Elering haldab 110-330 kV kõrgepingel liine, mis ühendavad terviklikuks energiasüsteemiks Eesti suuremad elektrijaamad, jaotusvõrgud ja suurtarbijad. Elering opereerib lisaks Eesti sisevõrgule ka piiriüleseid ühendusi Soome, Läti ja Venemaaga. Eesti elektrisüsteem töötab sünkroonselt Venemaa ühendatud energiasüsteemiga (IPS/UPS), millega ollakse ühenduses 330 kV vahelduvvoolu ülekandeliinide kaudu. Eestil on kokku kaheksa ühendust naaberriikidega (Joonis 3):

• Kaks alalisvoolu ühendust, EstLink 1 ja EstLink 2, ühendavad Eestit ja Soomet;
• Eesti ja Läti vahel on kolm vahelduvvoolu ühendust;
• Eesti ja Venemaa vahel on kolm vahelduvvoolu ühendust, kaks Narva juures ning kolmas Pihkva juures.

EstLink 1 ühendus alustas tööd 2006. aasta lõpus ja algselt rentisid Elering ja Fingrid merekaablit selle omanikelt Nordic Energy Link-ilt ja N.E.L. Finland Oy-lt (mille omanikeks olid Eesti Energia 39,9, Latvenergo 25, Lietuvos Energijos Gamyba 25 ja Finestlink 10,1 protsendiga). 2013. aasta sügisel lõpetasid Elering, Fingrid ja Nordic Energy Link kõnelused Eesti-Soome esimese elektriühenduse EstLink 1 omandi üle. Vastavalt allkirjastatud lepingule läks EstLink 1 2013. aasta 30. detsembrist üle süsteemihalduritele Elering ja Fingrid. 2013 aasta 6. detsembrist on turul kasutuses Eleringi ja Fingridi ehitatud EstLink 2. Seoses uue alalisvooluühendusega rekonstrueeriti 2014. aastal ka Eesti-Püssi ja Balti-Püssi 330 kV õhuliinid.

Pärnu ja Tartu koormuspiirkondade kindlamaks varustamiseks valmis 2014. aastal Tartu-Viljandi-Sindi 330 kV liin. 2021. aasta 1.jaanuaril valmis Harku-Lihula-Sindi liin, mis on osa Eesti-Läti kolmandast ühendusest. Sellega suurenes ülekandevõimsus ligikaudu 600 MW ja võimaldab tulevikus desünkroniseerimist Venemaa ühendelektrisüsteemist. Nagu eelnevalt mainitud opereerivad süsteemihaldurid hinnapiirkondadevahelisi ühendusi, sellega kaasneb süsteemihalduritele ka kogu vastutus ühenduste töökindluse tagamise ning kadude katmise eest.

Eesti ning Baltikum tervikuna on naaberriikidega elektriliselt hästi ühendatud. Euroopa elektrituruga ühendavad Baltikumi lisaks EstLinkidele ka Leedu ühendused Rootsiga (NordBalt) ja Poolaga (LitPol). Ühendused Soomega on kokku 1016 MW, Poolaga 500 MW ja Rootsiga 700 MW. Teiste turupiirkondade ühenduste läbilaskevõimed on näha joonisel 4.

Arendatud ajalooliselt osana Venemaa elektrisüsteemist, on Balti riikide elektrisüsteemidel mitmed ühendused ka Venemaa ja Valgevenega. Hetkel on Baltimaade elektrisüsteemi sagedus seotud jäigalt Venemaa ühendenergiasüsteemi (IPS/UPS) sagedusega. Eesti elektrisüsteem kuulub koos Läti, Leedu, Vene ja Valgevene elektrisüsteemidega koostööorganisatsioon BRELL, mille raames toimub koordineeritud süsteemi opereerimine. Energiakaubandust Venemaaga ei toimu.

Desünkroniseerimine Venemaa elektrisüsteemist

Järgnevate aastate peamine fookus on sünkroniseerimine Mandri-Euroopa sagedusalaga, et maandada Venemaa sünkroonalasse kuulumisest tulenevaid riske. 2026. aastaks sünkroniseeritakse Eesti, Läti ja Leedu elektrisüsteem Kesk-Euroopa sünkroonalaga läbi Leedu ja Poola vaheliste ühenduste. Baltimaade elektrisüsteemi desünkroniseerimine IPS/UPS elektrisüsteemist ja sünkroniseerimine Mandri-Euroopa sagedusalaga on taristu ja kompetentside arendamise seisukohalt ning selle ühiskondlikku mõju arvestades märkimisväärne väljakutse. Projekti edukas teostus tagab Baltimaade pikaajalise varustuskindluse, sõltumatuse kolmandatest riikidest, võimekuse vajadusel iseseisva sünkroonalana talitleda ning Eesti energiamajanduse konkurentsivõime. Arvestades sünkroniseerimise kaalu, keerukust ja mõju regiooni energiamaastikul, võeti projekt Euroopa Liidu strateegiliselt tähtsate ühisprojektide nimistusse juba 2013. aastal.

Sünkroniseerimine läheb Balti riikidele ja Poolale kokku maksma ligikaudu 1,6 miljardit eurot, millest Eesti osa on 298 miljonit eurot. Investeeringud jagunevad kolme etappi ning Euroopa Komisjoni seatud kõrge prioriteetsuse tõttu rahastatakse projekte maksimaalse 75% ulatuses Connecting Europe Facility (CEF) vahenditest. Ülejäänud 25% vajaminevatest investeeringutest tagatakse Eestis Ülekoormustulu Fondist (ÜKT). Esimese rahastusetapi investeeringute kogumaht Balti riikides on ligikaudu 430 miljonit eurot ja Eestis 187 miljonit eurot. Eestis rekonstrueeritakse esimese faasi raames sisemaiseid elektrivõrke, muuhulgas 330-kilovoldised kõrgepingeliinid L300 Balti-Tartu, L301 Tartu-Valmiera ja L353 ViruTsirguliina ning ehitatakse esimene sünkroonkompensaator Püssi. Balti riikides ja Poolas on investeeringute teise etapi maht ligikaudu 700 miljonit eurot, millest Eesti osa on ligikaudu 74 miljonit eurot. Teise faasi investeeringuobjektideks on kahe sünkroonkompensaatori rajamine Kiisa ja Viru alajaamadesse. Kolmanda faasi investeeringute kogumaht on Balti riikides ja Poolas 230 miljonit eurot. Eestis on kolmanda faasi investeeringute kogumaht 36 miljonit eurot, millega uuendatakse juhtimiskeskuse IT-, juhtimis-ja seiresüsteeme, EstLink 1 ja 2 merekaablite juhtimis-ja kontrollsüsteeme ning tõstetakse alajaamade toimepidevust.

Mandri-Euroopa sünkroonalas töötamiseks toovad süsteemihaldurid elektriturule uued tooted, mis annavad turuosalistele võimaluse uute teenuste pakkumiseks. Sellisteks teenusteks on näiteks sageduse hoidmise reservi teenus ja automaatne sageduse taastamise reserv.

Läänemere energiavõrk

Elering on koos Läänemere riikide TSO-dega Fingrid Oyj, Affärsverket Svenska Kraftnät, Energinet SOV, 50Hertz Transmission GmbH, AS Augstprieguma tīkls ja Litgrid AB allkirjastanud ühiste kavatsuste protokolli, et alustada ühiseid võrguühenduste uuringuid ja teostatavusuuringuid Läänemere energiavõrgu projekti Baltic Offshore Grid Initiative (BOGI), mille eesmärk on panustada varustuskindlusesse kliimaneutraalsel moel.

Taastuvenergia 2050 eesmärgiks on kliimaneutraalsus (vt peatükk 2.1). Suurima potentsiaaliga Läänemere piirkonnas on meretuuleenergia, kuna just meretuule toel tehtav energiapööre oleks tarbijale kõige odavam. Läänemerel on tänu mitmetele soodsatele eeltingimustele meretuuleparkide arengu vallas suur potentsiaal – madalad veed, tugevad tuuled ja lühikesed vahemaad kallasteni. Selle potentsiaali kasutamiseks on otstarbekas luua Läänemere-äärseid riike ning meres paiknevaid ja rajatavaid tuuleparke ühendav mere-energiavõrgustik. See annaks võimaluse panustada kliima- ja energiapoliitika eesmärkide saavutamisse, turgude senisest suuremasse integreerimisse ja panustada nii riikide kui ka regiooni kui terviku varustuskindlusesse.

2022. aastal on Läänemerel installeeritud tuulevõimsusi 2,2 gigavatti (GW) ning roheenergeetika arvestuslik kogupotentsiaal on üle 90 GW. Selle potentsiaali maksimaalseks kasutamiseks on otstarbekas luua riike ühendav mere-energiavõrk – uuenduslik ja tõhus viis avamere tuuleparkide ja seeläbi erinevate turgude omavaheliseks ühendamiseks. Läänemere tuuleenergia kogupotentsiaali rakendades oleks võimalik selle energiahulgaga katta kolmandiku kõigi Läänemere-äärsete riikide aastasest elektrienergia vajadusest.

Kui riikide elektrisüsteemid on omavahel senisest veelgi tugevamalt kokku ühendatud, aitab see tagada omakorda nii energia tootmise ja tarbimise paindlikkust ja stabiilsust kui seeläbi ka piirkonna riikide varustuskindlust. Ühtne mere-energiavõrk loob võimaluse ka uutele tehnoloogiatele nagu nt vesinikuenergeetika, mille arenguga tekiks võimalus energiat salvestada ja vajadusel eri riikide vahel suurtes kogustes transportida.

[1] ² https://www.nordpoolgroup.com/globalassets/download-center/tso/max-ntc.pdf

Euroopa energiapoliitika üks nurgakivi on varustuskindlus – see on süsteemi võime tagada tarbijatele nõuetekohane elektrivarustus. Elektri varustuskindlus tugineb neljal sambal (joonis 7). Varustuskindluse komponendid on lahti seletatud järgnevalt:

• Juhtimise võimekus – võimekus hoida elektrisüsteem tervikuna töös ning tulla toime häiringute ja avariidega. Tagada piisav kogus reservvõimsusi. 
• Võrgu võimekus – ülekandevõrgu võimekus tagada elektrienergia jõudmine tarbimiskeskustesse, tulla toime enamlevinud riketega võrgus ja tagada nende kiire lahendamine. Elektri jõudmise eest lõpptarbijani vastutavad kohalikud jaotusvõrgud. 
• Süsteemi võimekus – võimekus tagada elektritootmise olemasolu koos piisavate välisühendustega, et tootmine ja tarbimine oleks elektrisüsteemis igal ajahetkel tasakaalus. 
• Digitaalne võimekus – võimekus automatiseerida ja tõhustada ettevõtte äriprotsesse, tagades süsteemi igapäevase juhtimise ja varutuskindluse ka suurenevate küberohtude keskkonnas.

Elering analüüsib igapäevaselt järgmiseks päevaks, et süsteemi võimekus oleks tagatud ja Eesti elektrisüsteemi sisenev toodetud elekter kataks planeeritud tarbimise. Kui siiski väga halbade juhuste kokkulangemisel peaks tekkima olukord, kus turule pakutud elektritootmine ei kata kogu tarbimist (näiteks avarii mitmes elektrijaamas korraga talvise tiputarbimise ajal), on Eleringil kindlatest sammudest koosnev tegevuskava, millega välditakse sageduse suuri kõikumisi, mis võivad lõpuks viia süsteemi kustumiseni.

• Esimese sammuna jälgitakse päevasisese turu toimimist, kus elektrimüüjad saavad täiendavalt elektriga kaubelda, et korrigeerida tootmist, seda suurendades või vähendades vastavalt vajadusele, et saavutada süsteemi tasakaal.
• Kui päevasiseselt turult ei õnnestu puudujäävat elektrit hankida, siis on järgmiseks etapiks reservide turg, kust süsteemihaldurid, Eestis Elering, saavad elektrit hankida.
• Kui ka reservide turult ei suudeta hankida puudujäävat tootmist, on Eleringil lisaks olemas Kiisa avariireservelektrijaamad, mida saab käivitada nii avariide korral kui ka siis, kui puudujäävat elektrit ei ole suudetud hankida ei päevasiseselt ega ka reservide turult.
• Viimase sammuna, kui eelnevad meetmed ei ole süsteemi tasakaalu taganud, hakatakse piirama tarbimist. Piiramist teostatakse teadlikult ja kontrollitult. Esmalt näeb Elering süsteemihaldurina, kui palju elektrit on kogu süsteemis puudu. See info edastatakse Eesti suurimale jaotusvõrgule Elektrilevile, kes katkestab osade tarbijate elektri, välistades elutähtsate teenuste pakkujad ja püüdes piiratud tarbijaid mõnetunnise vahe järel roteerida.

Eesti põhiline energiatootmise tooraine on põlevkivi. Eesti suurima põlevkivipõhise elektrienergia tootja Enefit Power AS installeeritud netovõimsus on umbes 1330 MW. Enamik võimsusest on ehitatud eelmise sajandi 60-ndatel ja 70-ndatel aastatel. Põlevkivielektrijaamad on nn konventsionaalsed elektrijaamad ning nende muutuvkulude põhilise osa moodustavad kulutused kütusele ning CO₂ emissioonidele.

Varem mainitud ühise Euroopa Liidu kliimapoliitika tagajärjel on toimumas ulatuslik dekarboniseerimine ning suur osa kivisöe ja pruunsöe tootmisvõimsusi suletakse lähimate aastate jooksul. Kuigi Põhjamaades ja Baltikumis on kivisöel töötavaid elektrijaamu vähe (mõningane osakaal Soomes), siis Saksamaal ja Poolas on kivisöe ja pruunsöe tootmisvõimsused olulise turuosaga. Kuna Poola ja Saksamaa on suured riigid, siis moodustavad need kütused ka olulise osa regionaalses tootmisportfellis. Nagu põlevkivi puhul mainitud, on ka kivisöejaamad nn konventsionaalsed jaamad, mille muutuvkulu põhilise osa moodustavad kütuse ja CO₂ kulud. Kerkivate CO₂ kulude ja kütusehindade valguses ei suuda söe- ja põlevkivi jaamad väga enam turul konkureerida.

Läänemere regioonis ja eelkõige Põhjamaades on tähtsal kohal hüdroenergiast toodetud elekter. Hüdroenergiast elektri tootmine on Eestis geograafilise omapära tõttu raskendatud, kuna enamiku jõgede pikkus ei ületa 10 kilo- meetrit ning vähem kui 50 jõe vooluhulk ületab 2 m³ /sek. Eestis on praegu 8 MW installeeritud hüdroelektrijaamade võimsust. Oma olemuselt on hüdroenergia madala muutuvkuluga tootmisliik ning seetõttu on tootmisvõimsused kasutusel alati, kui see on tulenevalt veeoludest võimalik. Eesti hüdroenergia ressurss on marginaalne, samas Põhjamaades, aga ka Lätis on hüdroenergia osakaal elektritootmisel arvestatav. Põhjamaade hüdroreservuaarid hoiavad veerohketel perioodidel oma madalate muutuvkuludega regionaalseid elektrihindasid madalana. Nagu öeldud, on hüdroelektri tootmise muutuvkulud madalad ning suured reservuaarid lisavad paindlikkuse toota siis, kui vaja. Läti hüdroenergia ei ole suurte reservuaaridega ning tootmine toimub vastavalt jõe vooluhulgale. Sellest tulenevalt on sealne elektritootmine vastavalt sademetele suurim kevadise suurvee ajal ning madalam teistel perioodidel.

Maagaasi osakaal on Balti riikide energiaportfellis kokku ligikaudu 25%. Samas on maagaasi osakaal elektritootmises Eestis oluliselt väiksem kui Lätis või Leedus. Piirkonnal ainus ühendus Euroopa gaasisüsteemiga on läbi Leedu-Poola GIPL gaasitoru. Lisaks on Soomes (mida Eestiga ühendab Balticconnector gaasitoru) ja Leedus veeldatud maagaasi (LNG) laevade vastuvõtmise ja gaasistamise terminalid. Varustuskindluse tagamiseks või hinnariskide maandamiseks on võimalik gaasi hoiustada Lätis asuvas Inčukalnsi maa-aluses gaasihoidlas. Maagaas on 2022. aasta hindade juures nii Baltikumis kui ka regioonis tervikuna kallim kütus kui otsesed konkurendid kivisüsi ja põlevkivi. Seetõttu saavad maagaasijaamad vähe töötunde, seda peamiselt tiputarbimise ajal. See on ka põhjuseks Läti ja eelkõige Leedu elektrienergia impordile, kus enamik tootmisvõimsusi kasutab kütusena maagaasi. Kuigi tootmisvõimsusi on tarbimise katmiseks piisavalt, imporditakse oluline kogus elektrienergiat, kuna see on odavam.

Tuuleenergia on Läänemere regioonis kiirelt arenev tootmisliik. Nii nagu hüdroenergia, on ka tuuleenergia madala muutuvkuluga, mistõttu pääseb see muutuvkulu põhistes konkurentsitingimustes peaaegu alati elektriturul tootma. Tuule juhuslikkusest tingituna esineb aga perioode, kus elektrituulikute toodang on negatiivne (tarbivad elektrit). Seega on tuuleelektrijaamade toodanguga tiputarbimise katmiseks võimalik arvestada vaid väikese osaga selle installeeritud võimsusest.

Päikseenergia on sarnaselt tuuleenergiale regioonis üks kiiremalt arenev tootmisliik. Analoogselt tuule ja hüdroenergiaga, on ka päikseelektri tootmise muutuvkulud madalad. Seega, kui investeering tootmisvõimsusesse on tehtud, toimub elektritootmine alati, kui selleks on sobivad tingimused. Erinevalt tuulest, on päikeseenergia toodang oluliselt korrapärasem vastavalt päikese liikumisele ning aitab tihti katta päevast kõrgemat elektritarbimist.

Puitu ja biomassi kasutatakse enamasti elektri ja soojuse koostootmisel. See toob elektriturule sisse lisamuutujad, kuna koostootmisjaamade tootmine sõltub tihtipeale soojuskoormusest. Praegustel turutingimustel ei ole puidust ainult elektritootmine konkurentsivõimeline ilma lisatuludeta soojuse müügist. Samas, tulenevalt taastuvenergiatoetustele Eestis ja mujal Euroopas on võimalik näha ka elektritootmist koostootmisjaamades perioodidel, kui soojuskoormus on madal.

Tuumaelektrijaamad moodustavad olulise osa Soome, Rootsi ja Saksamaa tootmisportfellist. Samas on tulenevalt jaamade sulgemisest plaanide järgi nende osakaal vähenemas. Tuumaelektrijaamad on oma muutuvkuludelt taastuvenergia ja fossiilsete kütuste vahel. Muutuvkulud on suhteliselt madalad tulenevalt tuumakütuse suhtelisest odavusest, samal ajal on püsikulud üldjuhul kõrged tulenevalt kõrgetest nõudmistest ohutusele.

Elering kavandab ning teostab investeeringuid ülekandevõrku põhinedes järgnevatele endale seatud eesmärkidele:

• varustuskindluse tagamine;

• elektrituru arengu toetamine;

• läbilaskevõime tagamine;

• võrgu vananemise peatamine;

• töökindluse parandamine;

• efektiivsuse suurendamine;

• kadude vähendamine;

• uutele klientidele liitumise võimaldamine.

Eleringi investeeringud jagatakse tavapärasteks investeeringuteks, suurinvesteeringuteks ja liitumistega seotud investeeringuteks. Siseriikliku võrgu arengusuundumusi selgitab Varustuskindluse aruanne⁵ ning riikidevahelisi ühendusi käsitleb ENTSO-E TYNDP projektide loetelu⁶

Regionaalne planeerimine

Tulevikus hakkab järjest suuremat rolli mängima avamere tuuleparkides toodetud energia ja selle transport. Kuna maismaal on tuuleenergeetikaks sobivad alad suuresti juba täis arendatud või tulenevalt piirangutest ei ole võimalik rohkem tuuleparke rajada, siis pöördutakse merre arendamise poole. Maismaa ja merevõrku on vaja koos planeerida, et vältida hilisemaid pudelikaelu ning seda peab tegema naaberriikides toimuvaid arenguid silmas pidades.

Eesti-sisese võrgu arendamine

• alajaamadega seotud investeeringud;
• elektriliinidega seotud investeeringud;
• Eesti-sisene võrgu arendus;
• taastuvenergia liitmise võimekuse tõstmise investeeringud (RRF kaasrahastus);
• sünkroniseerimise projektiga seotud tegevused (CEF kaasrahastus);
• Eesti-Läti IV liini investeeringud.

Investeeringud ja tegevused vaadatakse üle igal aastal ning vastavalt vajadusele ja võimalustele tehakse korrektuure. Pikaajalisel planeerimisel on fookus sisemaise varustuskindluse tagamisel ning arengute optimeerimisel sellisel viisil, mis on ühiskonnale kõige kasulikum. Oluline on põhivõrguettevõtte tihe koostöö jaotusvõrguettevõtetega, kohalike omavalitustega, riigiametite ja muude huvitatud osapooltega. Viimastel aastatel on Elering teinud arenguplaanide koostamisel tihedat koostööd jaotusvõrguettevõtetega.

• Otseste investeerimiskulude arvestust. Vaadeldakse kulusid vahetult liinide ja alajaamade ehitamiseks ja rekonstrueerimiseks.
• Piirkonna alajaamade ja liinide käidukulude hindamist.
• Võrgukadude maksumuse arvestust erinevate skeemide ja variantide korral kogu ajaperioodil.
• Tarbijatele potentsiaalsete katkestuskahjude maksumuse arvestust (aitab välja valida töökindlamad elektrivõrgu skeemid).
• Erinevate nimipingete kasutamise võrdlust.

Põhivõrguettevõtte jaoks on oluline jaotusvõrguettevõtetelt saadav informatsioon koormuste ja elektritootmise arengu kohta piirkondlikul tasemel. Sellisel juhul on võimalik arvesse võtta piirkondade arengut, perspektiivseid hajatootmise arengupiirkondasid ja muid olulisi tegureid.

Pikaajaline võrgu arendamine on jaotatud kolme horisonti:

• Viie aasta plaanid, mille puhul on investeeringud kantud Eleringi investeerimiskavasse ning mille konkreetne realiseerumine on sisuliselt käsil.
• Arengud aastani 2030, mis on jagatud viie aasta kaupa (2020-2025 ja 2025-2030) ning mis kajastuvad üldise käsitlusena Eleringi pikaajalises investeeringuplaanis.
• Võimalikud lisaarendused, mis sõltuvad koormuskasvust või konkreetsest liitumisest. Üldiselt on nendega seotud objektide rekonstrueerimise vajadus tehnilisest elueast lähtuvalt pärast 2030. aastat, kuid võib tõusta päevakorda varem seotuna kolmandate osapoolte huvidest.

Planeerimisel teostatakse võrguarvutusi programmipaketiga PSS/E (joonis 11) , kasutades Eesti elektrivõrgu ja Balti regiooni ühiseid perspektiivmudeleid. Perspektiivmudeleid koostatakse lähiperioodi kohta (1-2 aastat), viieaastase perioodi kohta ja pika ajaperioodi kohta. Mudeliga teostatakse nii püsitalitluse arvutusi, selgitamaks välja koormuste jagunemised, võimalikud ülekoormused liinidel ning pinge nivood alajaamades, kui ka dünaamika arvutusi süsteemi stabiilsuse hindamiseks.

Elektrivõrgu planeerimine on keeruline mitmetasandiline protsess (joonis 12), mille käigus rakendatakse erinevaid asjakohaseid analüüsimeetodeid, mudeleid, tarkvarasid, standardeid jms. Erinevate tasandite planeerimise sisendid ja kriteeriumid võivad seejuures olla erinevad. Näiteks sõltub süsteemivõrgu planeerimine suuresti kõrgemal hierarhilisel tasemel tehtud otsustest ning mõjutab omakorda suurte piirkondade energiavarustust. Elektrivõrgu planeerimises võib eristada erinevaid ajaliselt järgnevaid etappe:

Peab silmas pidama, et planeerimine põhineb tulevikuvisioonidel, mis tõenäoliselt erinevad tegelikkusest. Seepärast on oluline toimuvate muutuste ja uute otsuste tagasisidestamine planeerimisprotsessi ning arengukava pidev ajakohastamine.  

⁵https://elering.ee/varustuskindluse-aruanded

⁶https://tyndp2022-project-platform.azurewebsites.net/projectsheets

⁷https://elering.ee/investeeringud-2022-2031

Energeetikas kasutatakse erinevaid mudeleid ja algoritme, et teha otsuseid süsteemi juhtimise, tootmisüksuste töösseviimise, agregaatide koosseisu planeerimise, investeeringute ja võrgu analüüsi kohta. Samuti selleks, et analüüsida energiatarbimise sõltuvust majanduskasvust, keskkonnasaastega seotud küsimusi, energiasüsteemi restruktureerimisega kaasnevaid kulusid ning muid seotud teemasid. Turumudelis simuleeritavad stsenaariumid aitavad tuvastada regiooni investeeringuvajadusi uutesse tootmisvõimsustesse kui ka analüüsida saadavat kasu planeeritud võrguarendusest.

Nagu kõigi teiste kaupadega, loob ka piiriülene elektriga kauplemine ühiskonnale lisaväärtust. Otsene kaubanduslik mõju tuleneb riigiti erinevast elektri tarbimise tasemest, tootmis- ja ülekandevõimekusest. Kauplemine erinevate piirkondade vahel vähendab tootmise kogukulusid, võimaldades toota kõige efektiivsemates elektrijaamades.

Ühendatud turgude puhul liigub elekter odava elektritootmise piirkonnast kallisse vastavalt elektribörsi tulemustele. Kui ülekande võimsused on piisavad on kõikide hinnapiirkondade hinnad võrdsed, kui aga ülekande võimsusest jääb väheks, tekivad naaberpiirkondade vahel hinnaerinevused. Ühenduse omanikud saavad selliste tundide eest nn ülekoormustulu, mis investeeritakse pudelikaela vähendamisse ehk ühenduste läbilaskevõime parandamisse.

Otsest sotsiaal-majanduslikku kasu hinnatakse peamiselt turu modelleerimise tulemuste põhjal. Eeldades, et eksisteerib hästi toimiv turg, kujuneb turuhind nõudluse katmiseks vajalike elektrijaamade kulude minimeerimisel. Turuhind arvutatakse iga tootmisstsenaariumi kohta, enamasti kogu aasta igaks tunniks. Selline lähenemine võimaldab jäljendada reaalse päev-ette turu toimimist ning hinnata kulusid ja tulusid turuosaliste ja turuosaliste gruppide lõikes, näiteks tarbijad, tootjad ja võrguettevõtjad.

Tulude ja kulude jaotumist on võimalik vaadelda ka erinevate modelleeritavate piirkondade lõikes. Järgnev joonis 14 illustreerib piirkondade 1 ja 2 vahelise kaubanduse otsest sotsiaal-majanduslikku kasu.

Toodud näites on tarbimise kõver „Tarbimine 1“ ja „Tarbimine 2“ valitud sarnased, aga tootmiskõverad erinevad. Teise piirkonna tootmise marginaalkulud on väiksemad kui esimese piirkonna omad– siin võib näiteks tuua situatsiooni, kus piirkonnas on palju hüdro- või tuuleenergiat. Joonisel on tarbijate ja tootjate kogukasu näidatud oranži värviga. Iga näite ülemine kolmnurk näitab tarbijate kasu (vahe, mida tarbija on nõus maksma ja mida maksab) ja alumine kolmnurk tootjate kasu (vahe tootmise muutuvkulude ja turult saadava hinna vahel). Kogu kasu on nende kahe kolmnurga ehk tarbija ja tootja kasu summa. Kui need kaks piirkonda omavahel ühendada, siis on võimalik ka kallima/esimese piirkonna tarbijatel saada ligipääs soodsamale teise piirkonna elektrile. Selline ühendus võib kahjustada esimese piirkonna tootjaid, kuna seal turuhind langeb, ja teise piirkonna tarbijaid, kuna seal turuhind tõuseb, aga teise piirkonna tootjad ja esimese piirkonna tarbijad saavad kasu. Kõige olulisem sellises olukorras on see, et saadud kogukasu on suurem kui kahju. Kasu on hinnapiirkondade vahelise ühendusvõimsuse lisamise korral alati suurem (arvestamata kulu investeeringule), kuna elekter toodetakse nüüd odavamatest tehnoloogiatest ja elektri tootmise kogukulu väheneb.

Viimasel joonisel on kujutatud olukord, kus tekib ülekandevõimsuse läbilaskevõime piirang ja sellisel juhul kehtib eelnev, kuid tänu piiranguile piirkondade hinnad ei ühtlustu. Sellises olukorras tekib nn jaotamata kasum, mida nimetatakse ülekoormustuluks ja mis jagatakse võrguettevõtete vahel, kes ühendust omavad. Ülekoormustuluna korjatud summa investeeritakse üldjuhul uutesse ühendustesse ja võrgu arendamisse, vähendamaks neidsamu pudelikaelasid või vähendatakse selle võrra tariifi. Tootjate, tarbijate ja võrguettevõtjate summaarset kasu elektriturult nimetatakse sotsiaal-majanduslikuks kasuks.

Modelleerides erinevaid stsenaariume, on võimalik nende tulemusi võrrelda ja hinnata majanduslikku kasu erinevates olukordades. Alloleval joonisel 15 on vaadeldud lisaühenduse marginaalset sotsiaal-majanduslikku kasu ja selle kujunemist.

Läbilaskevõime arendamiseks vajaliku investeeringu suuruse määrab marginaalse kasu võrdlus marginaalse investeeringukuluga. Marginaalne kasu näitab ülekandevõimsuse viimase ühiku väärtust elektriturul, mis kahaneb ülekandevõimsuse suurenemisel. Ülekandeinvesteeringu optimum asetseb võimsuse juures, kus marginaalne kasu on võrdne marginaalse investeeringukuluga. Teisisõnu, selles punktis on maksimeeritud ülekandeinvesteeringust saadav sotsiaal-majanduslik kasu – iga täiendava võimsusühiku kulu on juba suurem kui sellest saadav tulu. Marginaalse kasu arvestamisel võetakse arvesse tarbijate ja tootjate kasu ning süsteemihaldurile laekuva läbilaskevõime piirangu tasu (ülekoormustulu), mis võimaldab hinnata vajalikke investeeringuid ülekandevõimsusesse (vt joonis 15 ja 16).

Hindamaks piiriülese mõjuga võrguinvesteeringu majanduslikku otstarbekust, arvutatakse investeeringu loodava sotsiaal-majandusliku kasu suurus erinevates tulevikustsenaariumites. Selliste elektrituru arvutuste põhjal saab hinnata projekti otsest kasu elektrituru osalistele. Sotsiaal-majanduslik kasu on üks kriteeriumitest, mida võrguinvesteeringu elluviimise otsustamisel arvestatakse.

Elektrisüsteemi planeerimisel on lisaks otseselt mõõdetavale sotsiaal-majanduslikule kasule oluline ka saadav kaudne/mittemõõdetav kasu:

• suurem varustuskindlus;
• väiksem võimalus turuvõimu praktiseerida;
• suurem hinnastabiilsus (väiksem risk investoritele);
• väiksem reservvõimsuse hoidmise vajadus;
• soodsamad võimalused taastuvenergiaallikate integreerimiseks.