9. Article

No tirgus izpētes rezultātiem, iesnieguma un regulatora 2021. gada 27. augusta vēstules Nr. 1-2.40/2435 konstatējams: 9.1. nevienā no Baltijas valstu energosistēmām atsevišķi pilnībā 2025. gadā nebūs iespējams nodrošināt nepieciešamās manuāli aktivizējamās frekvences atjaunošanas rezerves (turpmāk – mFRR) regulēšanai uz leju, frekvences uzturēšanas rezerves (turpmāk – FCR) un automātiski aktivizējamās frekvences atjaunošanas rezerves (turpmāk – aFRR); 9.2. akciju sabiedrība iesniegumā skaidro, ka tirgus izpētes ietvaros tirgus simulācija tika veikta, teorētiski sadalot elektroenerģijas tirgus dalībnieku elektroenerģijas ražošanas resursu potenciālās tehniskās spējas pa balansēšanas jaudas rezervju veidiem. Proti, ja tirgus dalībnieks piedalās viena balansēšanas jaudas rezervju veida nodrošināšanā, tiek izslēgtas konkrētās tirgus dalībnieka jaudas izmantošanas iespējas nodrošināt cita veida balansēšanas jaudas rezerves. Līdz ar to tirgus izpētē identificētais balansēšanas jaudas rezervju iztrūkums, kas konstatējams pie viena rezervju veida, var tikt novērsts, ja elektroenerģijas tirgus dalībniekiem piedāvā savus resursus šo rezervju nodrošināšanai, vienlaikus radot iztrūkumu citā rezervju veidā; 9.3. pastāv tehniskais potenciāls nodrošināt FCR un mFRR obligātās jaudas rezerves kopējā Baltijas slodzes/frekvences kontroles blokā, tomēr aFRR jaudas nodrošināšana netiktu nodrošināta visos periodos. Lai pilnībā nodrošinātu FCR un mFRR jaudas rezerves, būs nepieciešama obligātās darbības (must run) ģenerācija. aFRR jaudas rezervju nodrošināšana ar obligātās darbības (must run) ģenerāciju ir iespējama tikai daļēji. Pēc būtības jānorāda, ka elektrostacija obligātās darbības (must run) ģenerācijas režīmā ražo elektroenerģiju par izmaksām, kas pārsniedz elektroenerģijas tirgus cenu. Līdz ar to elektrostaciju darbināšana šādā režīmā nenoliedzami sadārdzina balansēšanas jaudas rezervju uzturēšanas izmaksas. Būtiski minēt akciju sabiedrības iesniegumā, kā arī tirgus izpētē norādīto, ka mFRR nodrošināšana pilnā apmērā visos laika periodos būs iespējama tikai tad, ja tiks izmantotas Igaunijas pārvades sistēmas operatoram ''Elering'' AS piederošā Kiisa elektrostacija, kas ir ''pēdējās iespējas'' elektroenerģijas ražošanas resurss, tas ir, darbināms tikai ārkārtas gadījumos. Tāpat mFRR nodrošināšana pilnā apmērā būtu iespējama, ja tiktu izmantotas Lietuvā esošās hidroakumulācijas iekārtas sūkņa režīmā, taču šī resursa izmantošana vēl vairāk palielinātu aFRR nepietiekamību. No minētā izriet, ka mFRR nodrošināšana pilnā apmērā no tirgus dalībnieku piedāvājumiem pēc būtības nav iespējama. Attiecībā uz izmaksām secināms, ka FCR, mFRR un daļēja aFRR rezervju nodrošināšanas izmaksas akciju sabiedrībai būtu no 35,9 līdz 56,1 miljonam euro gadā. Šajās izmaksās ņemta vērā arī Kiisa elektrostacijas izmantošana, kas nav uzskatāma par elektroenerģijas tirgus dalībnieku resursu. Izmaksu lielums atkarīgs no tirgus izpētes ietvaros vērtētā cenu scenārija, tas ir, augsta cenu scenārija gadījumā izmaksas ir pielīdzinātas šobrīd pastāvošo Eiropas balansēšanas jaudas rezervju tirgu augstākajām izmaksām, zema cenu scenārija gadījumā izmaksas ir pielīdzinātas šobrīd pastāvošo Eiropas balansēšanas jaudas rezervju tirgu zemākajām izmaksām. Šīs izmaksas novērtētas gadījumā, ja Baltijas balansēšanas jaudas tirgus nav integrēts ar kaimiņu tirgiem (Somiju, Zviedriju, Poliju). Tā kā faktiski šobrīd šāda integrācija nepastāv, kā arī ievērojot tirgus izpētes ietvaros minēto, ka nav sagaidāms, ka līdz 2025. gadam šāda integrācija varētu tikt veikta, izmaksas par FCR, mFRR un aFRR rezervju nodrošināšanu ir piemērojamas, lai novērtētu sagaidāmās balansēšanas jaudas rezervju nodrošināšanas izmaksas 2025. gadā. Savukārt Eiropas balansēšanas jaudas rezervju tirgu izmaksu izmantošanu pamato tirgus izpētē minētais, ka regulēšanas pakalpojuma sniedzēji, lai piedāvātu pārvades sistēmas operatoram balansēšanas jaudas nodrošināšanas pakalpojumus, mainīs savu aktīvu izmantošanas stratēģiju, pārorientējoties no dalības nākamās dienas un kārtējās dienas elektroenerģijas tirgos uz dalību balansēšanas jaudas tirgū. Ņemot vērā minēto, sagaidāms, ka regulēšanas pakalpojuma sniedzēji palīgpakalpojumu cenā ietvers ne tikai ekspluatācijas un uzturēšanas izmaksas, bet arī kompensāciju par nesaņemtajiem ieņēmumiem no nākamās dienas un kārtējās dienas elektroenerģijas tirgos. Attiecīgi sagaidāmās balansēšanas rezervju cenas pieaugs, sasniedzot Eiropas balansēšanas jaudas tirgu izmaksas; 9.4. atsevišķu nozīmīgāko jaudas rezerves nodrošināšanas iekārtu jutīguma analīzes rezultāti rāda, ka aFRR nodrošināšana Baltijas slodzes/frekvences kontroles bloka ietvaros ir ļoti atkarīga no resursu pieejamības, tas ir, ja nav pieejama kāda no tirgus izpētes ietvaros apzinātajām balansēšanas jaudas rezervēm, Baltijas valstīs ir nepietiekamas vai pat nav aFRR rezervju nodrošināšanas iespējas; 9.5. ievērojot Komisijas 2017. gada 23. novembra Regulas Nr. 2017/2195, ar ko izveido elektroenerģijas balansēšanas vadlīnijas (turpmāk – regula 2017/2195), 5. panta 3. punkta ''h'' apakšpunktu un 6. panta 2. punktu, Eiropas Energoregulatoru sadarbības aģentūra 2021. gada 13. augustā pieņēma lēmumu Nr. 10/2021, kurā ir noteikts, ka starp Baltijas valstīm balansēšanas enerģijas apmaiņai maksimālais pieejamais apjoms nedrīkst pārsniegt 50 % no kopējās starpsavienojuma jaudas. Pēc tam kad Baltijas elektroenerģijas sistēmas tiks sinhronizētas ar kontinentālās Eiropas elektroenerģijas sistēmām, balansēšanas tirgum noteiktais starpsavienojumu starp Baltijas valstīm un ar Poliju, Zviedriju un Somiju jaudas apjoms varētu būt ap 20–30 % no kopējā jaudas apjoma (precīzāki nosacījumi var tikt izveidoti tikai pēc tam, kad tiks veikta analīze tirgus efektivitātes novērtēšanā). Šis aspekts, kā norādījis regulators 2021. gada 27. augusta vēstulē Nr. 1-2.40/2435, arī ietekmēs balansēšanas enerģijas apmaiņas iespēju starp Baltijas valstīm slodzes/frekvences kontroles bloka ietvaros un ar Poliju, Zviedriju un Somiju, kas tirgus izpētē nav ņemts vērā, bet var būtiski pazemināt nepieciešamo balansēšanas produktu pieejamību. Uz starpsavienojumu starp Baltijas valstīm un ar Poliju, Zviedriju un Somiju jaudas izmantošanas ierobežojumiem saskaņā ar minēto Eiropas Energoregulatoru sadarbības aģentūra 2021. gada 13. augustā pieņēma lēmumu Nr. 10/2021, kā iesniegumā norādījusi arī akciju sabiedrība; 9.6. ja paļaujas uz elektroenerģijas tirgus dalībnieku tirgus izpētes publiskās konsultācijas posmā sniegto informāciju par jaunajiem projektiem, kuru mērķis ir balansēšanas jaudas rezervju nodrošināšana un kuru īstenošana tiktu pabeigta līdz 2025. gadam, balansēšanas jaudas rezerves nepieciešamajā apjomā 2025. gadā būtu iespējams nodrošināt. Jānorāda, ka tirgus izpētē nav iegūta informācija, kas apliecina, ka šādi projekti nepieciešamajā apjomā līdz 2025. gadam tiks īstenoti. Līdz ar to akciju sabiedrība iesniegumā norādījusi, ka, paļaujoties uz elektroenerģijas tirgus dalībnieku jauno projektu īstenošanu 2025. gadā, pastāv ievērojams risks sekmīgas sinhronizācijas īstenošanai. To pamato arī regulatora 2021. gada 27. augusta vēstulē Nr. 1-2.40/2435 paustais viedoklis, ka nākotnes projektu piedāvājums (par šiem projektiem nav garantijas, ka tie tiks īstenoti) ir tāds, kas veidotu aFRR uz leju regulējošo rezervju apjomu, bet vienlaikus ne vienmēr būtu pieejami, tā kā pamatā jaunie projekti ir saistīti ar vēja un saules enerģijas izmantošanu. 10