Balti riikide suhteliselt väikese ja defitsiitse, ilmastikust sõltuva elektritootmisega küllastuva elektrisüsteemi tasakaalustamiseks vajame võrreldes suure elektrisüsteemiga proportsionaalselt rohkem reserve, paindlikke süsteemiteenuseid ja treenitud juhtimisoskust.
Tasub meeles pidada ja alati arvesse võtta, et tootmise ja tarbimise graafikud ei hakka kunagi kattuma. Nii nagu tõukerattaga sõites iga väikseim teekonarus, nii ka elektrisüsteemis tootmise ja tarbimise iga juhuslik „auk“ tekitab raputust, suurem ebatasasus aga juba tasakaaluprobleemi. Mugavama sõidu saab raskema ja amortisaatoritega rattal, sama kehtib ka elektrisüsteemi puhul – suurem ja paindlikum tootmisportfell, piisavad varud ning reguleerimisvõimalus-amortisaatorid tagavad turvalisuse. Kui aga oma sõiduriista suuremaks ja paindlikumaks teha ei saa, siis tuleb parandada sidet teekattega – panna alla suuremad rattad või lisaratas sujuvama sõidu tagamiseks.
Süsteemi seisund
Nii ka elektrisüsteemis, ennast suuremaks teha ei saa, aga tugevad ühendusliinid suure süsteemiga võimaldavad ka väikesel kasutada suure süsteemi eeliseid. Balti riikide taasiseseisvumise järgselt jäi Eesti, Läti ja Leedu elektrisüsteem vastavalt paralleeltöö lepingule BALTRELL seitsme võimsa liiniga ühendatuks Vene ja Valgevene ühendsüsteemi IPS/UPS sünkroon-alaga. Oleme tõrgeteta toiminud, sageduse reguleerimise vajadust pole meil olnud, seda teeb suur süsteem enda tarbeks, meie oleme tarbinud hõlpteenust. Automaatse sageduse reguleerimise tagas Venemaa süsteemihaldur. Eesti, Läti ja Leedu süsteemihaldurid hoidsid tunnipõhiselt vahelduvvoolu piiriülest energiapõhist saldot kokkulepitud miinimumi lähedal meie kasutuses olevate käsitsi käivituvate sageduse taastamise reservidega. Lisaks omamaistele võimsustele on Balti süsteemihalduritel kokkulepped Soome ja Rootsi süsteemihalduritega vastastikuste reguleerimisreservide kasutamiseks.
„Veebruarisündmused“
Euroopa Liidus on omad väärtused, taotluslikult ühine infrastruktuur ja selle käitamise regulatsioon ning oleme EL-i liikmesriigina pikalt valmistunud ja otsustanud ka elektrisüsteemiga liituda Mandri-Euroopa sagedusalaga Euroopa väärtusruumis. Tarbija vaates midagi ei muutu, kui jätta kõrvale idanaabri võimalik pahatahtlik sekkumine. Elektri kvaliteedile on nõuded „vanas ja uues“ sagedusalas samad, elektrimasina pöörlemiskiirused võrdsed, erinevus seisneb vaid pöörlevate generaatorite faasinurgas.
Analoogi võiks tuua kahe tõukeratturiga, kes sõidavad samas suunas võrdse kiirusega. Kui nende stardiaeg oli erinev, siis nad ei kohtu. Seega katsetasime omaette olemist ja seejärel andsime meie elektrisüsteemi ja Mandri-Euroopa generaatoritele ühise stardiaja. 8. veebruari hommikul lülitasid Balti riigid Venemaaga ühendatud liinid välja. Esimesena Leedu-Kaliningradi ühendus ja viimasena Eesti-Venemaa. Järgnes ööpäevane Balti riikide elektrisüsteemide iseseisev, omavaheline paralleeltöö, nn saartalitus. Selleks valmistumisel vähendati võimsate tarneallikate, Soome-Eesti ja Leedu-Rootsi alalisvooluühenduste ning süsteemisiseste tootmisallikate võimsust 400 MW, pehmendamaks nende võimalike avariiliste väljalülitumiste tagajärgedel tekkivaid süsteemi võnkumisi ja tagamaks vajalike reservvõimsuste kiire käivitamise. Saartalituse ajal viidi Leedu-Poola ühendus vahelduvvoolule valmidusele.
Üks toiteallikas Estlink2 on avariiliselt väljas, aga vaatamata nn N-1 režiimile suudavad teised ühendused ja Balti riikide elektrijaamad tagada tootmise ja tarbimise tasakaalu. Saartalitluses töötamine oli Baltimaadele kui hakkamasaamise eksam.
Kui eksamil ilmnenuks vähetõenäone läbikukkumise oht, oleks see katkestatud ja lülitumine Mandri-Euroopa elektrisüsteemi oleks toimunud kohe. Eksami eduka sooritamise järel lülitusime Leedu-Poola vahelduvvooluühenduse kaudu paralleeltööle Mandri-Euroopa IPS/UPS sagedusalaga ning taastasime tavavõimsuse vood riikidevahelistes alalisvooluühendustes.
Võimalikud ohud
Selliste sünkroonala vahetamise võimalike ohtude esinemise tõenäosus on äärmiselt väike. Kõige hullem, mis üldse oleks võinud juhtuda, oli lisaks EstLink2 veel oluliste toiteallikate avariiline väljalülitumine, mida me ei suuda omade reservide ja riikidevaheliste alalisvooluühenduste (EstLink1, Leedu-Rootsi NordBalt ning Leedu-Poola LitPol) kompenseerida. Kui selline asi oleks juhtunud, alustataks elektrisüsteemi tasakaalu viimise viimase abinõuna tarbijate järkjärgulist lühiaegset roteerivat väljalülitamist, tagades kriitiliste tarbijate elektrivarustuse. Selliste sündmuste kokkulangemise ahela esinemise tõenäosus nüüd või edaspidi on äärmiselt väike.
Uuel sagedusalal toimimine
Lisaks tavapärasele väikese elektrisüsteemi tasakaalustamise keerukusele lisab „värvi“ tuule- ja päikeseelektri toodangu volatiilsusest põhjustatud kiired võimsusvoogude mahu- ja suuna ning pingemuutused, mis ohustavad lisaks sagedusstabiilsusele (tootmise ja tarbimise tasakaaluhäiringud) veel pingestabiilsust (pingenivoo kõikumine) ja nurgastabiilsust (generaatorite sünkroonne töö, nende pöörlemiskiiruste erisused).
Kõikumiste amplituud normaalses ja häiringute režiimis etteantud suuruste piires iseloomustab elektrisüsteemi stabiilsuse taset.
Euroopa Liidus peab iga riik põhimõtteliselt suutma oma elektrisüsteemi tasakaalu hoida. Selleks peavad olema igal riigil eraldi ja Balti riikidel koos ühised sagedusreservid.
Hange toob juhitavad jaamad
Süsteemihaldurite hinnangul on Balti riikide tänased sagedusreservid koos Kiisa avariijaamaga piisavad töötamiseks Mandri-Euroopa sagedusalas. Kuid elektrisüsteemi elementide töökindlusest tulenevalt on meil siiski eelseisev periood üsna pingeline. Tulenevalt taastuvenergia tootmise kasvust TE100 eesmärkide täitmiseks prognoosivad Balti süsteemihaldurid kiirete sagedusreservide nõudluse kasvu, sest paratamatult suureneb taastuvenergia toodangu prognoosiviga. Regioonis plaanitakse sulgeda vanu juhitavaid elektrijaamu ja Kiisa avariireservelektrijaama (AREJ) võib kasutada sagedusreservide katmiseks aastani 2027.
Leevendus on Eleringi kuni 500 MW sagedusreservide hange, mis peaks alates 2028. aastast turule tooma täiendavad reservvõimsused. Siin on ka Euroopa Komisjon erandina lubanud meil soetada sagedusreserve pikaajalise, kaheksa-aastase lepinguga.
Hanketingimuste kohaselt peab tootmisüksus 12,5 minuti jooksul hakkama tootma elektrienergiat ja olema võimeline reaalselt elektrit võrku andma 24 tundi järjest, samas peab reservide pakkuja näitama, kuidas on võimalik reserve pakkuv seade tulevikus üle viia taastuvale kütusele.
Eleringi juhatuse liikme Erkki Sapi sõnul on huvi hanke vastu olnud märkimisväärne, hankele oli veebruari esimeste päevade seisuga registreerunud 29 ettevõtet.
Sünkroniseerimine Mandri-Euroopa sagedusalaga on põhimõtteline muutus Eesti elektrisüsteemi juhtimises. Olles liitunud Mandri-Euroopa sünkroon-alaga peavad Balti riikide süsteemihaldurid hakkama juhtima Baltimaade vahelduvvoolu saldot reaalajas võimsuspõhiselt ning toetama sagedusala piirkondlikku sagedust sageduse hoidmise ja sageduse taastamise reservidega.
Kõige esimesest sekundist aitavad sagedust hoida sünkroonkompensaatorid, mis aeglustavad oma pöörleva massiga inertsjõul sageduse langemise kiirust, võimaldamaks sagedusautomaatika reageerimise.
Praegu suudavad sagedusreservi pakkuda ka Eesti Energia põlevkivielektrijaamad. Leedu-Poola vahelduvvooluühendusel broneeritakse osa võimsust reservide ülekandmiseks, elektrikaubanduseks jääb päev-ette elektriturule vaid 150 MW.
Iseseisvuse hind
Elektri koguhind lõpptarbijale sisaldab elektri turuhinda, elektrisüsteemi tasakaalustamiseks vajalikke süsteemiteenuste maksumust, võrguteenuse hinda, taastuvenergia tasu ja riiklikke makse. Sünkroonala vahetusest tulenev esialgne mõju elektri börsihinnale Eesti hinnapiirkonnas sõltub vähesel määral eelkõige Poola hinnapiirkonna elektrihinnast, sest Leedu-Poola LitPol ühenduse kaubanduslikku läbilaskevõimet vähendatakse 150 MW kuni uue Harmony Link ühenduse valmimiseni.
Börsihinda mõjutab ka Mandri-Euroopa sünkroonalas töötamisel kiirete reservide varu hoidmine, seetõttu osa tootmisest lahkub börsilt, vähendades pakkumist või vastupidi, tuua muidu seisvad tootmisvõimsused börsile. Tulenevalt reservide vahetamise vajadusest Balti riikide vahel väheneb samuti Eesti-Läti vaheline kaubanduslik ülekandevõimsus, millel võib olla Eesti hinnapiirkonna hinda langetav mõju, kuna vähem
Põhjamaade soodsat elektrit liigub edasi lõuna poole. Seega meie hinnapiirkonna börsihinnale võib nüüd kaasneda kahesuunaline mõju, kuid see on väike, võrreldes süsteemi reservide hoidmiseks vajaminevate kulutustega.
Energia varustuskindlus
Energiajulgeoleku ja varustuskindluse saab tagada oma sisemaise ja kindlate toomisvõimsustega, kindlust lisab kontroll kütuse tarneahela üle. 2026. aastaga lõpeb omaniku kohustus tagada Narva põlevkiviplokkidega 1000 MW kasutatav võimsus ja 2027. aastaga lõppeb Kiisa avariielektrijaamaga võimalus sagedust manuaalselt üles reguleerides reserve pakkuda, mis vähendab saadaval olevaid ressursse 250 MW võrra.
Juhitavad tootmisvõimsused kahanevad tasemelt 1808 MW edaspidi 1250 MW tasemele. Kriitilisel ajal, aastatel 2027–2030, võib tekkida Balti riikides ja Soomes koormustippudel tootmisvõimsuste puudujääk kuni 465 MW.
Varustuskindluse tagamisse on arvestatud 7% tuuleparkide installeeritud võimsusest (2028. aastast 8%), põlevkiviplokkide 1000 MW 2026. aasta lõpuni, hüdroelektrijaamade maksimaalvõimsusest 50% Leedus, 24% Lätis ja 77% Soomes, ning 25% akude mahutavusest.
Tarbimise tulevikuprognooside kohaselt kasvab talvine tiputarbimine Eestis kümne aasta pärast 2231 MW-ni, mis on ligi 35% kõrgem kui 2024. aasta tiputarbimine 1656 MW. Koos täiendava 10%-lise tootmisvõime varuga oleks tipunõudluse katmise vajadus 2454 MW.
Balti riigid peavad olema valmis mis iganes põhjusel Leedu-Poola vahelduvvooluühenduse katkemisel töötama saartalitlusena.
Teadaolevate juhitavate tootmisvõimsustega ja ülekandevõimsustega oleks Baltimaade süsteemivõimekuse tase saartalitluse režiimis kaetud vaid 2026. aasta lõpuni.
Puhas elekter vajab salvestust
Balti riigid sõltuvad antud olukorras kiirete sagedusreservide osas alalisvooluühendustest naabersüsteemidega. Seega vajame investeeringud juhitavate tootmisvõimsuste ja salvestuse arendamiseks.
Varustuskindluse normist kaheksast piirangutunnist aastas lähtuvalt on vaja 2030+ tagada ca 1200 MW juhitavat tootmisvõimsust, seda saaks katta neli-viis põlevkiviplokki ja kindlasti ca 20 GWh salvestusvõimekust.
Elektrisüsteemi võimekuse tagamine ning reservide omamine on kulu, mida tarbijatel tuleb paratamatult katta. Sagedusala muutmine oli vajalik. Balti riikide elektrisüsteemi ümberlülitamisel Vene-Valgevene sünkroonalast Mandri-Euroopa sünkroonalasse on riskid maandatud.
Uues sünkroonalas töötamiseks on süsteemioperaatorid pika aja jooksul välja treenitud, suutmaks täita väljakutseid, mis kaasnevad sageduse hoidmise ja taastamisega.
Mis kergitab elektri koguhinda?
- Kohe rakendub saartalitluse tasu arvestuslikult 35 miljonit eurot aastas, 8 TWh tarbimisele jaotatuna lisandub 4,4 €/MWh ehk 0,44 senti/kWh.
- Kuue kuu pikkuse viitega sagedusreservide tasu on Eleringi prognoosi kohaselt 5,31 €/MWh nii tootjale kui tarbijale. Eeldatavasti tootja lisab enda kohustuse tarbija õlule, seega peame arvestama hinnalisaga 10 €/MWh ehk 1 sent/kWh.
- Edaspidi, arvatavasti aastatel 2027–2028, rakendub käimasoleva hanke raames ostetavate reservide tasu, mis hinnanguliselt on 60 miljonit eurot aastas. Elektri koguhinnas 6 €/MWh ehk 0,6 senti/kWh, eeldatava 10 TWh aastatarbimise juures. Selle hinnalisa rakendumisel muutuvad ka kahe esimese komponendi suurused.
- Seega peame arvestama kuni 1,5 sendise elektri lõpphinna tõusuga.
- Lisanduvad tuule- ja päikeseelektri elektrisüsteemi mahutamiseks võrgu tugevdamise, liitumistasudest 50% solidaarse katmise ja taastuvenergia tasud.
- Elektribörsi hind kujuneb suurel turul ja see võib ka meie hinnapiirkonnas odavneda, kuid lisanduvate komponentide tõttu elektri koguhinna langust meil siiski loota ei tasu.
