Elekter

Elektri tarbimine on Eestis koos võrgukadudega 8 966 GWh aastas. Seejuures on lõpptarbimine ilma võrgukadudeta 7 847 GWh, millest kodutarbijate osakaal moodustab 26,3%. Elektrienergia bilansist moodustab kodumaine toodang 6 312 ning import 7464 GWh ja eksport 4832 GWh. Ennustada võib elektritarbimise jätkuvat kasvu, kuna erinevates valdkondades suureneb elektrifitseerimine. Tarbija makstava elektri koguhind koosneb elektri kui kauba hinnast, võrgutasust, aktsiisist ja taastuvenergia tasust. Kodutarbija hinnale lisandub ka käibemaks. Elektrienergia hind kujuneb vabaturu tingimustes, võrgutasud kooskõlastab ex ante Konkurentsiamet ning aktsiis ja taastuvenergia tasu on sätestatud seadustega.

Eesti elektrisektorit iseloomustab väga tugev sõltuvus elektribörsist, kus ei ole levinud kahepoolsed lepingud. Ka on oluliselt muutunud turu struktuur - kui veel 10 aastat tagasi oli peaaegu ainuke tootja riigile kuuluv Eesti Energia, siis täna on aina suurenenud ka erasektori käes olevad tootmise mahud või imporditava elektri osakaal. Tänase vabaturu tingimustes on oluline hulgi- ja jaemüüjate konkurentsi tagamine.

Alates 2021. aastast on teravalt fookuses olnud jaotusvõrgu sõltumatuse küsimus. Elektri jaotusvõrgu roll on muutumas aina olulisemaks. Tagatud peab olema tarbimise juhtimisele, tootjatele ja salvestusvõimsustele võimalus osaleda elektriturgudel ja pakkuda võrguoperaatoritele erinevaid tooteid turupõhiselt - reservvõimsusi, võrgupiirangute juhtimist, pinge juhtimist jne. Võrguoperaatorid peavad tagama, et reserve hangitakse ja võrgupiiranguid juhitaks turupõhiste põhimõtete alusel, mitte liigtugevat võrku rajades või reservtooteid ise omades, mis on lõppkokkuvõttes ühiskonnale kulukam. 

Järelevalvemenetlus Elektrilevi AS-i elektrikatkestuse kohta Jõgeval

2021. aasta 27. aprillil toimus Jõgeva piirkonnaalajaamas põleng ja selle tulemusel suuremahuline elektrikatkestus. Sellega seoses läbiviidud järelevalvemenetluse tulemusel tuvastas Konkurentsiamet, et Elektrilevi AS rikkus võrguteenuste kvaliteedinõudeid võrguühenduse katkestuse kestuse osas. Nimelt teostab Konkurentsiamet järelevalvet võrguühenduste kvaliteedinõuete täitmise üle vastavalt elektrituruseadusele ja majandus- ja kommunikatsiooniministri 06.04.2005 määrusele nr 42 „Võrguteenuste kvaliteedinõuded ja võrgutasude vähendamise tingimused kvaliteedinõuete rikkumise korral“.

Elektrilevi AS tunnistas, et Jõgeval aset leidnud katkestuse puhul ületati kehtestatud nõudeid 3119 tarbija suhtes ning tarbijate võrgutasusid vähendati seetõttu 24 920,81 € ulatuses, mis on keskmiselt 8 eurot tarbija kohta.

Amet soovitas Elektrilevil üle vaadata elektrikatkestuste korral loodava ja kriisijuhtimisega tegeleva teabekeskuse töö ja koosseis, et avalikkuse teavitamine elektrikatkestustest ja nende mõjudest oleks teostatud võrdse kohtlemise printsiipi silmas pidades ja oleks elektri müügiga tegelevate ettevõtjate osas ühtne.

Elektrikatkestuse likvideerimisel esines probleeme ka suhtluses kohaliku omavalitsusega. Menetluses selgus, et kommunikatsioonipõhimõtted Elektrilevi ja kohalike omavalitsuste vahel on puudulikud või puuduvad üldse. Seetõttu soovitas amet Elektrilevil koostöös Majandus- ja Kommunikatsiooniministeeriumi, Päästeameti, kohalike omavalitsuste ja elutähtsa teenuse osutajatega  välja töötada konkreetsed põhimõtted, mille alusel toimub kommunikatsioon suuremate elektrikatkestuste puhul.

Konkurentsiameti ettepanek taastuvenergia toetuste üle vaatamiseks

Konkurentsiamet tegi 2021. aastal taas Majandus- ja Kommunikatsiooniministeeriumile ettepaneku taastuvenergia toetuste üle vaatamiseks. Seoses elektrienergia hinna tõusuga on põhjendatud üle vaadata kehtivad taastuvenergia toetuste määramise tingimused ja suurused. On võimalik, et taastuvenergia toetuse suurus ei ole enam kooskõlas kunagise toetuse andmise eesmärgiga.
Terves Euroopas, sealhulgas Eestis tõusis elektri hind 2021. aastal hüppeliselt. Hinnatõusu on peamiselt mõjutanud maagaasi hinnatõus, tarbimise kasv, CO2 kvoodi hind, kivisöe hind, madal taastuvenergia tootmise tase ja muud tegurid. Taastuvenergia tootmist rahastatakse Eestis tarbijate elektriarves sisalduva taastuvenergia tasuga. Perioodil 2007-2020 maksid tarbijad taastuvenergia tootmiseks märkimisväärsed 827,9 miljonit eurot.

Investeerimisotsuste tegemisel on üheks kõige olulisemaks teguriks saadav võimalik tulu. Taastuvenergia tootmisse tehtud investeerimisotsused on lähtunud sel hetkel kehtinud elektri börsihinnast ning võimalikust taastuvenergia toetusest. Kuna elektri hind on 2021. aastal hüppeliselt kasvanud, siis soovitas amet vaadata üle kehtivad toetuse suurused ning viia need vastavusse elektri börsihinnaga.

Elektrienergia hinna analüüs

Konkurentsiamet võttis vaatluse alla elektri hinnatõusu põhjused. Terve 2021. aasta oli elektrienergia hind Euroopa turgudel tõusuteel ning tegi hüppelise tõusu aasta teises pooles. Hinnatõus tabas kogu Euroopat, sealhulgas ka Balti regiooni. Kui aasta peale keskmiselt oli hinnatõus 157, 4% (2020 aasta keskmine hind oli 33, 7 €/MWh  võrdluses 2021 aasta keskmine hind 86,7 €/MWh ), siis kuude lõikes olid hinnatõusud sügis/talvisel perioodil veelgi suuremad. Eestis oli elektrienergia keskmine hind 2021. aasta oktoobris 105,6 €/MWh, samas kui 2020. aasta oktoobris oli hinnaks 37,6 €/MWh, seega oli muutus 181%. Detsembri võrdluses oli hinnavahe eelneva aastaga tõusnud juba 4,5 kordseks (2020. aasta detsembris keskmiselt 45,5 €/MWh, võrdluses 2021. aasta detsembri keskmine hind 202,7 €/MWh).

Avatud elektriturul on turuosalistel võimalik elektrienergiaga kaubelda kahel viisil — otselepingute alusel või elektribörsil osaledes. Otselepingute aluseks on kahepoolselt kokkulepitud tingimused, mistõttu sõltub elektrienergia hind suures osas finantsteenustena pakutavatest hindadest või otse elektribörsil kujunenud energiahindadest. Otselepingud sõlmitakse tavapäraselt suurtarbija ja tootja vahel, et vähendada tehinguga kaasnevaid täiendavaid kulutusi. Eestis saab elektriostu/müügi otselepinguid sõlmida vaid riigisiseselt, põhjuseks, et kogu ühenduste ülekandevõimsus antakse turule. Otselepingute osakaal ei ole aga suur ning enamus kaubandusest toimub elektribörsil, ehk avalikul hulgiturul. Elektribörsil saavad kaubelda tootjad, võrguettevõtjad, müüjad, maaklerid ehk kõik, kes sõlmivad lepingu börsikorraldajaga. Elektrituru korraldamisel on tähtis roll kasutataval hinnaarvutusmudelil. Euroopa ühtsel turul on täna kasutusel tsoonipõhine hinnamudel, mis võtab arvesse ka piirkondade vahelised tegelikud ülekandevõimsused. 
Eesti ja teised Balti riigid moodustavad osa Euroopa ühtsest elektriturust. Euroopa ühtne elektriturg tähendab, et erinevate hinnapiirkondade vahel on mitmeid ühendusi ja elekter läheb madalama hinnaga piirkonnast (rohkem tootmist) kõrgema hinnaga piirkonda (rohkem tarbimist) vastavalt piirkondade vaheliste ühenduste võimekusele. Päev-ette  elektriturg on elektrituru osa, kus börsil kaubeldakse järgmisel päeval igaks tunniks tarnitava elektrienergiaga. Elektrienergia hind kujuneb kindlal kokkulepitud perioodil tehtud pakkumiste alusel marginaalse hinnastamise põhimõtte alusel igaks tunniks. Päev-ette turuhind on tarbijale kõige olulisem indikaator, millest lähtuvad ka börsihinna elektripaketid. Päev ette turul tehakse hinnaarvutus kogu Euroopa ühtse elektrituru peale, kusjuures hinnaerinevused piirkondade vahel tekivad siis, kui piirkondade vaheliste ühenduste võimsused on maksimaalselt ära kasutatud. Elektrienergia kaubandus on seega korraldatud läbi elektribörside. Elektrienergia päev-ette turuhinda mõjutavad tootmisvõimsuste tehtud müügipakkumise hind, elektrienergia nõudlus ehk tarbimine ning tarbimise ostupakkumised. Pakkumise ja nõudluse kõverate tasakaalupunktis tekib elektrienergia turuhind.

Analüüsi tulemusena selgus, et kõige põhilisem elektri hinnatõusu põhjus oli maagaasi hüppeline hinnatõus (Euroopas võrreldes varasema aastaga tõus 396%,  Baltikumis 269%). Lisaks kasvas elektrienergia nõudlus keskmiselt 4%) ja kahekordistusid CO2 hinnad, ilmastik mõjutas hüdroreservuaaride mahtusid.

Kõrgete energiahindade tõttu soovitas amet taas üle vaadata taastuvenergia toetuse määramise tingimused ja suurused ning viia need seosesse elektrienergia börsihinnaga. Lisaks on oluline tõhustada turujärelevalvet ja prognoosida varustuskindlusega seotud riske.  Eesti ja Baltikumi kontekstis on oluline, et elektrimüüjatele oleks tagatud võimalused oma hulgituru hinnariske tulevikutehingutega efektiivselt katta. See annab elektrimüüjatele võimaluse pakkuda jaeturul pikemaajalisi ja madalama fikseeritud hinnaga lepinguid. Kahjuks on amet tuvastanud, et Eestis ei ole vastavate tulevikutehinguturgude riskimaandusinstrumentide kasutamine piisaval määral võimalik. Hinnapiirkondade vahelise pudelikaela tõttu ei pääse Eesti ja Baltikumi elektrienergia kauplejad enam likviidsele Soome turule tulevikuinstrumentidega kauplema. Konkurentsiamet ja Soome regulaator tegid 2021. aasta juunis süsteemihalduritele (Elering ja Fingrid) kohustuseks rajada Soome ja Eesti piirile kiiremas korras täiendavad finantsinstrumendid. See peaks võimaldama elektrimüüjatel pakkuda klientidele fikseeritud elektripakette paremini maandatud riskidega. Samuti soovitab amet elektrimüüjatel pakkuda oma klientidele aktiivsemalt tarbimise juhtimise võimalusi.

Tarbimise juhtimine aitab elektrituru hindu alla tuua, kuid on hetkel suuresti kasutamata potentsiaal.

Elektrimüüjad võiksid aktiivsemalt pakkuda oma klientidele tarbimise juhtimise võimalusi, mis võimaldaks tarbimise paindlikkust müüa otse päev-ette elektriturule. Tegemist on tugevat potentsiaali omava energiasäästu meetmega, mis võib kriitilistel ülikõrgete hindadega tundidel hindu turul kõigi tarbijate jaoks oluliselt alla tuua.

Tarbimata elekter planeeritud kujul ja pakkumisena omab elektriturul täpselt sama kaalu kui tootmisvõimsuse pakkumine, aga seda ainult juhul, kui vastav pakkumine esitatakse turule ja saab osaleda turu hinna kujunemises. Kui tarbimist vähendada turu väliselt, kaasneb sääst ainult konkreetsele tarbijale, kuid ei mõjuta börsil kujunevat hinda, kuna börsi jaoks on eeldatud, et vastav tarbija tarbib nagu tavaliselt, ehk elektrimüüja ostab tema jaoks turult elektri ikkagi ära.

Turuvälist tarbimise vähendamist nimetatakse kaudseks tarbimise juhtimiseks ning sellega võib tegeleda iga börsipaketiga tarbija ise nii-öelda targalt tarbides, liigutades oma suuremat tarbimist kallima hinnaga tunnilt madalama hinnaga tundidele, näiteks pestes pesu pigem öösiti. On ka olemas nutiseadmeid, mis teevad sellise juhtimise vastavalt turuhinnale tarbija eest automaatselt ja mugavamalt. Mõned tarbijad kasutavad lisaks ka veel väiketootmise ja salvestusseadmete süsteeme, mis võimaldavad neil oma tarbimist elektrivõrgust suunata odavamatele tundidele. Kõik see on väga tervitatav ja võimaldab tarbijal saavutada praeguste volatiilsete hindade korral märkimisväärset säästu. Kuid nagu mainitud, ei võimalda antud lähenemised otseselt vähendada turu hinda börsil, ometigi võiks. Tegemist on börsi mõistes nii-öelda kasutamata potentsiaaliga.

Baltikumis ja Soomes 07.12.2021 08.00-09.00 ajalooliselt kõrge 1000 eur/MWh-i hinna tunnil nägime, et Eestis toimus tuntav tarbimise langus, kus erinevus planeeritud tarbimisest oli lausa 130,7 MWh. Selline maht moodustas Eesti kogutarbimisest antud tunnil ligikaudu 9%. Seega planeerisid bilansihaldurid/elektrimüüjad antud tunnile 9% kõrgemat tarbimist, kui tegelikult tuli, ehk tarbijad käitusid oodatust erinevalt. Mingil määral esineb nii-öelda tavapärast planeerimisviga bilansihaldurite prognoosides pidevalt, see on normaalne, kuid mitte sellises mahus. Võttes aga väga robustselt näiteks tavapäraseks tarbimise prognoosiveaks antud päeva keskmine erinevus prognoosi ja tegeliku tarbimise vahel, mis on 57 MWh, jääb antud tunnile ikkagi täiendav 73 MWh erinevust, kus tegelik tootmine on väiksem ja mis näitab, et tarbijad vähendasid omaalgatuslikult oma tarbimisi.

Joonisel 2 on näidatud seos tegeliku tarbimise vähenemise ja antud päeva elektri tunnihindade vahel. Näeme, et tegelikult oli kogu päeva lõikes tarbimine tegelikkuses väiksem kui bilansihaldurite poolt planeeritud -vahe oli juba mainitud 57 MWh. Eriti suured vahed aga ilmnevad just kõrgemate turuhindade tundidel ja nende naabertundidel, mis annab selge indikatsiooni, et tarbijad proovisid ise oma tarbimisi kõrge hinna tõttu vähendada. See näitab, et Eestis on tarbimine hinnatundlik ja paindlik ning tarbijad on avatud oma tarbimise juhtimisele sõltuvalt hinnast. 

Joonis 2. Kaudselt ehk elektrituru väliselt vähendatud tarbimise sõltuvus hinnast 07.12.2021

Seega võime väita, et maksimaalse hinna tunnil 08:00-09:00 oli Eestis kaudne tarbimise juhtimine vahemikus ligikaudu 130,7-73 MWh. Võtame siia kõrvale võrdluseks Eesti Energia Balti Elektrijaama 11 ploki remondi, mille tõttu samal päeval oli turult eemal 142 MW tootmist. Näeme, et suurusjärk on suhteliselt sama, vähendatud tarbimise kogus on ligikaudu 92%-51% antud tootmisvõimsusest.

Kui antud tarbimise paindlikkust pakuksid  elektrimüüjad elektriturule otsese tarbimise juhtimisena, ehk hinnast sõltuva tarbimisena, oleks meil olnud turul sel tunnil vahemikus 131-73 MW vähem nõudlust 1000 eurose hinna juures ning on suur tõenäosus, et me poleks 1000 eur/MWh turuhinda näinud. Seega, lisaks konkreetsetele tarbijatele, kes niikuinii ei soovinud nii kõrge hinnaga tarbida, oma tarbimist piirasid ja seeläbi säästu said, oleks kogu Baltikumi ja Soome piirkonna tarbijad saanud olulist võitu, kui antud tarbimise paindlikkus oleks pakutud turule ja hind oleks olnud selle võrra madalam (täpset mõju on siinjuures küll hetkel raske öelda). Tõenäoliselt suurendaks paindlikkuse struktureeritum kasutuselevõtt ja võimaluste tutvustamine klientidele kasutatava paindlikkuse mahu potentsiaali veelgi. Oluliselt mugavam oleks ka tarbija jaoks, kui teenusena nende tarbimist juhitaks ning tarbija ei pea ise oma seadmeid kindlal tunnil välja lülitama.

2014. aastal tegi Tallinna Tehnikaülikool  Eleringi tellimusel analüüsi (PDF), et hinnata tarbimise juhtimise võimalikku mahu potentsiaali Eestis ning analüüsi tulemusena leiti, et see võiks olla vahemikus 214-407 MW keskmiselt tunni peale. Suurtarbijad, kes saavad ise börsile pakkumisi üles panna, juba kasutavad võimalust loobuda tarbimisest kõrgete hindade korral ja pigem oma mittetarbimist müüa. On tõenäoline, et just mõne suurtarbija pakkumine oli see, mis ka antud tunnil 1000 eur/MWh hinna Baltikumi ja Soome piirkonnas tegi, kuna elektribörsi Nord Pool pakkumiskõveratelt on näha teatav paindlikkus just tarbimise ehk ostupakkumiste poole pealt. Ka elektribörsi korraldaja Nord Pooli turujärelevalve tõi välja, et tõenäoliselt tegi antud tunniks hinna tarbimise paindlikkus. Ilma selleta oleksime näinud veelgi kõrgemaid hindu. Amet vaatab siiski veel detailsemalt antud tunni pakkumistele otsa ja uurib koostöös elektribörsi turujärelevalvega antud tunni hinnakujunemist, et hinna teinud pakkumisele konkreetselt jälile saada ja selle põhjendatust kontrollida.

Euroopa elektrienergia siseturu direktiiv, mis võeti vastu 5. juunil 2019 tutvustab põhimõtet, et tarbimise juhtimine tuleb tuua liikmesriikides kõigile turutasemetele (tähendab ka päev-ette turule), sealhulgas tutvustades selle edendamiseks uut elektrituru osalist – iseseisvat agregaatorit, kelle ülesandeks oleks just vastava juhitava tarbimise koondamine ja turule müümine. Iseseisev agregaator saab tarbimist koondada korraga erinevate bilansihaldurite/elektrimüüjate portfellidest, seega saab pakkuda suuremaid koguseid turule. 

Eestis võeti vastav direktiiv elektrituruseadusesse üle 15.03.2022. Konkurentsiamet  sai ülesandeks luua tarbimiskajas osalemise tingimused. Samas vajab seadusandlus veel täiendusi, et vastavate tingimuste raames saaks luua ka toimivad turureeglid ja turumudeli ning siin on vaja selget suunist Majandus- ja Kommunikatsiooniministeeriumilt. Ameti nägemuses tuleks 2022. aastal võtta teema tugevalt fookusesse, et soodustada tarbimise juhtimise ja  agregaatorite toomist kõigile turutasemetele ning kõigi turuosaliste jaoks toimivate turureeglite loomist. Eesmärgiks on saada suurem kogus tarbimise juhtimist turule võimalikult kiiresti, kuna see on meede, mis võimaldaks päev-ette turul tuua hindu alla just sellistel kriitilisematel tundidel, kui hinnad muidu väga kõrgeks läheks. Lisaks, paindlikkuse otsese pakkumise korral turule võimaldaks turumudel paindlikel tarbijatel lisaks säästule oma paindlikkuse pealt ka reaalselt teenida, juhul kui see aitas ühiskonnale tuua kasu turuhinna üldise alanemise näol.

Seega ei ole hetkel  selget seadusandlust ega turureegleid iseseisvatele agregaatoritele päev-ette turul tegutsemiseks. Elektrimüüjatel on aga võimalik ka täna oma portfellisiseselt tarbimise juhtimist klientidele pakkuda.  Konkurentsiamet julgustab   Eesti elektrimüüjaid mitte raiskama tarbijate potentsiaali, mis võib turul hindu alla tuua ja laiendama oma tootevalikut ka tarbimise paindlikkuse suunas.  Siinjuures oleks mõistlik luua vastavad võimalused ka kodutarbijatele, mitte vaadata ainult suurtarbijate poole.
Pikemas perspektiivis on meil kõrgete hindadega võitlemiseks vaja rohkem tootmisvõimsusi regiooni ja paremaid ühendusi – kõige selle nimel tuleb samuti juba praegu töötada, kuid neid vilju saaks nautida alles aastate pärast. Tarbimise paindlikkuse potentsiaali oskuslikum kasutuselevõtt saaks toimuda juba praegu ja aidata meil vahepealset aega üle elada. On tõenäoline, et tuleviku elektriturg, kuhu oleme juba sisenenud on väga tugevalt volatiilsete hindadega, see tuleb panna turuosaliste kasuks mängima, muutes siiani kehtinud käitumismustreid.