavad aspektid. Seniks, kuni sellise tasuni ei ole veel jõutud, tuleks kaaluda kaubanduse piiramist kolmandatest riikidest elimineerimaks ka üleminekuperioodil turuosaliste ebavõrdset kohtlemist. Lühiajalises vaates tuleks eraldi käsitleda ka ülekandevõrgu kasutamisega seotud kulude kompenseerimist, kus kolmandate riikide piirile hetkel kehtestatud ülekandetasu on üheks aspektiks kauplejate ebavõrdse kohtlemise osas. Balti süsteemihaldurid on juba alustanud koordineeritud analüüsiga sellise ülekandetariifi väljatöötamiseks, mis oleks mitte-diskrimineeriv ja läbi mille tasuks ülekandevõrguga seotud kulud kulude tekitaja lähtudes läbipaistvast kulumetoodikast. Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu:
Subsiidiumitega seotud turumoonutuste vähendamine
7.1.2 Õiglane elektrikaubandus kolmandate riikidega Oluline teema Euroopa ühtse energiaturu loomisel on sõlmitavad kokkulepped elektrienergiaga kauplemise ja võrkudele juurdepääsu kehtestamise osas kolmandate riikide piiridel. Kolmandate riikide all mõistame siin Balti riikidega külgnevaid väljapoole Euroopa majanduspiirkonda jäävaid riike, millede elektrituru korraldus ja nõuded tootmisele erinevad oluliselt Euroopa riikides rakendatavast turukorraldusest, mis omakorda põhjustab läbi turumoonutuse ebavõrdse olukorra turuosaliste vahel ja on ohuks varustuskindlusele. Suures plaanis saab probleemi olemuse jagada kaheks: a) Euroopas rakendatav elektrituru mudel on nn energiapõhine turg, kus tootjad saavad kompenseeritud toodetud elektri pealt marginaalhinnastamise põhimõttel. Seevastu Venemaa turg on nn võimsuspõhine turg, kus tootjad saavad kompenseeritud nii toodetud elektri pealt kui ka võimsuste hoidmise pealt. Seetõttu on Venemaa energiapõhised hinnad madalamad kui Euroopas. Erinevus turukorralduses põhjustab tootjate ebavõrdset kohtlemist ja heaolu ebavõrdset jaotumist tarbijate ja tootjate vahel.See omakorda avaldab olulist mõju varustuskindlusele, kuna sunnib Euroopa tootjaid võimsusi sulgema b) Euroopas tootmisele seatud nõuded erinevad kolmandates riikides seatud nõudmistest. Konkurentsivõimelise, turvalise ja jätkusuutliku üleeuroopalise elektrisüsteemi välja arendamist toetavad väljakutsuvad keskkonnaalased eesmärgid ja sellega seotud keskkonnakaitse nõuded tootmisele nõuavad meie tootjatelt suuri investeeringuid. See aga omakorda põhjustab kolmandates riikides toodetud elektri konkurentsivõime suurenemist ja survet Euroopa tootmisvõimsuste sulgemiseks. Ebaõiglane konkurentsisituatsioon ja võimsuste sulgemine Euroopas toob lisaks varustuskindluse probleemidele kaasa ka süsinikulekke Euroopast välja, mis on vastuolus Euroopa kliimaeesmärkidega. Antud probleemistik on küll pikalt olnud aktuaalne erinevatel tasanditel, kuid ühtset seisukohta Euroopas veel kujundatud ei ole. Uus puhta energia pakett kauplemist kolmandate riikidega ei reguleeri. Toetamaks regionaalsete tootmisvõimsuste säilimiseks vajalike pikaajaliste investeeringute olemasolu ja tagamaks õiglast konkurentsi kauplemisel kolmandate riikidega, on oluline tekitada võrdsed võimalused ning läbipaistvad reeglid kauplejatele mõlemal pool piiri. Ellu tuleb kutsuda regulatiivsed ja turukorralduslikud muudatused, tagamaks kauplejate mittediskrimineerivat kohtlemist, võimaldamaks kahesuunalist kauplemist võrdsetel tingimustel ja tasandamaks erinevatest tootmisele seotud nõudmistest põhjustatud mõju konkurentsile. 78
Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Analüüsida võimalust rakendada üleminekuperioodil kolmandate riikide piiridel regionaalne ülekandetasu
Balti riikide ministeeriumid ja TSOd
Ülekandetasu välja töötamine ja kehtestamine
Tasu kehtestamise teostatavuse analüüsimine
Rakendada kolmandate riikide piiridel nn konkurentsisituatsiooni tasakaalustav tasu võttes arvesse võimsustasu, keskkonna kaitse jm ebavõrdset konkurentsisituatsiooni tekitavad aspektid
Balti riikide ministeeriumid ja TSOd
Kauplemise tasu välja töötamine ja kehtestamine
Tasu välja töötamise toetamine analüüsidega
Kaaluda kaubanduse piiramist kuniks õiglase konkurentsisituatsiooni tagamiseni
Balti riikide ministeeriumid
Vaheperioodiks kolmandate riikidega kauplemise lõpetamine
Protsessi toetamine analüüsidega
Kohelda kõiki kolmandate riikide piire võrdselt ja harmoniseerida rakendatavad meetmed vähemalt regionaalsel tasandil
Balti riikide ja Soome ministeeriumid ja TSOd
Ühtse metoodika rakendamine kolmandate riikidega elektriga kauplemisel
Protsessi toetamine analüüsidega
Õiglane elektrikaubandus kolmandate riikidega
7.2
MADAL TARBIMISE HINNATUNDLIKKUS/TARBIJAFOOKUS Tarbimise osalemine elektriturul on oluline vähemalt kahel põhjusel: 1) muutliku tootmistsükliga taastuvenergia turule tulekuga vajab elektrisüsteem enam paindlikkust ja 2) lähenedes tootmisvõimsuste nappusele vajab turg efektiivseks hinnatekkeks ka nõudluse poolset hinnasignaali. Seetõttu muutub tarbijate osalemine elektriturul järjest kriitilisemaks. Tarbimise hinnatundlikkuse all mõistame turupõhist nõudluse juhtimist. Tänane elektriturg ei ole tarbijale fokuseeritud ja elektritarbija osaleb täna turul väga vähesel määral. Tuleviku madala võimsuste ülejäägiga elektriturul on efektiivseks hinnatekkeks vajalik tarbija indikatsioon selle kohta, mis hinnaga elektrienergiat ta ostma on valmis. See võimaldab turupõhist tarbimise piiramist (erinevalt administratiivsest), mis tekitab turupõhise väärtuse viimasele MWh-le ja seeläbi võimaluse investeerimissignaaliks (vt Joonis 7.3).
79
3000
Täna on Eestis kasutusel energiapõhised võrgutasud, mis ei sõltu turuolukorrast või tarbimise profiilist (energiatariif, €/MWh). Võrgutasude metoodikate puhul on potentsiaali muuta võrgutasude kogumine nii kulupõhisemaks, lähtudes võimsuspõhisusest ning toetades seeläbi efektiivseid võrguinvesteeringuid, kui ka tarbimisest sõltuvalt dünaamilisemaks, võimendades hinnasignaale ja toetades sellega tarbijate osalemist elektriturul.
NÕUDLUS Hinnapiir (3000 €/MWh)
HIND
Joonis 7.3 Madal tarbimise hinnatundlikkus. Tarbija aktiivne osalemine turul tekitab turupõhise tarbimise vähenemise tulenevalt hinnasignaalist.
PROBLEEM:
madal tarbimise hinnatundlikkus 2000
0
7.2.1
LUS NÕUD
1000
UUS
PAKKUMINE
LAHENDUS Tarbija indikatsioon elektrienergia hinna kujunemisel tekitab turupõhise tarbimise vähenemise.
VÕIMSUS
Võrgutasude kulupõhisemaks muutmiseks on Eleringil plaanis kehtestada tänase võrgutasu energiakomponendi kõrvale ka võimsuskomponent. Võrgutasu maksmine võimsuspõhise komponendi alusel vastab täpsemini elektrivõrgu tegelikele kuludele, kus peamine osa opereerimine, hooldamise ja ehitamise kuludest on püsikulud. Vaid väiksem osa kuludest sõltuvad sellest, kui palju energiat võrgust läbi läheb ning seal on energiakomponent põhjendatud. Seoses otseliinide lahenduse ning hajatootmise laiema kasutusega, jäävad võrgutasud ebaproportsionaalselt tarbijate kanda, kellel ei ole oma tootmisvõimekust. Kulupõhisem ülekandetasu võimaldab pikas perspektiivis paremaid investeerimisotsuseid nii võrguettevõtetelt kui ka tarbijatelt ja seetõttu kokku soodsamat võrguteenust. Elering peab tarbijate elektriturule kaasamise seisukohast eelkõige oluliseks tempokat jaeturgude avamist ja kodumajapidamiste elektrihinna subsideerimise lõpetamist. Selliselt on tarbijal võimalik efektiivselt elektriurul osaleda. Elering peab oluliseks, et võrgutasud oleksid kulupõhised ning ei põhjustaks ebaefektiivset võrgukasutust ja sellega seotud kulusid. Peame mõistlikuks kaaluda dünaamilisi võrgutasusid, kui see ei ohusta võrgutasude kulupõhisust ning suurendab tarbijate elektriturul osalemist. Ülaltoodut arvesse võttes teeb Elering ettepaneku ülekande- ning jaotusvõrgu võrgutasude metoodikate muutmiseks. Seejuures tuleks kaaluda võrgutasude muutmist harmoniseeritult Euroopa Liidu piires, et vältida tarbimise ja tootmise geograafilist diskrimineerimist. Dünaamilisi ja elektrituruga korrelatsioonis olevaid tasusid võiks kaaluda ka taastuvenergia tasude ja maksude osas.
Turupõhised hinnasignaalid Tehniliselt on täna tarbimise osalemine elektriturul võimalik. Paindliku tarbimisega seadmetega saab turul osaleda automaatselt – ilma tarbija otsese sekkumiseta. Üheks põhjuseks, miks kodutarbija osaleb täna elektriturul vähesel määral, on seda motiveerivate hinnasignaalide puudumine. Euroopa tasemel on oluliseks tegematajätmiseks jaeturgude avamine – paljudes riikides on senimaani kodutarbija elektrihinnad reguleeritud ning ei peegelda antud hetke nõudluse ja pakkumise vahekorda. Seetõttu ei jõua tarbijani elektrituru hinnasignaalid ja tarbija ei saa oma tarbimist vastavalt kohandada. Eesti elektrituru avamine on Euroopa vaates edulugu, kus jaeturul on tihe konkurents ning müügimarginaalid ühed Euroopa madalaimad. Lisaks on Euroopa jaeturud killustunud ning jaeturgude ühendamine saab pakkuda tihedamat konkurentsi ja sellest tulenevalt olulist väärtust. Euroopa Komisjoni puhta energia pakett julgustab liikmesriike järk-järgult loobuma reguleeritud elektrihindadest jaeturul. Kaitstud tarbijatele võib kehtestada üleminekuperioodil reguleeritud hinna. Lisaks pärsib tarbijate osalemist elektriturul see, et elektrienergia hind moodustab suhteliselt väikese osa lõpptarbija elektriarvest ning seetõttu puudub motiveeriv hinnasignaal. Elektriarve koosneb täna järgmistest komponentidest: 1. 2. 3. 4.
Elektrienergia hind Võrgutasu Taastuvenergiatasu Maksud
Selleks, et võimendada elektrituru hinnasignaale, on võimalik ka võrgutasu, taastuvenergiatasu ja maksude dünaamiliseks muutmine. Elektriarve erinevate komponentide dünaamiliseks muutmise all peab Elering silmas eelkõige tänaste fikseeritud tasude muutmist ajas muutuvaks, näiteks elektri turuhinna või Eesti kogutarbimise põhiselt. Dünaamilisus võib olla nii tunni- kui ka pikema perioodi põhine ning variandid ei ole piiratud tarbimise ja elektri hinnaga. Eelnevalt on vajalik teostada mõjuanalüüs vastamaks, kas hinnasignaalide võimendamine kaalub üles muudatustega seotud kulud.
Soovime rõhutada, et kuigi tarbija ei osale täna piisavalt tugevate hinnasignaalide puudumise tõttu elektriturul, ei tähenda see elektrituru mittetoimimist. Elektrienergia hinnasignaalid indikeerivad täna elektrienergia piisavust (ülejääki) ning arvestades jõulist taastuvenergia tootmise lisandumist on see täpne signaal. Tootmisvõimsuste ülejäägi vähenedes hakkavad ka tiputundide elektrihinnad tõusma, jõudes ekstreemsetel tiputundidel ka tänases mõistes ekstreemsetesse kõrgustesse. Elektrihinnad, mis väljendavad viimase vajaliku MW tootmisvõimsuse kogukulusid, on ka piisavalt kõrged, et muuta osa tarbijatest hinnatundlikeks. Elering toetab turuosalistele diskrimineerimata ligipääsu hinna- ja tarbimise koguse infole. Prosumerite, agregaatorite, paindlikkusteenuse pakkujate ja teiste ärimudelite toimimiseks on oluline, et andmetele ligipääs on võimalik ning tarbija saab valida kellega ta oma andmeid jagab. Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu:
Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Avada jaeturud kõigile Euroopa elektritarbijatele ning lõpetada elektrienergia hindade reguleerimine
Euroopa Liit ja liikmesriigid
Viimaste reguleeritud hindade kaotamine elektri jaeturul
Ettepaneku kommunikeerimine otsustajatele
Kehtestada võimsuskomponendiga võrgutasud nii jaotus- kui ka ülekandevõrkude puhul
TSOd ja DSOd
Võimsuskomponendiga ülekandetariifi metoodika ettepaneku tegemine ning metoodika alusel võrgutasu rakendamine (2021)
Kaaluda võrgutasude dünaamiliseks muutmist
TSOd
Võrgutasude energiakomponendi dünaamiliseks muutmise analüüsimine (2018)
Kaaluda tarbija jaoks taastuvenergiatasude ja riiklike maksude suuruse muutmist dünaamiliseks
Ministeeriumid ja TSOd
Taastuvenergiatasude ja riiklike maksude dünaamiliseks muutmise analüüsimine (2018)
Turupõhised hinnasignaalid
80
81
Tarbimise juhtimise kaasamine turule
EK puhta energia pakett seab eesmärgiks konkurentsivõimelise, tarbijakeskse, paindliku ja mittediskrimineeriva elektrituru. Selleks tuleb liikmesriikidel tagada, et rahvuslik seadusandlus ei sea ebavajalikke piiranguid mh tarbijate osalemisele turul läbi tarbimise juhtimise meetmete, investeeringute tegemisele paindlikusse tootmisse ja energia salvestamisse jm. Ettepanek hõlmab ka erinevaid nõudeid, mis peaksid aitama kaasa paindlikkusteenuste paremale integratsioonile turule. Ettepaneku kohaselt pannakse riikidele kohustus soodustada lõpptarbijate ja (lõpptarbijaid koondavate) agregaatorite tarbimise juhtimises osalemist kõigis turuetappides (mitte ainult süsteemiteenuste ja reguleerimisturgudel). Süsteemihalduritele ja jaotusvõrguoperaatoritele on plaanis kehtestada kohustus käsitleda tarbimise juhtimist võrdsetel alustel teiste süsteemiteenuste pakkujatega. Kõige selle realiseerimiseks näeb EK ettepanek olulisena andmetele ligipääsetavuse tagamist (nii juurdepääsuõiguste kui ka andme- formaatide näol). Eleringi hinnangul on elektrituru tuleviku väljakutsete lahendamisel tarbijal oluline roll. Toetame lõpptarbijate ja agregaatorite osalemist erinevate ajaraamide turgudel (järgmise päeva, päevasisene, bilansi-, reservide ja võrgupiirangute turg) ning ühtsete nõuete kehtestamist erinevate (energia)toodete osas. Elering toetab paindlikkusteenuste puhul nii regionaalset koostööd kui ka süsteemihalduri ja jaotusvõrguoperaatorite vahelist koostööd. Toetudes Euroopa Komisjoni nägemusele Puhta Energia Paketis, näeb Elering, paindlikkusteenuste paremaks turule toomiseks ja bilansituru likviidsuse suurendamiseks, vajadust võimaldada võrdsetel tingimustel turul osaleda kõigil teenust pakkuda suutvatel osapooltel, nii integreeritud agregeerimisel, iseseival agregeerimisel kui ka iseseisval tootmisel/tarbimisel, mis suudab miinimumpakkumise nõude täita ilma agregeerimise vajaduseta. Suurem likviidsus turul peaks kaasa tooma madalamad bilansienergia hinnad ja seeläbi omama positiivset efekti turuosalistele, sealhulgas bilansihalduritele ja tarbijatele. Tarbijate paremaks kaasamiseks elektriturule ja paindlikkusteenuste efektiivsemaks kasutamiseks on oluline võimaldada võrgus oleval paindlikkusel osaleda samaaegselt erinevate toodete pakkumisel (erinevad süsteemiteenused, reguleerimisreserv) ning pakkuda tooteid samaaegselt erinevatele kasutajatele, nii jaotusvõrguoperaatoritele, süsteemihaldurile, kui ka teistele tootjatele/tarbijatele/ elektrimüüjatele. Selliseks paindlikkuse efektiivseks kasutuseks on oluline paindlikkuse sisenemine kõigile turutasemetele ning selleks sobiva keskkonna (tururaamistiku ja paindlikkusplatvormi näol) loomine, mis võimaldab erinevate turu osapoolte vahelist koordineeritud suhtlust ning paindlikkuse kõige optimaalsemat kasutust nii võrguprobleemide lahendamise kui ka ressursi omanikule suurima tulu võimaldamise seisukohast. Paindlikkuse sisenemise võimaldamiseks lokaalsetele turgudele on vajalik jaotusvõrguoperaatorite ja süsteemihalduri, kui ka teiste turuosaliste vaheline tihe koostöö. Lisaks paindlikkuse sisenemisele lokaalsetele turgudele, nähakse Euroopas vajadust paindlikkusturgude ja vastavate kauplemiskeskkondade (paindlikkusplatvormide) ülepiiriliseks ühendamiseks mis, võimaldades suuremat turgu ja rohkemate turuosaliste kaasamist, annab ka võimaluse rohkemate teenuste pakkumiseks ning samal ajal madalamateks turu hindadeks. Arvestades Eesti ja ka üldiselt Baltikumi väiksust ning niigi madalat likviidsust Baltikumi reguleerimisturul näeb Eleringi visioon samuti ette regionaalse paindlikkusturu loomist Baltikumi ja võimalusel ka Põhjamaade regioonis. 82
<10 aastat
Päev-ette
Tulevikutehingute turud Järgmise päeva turg - MRC
Päevasisene
Päevasisene turg - XBID
Tunnisisene
Bilansiturg mFRR - MARI
Minutid kuni aastad
Pakkumised turule Pakkumised turule
aFRR - PICASSO
Pakkumised oksjonile
Muud reservid FCR
Pakkumised turule
Avariireserv
Flexibility platform
Paraku on antud valdkonnas kaugemale jõudnud riikides paindlikkusteenused reaalsus vaid bilansiturgudel, järgmise päeva turule ja päevasisesele turule on paindlikkusteenused jõudnud üksikutes riikides. Enamasti saab tarbija osaleda turul vaid kaudselt, vastates dünaamilistele tariifidele. Paindlikkusteenuste laialdasemat levikut on seni takistanud piisav motivatsioon turul osalemiseks, seda nii tootjate, tarbijate kui ka salvestuslahenduste poole pealt. Siin on suur roll sobiva tururaamistiku loomisel, mis looks piisavalt motiveerivad võimalused paindlikkusteenuste turule pakkumiseks.
Joonis 7.4 Paindlikkusplatvormi seos erinevate elektrituru etappidega
bids have locational info added
Koos tehnoloogia arenguga on muutumas senine energiatööstuse mudel targema süsteemi poole, mis pakub nii tootjatele kui ka tarbijatele uusi võimalusi turul osalemiseks ja aitab seeläbi kaasa võimsuse puudujäägi leevendamisele ning ka võimalikule võrgu arenduse kulude optimeerimisele. Teisalt toob taastuvelektri ja hajatootmise osakaalu suurenemine kaasa kasvava ebastabiilsuse bilansi hoidmisel ja loob seeläbi vajaduse elektrivõrgus oleva paindlikkuse efektiivseks kasutusele võtuks ja paindlike toodete loomiseks. Baltikumi regioonis loob täiendava vajaduse paindlikkustoodete järele lähiaastatel aset leidev desünkroniseerimine Venemaa elektrisüsteemist.
Paindlikkusturu mõiste all nähakse tururaamistikku ja paindlikkusplatvormi kui turuplatsi, mis ühendab erinevad paindlikkustooted ja teeb selle kättesaadavaks erinevatele elektrituru etappidele. Paindlikkusplatvormi võib illustreerida alljärgneva skeemiga: Ajatelg
7.2.2
Pakkumised TSOle
Ülekandevõrgu võrgupiirangute juhtimine
Pakkumised DSOle
Jaotusvõrgu võrgupiirangute juhtimine
Pakkumised oksjonile
Võimsusmehhanism
Muud
Kooskõlastab reguleerimisenergia raporti
Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu: Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Luua Euroopas regulatiivne keskkond paindlikkusteenuste turule integreerimiseks, mh muuta regulatsiooni võrgu arendamise motivatsiooniraamistiku osas.
EL ja liikmesriigid
Pakkuda välja kindlad põhimõtted tururaamistikuks paindlikkuse kaasamiseks kõikidele turutasemetele. Paindlikkustoodete ühtsete standardite ja kasutuspõhimõtete välja töötamine ning selgituse põhimõtete ja sobiva baseline’i mudeli välja töötamine.
Käsitleda teemat regionaalselt koostöös teiste Balti süsteemihalduritega, teha tihedat koostööd antud küsimustes ka Põhjamaade süsteemihaldurite, eeskätt Fingridiga eesmärgiga pakkuda välja regionaalne turumudel esmalt reguleerimisturul ja pikema vaatega kõigis turuetappides osalemiseks, samuti arendada välja sobiv baseline metoodika. Andmevahetuse põhimõtete käsitlemine Horizon2020 projektis EU SysFlex.
Käsitleda tarbimise juhtimist võrdsetel alustel teiste süsteemiteenuste pakkujatega.
TSOd
Vähima turgu moonutava mõjuga oksjonite disainimine
Kõigi turuosaliste käest süsteemiteenuste hankimine standardse reguleerimislepingu alusel.
Elering ja teised süsteemihaldurid peaksid soodustama tarbimise juhtimise turupõhist lähenemist, algselt bilansiturul, aga tulevikuvaatega ka teistel turufaasidel, võimaldades tarbijal ja agregaatoril turul osaleda ilma müüja nõusolekuta tarbimise agregeerimiseks ja pakkudes välja võimalusi agregaatorite integreerimiseks turule.
Liikmesriikide TSOd
Süsteemiteenuste hankimisel agregeeritud võimsustega arvestamine
Kõigi turuosaliste käest süsteemiteenuste hankimine standardse reguleerimislepingu alusel.
Regionaalse paindlikkusturu ja paindlikkusplatvormi väljatöötamine.
Regiooni TSOd ja DSOd
Regionaalsete vajaduste kaardistamine ja paindlikkusteenuste nõuete väljaöötamine. Andmevahetuse ja koordineerimise põhimõtete väljatöötamine jaotusvõrguoperaatorite ja süsteemihaldurite vahel ning ülepiiriliselt.
Andmevahetuse põhimõtete käsitlemine Horizon2020 projektis EU SysFlex. Regionaalse paindlikkusplatvormi loomine, koostöös Eesti, Läti ja Soome süsteemihaldurite ja jaotusvõrguoperaatoritega.
Tarbimise juhtimise kaasamine turule
83
7.2.3
Digitaalsed lahendused paindlikkuse võimaldamiseks Tarbija turule toomiseks, sh näiteks juhitava nõudluse kasutamiseks süsteemiteenuste turul, on oluline turusignaalide ja informatsiooni jõudmine tarbijani otsuste langetamiseks piisava operatiivsusega. Elering toetab tarkade lahenduste turule tulemist tarbimise ja tootmise paindlikkuses ning energiatõhususes läbi tarbijate andmetele diskrimineerimata ligipääsu tagamise. Nn nuti- ehk kaugloetavate arvestite kasutusele võtmine võimaldab tarbijateni viia tunnipõhiseid ja perspektiivis reaalajalähedasi hinnasignaale. Eestis on kõik elektrimõõtepunktid varustatud kaugloetavate arvestitega. Tarbijapoolsete lahenduse ellu viimisel on määrava tähtsusega energia, võrgutasude kui ka erinevate tasude dünaamilise hinnastamise kõrval informatsiooni ja andmete kättesaadavus. Andmete kättesaadavus võimaldab: 1. Tuua turule tarbimise juhtimise lahendusi - mõõteandmeid on tarvis tõestamaks, et lülitused tõepoolest toimusid. 2. Tarbijal teha informeeritud valikuid energiapakettide vahel 3. Pakkuda energiatõhususe ja energia monitooringu lahendusi suuremale hulgale klientidele olemasolevate mõõteandmete põhjal 4. Võimaldada uusi ärimudeleid ning teenuseid (näiteks energiat tarbivate seadmete remont enne rikke toimumist tarbimisandmete kõrvalekaldeid märgates, jpm) Andmehalduse korraldamise osas toome välja kolm põhilist punkti. Esiteks, kriitilise tähtsusega on, et andmetele ligipääs toimub diskrimineerimata. Andmehalduse korraldus ei tohi olla ühe turuosalise võimuses, vaid peab olema lahendatud neutraalselt, kuna vastasel juhul ei ole turu vaba toimimine tagatud. Seega andmehalduse korraldamiseks sobib hästi riigi omandis olev põhivõrguhaldur, kellel ei ole turul positsiooni. Teiseks, andmehalduse korraldus peab olema tarbijakeskne. Euroopa Komisjoni algatus näeb ette andmete haldamise ja vahetamise korraldamise kohustuse liikmesriigile. Ligipääs andmetele peab olema lihtne ning lõpptarbijatel peab olema võimalik valida kellega oma andmeid jagada. Liikmesriik peab kindlaks määrama ja sertifitseerima andmehalduri, kusjuures kõigil huvitatud osapooltel (müüjad, agregaatorid, võrguettevõtjad, energiateenusette-võtjad jt) peab tarbija nõusolekul olema tagatud ligipääs tarbija andmetele. Andmevahetuse korraldamisel peab olema tagatud, et vertikaalselt integreeritud ettevõtjatel poleks eeliseid andmetele ligipääsemisel. Kehtestatakse Euroopa andmevahetuse formaadid ja protseduurid. Liikmesriik peab tagama ka võrdlusportaali olemasolu. Pakett soovib keelustada elektrimüüja vahetamisega seotud tasud, va. tasud, mis on seotud tähtajalise lepingu ennetähtaegse lõpetamisega. Lisaks peab elektrimüüja vahetamine olema võimalikult soodne, lihtne ja kiire.
Eleringi arendatav tarkvõrgu platvorm Estfeed toetab nimetatud põhimõtteid. Eleringis oleme nüüdseks astumas järgmist sammu andmete väärindamiseks läbi Estfeedi edasi arendamise, mis võimaldab täna Eesti ja loodetavasti tulevikus üle Euroopa siduda energia andmebaasid ja rakendused ühtseks energia digitaalseks platvormiks. Eleringi nägemuses kasvab Eesti energiasüsteemi digitaliseerimisest välja Läänemere regiooni ettevõtete ja valitsuste ülene visioon olla globaalne liider energiasektori digitaliseerimises. Taani, Norra, Soome on kohe järgmised riigid Euroopas, kes on hoogsalt tegelemas (eelkõige) elektrisüsteemi digitaliseerimisega. Selleks, et saavutada globaalse liidri staatust, on tarvis teha koostööd, sest iga riik on omaette liiga väike turg, et pakkuda innovatsioonide skaleerimiseks piisavalt suurt kasvupinda. Energia mõõteandmete kättesaadavus üle piiri võimaldab ühendada energiateenuste turud ning energia jaeturud. Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu:
Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Reguleerida andmete kuuluvus, andmevahetus ning ligipääs andmetele õigusaktidega
EL ja liikmesriigid
Regulatsioonides tarbija tarbimisandmete omanikuna sätestamine; Euroopa andmevahetuse standardi loomine.
Käsitleda teemat Horizon 2020 EU SysFlex projektis; andmevahetuse toetamine läbi tarkvõrgu platvormi
Käivitada regionaalne andmevahetus võimaldamaks innovatsiooni, ligipääsu andmetele ja lihtsat müüja vahetust
Regiooni TSOd
Regionaalse andmevahetuse käivitamine
Regionaalse andmevahetuse pilootprojektid
Mõõtesüsteemide paigaldamisel arvestada nende võimekust edastada andmeid reaalajalähedaselt (15 min)
DSOd
Uute kaugloetavate mõõtesüsteemide paigaldamine reaalajalähedase andmevahetuse võimekusega
Reaalajalähedaste andmete vahetamise toetamine läbi tarkvõrgu platvormi, teema käsitlemine Horizon 2020 EU SysFlex projektis
Jaotusvõrguoperaatori eraldamine vertikaalselt integreeritud müügiettevõttest
Liikmesriigid
Andmetele võrdse ligipääsu tagamine läbi jaotusvõrgu ettevõtete eraldamise elektri tootmisettevõtetest
Läbi tarkvõrgu platvormi andmetele võrdse ligipääsu tagamine
Digitaalsed lahendused paindlikkuse võimaldamiseks
Eleringi hinnangul on vajalik tarbija määratlemine energia tarbimisandmete omanikuna, tarbimise ja muude asjassepuutuvate andmete kättesaadavuse tagamine tarbijale endale ja tema volitusel kolmandatele isikutele, keskse andmevahetusplatvormi juurutamine vähemalt riigiüleselt, andmevahetuse korraldamine sõltumatu isiku poolt, üleeuroopalise andmevahetuse reeglite ja küberturvalisuse nõuete harmoniseerimine ning piiriülese infovahetuse võimaldamine. Kolmandaks, vajalik on ka andmeallikate ja energiatõhususe rakenduste koondamine kliendile mugavalt ühte keskkonda, nt kiiret ja tasuta müüjavahetust võimaldava rakenduse, võrdlusvahendi või tarbimise agregeerimist toetava lahenduse näol. Andmeallikate ja rakenduste ühendamine ja koondamine stimuleerib nii uute innovaatiliste lahenduste arendamist kui ka klienti targemalt tarbima ning mitme rakenduse kasutamisel on ka säästmisefekt tarbijale suurem.
84
85
7.3
ÕIGE TURUHINNA LEIDMINE/EFEKTIIVNE ELEKTRITURG Elektriturul turuhinna leidmine on sisult väga tehniline protsess, arvestades erinevaid ajahorisonte ning nõudluse ja pakkumise kokku viimise mehhanisme. Parendada ja turupõhisemaks viia saab kõiki elektrituru üksikosi. Fookus täna on lühiajaliste turgude arendamisel, et võimaldada taastuvenergia turuletulekut ja tõsta turu likviidsust, integreerides turule uusi lahendusi (vt Joonis 7.5).
Joonis 7.5 Õige turuhinna leidmine. Hinnalagede kaotamine lubab tekkida uutel turuhindadel, mis soodustab investeeringuid uutesse tootmisvõimsustesse ja aitab vähendada pakkumise puudujääki
Euroopa Komisjon näeb puhta energia paketis ette edasisi samme likviidsemate ja paremini integreeritud lühiajaliste turgude edasiseks arendamiseks. Selleks, et tagada taastuvenergia tootjatele võimalused turule sisenemiseks ja teiste turuosalistega samadel alustel konkureerimiseks, soovitab Euroopa Komisjon tuua päevasiseste kauplemise tehingute sulgemisaeg (gate closure) lähemale reaalajale ja ühtlustada lühiajalistel turgudel kaubeldavate toodete omadused (15min/60min, pakkumuse miinimumsuurus, pakkumusperiood, baaskoormus/tipukoormus jne).
UUS VÕIMSUS PROBLEEM: õige turuhinna leidmine
HIND
3000
NÕUDLUS PAKKUMINE
LAHENDUS Hinnalagede kaotamine lubab tekkida uutel turuhindadel, mis soodustab investeeringuid uutesse tootmisvõimsustesse ja aitab vähendada pakkumise puudujääki.
1000
7.3.1
VÕIMSUS
Regionaalne turgude harmoniseerimine ja integreeritud lühiajaliste turgude arendamine Kui turureeglid erinevateks ajahorisontideks piirkonniti ja regiooniti on erinevad ning põhjustavad turumoonutusi, ei kajasta hinnad elektri tegelikku väärtust, sest kõik osapooled ei saa samaväärselt integreeritud turgudel kaubelda ja kasutada piiriülese kauplemise võimalusi. Sellisel juhul on ka turgude integreerimine ebaefektiivne. Tänased lühiajalised turud ei võta täielikult arvesse ülekandevõimsuste kasutamise võimalusi, eelistades traditsioonilist järgmise-päeva kaubandust. See aga tähendab, et turgude tõhusus on piiratud. Tegelikkuses vajavad erinevad turuosalised ülekandevõimsust erinevates ajahorisontides. Näiteks muutliku tootmistsükliga taastuvenergia jaamad saavad tõhusamalt kaubelda võimalikult lähedal reaalajale, sest nende tegelik tootmisvõimekus ja -hind selguvad alles reaalaja lähedal. Samas fossiilkütustel põhinevad jaamad saavad kaubelda ka pikemaajaliselt ette. Lisaks erinevad piirkonniti turgudel kauplemise ajad ja tooted, mis pärsivad piiriülest kaubandust veelgi. Samuti aktsepteerivad tänased reeglid turumoonutusi nagu kokkulepitud hinnalaed, mis ei lase hindadel tõusta õiglase väärtuseni. Hinnalagede rakendumisel ei kajasta hind tegelikku nõudluse ja pakkumise suhet, mistõttu tootjad ei teeni tootmisvõimsuste nappuse olukorras õiglast tasu.
86
Nii lühi- kui ka pikaajaliste turgude tugevdamiseks ja turumoonutuste kaotamiseks tuleks maksimum hinnalaed seada vähemalt katkestuskahju (VOLL – value of lost load) tasemele hinnapiirkonna põhiselt. See tagab õiglased hinnasignaalid investeeringute tegemiseks uutesse tootmisvõimsustesse ja tehnoloogiatesse. Lisaks soovitab EK integratsiooniga kaasnevate protsesside ühtlustamiseks ja süsteemihaldurite suureneva koostöö tõstmiseks luua regionaalsed juhtimiskeskused (ROCs – Regional Operational Centres). Seejuures on ettepanek ROC´dele anda ka paljudes regionaalsetes küsimustes otsustusõigus.
2000
0
EK puhta energia pakett rõhutab, et EL suudab energia ülekandesüsteemi investeeringutega kulutõhusalt toime tulla vaid turgude täielikul integreerimisel. Seejuures on Euroopa Komisjon puhta energia paketis võtnud seisukoha, et EL III paketiga välja töötatud ülepiirilise kauplemist käsitleva Komisjoni määruse 2015/1222, millega kehtestatakse võimsuse jaotamise ja ülekoormuse juhtimise suunised (edaspidi CACM), ning elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskirja (Komisjoni määrus 2017/2195, edaspidi GLEB) eelnõu juurutamine on turgude integreerimise jätkamise ja piiriülese kauplemise tõhustamise eelduseks.
Eleringi hinnangul on oluline kehtestada piiriülest elektrikaubandust käsitlevad õiglased ja mittediskrimineerivad turureeglid kõigis ajahorisontides ning suurendada sel viisil konkurentsi elektrienergia siseturul, võttes arvesse siseriiklike ja piirkondlike turgude konkreetset eripära. Üheltpoolt selleks, et tagada ka taastuvenergia jaamade pääs turule ning teisalt, kuna elektri tegelik väärtus selgub alles selle tegelikul kasutamise hetkel, peab Elering oluliseks viia kauplemisaeg võimalikult lähedale tegelikule tarbimishetkele. Elering koos lähimate naabersüsteemihalduritega ning elektribörsi Nord Pool’iga alustas sügisel 2016 pilootprojektiga, nihutades päevasisese kauplemise (Elbas) sulgemisaja 30 minuti peale enne tarne algust. Projekt on olnud edukas ja näidanud, et turuosaliste valmisolek ja vajadus lühemat aega kasutada on selgelt olemas. Eleringi hinnangul peaks päevasisese kauplemise tehingute sulgemisaeg olema juba täna 30 min enne tarne algust ning tasakaalustusperioodi pikkus peaks liikuma 15 min suunas. Jaeturul bilansiselgituseks on esialgsete hinnangute põhjal piisav tunni mõõteandmed jagada neljaga (kui ei ole võimalik saada täpsemaid andmeid, kui üks tund). 15 minutiline tasakaalustamiseperiood võimaldab täpsemat bilansi planeerimist (täpsemad prognoosandmed) ja toetab seega süsteemis sageduse hoidmist (juhitavad tootmisseadmed hoiavad bilanssi täpsemalt - iga 15 minuti mitte 60 minuti lõikes). See muutub eriti oluliseks peale desükroniseerimist Venemaa elektrisüsteemist. Lisaks võib öelda, et kui süsteemi juhitavad reservid hoiavad süsteemi täpsemalt tasakaalus, saab samade reservide juures võimaldada rohkemate juhitamatute tootmisseadmete (näiteks tuulikud) lisamist süsteemi. See võimaldab täpsemalt väärtustada ka toodetava/tarbitava elektri hinda, sest elektri väärtus on igal hetkel erinev tulenevalt tarbimise ja nõudluse suhtest. Lühem tasakaalustamiseperiood väärtustab täpsemalt elektrisüsteemide jaoks hädavajalikku paindlikkust – nii tootmise kui ka tarbimise poolelt. See loob efektiivsemaid võimalusi tarbimise juhtimisele, millel võib olla keerukas teha tunnipikkuseid pakkumisi päevasisesele turule ning märksa lihtsam teha 15 minuti pakkumisi.
87
Lühiajaliste turgude likviidsuse suurendamiseks näeb Elering mitmeid võimalusi. Lisaks Euroopa Komisjoni poolt puhta energia paketis välja pakutud kaubeldavate toodete ühtlustamisele peab Elering oluliseks, et turgude integreerimisel osaleksid ka riiklikud (päevasisesed) turud, et vältida paralleelsete piiriüleste ja siseriiklike kauplemisplatvormide teket. Näitena võib tuua Saksamaa päevasisesed turud, kus siseriiklikuks kauplemiseks on 15 min toode, aga piiriüleseks kauplemiseks 60 min toode. See viib sisuliselt paralleelsete turgude tekkeni, mis vähendab likviidsust. Lisaks peab Elering oluliseks võtta arvesse, et elektri tegelik väärtus võib olla tarbimishetkel suurem kui prognoositi järgmise-päeva ajahorisondis. Seetõttu võib osutuda majanduslikult kasulikumaks reserveerida osa ülekandevõimsusest tasakaalustusturu jaoks, mil elektri väärtus ja seeläbi ka ülekandevõimsuse kasutamisest saadav väärtus on suuremad. Oluline on rõhutada, et ilma lisaväärtust loomata ei ole mõistlik „igaks juhuks“ ülekandevõimsust reserveerida. Seepärast peabki Elering oluliseks analüüsida, kas ja mis mahus ülekandevõimsuste reserveerimist päevasisese- ja reguleerimisturu tarbeks tõstaks üldist sotsiaalmajanduslikku kasu ning võimaldaks taastuvenergia tootmise pääsu turule. Oluline tagajärg taastuvenergia laialdasele levikule ja ainult energiapõhise turumudeli kasutamisele on tipuhindade oluline tõus. Lastes puudujäägi olukorras elektri hinnal vabalt tõusta annab turg õiged hinnasignaalid soodustamaks elektrijaamadele piisava tasuvuse ja soodustades seeläbi investeeringuid. Varustuskindluse tagamiseks piisavate tootmisvõimsuste säilimiseks peavad elektrituru keskmised hinnad olema elektritootmise omahinna lähedal. Samal ajal aga toob madalate marginaalkuludega taastuvenergia enamusel tundidest elektrihinna väga madalale tasemele. Elering toetab initsiatiivi parandada elektrituru hinnasignaale ning seega pooldab hinnalagede kaotamist. Elering soovib rõhutada, et ei toeta Euroopa Komisjoni ROC-ide loomise ettepanekut. ROC-ide loomine seab ohtu varustuskindluse läbi vastutuse hajutamise ning lokaalse kompetentsi vähenemise. Lisaks väheneb majanduslik efektiivsus läbi tegevuste dubleerimise süsteemihaldurite ja ROC-ide vahel. ROCide initsiatiiv ei võta arvesse juba toimivat head koostööd süsteemihaldurite vahel. Energiasüsteemi digitaalsed hajutatud lahendused läbi koordineeriva platvormi võimaldavad süsteemihalduritele pandud eesmärke efektiivselt täita, ilma ülal toodud riskide rakendumiseta. Selle asemel, et koondada süsteemijuhtimine ühte kesksesse majja, on efektiivsem tagada andmevahetuse standardid ja protokollid, mille kaudu eri riikide juhtimiskeskused oma tegevusi koordineerivad. Hajutatud kuid ühildatud süsteem on turvalisem, efektiivsem ja töökindlam kui keskne juhtimine. Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu:
Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Rakendada päevasisese kauplemise tehingute sulgemise aega 30 min enne tarne algust
TSOd
TSOdel kõikidel piiridel tehingute sulgemise aja harmoniseerimine 30 min enne tarne algust
Eesti piiridel tehingute sulgemise aja 30 min enne tarne algust püsivaks muutmine; kogemuse jagamine teiste TSOdega; läbirääkimiste pidamine Balti TSOdega kohandamaks vastavalt lähemale ka bilansituru pakkumise sulgemisaega
Liikuda tasakaalustusperioodi (ja elektribörsidel kaubeldavate toodete) lühendamise suunas kuni 15 minutile
TSOd ja elektribörsid
15 minutit bilanisperioodi rakendamine
Koostöös Põhjamaade ja Balti TSOdega minna koos üle, 15. minutilisele bilansiperioodile, et kauplemine toimiks tõrgeteta
Kaaluda ülekandevõimsuste reserveerimist päevasisese- ja reguleerimisturu tarbeks
TSOd
Ülekandevõimsuse väärtuse hindamine päevasisesel- ja reguleerimisturul
Koostöös teiste Balti TSOdega võimsuse reserveerimise vajaduse ja võimaliku sotsiaalmajanduslikku kasu analüüsimine vastavalt teiste riikide kogemusele
Hinnalagede nihutamine tasemele, mis ei piiraks investeeringute tegemiseks vajalike elektri õiget hinda kajastavate hinnasignaalide tekkimist
EL ja liikmesriigid
Uute VoLL põhiste hinnalagede kehtestamine
Hinnalagede kõrgemale nihutamise ettepaneku toetamine, Eesti value of lost load (VoLL) arvutamise toetamine.
7.3.2 Bilansituru reformimine Tulenevalt bilansiturgude harmoniseerimise puudulikkusest ei liigu bilansienergia tooted riikide vahel vabalt, mistõttu ei kasutata bilansienergiat pakkuvaid ressursse efektiivselt. Euroopa ühise energiaturu mudel sisaldab nii ühise piiriülese kaubanduse toimimise reeglistikku kui ka harmoniseeritud bilansihalduse eesmärki. Viimane erineb tänaseni riigiti üsna suures mahus alates võimalusest piiriüleselt reguleerimisenergiat vahendada kuni reguleerimisturu erinevate reeglite ja toodeteni välja. Ühise energiaturu loomiseks saab harmoniseeritud bilansihaldus koos reguleerimisturuga olema liikmesriikidele kohustuslik läbi GLEB. Viimane loob selged eesmärgid ja harmoniseerimisnõuded senistele puudustele, näiteks: a) Piiriülene reguleerimisenergia vahendus ning ühised reguleerimispakkumiste nimekirjad samade standardtoodete alusel ning harmoniseeritud bilansituru hinnastamise reeglid. b) Euroopa ühine bilansituru platvorm – kogu info bilansituru kohta peab olema kättesaadav läbi ühe Euroopa ülese platvormi, sh saab platvorm sisaldama ka metoodikaid ja algoritme. Täna on igal riigil või piirkonnal oma infosüsteem ning koondplatvorm puudub. c) Bilansivastutus igale turuosalisele – kõik turuosalised, kaasa arvatud taastuvenergia tootjad, peavad täitma bilansivastutuse kohustust, mis tähendab mõnes riigis vastavate erisuste lõpetamist. EK ettepanekute pakett sisaldab bilansivastutuse kehtestamise nõuet sõltumata turuosalise tüübist, või selle vastutuse delegeerimist tarneahelas hierarhiliselt kõrgemal asuvale turuosalisele. Turuosaliste prognoosi ebatäpsustest tingitud kõrvalekalded tuleb arveldada asjaomase kauplemisperioodi elektri- energia hinna tegeliku väärtuse alusel ning ühtlasi tuleks ära kaotada ka reguleerimisturgudel kehtestatud hinnalaed, mis takistavad hinna kujunemist oludes, mil elektrienergiat tõeliselt napib. Reguleerimisturu reeglid ning tooted peavad olema kohandatud selliselt, et need arvestaksid üha kasvava vahelduvate tootmisallikate lisandumisega, paindliku reguleerimisvõimekuse suurenemise ning samuti uute tehnoloogiate tulekuga. Tehnoloogiline võimekus paindlikkuse turule vastu võtmiseks kasvab, seega on võimalik paindlikkusele paremaid tingimuse võimaldada (näiteks madalam pakkumuse miinimumsuurus). Kui siiani aktiveeritakse reguleerimispakkumisi telefonitsi, siis tulevikus on see automaatne, mis võimaldab varasemast suuremal hulgal käivitusi teha. Reguleerimisenergiat tuleb hankida regiooni vajadustest lähtuvalt, suundade lõikes (eraldi üles ja alla), läbipaistvalt ning läbi ühise reguleerimisturuplatvormi, marginaalhinnapõhiselt ning arvestamata reservvõimsuste hoidmise tasudega. Reguleerimisturg peab suurendama elektrisüsteemi töökindluste taset, tagades ühtlasi maksimaalsed ja võimalikult efektiivselt piiriülesed ülekandevõimsused kõikidel turu ajaraamidel. Alates 2018. aasta 1. jaanuarist käivitus Baltikumis ühine reguleerimisturg, mis baseerub ühisel pakkumiste nimekirjal ning põhimõttel. Standardtootel põhinev reguleerimispakkumine, mis on aktiveeritud Baltikumi ebabilansi tasakaalustamiseks, arveldatakse marginaalhinna põhimõttel. Reguleerimisturu käivitumisega paralleelselt hakkasid Baltimaad: a) süsteemi võimsusbilanssi juhtmina koordineeritud eesmärgiga suurendada elektrisüsteemi juhtimise kuluefektiivsust sh vähendada Baltikumi summaarset ebabilanssi läbi Baltikumi siseste ebabilansside saldeerimise funktsionaalsuse (reaalajas); b) süsteemide bilansside ja bilansihaldurite bilansienergia hindade arvutust selgitama koordineeritult läbi Selgituse Koordinaatori rolli eesmärgiga tagada süsteemihaldurite finantsneutraalsus ning võimalikult turupõhine ebabilansi hinnametoodika; c) avaldama kogu reguleerimisturu ja bilansipiirkonna andmed ühisel andmete avaldamise platvormil (https://dashboard.electricity-balancing.eu/). d) Bilansihalduritele rakendama sama bilansimudelit ja sama ebabilansi hinnametoodikat;
Regionaalne turgude harmoniseerimine ja integreeritud lühiajaliste turgude arendamine
88
89
õhjamaade ja Baltimaade vahelise senise reguleerimisreservidealase koostöö edasiarendus; P 15 minutilise bilansiperioodi rakendus aastaks 2021; Üle-euroopalise reguleerimisturuga integreerumine, sh:
a) b) c)
Joonis 7.6 Tootmisvõimsuse puudujääk. Võimsusmehhanismid lisavad administratiivselt turule uusi võimsusi, mis hoiab kunstlikult hinda all
3000
Hinnapiir (3000 €/MWh)
NÕUDLUS
HIND
Kogu ülaltoodu rakendusega valmistus Baltikum ette elektrisüsteemi tasakaalustamise võrgueeskirja nõuete rakendamist. 2018. aasta süsteemihaldurite uue kokkuleppe alusel jätkatakse bilansiturgude edasiarendust allolevalt:
PROBLEEM:
tootmisvõimsuse puudujääk
kõik Baltikumi TSOd on liitunud MARI ehk Euroopa mFRR bilansituru projektiga. Baltikumi reguleerimisturu liidestamine (2020+) on planeeritud läbi viia Baltikumi ühise juhtimise IT plat vormi kaudu (valmis 01.2019). MARI projekti eesmärk on luua Euroopa ühine käsitsi käivitatava sageduse taastamise reserv (ehk mFRR) platvorm, mis tagaks majanduslikult tõhusa reguleeri misenergia ostmise käsitsi käivitatavatest sageduse taastamise reservidest ning reguleerimis energia toodete ühtluse ja tihedama koostöö Euroopa süsteemihaldurite vahel. Baltikumi TSOd on leppinud kokku viia läbi aastaks 2020 automaatsete sagedusreservide (aFRR) rakenduse uuring. Viimasel on sisendiks ka Euroopa aFRR bilansituru platvormiga (projekti nimi PICASSO) liitumise arvestus. Üle-euroopaliste elektrisüsteemi tasakaalustamise võrgueeskirja metoodikate rakendamine.
2000
PAKKUMINE 1000
LAHENDUS
Võimsusmehhanismid lisavad administratiivselt turule uusi võimsusi, mis hoiab kunstlikult hinda all.
Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu: 0
Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Ülepiiriline reguleerimisenergia vahendus (standardtoode, ühine pakkumiste nimekiri, harmoniseeritud põhimõtted)
TSOd
Reguleerimisturu põhimõtete harmoniseerimine ja piiriülese bilansienergiaga kauplemise võimaldamine
Balti ühine reguleerimisturg 2018, koostöö Euroopa tasemel ühise reguleerimisturu platvormi loomisel
Integreerida kohalikud bilansihalduse tarkvõrgu IT lahendused Euroopa ühise bilansituru platvormiga
Elering
Liitumine Euroopa ülese projektiga (Manually Activated Reserves Initiative - MARI), et olla valmis ühinema Euroopa ühise reguleerimisturu platvormiga selle käivitumisel
Bilansivastutus – kõik turuosalised peavad täitma bilansivastutuse kohustust
EL ja liikmesriigid
Kõigi turuosaliste bilansivastutuse sätestamine õigusaktides
Ettepaneku kommunikeerimine otsustajatele
Bilansituru reformimine
7.4
TOOTMISVÕIMSUSE PUUDUJÄÄK/GARANTEERITUD TOOTMISPIISAVUS Juhul kui energiaturu põhiselt ei ole võimalik saavutada piisav varustuskindluse tase, siis on võimalik administratiivselt (energiaturu väliselt) luua investeerimissignaalid vajalikule tootmisvõimsusele ja paindlikkusele (vt Joonis 7.6). Selliseid administratiivseid investeerimissignaale võib kokku võtta nimetusega võimsusmehhanismid.
7.4.1
VÕIMSUS
Energiaturu välised meetmed – võimsusmehhanismid Olukorras, kus eespool välja toodud energiaturu arendamise meetmeid ei rakendata või need ei oma piisavat mõju, võib tekkida vajadus võimsusmehhanismide järgi. Võimsusmehhanismid on enamasti energiaturu välised meetmed varustuskindluse tagamiseks. Lisaks võib selliseid meetmeid vaja minna üleminekuperioodil, kus energiaturu signaalid ei ole mingil põhjusel veel piisavad tootmise või juhitava tarbimise võimsuste turule toomiseks. EK puhta energia pakett näeb ette üleeuroopalist ja riigipõhist tootmispiisavuse hindamist, mille tulemuste põhjal on võimalik teha otsuseid võimsusmehhanismide vajalikkuse kohta. Mainitud tootmispiisavuse hinnangu metoodika peab ettepaneku järgi välja töötama ENTSO-E (Euroopa elektri süsteemihaldurite ühendus) ja kinnitama ACER (Euroopa energiaregulaatorite koostöö asutus). Lisaks sellele peavad liikmesriigid enne võimsusmehhanismi kehtestamist ENTSO-E metoodika põhjal arvutama varustuskindluse standardi, mis on väljendatud andmate jäänud energiana või katkestuse tõenäosusena. Liikmesriigid peavad elektriturgudelt eemaldama kõik turutõrkeid põhjustavad regulatiivsed meetmed. Ainult turutõrgete kõrvaldamise järgselt võivad liikmesriigid kehtestada võimsusmehhanisme. Võimsusmehhanismides peavad saama osaleda ka teiste riikide sobivad võimsused. Erinevaid võimsusmehhanismide alla liigituvaid meetmeid on palju. Kaks levinumat on 1) strateegiline reserv ja 2) võimsusturg. Strateegiline reserv tähendab lihtsustatult spetsiaalse varustuskindluse tagamiseks mõeldud reservi hankimist ning hoidmist. Sellise reservi alla kuuluvad tootmisvõimsused ei osale igapäevaselt elektriturgudel, millega välditakse suures ulatuses sellise varustuskindluse tagamise meetme turgu moonutavat mõju. Strateegilise reservi alla kuuluvaid tarbimis- või tootmisvõimsusi käivitatakse ainult vajadusel – olukorras, kus turul olevad võimsused ei taga tarbimise katmist. Strateegilise reservi puhul on küsimuseks selle varustuskindlust suurendav mõju, kuna turult võidakse ära reserveerida võimsused, mis muidu oleksid turul osalenud ning võimuste kogusumma jääb samaks. Strateegilise reservi puhul on tõenäoliseks tulemuseks konkurentsivõimetute tootmisvõimsuste sulgemise edasi lükkumine, kuna neile tagatakse teatav tulutase. Strateegiline reserv ei ole sobiv pikaajalise meetmena, kuna on kallis viis tuua turule uusi võimsuseid. Strateegilise reservi mehhanismi kasutavad näiteks Soome ja Rootsi.
90
91
Võimsusturu all mõeldakse lihtsustatult vähempakkumistega võimsuste oksjonit. Administratiivselt määratakse (näiteks süsteemihalduri analüüsi põhjal) vajalik kindlalt kasutatavate tootmisvõimsuste tase ning turuosalised pakuvad oma olemasolevaid või uusi tootmisvõimsusi. Oksjoni hinnaks tekib madalaim pakkumiste hind, millega kaetakse ette määratud tootmisvõimsuste tase ning see hind makstakse tasuna iga megavati vajaliku võimsuse eest. Võimsustasu tagab tootjatele investeeringu tasuvuse ning sellest tulenevalt tagab varustuskindluse. Teoreetiliselt peaksid kulud elektrienergiale olema samad nii ainult energiaturu kui ka energiaturu + võimsusturu olukorras, kuid oma administratiivse olemuse tõttu võib võimsusturg tekitada täiendavaid turumoonutusi. Näiteks seatakse üldjuhul vähempakkumistel kõrge tootmisvõimsuse tase, mistõttu hangitakse suurem varustuskindlus, kui majanduslikult mõistlik. Seetõttu on kogukulud võimsusturu korral peaaegu alati kõrgemad. Tulenevalt oma turuvälisest iseloomust võib võimsusmehhanismide puhul eeldada täiendavaid turumoonutusi. Hästi disainitud võimsusmehhanismide korral on võimalik selliseid moonutusi vähendada. Tulenevalt ühiskondliku kogukulu kasvust on Eleringi seisukoht kasutada võimsusmehhanisme ainult viimase abinõuna ja ainult tähtajaliselt, konkreetse varustuskindluse probleemi lahendamiseks. Muudes olukordades peaks energiaturg olema varustuskindluse tagamiseks piisav ning soodsaim lahendus. Lisaks sellele peab Elering oluliseks võimalike võimsusmehhanismide kehtestamist võimalikult laia geograafilise ulatusega. Tarbijale kõige kallimad on ühe riigi põhised võimsusmehhanismid, kuna sellised ei võta arvesse teiste riikide võimsusi ning riikide tipukoormuste erinevat aega. Ettepanek tegevusteks, mis viivad visiooni ellu:
Eleringi ettepanek:
Kes?
Mida?
Eleringi tegevus
Vältida võimsusmehhanismide kehtestamist, enne kui vajadus on selgunud.
EL ja liikmesriigid
Võimsusmehhanismide viimase võimalusena kasutamise sätestamine õigusaktides
Iga-aastaste varustuskindluse hinnangute koostamine, põhimõtte selgitamine otsustajatele
Olukorras, kus võimsusmehhanismide vajadus on tõestatud, vältimaks turu moonutusi ja üleliigseid kulusid tarbijale, kehtestada strateegiline reserv või võimsusturg võimalikult laial geograafilisel alal
EL ja liikmesriigid
Võimsusmehhanismide loomisel mehhanismi võimalikult suure geograafilise ulatuse sätestamine õigusaktides
Iga-aastaste varustuskindluse hinnangute koostamine, põhimõtte selgitamine otsustajatele
Energiaturu välised meetmed – võimsusmehhanismid
7.5 KOKKUVÕTE On selge, et elektrituru disainil on määrav roll elektri varustuskindluse tagamisel nii kohalikul, regionaalsel kui ka Euroopa tasemel. Eleringi elektrituru visioon pakub välja tegevused, millega arendada elektriturgu selliselt, et see tagaks varustuskindluse jaoks vajalikud hinnasignaalid. Kõrgete tipuhindade võimaldamine ja teised siin toodud soovitused on ainult energiapõhise elektrituru toimimiseks vajalikud. Alternatiiv on tasuda tootjatele võimsuste eest administratiivselt ehk võimsusmehhanismiga. Sellisel juhul tekitatakse tootmisvõimsuste tasuvus ühtlaste maksetega võimsuse eest. Eleringi vaates on mõlemad variandid võimalikud, kuid energiaturu juurde jäämine on soovitatud. Võimsusmehhanismid on sisuliselt täiendavad administratiivsed skeemid olemasolevate turumoonutuste adresseerimiseks, mille puhul tekivad uued turumoonutused ja lõpptulemus on tarbijale kallim. Väga olulisel kohal kunstlikult madalate turuhindadega võitlemisel ja seeläbi õiglase konkurentsi tekitamisel on tootmissuunaliste subsiidiumite, seal hulgas taastuvenergia toetuste ja ka konventsionaalsete elektrijaamade toetuste, järkjärguline kaotamine, samuti kolmandate riikidega õiglaste kaubandusreeglite kehtestamine. Suurendamaks tarbija hinnatundlikkust ning tuues seeläbi rohkem tarbijaid turule, on oluline teha tarbijale kättesaadavaks turupõhised dünaamilised hinnasignaalid nii jaeturul, läbi võrgutasude kui ka muude tasude ja maksude näol. Toetada tuleb paindlikkusteenuste turule integreerimist läbi erinevate puhta energia paketis toodud meetmete ning seda soodustava andmevahetuse harmoniseerimist ja reguleerimist. Tuleviku energiasüsteemis liigub vähem energiat ja rohkem infot. Kui info kuulub tarbijale, siis on tarbija energiaturul tugevam kui kunagi varem. Puhta energia pakett peab selle võimaluse andma kõigile Euroopa tarbijatele. Tahame tarbija „relvastada“ digitaalsete tööriistadega, et tuua Euroopa hulgituru liberaliseerimise viljad iga üksiku tarbijani ühtsel jaeturul. Varustuskindlust toetab efektiivne elektriturg, mis võimaldab igas ajaraamis leida õige turuhinna. Vajalik on tuua päevasisene kauplemine reaalajale lähemale, kaaluda ülekandevõimsuste reserveerimist ka lühiajaliste turgude jaoks ning kaotada turgu moonutavad hinnalaed, lastes hinnatippudel tekkida. Bilansiturgu toetaks efektiivsem piiriülene reguleerimisenergia jagamine, üleeuroopaline bilansituru platvorm ning bilansivastutuse kehtestamine kõigile turuosalistele. Administratiivsed ehk energiaturu välised abinõud tuleks kasutusele võtta vaid viimasel võimalusel, kui eelpool toodud meetmeid ei suudeta rakendada või ei oma nad oodatud mõju. Võimsusmehhanismid tuleb üles ehitada põhimõttel, et turumoonutused ja kulud tarbijatele oleks minimaalsed. Tänane elektriturg ja seda mõjutavad tegurid on fundamentaalselt muutunud viimase peaaegu 10 aasta jooksul. Elektrituru tulevikku disainides on olulised märksõnad turupõhisus ja regionaalsus, soodustamaks vaba konkurentsi, minimiseerides tarbija kulusid ning toetamaks taastuvenergia turule tulekut, tagades samal ajal piisava varustuskindluse kogu regioonis.
92
93
8 Varustuskindlust toetavad Eleringi teadus- ja arendustegevusprojektid
94
Eleringi eesmärgid teadus- ja arendustegevuse korraldamisel on aidata kaasa energia varustuskindluse tagamiseks läbi rakendusuuringute ja tootearenduse teostamise, panustada enam rahalist ja inimressurssi teadus- ja arendustegevustesse ning suurendada teadlikkust energeetika sõlmküsimustest.
95
Eleringi tarkvõrgu platvorm Estfeed Energiasüsteem on revolutsioonilises muutuses nii maailmas kui Euroopas. Teiste trendide hulgast on võimalik välja tuua energiaturgude integreerumine (ühtne Euroopa energiaturg), mitteplaneeritava tootmistsükliga ja hajusalt paiknevate seadmete massiivne lisandumine energiasüsteemi, kasvavad akumuleerimise ja tarbimise juhtimise võimalused, kliimapoliitika ja energiatõhususe eesmärgid, uut tüüpi turuosaliste lisandumine (ESCO-d ehk energiateenusettevõtjad, energiaühistud, agregaatorid, virtuaalsed jõujaamad, prosumerid ehk tootvad tarbijad), energiatarbijate teadlikkuse kasv ja nõudlus uut tüüpi teenuste järele, piiride kadumine elektri-, gaasi- ja soojusenergia turgude vahel. Kõik see tähendab üha enam ettearvamatuid energiavoogusid, aga ka eksponentsiaalselt kasvavaid infovoogusid energiasüsteemis. Energiavõrkude haldamine peab uute oludega kohanema, võrgud peavad muutuma targemaks. Tarkvõrk tähendab kombineeritud muutusi energiasüsteemis, mis tulenevad info- ja kommunikatsioonitehnoloogiate laialdasest kasutuselevõtust. Tarkvõrk võimaldab pakkuda tarbijatele uusi teenuseid. Inimesed ei vaja mitte elektrit ja gaasi, vaid toasooja ja valgust ning teisalt taskukohaseid energiaarveid. Selleks tuleb leida võrgus üles efektiivsus ning tagada turulepääs neile osalistele, kes seda efektiivsust soovivad pakkuda. Odavaim, keskkonnasõbralikuim ja kindlaim energia on tarbimata energia. Kõik eelnev seab ka energiasüsteemihalduri valiku ette, kuidas hallata muutuvat ja oluliselt nutikamat energiasüsteemi. Juhtimaks energiasüsteemi ümberkujundamist, on Elering välja arendamas tark energiavõrgu platvormi Estfeed. Estfeed platvorm võimaldab lõpptarbijatel, energiateenuste pakkujatel, hajutatud (väike)tootjatel ja võrguettevõtjatel energiatarbimise andmete abil energia tootmise, transportimise ja tarbimise tõhusust kasvatada. Läbi selle kujuneb Eleringist lisaks elektri- ja gaasisüsteemide haldamisele ka energeetika tarkvõrgu haldur.
Eestis kasutatava platvormi aluseks on valitud riigi poolt kasutatav x-tee infrastruktuur (serverid, turvalised andmeside kanalid, sõnumite formaadid, kiipkaardid), millele lisatakse projekti käigus tarbija privaatsuse ja valdkonna toimivuse tagamiseks vajalikud tarkvaralised komponendid. Platvorm avati kõikidele huvitatud osapooltele, sealhulgas tarbijatele ja rakenduste arendajatele alates 2017. aastal. 2018 aasta märtsis sõlmisid Elering ja Taani elektrivõrgu süsteemihaldur Energinet kokkuleppe, et katsetada andmevahetussüsteemi, mis võimaldab energiateenustel toimida ka üle piiri. Eesti ja Taani on Euroopas esirinnas energiatarbimise andmete kogumisel ja analüüsimisel ning selle piiriülese koostöö edukal toimimisel saame pakkuda toimivat mudelit andmete lihtsal, ent turvatud vahetamisel kõikjal Euroopas. See võimaldaks panna energiaturud suuremas piirkonnas harmoonilisemalt tööle, mis aitaks kaasa läbi parema turukorralduse varustuskindluse tagamisele.
Paindlikkusteenuste platvormi prototüüp Uuringu lõppeesmärk on paindlikkusteenuste platvormi prototüübi loomine, kasutades konkreetse pilootpiirkonna tegelikke andmeid võrgupiirangute juhtimise eesmärgil. Perspektiivis peab olema võimalik platvormi edasi arendada ja rakendada kogu Eesti ulatuses ning ka regionaalselt. Ideaalsel juhul suudab platvorm tulevikus rahuldada energiasüsteemi paindlikkuse vajadusi (hulgiturul, päevasisesel turul, reguleerimisturul, võimsusturul, reservide turul) ja DSR-i poolt pakutavaid võimalusi. Uuringu oodatavad kasud:
Data access rights
CUSTOMER
YOUR APPLICATIONS
Right to use data
App store and data acccess management
DATA EXCHANGE LAYER
PUBLIC DATABASES
GRID DATA HUBS
ELECTRICITY DATA HUB
GAS DATA HUB
HEATING DATA HUB
IOT DATA HUB
WATHER FORECAST
GRID DATA SENSORS
ELECTRICITY SMART METERS
GAS SMART METERS
HEAT SMART METERS
IOT SENSORS
WEATHER SENSORS
MARKET INFORMATION
DATAHUBS
SENSORS REAL TIME DATA
Projekt on algatus kujundada, juurutada ja testida avatud tarkvara platvorm, mida saab kasutada energia tarbimise monitoorimiseks ja haldamiseks. Seda selleks, et saaks võimalikuks kahepoolne suhtlus energiavõrkudega ja oleksid kasutatavad andmevood efektiivsemaks energia tarbimiseks. Projekti eesmärk on arendada tarkvara platvorm, mille abil integreerida erinevad andmeallikad (energiatarbimise andmed, energia hinnainfo, ilmainfo, kaugloetavad seadmed, avalikud registrid ja andmebaasid) ja motiveerida rakendusi pakkuma sobivaid teenuseid energia- ja kulutõhususe saavutamiseks.
96
k aardistatud on kitsaskohad täiendava tarbimise ja tootmise võrku ühendamisel ning sellest lähtuv DSR-i vajadus; välja on selgitatud DSR-i täpsustatud potentsiaal pilootpiirkonna näitel; hinnatud on DSR-i rakendamisest saadav tulu, mis saavutatakse võrgupiirangute juhtimise rakendamisel läbi võrguinvesteeringute edasi lükkamise või tegemata jätmise; koostatud on platvormi prototüübi tarkvaralahenduse hankeks vajaminev skoop, spetsifikatsioon ja nõuded, mis on vajalik projekti teise etapi käivitamiseks; on loodud paindlikkusteenuste platvormi prototüüp – võimalikult täpne kirjeldus platvormi arhitektuurist, kasutatavatest tarkvarapakettidest, mudelitest ja andmebaasidest ning nende vahelisest seosest ja reeglitest; hinnatud on vajalike investeeringute mahtu tarbimise juhtimise tehnilise võimekuse loomiseks ja säilitamiseks; koostatud on ettepanekud osapoolte vahelise infovahetuse protokollide ja standardite kokkuleppimiseks;
tehtud on esmane analüüs olemasoleva regulatsiooni kitsaskohtade tuvastamiseks ja ettepanekud regulatsiooni muutmiseks. Elering osaleb Horizon 2020 raames üle-Euroopalises paindlikkuse äriprotsesside ja tehnoloogiate testimise projektis SYSFLEX, mille raames Elering uurib paindlikkusteenuste andmevahetuse lahendusi. Eleringi eestvedamisel Eesti, Soome ja Läti põhivõrguettevõtted ja jaotusvõrguettevõtted ning nende partnerid on alustanud koostööd regionaalse paindlikkusplatvormi piloodi loomiseks läbi osalemise suuremas konsortsiumis Horizon 2020 rahastus taotlusel. Koos partneritega soovime arendada paindlikkuse turuplatvormi regiooni jaoks, mis oleks ühtlasi ka piloodiks Euroopa jaoks. MIGRATE – Massive InteGRATion of large power Electronic devices 2015. aastal sai positiivse rahastusotsuse Euroopa põhivõrguettevõtjate ja teiste partnerite ühisprojekt MIGRATE. Projekti rahastatakse Euroopa Liidu programmist Horizon2020 ja see teostatakse aastatel 2016-2019. Projekti eesmärgiks on välja töötada ja valideerida uusi tehnilisi lahendusi, mis on tarvilikud üleeuroopalise elektrisüsteemi juhtimiseks olukordades, kus läbi konverterite ühendatud tootmisüksuste osakaal on enamuses või kuni 100%. Projekti raamistikus vaadeldakse lühi- ja pikaajalist ajahorisonti. Lühemas perioodis on vaatluse all tänapäeva elektrisüsteem ja selles vajaminevad tehnilised lahendused, mille abil on võimalik toime tulla läbi konverteri ühendatud tootmisüksuste hulgaga. Käsitletakse nii süsteemi stabiilsuse, releekaitse, laiseire kui ka elektri kvaliteediga seotud temaatikaid. Pikemas perspektiivis on vaatluse all olukorrad, kus läbi konverterite ühendatud tootmisüksuste osakaal on 100%. Eesmärk on välja töötada uudseid juhtimisalgoritme ja lähenemisviise, millega see kõik võimalikuks teha.
97
Vananevate juhtmete füüsikalised omadused Projekti raames uuritakse nõukogudeaegsete õhuliinide juhtmeid, et selgitada välja nende seisukord ehk nö jääkväärtus ja Euroopa normide kohaselt juhtmetele antud tehnilised parameetrid, et oleks tagatud laserskaneerimisel kogutud andmete korrektne järeltöötlus ning ümberarvutatud juhtmeripete usaldusväärsus etteantud juhtmetemperatuuridel. Positiivsete uurimistöö tulemuste korral saab Elering väljatöötatava metoodika alusel hinnata liinijuhtmete mehaanilist seisukorda ja kasulikku eluiga ning seeläbi planeerida vastavalt reaalsele olukorrale finantsiliselt optimaalsemalt liiniehitus ja -rekonstrueerimistöid. 2017 aastal lõpetati uurimistöö esimene etapp, kus viidi läbi esimesed uuringud ja tõmbekatsed ning töötati välja hindamis ja analüüsimetoodikad konkreetsetele nõukogudeaegsetele liinidele. 2018. ja 2019. aastal jätkatakse uuringute läbiviimise ja süsteemi väljaarendamisega. Eesti pikaajaline elektritarbimise prognoos Projekti eesmärgiks on saada sisend Eleringi elektrivõrgu planeerimiseks, mis kajastaks Eesti tarbimise muutusi, võimaldades efektiivsemalt suunata investeeringudi ja säästa võrgu üledimensioneerimise arvelt, parandada klientide liitumistingimusi Eleringiga ning paremini hinnata varustuskindlust ja tootmispiisavust. Aruandes vaadeldakse tarbimise kasvu kolme stsenaariumit: kiire kasv (MAX), mõõdukas kasv (MED) ja aeglane kasv stsenaarium (MIN). Aruandes antakse ülevaade prognoosidest järgmistel tasanditel: alajaam ning kogu süsteem. Aruande koostamiseks luuakse prognoosimudel, mis võimaldab Eleringil teostada ka tuleviku jaoks tarbimise prognoose, võttes arvesse toimunud muudatusi, mida mudeli koostamisel ei ole võimalik ette näha: majanduskasvu suur muutus, rahvastikumuutused, ilmastikumuutused vms. Samuti mõjutab oluliselt tarbimisprognoosi tulevikus elektrivõrguga liituda võivad suured energiamahukad ettevõtted. Reaktiivenergia kompenseerimise analüüs Süsteemi töökindluse ja investeeringute paremaks hindamiseks tellis Elering eelneval aastal uuringu elektrisüsteemi reaktiivenergia kompenseerimise hindamiseks. Teostatava uuringu põhieesmärk oli leida majanduslikud optimaalsed asukohad reaktiivikompenseerimise seadmetele ja maht Eesti elektrisüsteemis. Analüüsiti erinevate tehnoloogiate sobivust Eesti elektrisüsteemile täna ja tulevikus. Täiendavalt vaadati mitmekorruseliste liinide mõju reaktiivenergia bilansile ning antud liinide lülitamise mõju süsteemis olevatele seadmetele. Uuringu tulemuste alusel on võimalik paremini hinnata olemasolevate seadmete sobivust ning paigutust. Paremini hinnata investeeringute tasuvust ning vajalikku mahtu ning tulemuste alusel on võimalik paremini mõista mitmekorruseliste liinide mõju elektrisüsteemi talitusele. Uuring on kättesaadav Eleringi kodulehel avalikustatavas mahus.
98
99
9 Lisad
100
101
LISA 1. TOOTJATE POOLT ESITATUD ANDMED
Elektrijaama (EJ) nimi Eesti Elektrijaam Balti Elektrijaam Auvere Elektrijaam Iru Elektrijaam Iru Elektrijaam Jäätmeplokk Enefit
Tootmisseadme tüüp Kondens Kondens Kondens Koostootmisplokk koostootmisplokk Jääksoojust kasutav auruturbiin-generaator
Kütus põlevkivi põlevkivi põlevkivi maagaas prügijäätmed Põlevkivi
2017 1355 322 274 94 17 15
2018 1355 322 274 94 17 10
Vahe 0 0 0 0 0 -5
Põhja SEJ Lõuna SEJ Sillamäe SEJ Tallinna elektrijaam Väo elektrijaam II Tartu elektrijaam Pärnu Elektrijaam Tööstuste- ja väike koostootmisjaamad Ahtri tn koostootmisjaam Aravete Biogaas OÜ Biomax Selja Tallinna prügila koostootmisjaam Horizon tselluloosi ja paberi AS Endla tn koostootmisjaam Kunda Nordic Tsement koostootmisjaam Kuressaare soojuse- ja elektri koostootmisjaam Põlva elektri- ja soojuse koostootmisjaam Haldja KTJ Helme koostootmisjaam Imavere koostootmisjaam Kiviõli Keemiatööstuse OÜ SEJ Painküla koostootmisjaam Katerina SEJ Paide CHP Kehra CHP Pärnu prügila EJ Veepuhastusjaama diiselgeneraator ASTV Reoveepuhastuse Peapumpla diiselgeneraator 1 ASTV Reoveepuhastuse Peapumpla diiselgeneraator 2 ASTV Reoveepuhastuse Peapumpla diiselgeneraator 3 Ilmatsalu biogaasijaam Jämejala koostootmisjaam Kopli KTJ Verekeskus, turvatoitegeneraator Oisu biogaasi jaam Prangli DGJ Rakvere Koostootmisjaam Rakvere Päikese tn 4 KTJ Repo Vabrikud AS Ruhnu diiselektrijaam Saare Economics OÜ Pääsküla biogaasi elektrijaam Kullimäe gaasigeneraator Tartu Aardlapalu prügila koostootmisjaam Uikala prügila Vinni biogaasi jaam
koostoomis-kondensatsioonturbiin koostootmisturbiin koostootmisplokk koostootmisplokk koostootmisplokk koostootmisplokk vasturõhu turbiin
generaatorgaas generaatorgaas Põlevkivi biomass biomass biomass biomass
gaasimootor gaasimootor gaasimootor gaasimootor vasturõhuturbiin vaheltvõttudega sisepõlemismootor gaasimootor koostootmisplokk gaasimootor gaasimootor koostootmisplokk koostootmisplokk koostootmisplokk gaasimootor gaasimootor koostootmisplokk koostootmisplokk gaasimootor diiselgeneraator diiselgeneraator diiselgeneraator diiselgeneraator gaasimootor gaasimootor gaasimootor diiselmootor gaasimootor diiselgeneraator koostootmisplokk koostootmisplokk gaasiturbiin diiselgeneraator gaasimootor gaasiturbiin gaasiturbiin gaasimootor Soojuse ja elektri koostootmise seade gaasimootor
maagaas biogaas puiduhake prügilagaas must leelis maagaas maagaas biomass maagaas maagaas biomass biomass põlevkivi uttegaas maagaas maagaas biomass biomass maagaas diiselkütus diiselkütus diiselkütus diiselkütus biogaas maagaas maagaas diiselkütus biogaas diiselkütus hakkepuit puiduhake maagaas diiselkütus biogaas prügilagaas maagaas prügilagaas Prügilagaas biogaas
78 7 15,75 21 0 22,1 20,5 71,0 0,6 2,0 0,2 1,9 10,0 0,5 3,1 2,3 0,9 0,3 6,5 10,0 1,3 4,3 1,2 1,7 0,0 0,1 1,2 0,0 0,1 0,0 1,5 1,8 0,8 6,7 1,2 0,3 1,0 0,9 1,8 0,3 0,2 0,0 0,1 0,5 0,3 1,4
78 0 7,5 39 18 22,1 20,5 83,8 0,6 1,7 0,0 1,3 14,4 0,5 3,1 2,3 0,9 0,3 6,5 10,0 1,3 4,3 1,2 1,7 0,0 0,1 1,2 0,0 0,1 0,0 1,5 1,8 0,8 6,7 1,2 0,3 1,0 0,9 1,8 0,3 0,0 0,0 0,0 0,4 0,1 1,4
0 -7 -8,25 18 18 0 0 12,8 0,0 -0,3 -0,2 -0,6 4,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,2 0,0 -0,1 -0,1 -0,2 0,0
102
HÜDROELEKTRIJAAMAD Hellenurme vesiveski Hüdrogeneraator Kakko veski Joaveski hüdroelektrijaam Joaveski hüdroelektrijaam Jägala hüdroelektrijaam Kaarli hüdroelektrijaam Kamari hüdroelektrijaam Kaunissaare hüdroelektrijaam Keila-Joa hüdroelektrijaam Koseveski hüdroelektrijaam Kotka hüdroelektrijaam Kunda Jõe tn Hüdroelektrijaam Kösti hüdroelektrijaam Külalistemaja hüdroelektrijaam Leevaku hüdroelektrijaam Leevi hüdroelektrijaam Linnamäe hüdroelektrijaam Narva Vesi EJ (Siivertsi heitveepuhastusjaam) Paidra Vesiveski Painküla hüdroelektrijaam Peri hüdroelektrijaam Pikru hüdroelektrijaam Poolaka veski Põlva HEJ Raudsilla hüdroelektrijaam Räpina paberivabriku hüdroelektrijaam Räpina vesiveski Saesaare hüdroelektrijaam Sangaste vesiveski Saunja hüdroelektrijaam Sillaoru HEJ Soodla hüdroelektrijaam, JV andmetel Raudoja HEJ Tamme HEJ Tammiku hüdroelektrijaam Tudulinna hüdroelektrijaam Tõravere hüdroelektrijaam Põltsamaa HEJ Tõrva veejõud hüdroelektrijaam Tõrve hüdroelektrijaam Utita veski hüdroelektrijaam Vesioina HEJ (Pärlijõgi) Veskipaisu hüdroelektrijaam Vihula hüdroelektrijaam Õisu hüdrojaam Ööbikuoru töökoja HEJ (Pärlijõgi) TUULEELEKTRIJAAMAD Aseriaru tuulepark Nasva sadama tuulepark Aulepa tuulepark Eesti Energia Paldiski tuulepark Sjustaka tuulepark Virtsu tuulepark Tuhavälja tuulepark Tahkuna tuulepark Esivere tuulepark Kopli tuulegeneraator (Liikva projekt) Türisalu-Naage TG
hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade hüdrotootmisseade
hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia hüdroenergia
tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator
tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul
7,8 0,0 0,0 0,1 0,2 2,0 0,0 0,5 0,2 0,4 0,0 0,0 0,3 0,1 0,0 0,2 0,0 1,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,4 0,4 0,1 0,0 0,5 0,2 0,2 0,1 0,3 0,0 0,2 0,0 0,1 0,0 0,0 0,1 0,1 0,0 0,0 383,6 24,0 5,9 48,0 22,5 0,2 1,4 39,1 0,0 8,0 0,0 0,1
7,6 0,0 0,0 0,1 0,2 2,0 0,0 0,5 0,2 0,4 0,0 0,0 0,3 0,1 0,0 0,2 0,0 1,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,1 0,3 0,2 0,1 0,1 0,5 0,2 0,2 0,0 0,3 0,0 0,2 0,0 0,1 0,0 0,0 0,1 0,1 0,0 0,0 471,6 24,0 1,6 48,0 22,5 0,2 1,4 39,1 0,0 8,0 0,0 0,1
-0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,1 -0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 88,0 0,0 -4,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
103
Nasva tuulepark Ojaküla tuulepark Pakri Tuulepark Paldiski tuulepark Purtse tuulepark Sangla Tuulegeneraator Tamba/Mäli tuuleelektrijaam Tooma tuulepark Aulepa tuuleelektrijaam Virtsu-1 tuulepark Virtsu-2 tuulepark Virtsu-3 tuulepark Viru-Nigula tuulepark Päite-Vaivina tuulepark Aseri tuulepark Türju tuulegeneraator Osmussaare tuulegeneraator Peenra tuulepark/Torgu tuulepark Skinest Energia Esivere TP Salme tuulepark Sauga Tuulepark Eesti Tuuleelektrijaam I etapp -Vaivara Tuulepark Aidu Tuulepark Aseri Wind Farm Sikassaare tuulepark Varja tuulikupark Aburi tuulik Tootsi tuulepark Pühtitsa Jumalaema Uinumise Stavropigiaalne Naisklooster PÄIKESEELEKTRIJAAMAD Aardla 114 päikeseelektrijaam Autobaas PV jaam Palamuse Gümnaasiumi Elektrijaam Metsaküla Piim AS Värska Sanatooriumi päikeseelektrijaam ENSTO Tallinn Willipu PV jaam Luua Metsanduskooli Päikesepaneelid Kaavi Päikesejaam Harku Invest Päikesepaneelid EKOY elektroonika PV paneelid Rapla Spordirajatised PV-jaam Karste SPP PV-jaam Ruhnu PV-paneelid EE Ruhnu akupank EE Karu Katus PV-jaam Laastu Päikeseelektrijaam Sörve Villaveski elektripark SLT päikeseelektrijaam Saikla Päikeseelektrijaam Soeküla Farmi Päikeselektrijaam Logistika Haldus PV-Jaam Figuraata päikeseelektrijaam Enefit Green päikesejaamad
104
tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator tuulegeneraator
päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam salvestusjaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam päikeseelektrijaam
tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul tuul
1,6 6,9 18,4 22,5 42,9 0,0 18,0 23,1 9,0 1,2 6,9 6,9 24,0 0,0 0,0 0,9 0,0 0,0 12,0 9,0 12,0 0,0 12,0 3,4 2,0 0,0 1,8 0,0 0,0
1,6 6,9 18,4 22,5 42,9 0,0 18,0 23,1 0,0 1,2 6,9 6,9 24,0 0,0 0,0 0,9 0,0 0,0 10,8 9,0 36,0 33,0 48,0 3,4 1,5 10,0 1,8 0,0 0,0
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -9,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -1,2 0,0 24,0 33,0 36,0 0,0 -0,5 10,0 0,0 0,0 0,0
Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia Päikeseenergia
2,35 0,10 0,01 0,06 0,05 0,02 0,03 0,04 0,30 0,06 0,09 0,08 0,01 0,07 0,25 0 0,08 0,16 0,06 0,20 0,20 0,05 0,10 0,10 0,15
2,31 0,10 0,01 0,06 0,05 0,02 0,03 0,04 0,30 0,06 0,09 0,08 0,01 0,07 0,25 0,10 0,08 0,16 0,06 0,20 0,10 0,10 0,10 0,10 0,15
-0,05 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 0,00 0,00 0,00 0,00 -0,10 0,05 0,00 0,00 0,00
LISA 2. TOOTMISVÕIMSUSED JA TOOTMISVARU, TALV
Nr Elektrijaamade andmed (netovõimsused, MW)
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Installeeritud kodumaine genereerimisvõimsus: 1 Hüdroelektrijaamad 2 Soojuselektrijaamad 3 Taastuvad energiaallikad (v.a. hüdro) 4 Kodumaine installeeritud netovõimsus (4=1+2+3+8+mikrotootjad)
8 2389 487 3141
8 2389 598 3253
7 2389 950 3605
8 2389 1166 3822
8 2385 1432 4085
8 2385 1648 4301
8 1764 1786 3818
8 1763 1901 3933
8 1762 1901 3933
8 1757 1901 3928
8 1758 1802 3830
5 Mittekasutatav võimsus konserveeritud muud piirangud 6 Plaanilised hooldused ja remondid (fossiilkütustega jaamades)
566 6 42 163
1302 625 47 173
1655 625 47 0
1871 625 47 173
2137 625 47 163
2354 625 47 173
1873 6 47 0
1989 6 47 0
1989 6 47 163
1989 6 47 173
1892 6 47 0
7 Avariid (fossiilkütustega) elektrijaamades 8 Süsteemiteenused 9 Lepingujärgne eksport Impordi võimekus 10 Kasutatav võimsus (10=4-(5+6+7+8+9)) 11 Koormus (eeldatav stsenaarium) 12 Tootmisvaru 13 Tootmisvaru 10% varuteguriga, MW
252 250 0 750 2655 1505 1151 1000
173 250 0 750 2100 1534 566 413
173 250 0 750 2273 1564 710 553
173 250 0 1050 2400 1594 806 647
173 250 0 1050 2407 1609 798 637
173 250 0 1050 2397 1623 774 612
123 250 0 1050 2618 1636 982 818
123 250 0 1050 2617 1649 968 803
123 250 0 1050 2453 1661 792 626
123 250 0 1050 2438 1674 764 597
123 250 0 1050 2611 1680 932 764
14 Tootmisvaru (%)
76%
37%
45%
51%
50%
48%
60%
59%
48%
46%
55%
LISA 3. TOOTMISVÕIMSUSED JA TOOTMISVARU, SUVI
Nr Elektrijaamade andmed (netovõimsused, MW)
1 2 3 4 5
6
Installeeritud kodumaine genereerimisvõimsus: Hüdroelektrijaamad Soojuselektrijaamad Taastuvad energiaallikad (v.a. hüdro) Kodumaine installeeritud netovõimsus (4=1+2+3) Mittekasutatav võimsus konserveeritud muud piirangud Plaanilised hooldused ja remondid (fossiilkütustega jaamades)
7 Avariid (fossiilkütustega) elektrijaamades 8 Süsteemiteenused Impordi võimekus 9 Lepingujärgne eksport 10 Kasutatav võimsus (10=4-(5+6+7+8+9)) 11 Koormus (eeldatav stsenaarium) 12 Tootmisvaru 13 Tootmisvaru (%)
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
7,6 2389 487 3133 1179 23 19 639
7,6 2389 598 3244 1910 642 19 649
7,5 2389 950 3596 2263 642 19 639
7,7 2389 1166 3812 2479 642 19 639
7,6 2385 1432 4075 2745 642 19 670
7,7 2385 1648 4291 2962 642 19 649
7,7 1764 1786 3807 1862 23 19 639
7,6 1763 1901 3921 1978 23 19 476
7,8 1762 1901 3920 1978 23 19 476
7,8 1757 1901 3915 1978 23 19 843
7,7 1758 1802 3817 1881 23 19 476
252 250 750 0 1559 1120 439 39%
173 250 750 0 1008 1141 -133 -12%
173 250 750 0 1017 1162 -145 -12%
173 250 1050 0 1317 1184 133 11%
173 250 1050 0 1282 1195 87 7%
173 250 1050 0 1303 1232 71 6%
123 250 1050 0 1978 1241 738 59%
123 250 1050 0 2140 1250 890 71%
123 250 1050 0 2139 1260 879 70%
123 250 1050 0 1766 1269 498 39%
123 250 1050 0 2133 1273 860 68%
105
LISA 4. ELEKTRIJAAMAD EESTIS
84 106
85 107
LISA 5. ELEKTRIVÕRGU PLANEERITUD JA VÕIMALIKUD INVESTEERINGUD LOKSA AJ 63
L0
62
L0
63
L0
VÕSU AJ
L356 L353
4A L10
A
TÖÖSTUSE AJ
KUUSTE AJ
01
L3
REOLA AJ 53
7 L14 A 06
ABJA AJ
RÕNGU AJ NUIA AJ
L1
L130A
L146
L146
VALGA AJ
TSIRGULIINA AJ L043
44 L0 40 L0 01 L3 54 L3
L300
L353
L301
L145
L156
L158
PÕDRA AJ
C
RUUSA AJ
42
JÕGEVA AJ
L131A
32
3
KANEPI AJ
TÕRVA AJ
L058
L1
L05 L1
L356
PÕLVA AJ
OTEPÄÄ AJ KANTKÜLA AJ
L155
L13
VÕRU AJ
SÕMERPALU AJ
LINDA AJ
SAARE AJ
L677
L358
51
L0
SOO AJ
RÕUGE AJ
ALATSKIVI AJ
B
59
L1
PÕLTSAMAA AJ L042
RUUSMÄE AJ
MÕNISTE AJ
6
109 L3
53
0
ÄR
L1
NA
AJ
L54
C
7A
5 L1
07
L157
L34
6
L683
VOLDI AJ
L099
L058
8
A
L5
MUSTVEE AJ
L35
58
59
KOIGI AJ KILINGI-NÕMME AJ
3 MAARITSA AJ L1
L3
L1
KILINGI-NÕMME JS
B
0A
56
3
5 L3
L353
10
06
L3
L1
ELVA AJ
04 B
PUHJA AJ
L1
L5
L1
L136
B 04 L1
B 04
E ÜL AJ EJÕ AN EA NE J AJ
L105A
L105
A
L133A
L134A
AJÕ
EM
L507
L507
L106
3A
SUURE-JAANI AJ
L37 L37 3 4
L116A L069
L1 AJ NA 5B
1 L14
A
L11 8
8
L11
L300
B 04 L1
B 04 L1 B 04 L1 L300
L353
L157
B 57 L1 A
57
L1
L10
99
L154
L34 6
ALAJÕE AJ
L0
L149
33
L353
PÄ R
6
L54
0 L51
OIU AJ
5B
L10
VILJANDI AJ REINU AJ
49
L1
108
L300
L065
5 L06
L134A 6 L34
TARTU AJ
L1
0B
L1
00
L3
L356
L1
L1
L099
21 L0 0
L02
L507 B 05
2 L04
B
L136
L360
L506
L065
A 6
33
L34
L1
B 33 L1
VOLDI AJ
L145
33
L104 A
63 L0
L360
L206
L065
L110
21 L0
L206
09 L1
03
L5 L108B
L503
62
L0
L199B L511
L506 L020
ALATSKIVI AJ
L1 48
L177
SAARE AJ
L30 1
75
1B
C
L1
PÕDRA AJ
C
L353 L507
L72
L104
76
1
L7
0
L7
L138B
C
L131A
32
97 L0
L1
L504
82 L1
L50 3
L111 L112
L503
L5 L1 03 10
L504
82 L1
L511
3 L50
A
38
L11 L11 1 2
L1
L104
L503
1
L7
0
L7
L138B
L110
L117 L118
A
L5 L1 03 10
4 L36
38
JÕGEVA AJ L1
A
L
02
Demonteeritav võrguosa Liin Alajaam
B
L158
A 106
D
L132B
PÄRNU-JAAGUPI AJ
SOPI AJ
L1
L13
57
06
KONSU AJ
L73
00
L1
L1
ILLUKA AJ
L3
L130A
0B
1B
Võimalikud arengusuunad 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin
ALAJÕE AJ
L3
L507
PAIKUSE AJ
L13
Investeeringud 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin 330 kV alajaam uued 110 kV alajaam
2
L066
L0
IMAVERE AJ
Olemasolev võrguosa 330 kV õhuliin 110 kV õhuliin 110 kV kaabelliin Estlink 1 ja 2 330 kV alajaam 110 kV alajaam
L103A
56
VIGALA AJ
36
B
3
VÄNDRA AJ
2
L115
B
L106B
6 L02
L3
4A
JÄRVAKANDI AJ
INK
A
61
ROELA AJ KANTKÜLA AJ
L356
7
L13
L1
ESTONIA-PÕHJA AJ
L1
L510
PAIDE AJ L132A
L1
00
L3
53
KABLI AJ
25
L027
AHTME AJ KIIKLA AJ
58
SUURE-JAANI AJ
L057
L0
L188
L1
PÕLTSAMAA AJ
A
32
32
TÜRI AJ
TL
15 L1
L0
L066
METSAKOMBINAADI AJ
L030
VALGU AJ
35
L075 L074
MUSTVEE AJ
A
30
56
L3
L133A
SINDI AJ L0
L35
L1
38
KOIGI AJ
L134B
AUDRU AJ
7
PARGI AJ
ALUTAGUSE AJ
33
L1
L503
L18
L135
KONSU AJ
L73
00
L353
L
A
L033
KEHTNA AJ
L103A
C
B
PAPINIIDU AJ
LLAMAA AJ
L116
EESTI EJ OT AJ
L72
L356
ROOSNA-ALLIKU AJ
03
SIKASSAARE AJ
AIDU AJ
51
VIRU AJ
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
07
L5
VALJALA AJ
PTK AJ
L3
ROELA AJ
192
33
L1
VÄNDRA AJ
07
AJ
AJ
6
L08
2
L13
SU RT
A
5A
L17
L1
L192 L103
L19
L192A
A
L1
VI
L KÜ
I VÕ
L1
L177 L17
56
VÄIKE-MAARJA AJ
LÕPE AJ L35K51 L35K52 L35K53 L8090
L3
L134
PÄRNU-JAAGUPI AJ
03
B 38
ORU AJ
73
L3
92
IMAVERE AJ
AJ
AJ
L175 L186
L187
L5
L
62
E ST I ST 72
ILLUKA AJ
ALUTAGUSE AJ
L5
L132B
U RÕ TU
7 K5 L355K58 L3
L1
TÜRI AJ
ARAVETE JÄRVAKANDI AJ AJ
6 L357
L173
PÜSSI AJ 92
AM JA LA J AA I A PE LM EJ VA NHO A H R V NA REE AR N AJ K A AL JO
L3
36
ESTONIA-PÕHJA AJ
AJ J LVT AJ MIK L511 NE IA PÕHJA AJ BALT L364
SIRGALA AJ
L1
KIIKLA AJ
L1
L192A
MVT AJ
L359 L511 L364 AHTME AJ
L075 L074
L1
L132A
L511
VIGALA AJ
A
35
UUS-KIVIÕLI AJ JAOSKONNA 3B AJ
1
PAIDE AJ
L357
L1
87 L206
L027
07
L08
1 L5
L206
L103
L1
11
01
SOPI AJ L1
1 17
6
L50
PARGI AJ
VÄIKE-MAARJA AJ
6 L50
L1
KEHTNA AJ
LIHULA AJ
70
L1
L187
L026
L18 92
L80
L0
03
A
L5
7
85
L1 L172A
RAPLA AJ
L036
L103
L103B
L135
AIDU AJ
L192 L103
ALLIKA AJ
L1
VALGU AJ
9
0 L36 03 L1 11 L5
L511 L364
L116
PTK AJ
L359
SILLAMÄE AJ
25
L188
L18
RAKVERE-
LVT AJ PÕHJA AJ
MVT AJ
L359
26L511 L364
0 L36 03 L1 11 L5
VIRU-NIGULA AJ PÜSSI AJ
L103B
L190 L191 L125 L123 ORU AJ L116 L138A
L359
L0
L037
L035
UHTNA AJ L360
02
L1
L190 L191 L125 L123 L116 L138A
26
ROOSNA-ALLIKU AJ
L506
RIISIPERE AJ
L115
L206
MARTNA AJ
KOSE AJ
ORISSAARE AJ
A
RAPLA AJ
L511 AJ KULLAMAA
L038
KOHILA AJ
TAPA AJ
L186
JÄNEDA AJ
08
L35
HAAPSALU AJ
9
L1
L357
L101
3 L0
L124B
ASERI AJ L1 VIRU-NIGULA AJ
UHTNA PÕHJA AJ AJ
L511
ARAVETE AJ
02
L1
6
LEISI AJ
RAKVERE AJ
RIISIPERE AJ
RISTI AJ
L50
01
L1
L206
KOSE AJ
L124B
L124A
ASERI AJ L1
RAKVEREPÕHJA AJ
TAPA AJ
L511 L506
ELLAMAA AJ
TAEBLA AJ
L174
JÄNEDA AJ L060
KADRINA AJ
LIIVA AJL124A
L8060
15 L1
RAKVERE AJ
L360
L101
AULEPA AJ B
KÄRDLA AJ
L060
KADRINA AJ
L511 L506
KOHILA AJ
L511 L506
ELLAMAA AJ
95 L1 4 9 L1
L194 L101
L50
15 L1
L194
L195
L100A
6
A
19
L504 L206
MUHU AJ
HALJALA AJ
AJ EO -V J IKU U A AS ASIK A R RA L195 KEHRA AJ
L206
17
L0
KIISA AJ
17
96
L1
L504 L206
L0
L206
L0
L1
HALJALA AJ
VIITNA AJ
15 L1
81
L017
97
64
KIISA AJ
19
L0
65
6 L18
L19 4 L10 1
18
L1
L1
81
L017
L0
NÕVA AJ
KUUSALU AJ
VIITNA AJ
85
95 L1 4 9 L1
AJ
L198
61
80
JÄGALA AJ
L1
5
L1
L1
L018
L194
L19
L100A
KEILA AJ
RUMMU AJ
LIIVA AJ KUNDA AJ
KOLGA AJ
L0
ARUKÜLA AJ
JÜRI AJ
TOPI
L178
L1 L1 98 L1 96 97
A
99
L1
01 L1
96
L1
62
L1
L0
97
64
LLAV
KA
ARUKÜLA AJ
7 L35
JÜRI AJ
65
L179
E AJ
ER
J AA AJ AM AJ LTA AJ IJA IRU VO TR IDA ELEK KOPLI AJ AJ J TE EA MIS J MÄ A A ÜLE NIS JRANN TÕ A A 11 AJ DL , L0 ÄE J EN 02 AM OA , L0 SN LO 01 LA L0 E 12 MÄ L0 AJ STA AJ AJ KA MU VE DA ÜLA 06A JÄR KA VEK L0 J JÄR EA Ä IM L005 KIV AJ RI L100B AG LA B
5
L00
L1
O VE U - U AJ K I AS SIK RA RA A L195 KEHRA AJ
AJ
PALJASSAARE AJ
HARKU AJ
PALDISKI AJ
MA
DA
SA
06
6A
L00
K
AJ
RU
L0
J
AA
L1
01
RUMMU AJ
AJ
AJ
L1
80
L KÜ
VE JÄR
B
J
L1
L1
O LO
LIN
KUUSALU AJ
MA
14
15
TABASALU AJ
4 L50 5 L50
KEILA AJ
Ä
L100
IA TOP
L198
L0 L0
L504 L505
AJ
B
VE JÄR
AM
SN
LA
J EA
06
MU J
EA
IMÄ KIV AJ I GR AA
ÄE
L1 98 L1 96 97
AJ
L0
A
K DA
KA
L
AJ
HARKU AJ
EN
M STA
AJ
JÄGALA AJ
L1
L8060
SI AJ
AJ
SA ET IM 2,
12
L0
DL
E IST AJ ÜLEM NA
J AN A AR
J
A IRU
J
A IDA
AJ
KOLGA AJ ES T
9
L1
VÕSU AJ KUNDA AJ
VIIM
SA ET
SK VE 00
,L
01
11 L0
TÕ
AJ
RE
KA
J
ÄE
J
AA
VE LLA
A AJ MA LTA RIJAA VO KT ELE
KOPLI AJ M NIS
M DA SA
9A
IM
K
PALJASSAARE AJ
J
AA
SK VE
IN
L0
L178
M RU
15
TABASALU AJ
L179
14
L0
TL
63
ES
L0
ES
L0
J
IA
MS
VII
INK TL ES
L199B
LOKSA AJ
LISA 6. PÕHIVÕRGU INVESTEERINGUD
Alajaamad 110 kV trafode astmelülitid 110-330 kV jõutrafode vahetus 110-330 kV trafode läbiviigud 330 kV alajaama OT diiselgeneraatorite paigaldused Akupatareid ja laadimisseadmed Alajaamade osaline renoveerimine Alajaamade reservseadmete ost Alajaamade teenindusmaa ostmine Alajaamades RTU-de vahetamine Aidu 110kV alajaama renoveerimine Alutaguse 110 kV alajaama renoveerimine Audru 110 kV alajaama renoveerimine Ellamaa (Riisipere) 110 kV alajaama renoveerimine Elva 110kV alajaama renoveerimine Haapsalu 110kV alajaama renoveerimine Haljala alajaama rekonstrueerimine kompaktalajaamaks Ida 110 kV alajaama renoveerimine Järvakandi 110 kV alajaama renoveerimine Kanepi 110 kV alajaama renoveerimine Kantküla 110kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Kehtna 110kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Koigi 110 kV alajaama renoveerimine Konsu 110 kV alajaama renoveerimine Kopli 110 kV alajaama renoveerimine Kuusalu 110 kV alajaama renoveerimine Kuuste 110 kV alajaama renoveerimine Laagri (Pääsküla) 110 kV alajaama renoveerimine Lihula 110 kV alajaama renoveerimine Linda 110 kV alajaama renoveerimine Maaritsa 110 kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Martna 110 kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Muhu 110kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Mustvee 110 kV alajaama renoveerimine Orissaare 110 kV alajaama renoveerimine Paide AJ reaktorid Põdra AJ rekonstrueerimine kompaktalajaamaks Pärnu-Jaagupi 110 kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks
2023 2022 2023 2020 2022 2022 2021 2018 2018 2020 2019 2022 2020 2023 2022 2023 2018 2021 2020 2021 2022 2019 2022 2018 2018 2023 2023 2020 2021 2022 2020 2021 2023 2018 2018 2022 2021
Rakvere-Põhja C1T 110kV jaotla kompaktlahendus Ranna 110 kV alajaama renoveerimine Risti 110 kV alajaama renoveerimine Roela 110kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Rõngu 110 kV alajaama renoveerimine Sikassaare 110 kV alajaama renoveerimine Sindi 110 kV jaotuseadme renoveerimine Sirgala 110 kV alajaama renoveerimine Soo 110 kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Suure-Jaani 110 kV alajaama renoveerimine Tabasalu 110 kV alajaama rekonstrueerimine Tsirguliina 330 kV alajaama renoveerimine
2023 2019 2019 2020 2019 2020 2018 2021 2021 2024 2018 2019
110
Vigala 110 kV alajaama renoveerimine kompaktalajaamaks Väike-Maarja 110 kV alajaama renoveerimine Vändra 110 kV alajaama renoveerimine Elektriliinid 110 kV liinide isolatsiooni, trossi ja linnutõkete vahetamised L104C Alajõe haru eeluuring juhtme vahetuseks ja juhtme vahetus
2021 2019 2018
L156 Kanepi-Võru raudbetoonmastide vahetus L346 Paide-Sindi raudbetoonmastide vahetus, isolatsiooni vahetus
2020 2020
L066 Rakvere - Rakvere-Põhja õhuliini rekonstrueerimine L078 Püssi-Kiviõli õhuliini rekonstrueerimine ning Kiviõli sisestuse ehitus
2026 2026
L079 Uhtna-Kiviõli õhuliini rekonstrueerimine ning Kiviõli sisestuse ehitus
2026
L104A Illuka-Alutaguse õhuliini rekonstrueerimine L104B Mustvee-Alutaguse õhuliini rekonstrueerimine L136 Ahtme-Illuka õhuliini rekonstrueerimine L138 Alutaguse-Jaoskonna 3B õhuliin L194 Raasiku-Kehra õhuliini rekonstrueerimine L195 Aruküla-Raasiku õhuliini rekonstrueerimine Tapa-Aegviidu-Kehra 110 kV õhuliin L011 Harku-Veskimetsa kaabel- ja õhuliin L012 Harku-Kadaka kaabel- ja õhuliin L8023 Veskimetsa-Kadaka kaabelliin L001 Harku- Veskimetsa osaline kaabel- ja õhuliin L002 Harku- Veskimetsa osaline kaabel- ja õhuliin L009 Kopli - Paljassaare osaline õhuliini asendamine kaabelliiniga
2023 2023 2023 2020 2025 2025 2025 2020 2020 2019 2023 2023 2021
L010 Paljassaare - Volta osaline õhuliini asendamine kaabelliiniga
2021
L8017 Veskimetsa-Kopli kaabelliin L8025 Veskimetsa-Volta kaabelliin L8052 Tartu-Tööstuse kaabelliin L8053 Tööstuse-Anne kaabelliin Liinide reservseadmete ost
2020 2020 2023 2026 2020
Eestisisese võrgu arendus L030 Sindi - Papiniidu gabariitide korrastamine L032A Sindi - Metsakombinaadi gabariitide korrastamine L032B Papiniidu - Metsakombinaadi gabariitide korrastamine L08 Aidu-Jaoskonna 3B gabariitide korrastamine L100A Aruküla-Jüri gabariitide tõstmine L103 Püssi-Rakvere gabariitide tõstmine L138A Püssi-Kiikla õhuliini gabariitide tõstmine L173 Võiküla - Orissaare üheahelaliseks ehitamine L173 Võiküla-Orissaare 110 kV kaabelliini lõik Väikeses väinas
2018 2018 2018 2019 2020 2026 2019 2021 2020
Tsirguliina 330 kV A2T trafo paigaldamine Leisi-Kärdla segaliini trassivalik Suure väina teine 110 kV merekaabel
2019 2021 2020
2022 2021
Eesti-Läti kolmas ühendus (CEF kaasrahastus) Harku-Sindi liini ehitus (L503) Kilingi-Nõmme-Riia liini ehitus (L502) Harku 110 kV lahtrid Harku 330 kV lahter Kilingi-Nõmme 330 kV alajaam Kullamaa 110 kV alajaama renoveerimine Riisipere 110 kV lahtrid Sindi 110 kV lahter Sindi 330 kV lahter
2020 2020 2018 2019 2019 2018 2020 2018 2020
Sünkroniseerimine (CEF kaasrahastus) L300 Balti-Tartu rekonstrueerimine L301 Tartu-Valmiera rekonstrueerimine L353 Eesti-Tsirguliina õhuliini rekonstrueerimine Eesti elektrisüsteemi juhtimissüsteemide uuendamine
2023 2024 2025 2025
Muud piiriülese mõjuga investeeringud Avariireservelektrijaamade parendused EstLink1 parendused EstLink2 parendused Sindi A2T ja reaktorid
2019 2019 2019 2019
111
Kadaka tee 42 / 12915 Tallinn telefon: 715 1222 faks: 715 1200 e-post: info@elering.ee www.elering.ee