Text size:

Network Code on the Functioning of the Electricity System

Issuer:Government
Type:regulation
In force from:27.04.2019
In force until: In force
Translation published:19.12.2019

This Regulation is enacted under subsection 3 of § 42 of the Electricity Market Act.

Chapter 1 General Provisions 

§ 1.  Scope of application

 (1) This Regulation establishes:
 1) requirements applicable in respect of the security of supply in the electricity system;
 2) technical requirements for electrical installations which are dictated by the security of supply in the electricity system;
 3) the rules governing restriction or interruption of the supply of electricity;
 4) technical and metrological requirements for the metering of the electricity consumed from or supplied to the network and for the metering equipment;
 5) the rules governing connection to the network and modification of consumption or generation conditions;
 6) the rules governing the calculation of charges payable to the network operator for connection to the network and for modification of consumption or generation conditions;
 7) conditions for technical cooperation between the transmission network operator and the relevant network operators of neighbouring countries.

 (2) Section 16 is applicable to the following power-generating modules:
 1) power-generating modules that conform to the requirements specified in paragraph 1 of Article 4 of Commission Regulation (EU) 2016/631 establishing a network code on requirements for grid connection of generators (OJ L 112, 27.4.2016, pp. 1–68);
 2) power-generating modules that do not conform to the requirements specified in paragraph 2 of Article 4 of Commission Regulation (EU) 2016/631;
 3) existing power-generating modules which fall under Article 4 of Commission Regulation (EU) 2016/631 and in respect of which the system operator has received an application regarding the implementation of the requirements of Commission Regulation (EU) 2016/631.

§ 2.  Definitions

 (1) The Regulation uses terms as defined for the purposes of the following legal instruments:
 1) § 3 of the Electricity Market Act;
 2) Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/631;
 3) Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/1388 establishing a Network Code on Demand Connection (OJ L 223, 18.8.2016, pp. 10–54);
 4) Article 2 of Commission Regulation (EU) 2016/1447 establishing a network code on requirements for grid connection of high voltage direct current systems and direct current connected power park modules (OJ L 241, 8.9.2016, pp. 1–65);
 5) Article 3 of Commission Regulation (EU) 2017/1485 establishing a guideline on electricity transmission system operation (OJ L 220, 25.8.2017, pp. 1–120);
 6) Article 3 of Commission Regulation (EU) 2017/2196 establishing a network code on electricity emergency and restoration (ELT L 312, 28.11.2017, pp. 54–85).

 (2) In addition to those referred to in subsection 1, this Regulation uses certain terms which are defined as follows:
 1) ‘automatic failure-prevention equipment’ means automatic control devices intended to ensure the stable functioning of the electricity system and to prevent system blackouts, except for automatic control devices which, under an agreement between the market participant and the system operator, alter the generation or usage capacity of the market participant or switch on or off certain electrical equipment of the market participant;
 2) ‘operating security of the electricity system’ means the capacity of the electricity system to ensure the coherent functioning of power plants and electricity networks in the operation of that system;
 3) ‘connection enclosure’ means the electrical enclosure that houses the connection point;
 4) ‘metering system’ means the assembly of metering equipment and accessory devices which is intended to determine the parameters of the electricity consumed from or supplied to the network;
 5) ‘N-1-1’ means emergency switch-off of an element of the electricity system when one of the elements that significantly influences the operation of that system is under maintenance or is being repaired;
 6) ‘area’ means the supply area of a 330 kV substation;
 7) ‘automatic frequency-based device’ means an automatic device for load control that operates based on the frequency of the electricity system;
 8) ‘consumption conditions’ means the voltage system, the capacity of the network connection when electricity is consumed from the network, the permissible duration of interruptions in electricity supply or the time that it takes to restore such supply, and the location of the connection point;
 9) ‘generation conditions’ means the voltage system, the type and maximum capacity of the power-generating module, the capacity of the network connection when electricity is supplied to the network, the permissible duration of interruptions in electricity supply or the time that it takes to restore such supply, and the location of the connection point.

Chapter 2 Security of Supply in the Electricity System 

Division 1 General Requirements 

§ 3.  Requirements for security of supply

 (1) In the event of a disturbance, the unity and operational capacity of the electricity system must persist. Maintaining the security of supply of the system as a whole takes precedence over maintaining the security of supply of a single district.

 (2) When planning the operation and development of the electricity system, provision must be made to avoid the common disturbances N-1 and N-1-1 causing deviations in voltage, frequency or other parameters beyond the limits established in Commission Regulation (EU) 2017/1485, or causing extensive supply interruptions or the loss of system stability.

 (3) During a disturbance and in a situation resulting from the disturbance, it is permissible for the electricity system to operate with a degree of reliability or of security of supply that falls below that which is usual in the operation of that system, or of certain parts of that system, provided this is required for the localization or elimination of the disturbance or for the restoration of electricity supply to consumers. When developing and operating the transmission network, the system operator makes provision for not allowing fault-caused supply interruptions to exceed the limit values set out in the regulation enacted under subsection 5 of § 65 of the Electricity Market Act.

 (4) In order to ensure that the electricity system remains operational, the system operator, in cooperation with the system operators of Latvia and Lithuania, may separate that system from the synchronous area in parallel operation.

Division 2 Planning and Managing the Security of Supply in the Electricity System 

§ 4.  Planning and management of the electrical power balance of the electricity system

 (1) The capacity of the power-generating modules in the electricity system must meet the consumption demand of the system or a part thereof after the automatic failure-prevention equipment has been triggered, and must ensure the required level of short-circuit currents.

 (2) Subsection 1 of this section applies in the case of normal operation, N-1 disturbances and scheduled interruptions of electricity supply.

 (3) The electrical system must have sufficient reserves to guarantee the operational capacity of the system in an emergency.

 (4) The system operator has the right to manage the power supplied by the power-generating modules to the extent of the technically available reserve capacity of the relevant equipment if this is necessary for ensuring the security of supply in the system or for the performance of international agreements.

§ 5.  Planning the stability of the electricity system

 (1) The normal operation of the electricity system must meet the requirements established in Commission Regulation (EU) 2017/1485.

 (2) In order to ensure static stability, the static stability margin of the generators must be at least 20% under normal operation and at least 8% in the restorative state. The stability margin factor kP of a generator is calculated by using the following formula:

where

P0 is the active output power of the generator;

Pmax is the peak value of the load angle characteristic of the electricity system connected to the generator.

 (3) The network operator ensures static stability of the connections between the parts of their electricity network according to active load. The connection’s active-load-basis margin factor is calculated using the following formula:

where

Pmax is the active power corresponding to static stability limit of the connection;
P is the active load passing through the connection;
ΔP is the peak value of irregular oscillations of active load in the connection in the given mode.

 (4) The static stability margin factor calculated according to the connection’s active load must be at least 20% under normal operation and at least 8% in the restorative state.

 (5) In the nodes of the electricity network and at consumer connection points, the network operator ensures static stability according to voltage. The voltage-basis margin factor is calculated using the following formula:

where

Ukr is the voltage corresponding to the static stability limit of the given load node;
U is the load node voltage.

 (6) The static stability margin factor calculated on a voltage basis must be at least 15% under normal operation and at least 10% in the restorative state.

§ 6.  Taking of measures to ensure security of supply

 (1) Electricity undertakings operating in the electricity system take measures to ensure the security of supply at the directions of the system operator.

 (2) In order to ensure the security of supply in the electricity system or a part of the system, the system operator may, in an emergency, switch off consumption or generation to the extent that is technically required.

§ 7.  Operation of automatic failure-prevention equipment to prevent system blackout

 (1) A disturbance must lead to the activation of the relevant automatic frequency-based devices in order to maintain the balance of generation and consumption in the electricity system. The permitted frequency limits are set out in the system defence plan drawn up in accordance with Commission Regulation (EU) 2017/2196.

 (2) Where a disturbance leads to more than one element disconnecting from the electricity system, automatic voltage-based load-shedding devices may be activated which may disconnect up to 80% of the electrical installations connected to the network in one or several areas.

 (3) The system operator may require market participants who possess automatic failure-prevention equipment to verify the proper functioning of such equipment or to verify this itself.

§ 8.  Re-energization of the electricity system

  After a blackout of the electricity system, the system operator re-energizes the system in accordance with the system defence plan developed according to Commission Regulation (EU) 2017/2196.

Division 3 Disturbances of the Electricity System and their Consequences 

§ 9.  Tripping of one element (N-1)

 (1) The tripping of one element in the system must not cause interruption of consumer supply in the entire area or trigger the operation of automatic failure-prevention equipment.

 (2) The system operator eliminates the disturbance in the electricity system following the system defence plan developed according to Commission Regulation (EU) 2017/2196.

 (3) An interruption of electricity supply involving an entire area is not permitted when the electricity system is in normal operation or in maintenance mode.

§ 10.  Simultaneoustripping of two elements (N-2)

 (1) The simultaneous tripping of two elements must not cause a blackout of the electricity system.

 (2) In the event of the simultaneous tripping of two elements, it is permissible for electricity consumption to shut down entirely in one or several areas or, up to 80%, in the entire electricity system.

 (3) In the event of the simultaneous tripping of two elements when the electricity system is in normal operation or maintenance mode, the interruption of local electricity supply is permissible.

 (4) When the electricity system is in normal operation mode, it is permitted to interrupt the electricity supply of up to 80% of the consumers of an area provided the area’s automatic failure-prevention equipment has been triggered.

 (5) During scheduled maintenance, interruption of the electricity supply of an entire area is permitted.

 (6) In the normal operation mode or during scheduled maintenance it is not permitted to interrupt the electricity supply of several areas simultaneously. In both cases, it is permissible for automatic failure-prevention equipment to be triggered.

§ 11.  Simultaneous tripping of more than two elements (N-X)

 (1) As a result of a simultaneous disturbance in more than two elements, the stability of the entire electricity system may be lost and the system may disintegrate into islands, leading to a complete interruption of supply in an area or in several areas.

 (2) In order to eliminate the disturbances named in subsection 1, the system operator develops a plan that makes provision for restoring the unity and security of supply of the electricity system. The system operator installs automatic failure-prevention equipment to prevent disturbance-triggered blackouts of the entire system.

§ 12.  Criteria for the operating security of the electricity system

  The criteria for the operating security of the electricity system are set out in the Annex entitled ‘Operational Requirements for the Electricity System’.

Division 4 Generation Supply Required in order to Meet Consumption Demand 

§ 13.  Adequacy of the electricity system

 (1) ‘Adequacy of the electricity system’ means the capacity of that system, in its normal state, to ensure a balance between the consumption and generation of electricity, taking into account scheduled interruptions which have an impact on the adequacy of the system as well as the disturbances described in sections 9–11.

 (2) The system operator assesses the adequacy of the electricity system when preparing the report mentioned in subsection 7 of § 39 of the Electricity Market Act, having regard to the provisions of this Division as well as European-level and regional generation adequacy analyses.

 (3) For performing an assessment of the adequacy of the electricity system, the electricity producers present to the system operator, following a corresponding request by that operator which has been transmitted at the latest on 1 January, by 1 February immediately following the transmission of the request, the following information concerning the next fifteen years:
 1) for each synchronous power-generating module and each power park module, their installed generation capacity;
 2) for each synchronous power-generating module and each power park module, their conserved generation capacity;
 3) for each synchronous power-generating module and each power park module, the generation capacity in use;
 4) for each generation unit, the average value of generation capacity that is out of order;
 5) for each generation unit, the generation capacity that is undergoing scheduled repairs;
 6) for each synchronous power-generating module and each power park module, the generation capacity that is under reconstruction;
 7) for each synchronous power-generating module and each power park module, their new generation capacity;
 8) for each synchronous power-generating module and each power park module, the generation capacity tied into the reserves or generation measures of other states;
 9) for each power-generating module, any other restrictions.

§ 14.  Assessment of generation supply required for meeting consumption demand

 (1) The system operator draws up an assessment of the generation supply required for meeting consumption demand, basing that assessment on the requirement that the adequacy reserve of the system may not be less than the system’s maximum daily consumption, which is augmented by a 10% reserve to ensure the supply of electricity in the event of unforeseen load fluctuations or extended unscheduled interruptions in generation.

 (2) In addition to the requirement mentioned in subsection 1, the system operator considers the following when drawing up the assessment of the generation supply required for meeting consumption demand:
 1) the availability of the rated capacity of power plants;
 2) scheduled interruptions;
 3) unscheduled interruptions;
 4) generation reserve required for system services of the transmission network;
 5) connection contracts concluded with producers;
 6) electricity import and export contracts concluded with producers.

 (3) The adequacy reserve of the electricity system is calculated using the following formula:

where

Pinst is the net capacity installed in the system;

Pimp is the capacity that can be imported according to the system operator’s assessment;

Pmittekasut is the net capacity which is installed in the system but which is unusable according to the system operator’s assessment;

Prekonstr are the power-generating modules which cannot be used due to reconstruction or due to scheduled repairs;

Pavarii are the power-generating modules which cannot be used due to unscheduled interruptions;

Psüsteemiteen are the reserves at the disposal of the system operator;

Peksp is the capacity stipulated in binding export contracts;

Ptipukoormus is the estimated maximum net consumption of the electricity system including losses.

 (4) Pmittekasut includes:
 1) power-generating modules that have an irregular generation cycle and cogeneration plants that are exclusively heat driven;
 2) power-generating modules that are not used due to environmental restrictions:
 3) temporarily shut-down power-generating modules;
 4) power-generating modules which are not used due to limitations of fuel supply, or unused net capacity.

 (5) When ascertaining the adequacy reserve of the electricity system, consideration is to be given to throughput restrictions imposed by the system operator on export from and import to the neighbouring electricity systems and the dependence of those systems on the transit passing through the Estonian electricity system.

 (6) Market participants must notify the system operator in advance of any electricity export and import contracts they envisage to conclude.

§ 15.  Publication of assessments and estimates

 (1) The system operator draws up a forecast of maximum and minimum consumption, assesses the potential difference between the base load and peak load and publishes the results on its website by 1 June each year. When drawing up a forecast of maximum consumption, the weather conditions characteristic of the season are taken as the basis.

 (2) The system operator publishes on its website, by 1 June each year, for the January, which is indicative of maximum consumption, and for the July, which is indicative of minimum consumption, of each of the following fifteen years, an assessment of system adequacy and of the generation supply required for meeting consumption demand.

Chapter 3 Technical Requirements Applicable to Power-Generating Modules 

§ 16.  Requirements for power-generating modules

 (1) Power-generating modules are divided into the following categories:
 1) type A modules – characterized by a connection point voltage below 110 kilovolts (hereinafter, ‘kV’) and by a maximum electrical capacity below 0.5 megawatts (hereinafter, ‘MW’);
 2) type B modules – characterized by a connection point voltage below 110 kilovolts and by a maximum electrical capacity at least of 0.5 MW but below 5 MW;
 3) type C modules – characterized by a connection point voltage below 110 kilovolts and by a maximum electrical capacity at least of 5 MW but below 15 MW;
 4) type D modules – characterized by a connection point voltage at least of 110 kilovolts or by a maximum electrical capacity at least of 15 MW.

 (2) Power-generating modules must meet the requirements established in Commission Regulation (EU) 2016/631.

Chapter 4 Conditions for Technical Cooperation between the System Operator and the Relevant Market Participants of the Neighbouring States  

§ 17.  Managing the operation of the electricity system in a synchronous area

 (1) If the electrical system is operating in a synchronous area and a part of the management of the operation of the synchronous area has been entrusted to the operator of the synchronous area by contracts, the duties related to the management of the synchronous area take precedence over duties related to the operation of the system, and the system operator fulfils the instructions of the operator of the synchronous area as a first priority.

 (2) Technical issues related to the stability of the electricity system operating within a synchronous area are resolved by the system operator in cooperation with the operator of the synchronous area.

§ 18.  Reserves of capacity and of energy

 (1) An emergency reserve is intended as a replacement for any generation or transmission capacity in the electricity system that unexpectedly goes offline. In a synchronous area, allocation of the inter-system emergency reserve is provided for by an agreement concluded between the system operators.

 (2) An adjustment reserve is intended to provide for balancing in accordance with clause 1 of Article 2 of Commission Regulation (EU) 2017/2195 establishing a guideline on electricity balancing (OJ L 312, 28.11.2017, pp. 6–53).

 (3) The system operator may purchase capacity reserves from neighbouring electricity systems of the synchronous area. The costs of the purchase are divided between the electricity systems of the synchronous area by mutual agreement.

 (4) The volume of the electricity system’s adjustment reserve and emergency reserve and the rules governing the use of those reserves are determined by contracts concluded between the system operators.

 (5) The system operator ensures the procurement and use of inter-system reserves.

Chapter 5 Connection to the Network and the Calculation of Fees 

§ 19.  Application for connection and the modification of consumption and production conditions

 (1) In order for a new network connection to be established or for the consumption and production conditions of an existing network connection to be modified, the market participant files an application with the network operator as well as, where the network operator demands this, the following particulars and documents:
 1) with respect to the electrical installation that is to be connected to the network, the decision establishing the spatial plan that allows such an installation to be erected, the conditions for designing that installation or the building permit for the installation, to show that the installation complies with the land use or building conditions of the spatial plan, or with the conditions for designing the installation, or with the building permit;
 2) the decision made by the decision-maker referred to in the Environmental Impact Assessment and Environmental Management System Act, which proves that environmental impact has been assessed, or under which the assessment of such an impact is not required;
 3) documents showing that the market participant who wishes to be connected to the network has a legal basis for using the registered immovable or building for which they wish a network connection to be established.

 (2) The network operator has no right to demand the particulars and documents mentioned in subsection 1 if modification of the consumption or production conditions of the existing network connection does not require the building of a new connection point or the installation of a supplementary production module or where the capacity of the power-generating module to be connected to the network is up to 15 kW.

 (3) Any new connection to the transmission network is established at the nominal voltage of 110 kV or 330 kV.

 (4) Any market participant who, under subsection 2 of § 22 of the Electricity Market Act, does not require an authorization in order to provide a network service, may either be connected to the transmission network or to the distribution network.

 (5) In the case where a new network connection is to be established or the consumption or production conditions of an existing network connection are to be modified, the configuration and technical parameters of the network are determined by the network operator.

 (6) Where the market participant so wishes, the network operator issues them with the technical conditions for the connection which set out the estimated connection fee as well as information concerning connection-related reconstructions of the electricity network and connection-related new electrical installations.

§ 20.  General conditions of the connection contract

 (1) In order for a new network connection to be established for a given electrical installation, or for the consumption or production conditions of an active network connection to be modified, the network operator, following the corresponding application, issues a contract offer, which includes at least the following conditions:
 1) the consumption or production conditions requested;
 2) the amount of the connection fee or of the fee charged for modification of the conditions, and the conditions applicable to payment of that fee;
 3) the time-limit for establishing the new network connection or for modifying the consumption or production conditions;
 4) the conditions for amending and for terminating the contract.

 (2) Unless agreed otherwise, the offer to conclude a connection contract remains valid for 60 days from the day it was issued.

 (3) If no design work or building work needs to be carried out in order to perform the connection contract, the network operator has the right to present an invoice to the market participant for the costs associated with conducting the procedure and performing the operations related to the conclusion of the connection contract, to be paid as one of the instalments under the connection contract.

§ 21.  Contract for connection to the transmission network

 (1) Unless agreed otherwise, the transmission network operator issues the market participant with an offer for the conclusion of the connection contract within 90 days from receiving a corresponding application that meets the requirements.

 (2) Unless agreed otherwise, the instalments to be paid under the network contract concluded between the market participant and the transmission network operator are divided as follows:
 1) the first instalment makes up 20% of the initial fee stipulated in the connection contract;
 2) the second instalment makes up 50% of the initial fee stipulated in the connection contract;
 3) the third instalment constitutes the remainder of the actual costs from which the amounts paid in accordance with clauses 1 and 2 have been subtracted.

 (3) Unless agreed otherwise, the market participant pays the instalment mentioned in clause 1 of subsection 2 within 60 days from concluding the connection contract and the instalments under clauses 2 and 3 within 45 days from receiving the corresponding invoice.

 (4) Unless agreed otherwise, the network operator issues the invoice under clause 2 of subsection 2 within 20 days following announcement of the winning tender, and the transmission network operator issues the invoice under clause 3 within 30 days following completion of the connection point.

§ 22.  Contract for connection to the distribution network

 (1) Unless agreed otherwise, the distribution network operator issues the market participant with an offer for conclusion of the connection contract within 30 days from receiving a corresponding application that meets the requirements.

 (2) If the making of the offer by the distribution network operator depends on an operation to be performed by the transmission network operator, and unless agreed otherwise, the distribution network operator issues the offer for the connection contract within 30 days following the performance of the operation by the transmission network operator.

 (3) The distribution network operator and the market participant may conclude the connection contract and the network contract at the same time.

§ 23.  Notification of connection of power-generating modules to the distribution network and its approval by the transmission network operator

 (1) The network operator presents the transmission network operator, by 1 February of every year, with information, by each connection to the transmission network, concerning the net installed capacity of each connected synchronous module and energy farm module.

 (2) Prior to connecting a type C or type D power-generating module to the network, the owner of the module is to obtain the approval of the transmission network operator regarding the design documentation of the electrical part of the power-generating module and the modelling model that conforms to Commission Regulation (EU) 2016/631.

 (3) The system operator disseminates, by 1 June of every year, through its website, the following particulars concerning the power-generating modules connected to the network:
 1) the time the module was connected to the network;
 2) the location of the connection point and the connection voltage;
 3) the name of the power plant;
 4) the type of the power plant;
 5) the capacity connected.

§ 24.  Special rules for connection to the network of power-generating modules

 (1) If the offer of connection is issued to a producer who performs their generation by a cogeneration plant whose maximum electrical capacity is up to 5 MW or a generating module whose maximum electrical capacity is up to 200 kW, the transmission network operator, when drawing up the connection offer, does not take into account:
 1) any connection offers made to other producers;
 2) production capacities with respect to which a connection contract has been concluded but whose connection to the electricity network is scheduled such that it post-dates the connection to the network of the generating modules of the producer who is requesting a connection offer.

 (2) If connection to the electricity network of a cogeneration plant whose maximum electrical capacity is up to 5 MW or of a generating module whose maximum electrical capacity is up to 200 kW has an impact on the connection capacity of the producer who concluded the connection contract, the transmission network operator establishes an additional connection capacity in order for such a module to be connected. In this case, the connection costs are also deemed to include costs that are incurred when, due to the connection, the network development obligation is performed before scheduled time.

 (3) The costs of performing the network development obligation are not to be included in the connection fee if the network operator has started to perform that obligation before the filing of the connection application. The definitive connection fee is set by the network operator in the connection offer.

 (4) The network operator has started to perform the development obligation if the corresponding investment appears in the plan of approved investments for at least the year when the connection offer is made or for the year following that year.

§ 25.  Connection fee and the fee for modification of consumption or production conditions

 (1) When calculating the connection fee to be charged for establishing a new network connection, or the fee for a modification of consumption or production conditions, the network operator proceeds based on the justified costs involved. The connection fee or the fee for the modification of consumption or production conditions, and any components of those fees, may be based on average costs.

 (2) In the accounts for a given year, the total of the connection fees or of the fees for modifications of consumption or production conditions that have been charged by the distribution network operator may not exceed the expenditures made towards performing the connection contracts.

 (3) The expenditure required to connect new consumption or production capacities or for modification of consumption or production conditions is included in the connection fee or the fee for modification of the consumption or production conditions.

§ 26.  Location and description of the connection point

 (1) In the case of connection to the distribution network at a voltage of up to 1000 volts (hereinafter, ’V’), the connection point is located:
 1) in close proximity to the relevant registered immovable that belongs to the market participant;
 2) in the connection enclosure located on the registered immovable of the market participant;
 3) in the distribution device of the substation situated in the registered immovable of the market participant or on the border of that immovable
 4) in the connection enclosure of the relevant building or
 5) at a location agreed between the market participant and the network operator.

 (2) In the case of connection to the distribution network at a voltage of over 1000 volts, the connection point is located in the distribution device of the substation or on a pole supporting the overhead line, or at a location agreed between the market participant and the network operator.

 (3) If the location of an existing connection point whose voltage falls under 1000 V is not fixed with the network operator in a document, the connection point is located:
 1) in the case of supply from an overhead line, on the first insulators as viewed from the supply side which are located on the building or on the upright trunking conduit;
 2) at the point where the cable that is part of the consumer’s electrical installation connects to the overhead line of the network operator;
 3) in the distribution enclosure of the cabling installation or in the distribution device of the substation;
 4) in the cabling installation of a residential building, in the main enclosure, on the building-side terminals of the main breaker.

 (4) In cases falling under clause 1 of subsection 3, the upright conduit and insulators constitute a part of the consumer’s electrical installation, while the connection terminals or connection bandages belong to the network operator. In cases falling under clause 2 of subsection 3, the connection terminals or connection bandages belong to the network operator. In cases falling under clause 3 of subsection 3, the cable and cable shoes are part of the consumer’s electrical installation.

 (5) In the case of connection to the transmission network, the connection point is located in the substation.

§ 27.  Ensuring a network connection

 (1) The network operator ensures the presence of a network connection that conforms to the connection contract, provided a valid network contract has been concluded with respect to the use of the network connection and provided no grounds for refusing the provision of network service are present.

 (2) The network operator energizes the network connection after it has verified, by consulting the technical regulatory information system established under § 12 of the Equipment Safety Act, that an audit of the relevant electrical installation has been performed, and that according to the verdict of that audit, the equipment is in working order and safe to be used for its intended purpose and in the intended manner.

 (3) If, under the regulation on requirements for electrical installations that has been enacted under clauses 1−C0#3F4 of subsection 4 of § 9 of the Equipment Safety Act, the auditing of the electrical installation prior to its being taken into commission is not required, the network operator energizes the connection after it has received the certificate provided for in the aforementioned regulation concerning conformity to the requirements and safety of use of the electrical installation in question.

§ 28.  Changing of the voltage system

 (1) If the changing of the voltage system at low voltage (up to 1000 V) is initiated by the network operator, the consumer must ensure, within three years from receiving the corresponding notice from the network operator, that their electrical installation meets the requirements and adjust it such that it conforms to the new voltage system. The designing and building of the cable installation between the connection enclosure that is part of the consumer’s electrical installation and the main distribution board enclosure of the building is funded and arranged by the network operator.

 (2) If the changing of the voltage system at a medium or high voltage (over 1000 V) is initiated by the network operator, the consumer must ensure that their electrical installation meets the requirements and adjust it such that it conforms to the new voltage system, and the network operator bears the related justified costs.

 (3) The changing of the voltage system at the initiative of the consumer is regarded as modification of the consumption or production conditions.

Chapter 6 Metering 

§ 29.  Requirements applicable to the metering of electricity

 (1) The network operator or the possessor of a closed distribution network meters, in kilowatt-hours (hereinafter, ’kWh’), the active energy consumed by the market participant provided that the contract concluded with the market participant provides for the possibility of taking electrical energy from the network.

 (2) The network operator or the possessor of the closed distribution network meters, in kWh, the active energy supplied to the network by the market participant provided the contract concluded with that market participant provides for the possibility of feeding electrical energy into the network.

 (3) The network operator or the possessor of the closed distribution network meters, in kilovolt-ampere reactive hours, the reactive energy consumed from or supplied to the network by the market participant provided that, at a voltage of up to 1000 V, the breaker at the market participant’s connection point exceeds 63 amperes, or the connection point of the market participant operates on a voltage that exceeds 1000 V.

 (4) The requirement of metering reactive energy does not apply to residential buildings in which the end consumer is a household consumer.

 (5) The metering described in subsections 1–3 must be performed by a remote reading device. The requirement of metering by means of a remote reading device does not apply if no electricity has been consumed at the point of consumption starting 1 January 2013, as long as consumption has not been resumed.

 (6) The market participant ensures that the electricity generated or consumed in the power plant is metered by energy type.

 (7) The line possessor meters the quantities of electricity supplied to, and consumed via, a direct line.

§ 30.  Special rules for metering

 (1) If the consumption of network services and of electricity is metered elsewhere than at the connection point, the network operator determines the volume of network services that have been provided, and the amount of electricity that has been consumed, by means of a calculation.

 (2) The calculation referred to in subsection 1 is based on the metered volume of the network services provided, on the metered amounts of electricity, on the active resistance of the network between the metering point and the connection point and on the technical parameters of the electrical installations between the metering device and the connection point.

 (3) In residential buildings, the calculation referred to in subsection 1 is based on the volume of the network services and amounts of electricity as metered at the connection point and at the metering points, and on the difference between these.

 (4) The metering obligation lies on the network operator whose business occupies a higher level in the electricity system in terms of technical parameters. In the case that the operators are on an equal level, the metering obligation is allocated by the system operator.

 (5) A remote reading device must make it possible:
 1) to transmit to the network operator, through the data communication network, at least once in every 24 hour day, metering data recorded in each trading period;
 2) to ensure access, by a person agreed between the market participant and the network operator, to metering data referred to in clause 1.

§ 31.  Replacement of the metering system

 (1) If necessary, the electricity metering system of an apartment in an apartment building is replaced by the network operator, provided electricity is sold directly to the owner or occupant of the apartment.

 (2) If the owner of a registered immovable wishes to start using a single metering system for payment purposes, that owner must permit the network operator to remove the metering system which belongs to that network operator.

 (3) If the time limit for verification of the metering system that belongs to the consumer has expired, the network operator replaces that metering system, at their own expense, by a metering system that belongs to themselves.

Chapter 7 Implementing Provision 

§ 32.  Entry into force of this Regulation

  This regulation enters into force on 27 April 2019.

Väljaandja:Vabariigi Valitsus
Akti liik:määrus
Teksti liik:algtekst-terviktekst
Redaktsiooni jõustumise kp:27.04.2019
Redaktsiooni kehtivuse lõpp:14.05.2021
Avaldamismärge:RT I, 21.02.2019, 2

Määrus kehtestatakse elektrituruseaduse § 42 lõike 3 alusel.

1. peatükk Üldsätted 

§ 1.  Kohaldamisala

  (1) Määrusega kehtestatakse:
  1) elektrisüsteemi varustuskindluse suhtes kohaldatavad nõuded;
  2) elektrisüsteemi varustuskindlusest tulenevad tehnilised nõuded elektripaigaldistele;
  3) elektrivarustuse piiramise ja katkestamise kord;
  4) võrgust tarbitud või võrku antud elektrienergia mõõtmisele ja mõõteseadmetele kohaldatavad tehnilised ja metroloogianõuded;
  5) võrguga ühendamise ja tarbimis- või tootmistingimuste muutmise kord;
  6) võrguettevõtja poolt võrguga ühendamise ja tarbimis- või tootmistingimuste muutmise eest võetava tasu arvestamise kord;
  7) põhivõrguettevõtja ja naaberriikide asjaomaste võrguettevõtjate tehnilise koostöö tingimused.

  (2) Paragrahvi 16 kohaldatakse järgmistele tootmismoodulitele:
  1) tootmismoodulid, mis täidavad komisjoni määruse (EL) 2016/631, millega kehtestatakse võrgueeskiri elektritootmisüksuste võrku ühendamise nõuete kohta (ELT L 112, 27.4.2016, lk 1–68), artikli 4 lõikes 1 sätestatud tingimusi;
  2) tootmismoodulid, mis ei vasta komisjoni määruse (EL) 2016/631 artikli 4 lõikes 2 sätestatud tingimustele;
  3) komisjoni määruse (EL) 2016/631 artikli 4 kohased olemasolevad tootmismoodulid, mille kohta on süsteemihaldurile esitatud taotlus komisjoni määruse (EL) 2016/631 nõuete rakendamiseks.

§ 2.  Terminid

  (1) Määruses kasutatakse termineid järgmiste õigusaktide tähenduses:
  1) elektrituruseaduse § 3;
  2) komisjoni määruse 2016/631 artikkel 2;
  3) komisjoni määruse 2016/1388, millega kehtestatakse võrgueeskiri tarbimise ühendamise kohta (ELT L 223, 18.8.2016, lk 10–54), artikkel 2;
  4) komisjoni määruse 2016/1447, millega kehtestatakse võrgueeskiri alalisvooluülekandesüsteemide ja alalisvooluühendusega energiapargimoodulite võrguühenduse nõuete kohta (ELT L 241, 8.9.2016, lk 1–65), artikkel 2;
  5) komisjoni määruse 2017/1485, millega kehtestatakse elektri ülekandesüsteemi käidueeskiri (ELT L 220, 25.8.2017, lk 1–120), artikkel 3;
  6) komisjoni määruse 2017/2196, millega kehtestatakse elektrivõrgu hädaolukorra ja taastamise eeskiri (ELT L 312, 28.11.2017, lk 54–85), artikkel 3.

  (2) Lisaks lõikes 1 nimetatule kasutatakse termineid järgmises tähenduses:
  1) avariitõrjeautomaatika – elektrisüsteemi stabiilse talitluse tagamiseks ja elektrisüsteemi kustumise vältimiseks mõeldud automaatikaseadmed, välja arvatud automaatikaseadmed, millega muudetakse süsteemihalduri ja turuosalise vahelise kokkuleppe alusel turuosalise tootmis- või tarbimisvõimsust ning lülitatakse vajaduse korral sisse või välja turuosalise elektriseadmeid;
  2) elektrisüsteemi töökindlus – elektrisüsteemi võime tagada elektrijaamade ja elektrivõrkude koostöö elektrisüsteemi talitluses;
  3) liitumiskilp – elektrikilp, milles asub liitumispunkt;
  4) mõõtesüsteem – mõõtevahendite ja lisaseadmete kogum, mis on ette nähtud võrgust tarbitud või võrku antud elektrienergia parameetrite määramiseks;
  5) N-1-1 – ühe elektrisüsteemi elemendi avariiline väljalülitumine, kui mõni elektrisüsteemi tööd oluliselt mõjutav element on hoolduses või remondis;
  6) piirkond – 330 kV pingega alajaama toitepiirkond;
  7) sagedusautomaat – elektrisüsteemi sageduse järgi koormuse juhtimise automaat;
  8) tarbimistingimused – pingesüsteem, võrguühenduse läbilaskevõime elektrienergia võrgust tarbimisel, elektrivarustuse lubatud katkestusaeg või elektrivarustuse taastamise aeg, liitumispunkti asukoht;
  9) tootmistingimused – pingesüsteem, tootmismooduli tüüp ja maksimumvõimsus, võrguühenduse läbilaskevõime elektrienergia võrku andmisel, elektrivarustuse lubatud katkestusaeg või elektrivarustuse taastamise aeg, liitumispunkti asukoht.

2. peatükk Elektrisüsteemi varustuskindlus 

1. jagu Üldnõuded 

§ 3.  Nõuded varustuskindlusele

  (1) Elektrisüsteemi ühtsus ja töövõime peavad häiringu korral säilima. Ühe piirkonna varustuskindluse säilitamisest tähtsam on säilitada süsteemi kui terviku varustuskindlus.

  (2) Elektrisüsteemi talitlust ja arengut kavandades tuleb arvestada, et sagedamini esinevad häiringud N-1 ja N-1-1 ei põhjustaks pinge või sageduse või muude suuruste kõrvalekaldeid komisjoni määrusega (EL) 2017/1485 sätestatud piiridest, ulatuslikke toitekatkestusi või süsteemi stabiilsuse kadumist.

  (3) Häiringu ajal ja häiringu tõttu tekkinud olukorras võivad elektrisüsteem ja selle osad talitleda tavalisest väiksema töö- ja varustuskindlusega, kui see on vajalik häiringu lokaliseerimiseks või kõrvaldamiseks või tarbijate elektrivarustuse taastamiseks. Põhivõrku arendades ja käitades arvestab süsteemihaldur, et riketest tingitud toitekatkestused ei ületaks elektrituruseaduse § 65 lõike 5 alusel kehtestatud määruses sätestatud piirväärtusi.

  (4) Elektrisüsteemi töövõime tagamiseks võib süsteemihaldur koostöös Läti ja Leedu süsteemihalduritega eraldada elektrisüsteemi paralleeltalitlusega sünkroonalast.

2. jagu Elektrisüsteemi varustuskindluse kavandamine ja haldamine 

§ 4.  Elektrisüsteemi elektrivõimsuse bilansi kavandamine ja haldamine

  (1) Elektrisüsteemis olevate tootmismoodulite võimsus peab rahuldama süsteemi või selle osa tarbimise nõudluse pärast avariitõrjeautomaatika talitlemist ning tagama lühisvoolude vajaliku taseme.

  (2) Lõiget 1 kohaldatakse tavatalitluse, N-1 häiringute ja kavandatud elektrienergia saamata jäämise suhtes.

  (3) Elektrisüsteemi töövõime tagamiseks hädaseisundi korral peab süsteemis olema piisav reserv.

  (4) Süsteemihalduril on õigus hallata tootmismoodulite väljastatavat võimsust seadmete tehniliselt võimaliku reservi ulatuses juhul, kui see on vajalik elektrisüsteemi varustuskindluse tagamiseks või riikidevaheliste lepingute täitmiseks.

§ 5.  Elektrisüsteemi stabiilsuse planeerimine

  (1) Elektrisüsteemi tavatalitlus peab vastama komisjoni määruses (EL) 2017/1485 sätestatud nõuetele.

  (2) Staatilise stabiilsuse tagamiseks peab generaatorite staatilise stabiilsuse varu tavatalitluses olema vähemalt 20% ja avariijärgses talitluses vähemalt 8%. Generaatori stabiilsuse varutegur kP arvutatakse järgmise valemiga:

kus

P0 on generaatorist väljastatav aktiivvõimsus;

Pmax on generaatoriga ühendatud elektrisüsteemi võimsuse nurkkarakteristiku amplituud.

  (3) Võrguettevõtja tagab elektrivõrgu osade ühenduste staatilise stabiilsuse aktiivvõimsuse järgi. Ühenduse aktiivvõimsusest lähtudes arvutatakse varutegur järgmise valemiga:

kus

Pmax on ühenduse staatilise stabiilsuse piirile vastav aktiivvõimsus;
P on ühendust läbiv aktiivvõimsus;
ΔP on ühenduses sel režiimil esinevate ebaregulaarsete aktiivvõimsuse võngete amplituudväärtus.

  (4) Ühenduse aktiivvõimsuse järgi arvutatav staatilise stabiilsuse varutegur peab tavatalitluses olema vähemalt 20% ja avariijärgses talitluses vähemalt 8%.

  (5) Elektrivõrgu sõlmedes ja tarbija liitumispunktides tagab võrguettevõtja staatilise stabiilsuse pinge järgi. Pinge järgi arvutatakse varutegur valemiga:

kus

Ukr on vaadeldava koormussõlme staatilise stabiilsuse piirile vastav pinge;
U on koormussõlme pinge.

  (6) Pinge järgi arvutatav staatilise stabiilsuse varutegur peab tavatalitluses olema vähemalt 15% ja avariijärgses talitluses vähemalt 10%.

§ 6.  Varustuskindluse tagamise abinõude rakendamine

  (1) Elektrisüsteemis tegutsev elektriettevõtja rakendab varustuskindluse tagamise abinõusid süsteemihalduri korraldusel.

  (2) Elektrisüsteemi või selle osa varustuskindluse tagamiseks võib süsteemihaldur hädaseisundi korral lülitada tarbimise või tootmise tehniliselt vajalikus mahus välja.

§ 7.  Avariitõrjeautomaatika talitlemine elektrisüsteemi kustumise vältimiseks

  (1) Häiringu tagajärjel peavad rakenduma sagedusautomaadid, et tagada elektrisüsteemis tootmise ja tarbimise tasakaal. Sageduse lubatud piirid sätestatakse komisjoni määruse (EL) 2017/2196 kohases süsteemikaitsekavas.

  (2) Kui häiringu tõttu langeb elektrisüsteemist välja üle ühe elemendi, võib rakendada pinge järgi koormuse vähendamise automaate, mis võivad ühes või mitmes piirkonnas välja lülitada kuni 80% võrguga ühendatud elektripaigaldistest.

  (3) Süsteemihaldur võib avariitõrjeautomaatikaga varustatud turuosalistelt nõuda avariitõrjeautomaatika korrektse toimimise kontrollimist või teha seda ise.

§ 8.  Elektrisüsteemi taaspingestamine

  Pärast elektrisüsteemi kustumist taaspingestab süsteemihaldur selle komisjoni määruse (EL) 2017/2196 kohase taastamiskava alusel.

3. jagu Elektrisüsteemi häiringud ja nende tagajärjed 

§ 9.  Ühe elemendi väljalülitumine (N-1)

  (1) Ühe elemendi väljalülitumine ei tohi põhjustada kogu piirkonna tarbijate elektrivarustuse katkestust ega avariitõrjeautomaatika talitlemist.

  (2) Süsteemihaldur kõrvaldab elektrisüsteemi häiringu komisjoni määruse (EL) 2017/2196 kohase süsteemikaitsekava järgi.

  (3) Elektrisüsteemi tavatalitluse ja hooldustalitluse korral ei ole kogu piirkonda hõlmav elektrikatkestus lubatud.

§ 10.  Kahe elemendi samaaegne väljalülitumine (N-2)

  (1) Kahe elemendi samaaegne väljalülitumine ei tohi põhjustada elektrisüsteemi kustumist.

  (2) Kahe elemendi väljalülitumise korral on lubatud ühe või mitme piirkonna või kuni 80% kogu elektrisüsteemi tarbimise väljalülitumine.

  (3) Kahe elemendi väljalülitumise korral on tava- ja hooldustalitlusel kohaliku elektrivarustuse katkestus lubatud.

  (4) Elektrisüsteemi tavatalitluse korral võib piirkonnas katkestada kuni 80% tarbijate elektrivarustuse, kui seal toimib avariitõrjeautomaatika.

  (5) Plaanilise hoolduse korral võib katkestada kogu piirkonna elektrivarustuse.

  (6) Tavatalitluse ja plaanilise hoolduse korral ei või mitme piirkonna elektrivarustust samal ajal katkestada. Neil juhtudel on lubatud avariiautomaatika toimimine.

§ 11.  Enam kui kahe elemendi samaaegne avariiline väljalülitumine (N-X)

  (1) Enam kui kahe elemendi samaaegse häiringu tagajärjel võib kogu elektrisüsteem kaotada stabiilsuse ja jaguneda iseseisvateks osadeks ning tekitada seeläbi mõne piirkonna täieliku elektrikatkestuse.

  (2) Lõikes 1 nimetatud häiringute kõrvaldamiseks töötab süsteemihaldur välja plaani, milles nähakse ette elektrisüsteemi terviklikkuse ja varustuskindluse taastamine. Süsteemihaldur paigaldab avariitõrjeautomaatika seadmed, et vältida häiringute tagajärjel kogu elektrisüsteemi kustumist.

§ 12.  Elektrisüsteemi töökindluse kriteeriumid

  Elektrisüsteemi töökindluse kriteeriumid on esitatud lisas „Elektrisüsteemi talitluse nõuded”.

4. jagu Tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajalik tootmisvaru 

§ 13.  Elektrisüsteemi piisavus

  (1) Elektrisüsteemi piisavus on elektrisüsteemi võime tagada elektri tarbimise ja tootmise vaheline tasakaal normaalolukorras, arvestades elektrisüsteemi piisavust mõjutavaid planeeritud katkestusi ja §-des 9–11 kirjeldatud häiringuid.

  (2) Süsteemihaldur hindab elektrisüsteemi piisavust elektrituruseaduse § 39 lõikes 7 nimetatud aruande koostamisel, kasutades käesolevas jaos sätestatut ning üleeuroopalisi ja regioonaalseid tootmispiisavuse analüüse.

  (3) Elektrisüsteemi piisavuse hindamiseks esitavad elektritootjad süsteemihaldurile tema hiljemalt 1. jaanuaril esitatud päringu korral vahetult järgnevaks 1. veebruariks järgneva viieteistkümne aasta kohta järgmised andmed:
  1) installeeritud tootmisvõimsus iga sünkroonmooduli ja energiapargimooduli kohta;
  2) konserveeritud tootmisvõimsus iga sünkroonmooduli ja energiapargimooduli kohta;
  3) kasutatav tootmisvõimsus iga sünkroonmooduli ja energiapargimooduli kohta;
  4) keskmiselt avariis olev tootmisvõimsus iga tootmisüksuse kohta;
  5) plaanilises remondis olev tootmisvõimsus iga tootmisüksuse kohta;
  6) rekonstrueerimisel olev tootmisvõimsus iga sünkroonmooduli ja energiapargimooduli kohta;
  7) uus tootmisvõimsus iga sünkroonmooduli ja energiapargimooduli kohta;
  8) teiste riikide reservides või võimsusmeetmes osalev tootmisvõimsus iga sünkroonmooduli ja energiapargimooduli kohta;
  9) muud piirangud iga tootmismooduli kohta.

§ 14.  Tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajaliku tootmisvaru hindamine

  (1) Tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajaliku tootmisvaru hinnangu koostab süsteemihaldur lähtudes nõudest, et süsteemi piisavuse varu ei tohi olla väiksem süsteemi päevasest maksimaalsest tarbimisest, millele on lisatud 10%-line varu elektrivarustuse tagamiseks ootamatute koormuse muutuste ning pikemaajaliste planeerimata tootmiskatkestuste korral.

  (2) Lisaks lõikes 1 nimetatud nõudele arvestab süsteemihaldur tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajaliku tootmisvaru hinnangu koostamisel järgmist:
  1) elektrijaamade ühikvõimsuste kättesaadavus;
  2) planeeritud katkestused;
  3) planeerimata katkestused;
  4) põhivõrgu süsteemiteenuste jaoks vajalikud tootmisvarud;
  5) tootjatega sõlmitud liitumislepingud;
  6) tootjatega sõlmitud elektrienergia ekspordi- ja impordilepingud.

  (3) Elektrisüsteemi piisavuse varu arvutatakse järgmise valemiga:

kus

Pinst on süsteemis installeeritud netovõimsus;

Pimp on võimsus, mida süsteemihalduri hinnangul on võimalik importida;

Pmittekasut on süsteemis installeeritud netovõimsus, mida süsteemihalduri hinnangul ei ole võimalik kasutada;

Prekonstr on tootmismoodulid, mida rekonstrueerimise või plaanilise remondi tõttu ei ole võimalik kasutada;

Pavarii on tootmismoodulid, mida ei ole võimalik plaanimata katkestuste tõttu kasutada;

Psüsteemiteen on süsteemihalduri käsutuses olevad reservid;

Peksp on siduvates ekspordilepingutes sätestatud võimsus;

Ptipukoormus on elektrisüsteemi maksimaalse netotarbimise prognoos koos kadudega.

  (4) Pmittekasut hulka kuuluvad:
  1) juhusliku tootmistsükliga tootmismoodulid ja ainult soojuskoormuse järgi töötavad koostootmisjaamad;
  2) tootmismoodulid, mida ei kasutata keskkonnapiirangute tõttu;
  3) konserveeritud tootmismoodulid;
  4) tootmismoodulid, mida ei kasutata kütusepiirangute tõttu, või kasutamata netovõimsus.

  (5) Elektrisüsteemi piisavuse varu selgitamisel arvestatakse süsteemihalduri määratud läbilaskevõime piiranguid ekspordile ja impordile naaberelektrisüsteemidest ning nende sõltuvust Eesti elektrisüsteemi läbivast transiidist.

  (6) Kõigist kavandatavatest elektrienergia ekspordi- ja impordilepingutest tuleb turuosalistel eelnevalt teavitada süsteemihaldurit.

§ 15.  Hinnangute ja prognooside avaldamine

  (1) Süsteemihaldur koostab maksimaalse ja minimaalse tarbimise prognoosi, hindab baaskoormuse ja tipukoormuse võimalikku vahet ning avaldab selle oma veebilehel iga aasta 1. juuniks. Maksimaalse tarbimise prognoosi koostamisel lähtutakse aastaajale iseloomulikest ilmastikuoludest.

  (2) Süsteemi piisavuse ning tarbimisnõudluse rahuldamiseks vajaliku tootmisvaru hinnangud avaldab süsteemihaldur oma veebilehel iga aasta 1. juuniks järgmise viieteistkümne aasta jaanuari kohta, mis märgib maksimaaltarbimist, ja juuli kohta, mis märgib minimaaltarbimist.

3. peatükk Tootmismoodulitele kohaldatavad tehnilised nõuded 

§ 16.  Nõuded tootmismoodulitele

  (1) Tootmismoodulid jagunevad järgmistesse kategooriatesse:
  1) A-tüüpi tootmismoodulid – liitumispunkti pinge on alla 110 kilovoldi (edaspidi kV) ja elektriline maksimumvõimsus on alla 0,5 megavati (edaspidi MW);
  2) B-tüüpi tootmismoodulid – liitumispunkti pinge on alla 110 kV ja elektriline maksimumvõimsus on vähemalt 0,5 MW, kuid alla 5 MW;
  3) C-tüüpi tootmismoodulid – liitumispunkti pinge on alla 110 kV ja elektriline maksimumvõimsus on vähemalt 5 MW, kuid alla 15 MW;
  4) D-tüüpi tootmismoodulid – liitumispunkti pinge on vähemalt 110 kV või elektriline maksimumvõimsus on vähemalt 15 MW.

  (2) Tootmismoodulid peavad vastama komisjoni määruses (EL) 2016/631 sätestatud nõuetele.

4. peatükk Süsteemihalduri ja naaberriikide asjaomaste turuosaliste tehnilise koostöö tingimused 

§ 17.  Elektrisüsteemi talitluse juhtimine sünkroonalas

  (1) Kui elektrisüsteem talitleb sünkroonalas ja lepingutega on osa sünkroonala talitluse korraldamisest tehtud sünkroonala operaatori ülesandeks, on sünkroonala korraldamise lepingulistel ülesannetel esimus süsteemi talitluse korraldamise ülesannete ees ja süsteemihaldur täidab esmajoones sünkroonala operaatori korraldusi.

  (2) Sünkroonalas talitleva elektrisüsteemi stabiilsusega seotud tehnikaküsimused lahendab süsteemihaldur koostöös sünkroonala operaatoriga.

§ 18.  Võimsuse ja energia reservid

  (1) Avariireserv on ette nähtud elektrisüsteemi tootmisvõimsuse või ülekandevõimsuse ootamatu väljalangemise asendamiseks. Sünkroonalas määratakse süsteemidevahelise avariireservi jaotus süsteemihaldurite vahelise lepinguga.

  (2) Reguleerimisreserv on ette nähtud selleks, et tagada elektrisüsteemi komisjoni määruse (EL) 2017/2195, millega kehtestatakse elektrisüsteemi tasakaalustamise eeskiri (ELT L 312, 28.11.2017, lk 6–53), artikli 2 punkti 1 kohane tasakaalustamine.

  (3) Süsteemihaldur võib osta võimsuse reserve sünkroonala naaberelektrisüsteemidest. Ostukulud jaotatakse sünkroonala elektrisüsteemide vahel omavahelisel kokkuleppel.

  (4) Elektrisüsteemi reguleerimis- ja avariireservi suurus ja nende kasutamise kord määratakse süsteemihaldurite vahel sõlmitud lepingutega.

  (5) Elektrisüsteemide vahelise reservide hankimise ja kasutamise tagab süsteemihaldur.

5. peatükk Võrguga ühendamine ning tasu arvestamine 

§ 19.  Liitumistaotlus ning tarbimis- ja tootmistingimuste muutmine

  (1) Uue võrguühenduse loomiseks või olemasoleva võrguühenduse tarbimis- ja tootmistingimuste muutmiseks esitab turuosaline võrguettevõtjale taotluse ning võrguettevõtja nõudmisel järgmised andmed ja dokumendid:
  1) võrguga ühendatava elektripaigaldise rajamist võimaldava planeeringu kehtestamise otsus, projekteerimistingimused või ehitusluba, mille kohaselt on võrguga ühendatav elektripaigaldis kooskõlas planeeringu maakasutus- ja ehitustingimustega, projekteerimistingimustega või ehitusloaga;
  2) keskkonnamõju hindamise ja keskkonnajuhtimissüsteemi seaduses nimetatud otsustaja tehtud otsus, mis tõendab, et keskkonnamõju on hinnatud, või mille kohaselt ei ole vaja keskkonnamõju hinnata;
  3) dokumendid, mis kinnitavad, et turuosalisel, kes soovib võrguga liituda, on õiguslik alus kasutada kinnistut või ehitist, millele võrguühendust soovitakse.

  (2) Võrguettevõtjal puudub õigus nõuda lõikes 1 nimetatud andmeid ja dokumente, kui olemasoleva võrguühenduse tarbimis- või tootmistingimuste muutmine ei eelda uue liitumispunkti ehitamist või lisatootmismooduli paigaldamist või kui võrguga ühendatakse kuni 15 kW võimsusega tootmismoodul.

  (3) Põhivõrguga luuakse uus võrguühendus nimipingel 110 kV või 330 kV.

  (4) Turuosaline, kes elektrituruseaduse § 22 lõike 2 kohaselt ei vaja võrguteenuse osutamiseks tegevusluba, võib liituda nii põhi- kui ka jaotusvõrguga.

  (5) Uue võrguühenduse loomise või olemasoleva võrguühenduse tarbimis- või tootmistingimuste muutmise korral määrab võrgu konfiguratsiooni ja tehnilised parameetrid võrguettevõtja.

  (6) Turuosalise soovil väljastab võrguettevõtja talle liitumise tehnilised tingimused, kus märgitakse eeldatav liitumistasu, info liitumisega seotud elektrivõrgu ümberehituste ja uute elektripaigaldiste kohta.

§ 20.  Liitumislepingu üldtingimused

  (1) Elektripaigaldisele uue võrguühenduse loomiseks või toimiva võrguühenduse tarbimis- või tootmistingimuste muutmiseks väljastab võrguettevõtja taotluse alusel lepingupakkumise, mis sisaldab vähemalt järgmisi tingimusi:
  1) soovitavad tarbimis- või tootmistingimused;
  2) liitumistasu või tingimuste muutmise tasu suurus ja tasu maksmise tingimused;
  3) uue võrguühenduse loomise või tarbimis- või tootmistingimuste muutmise tähtaeg;
  4) lepingu muutmise ja lõpetamise tingimused.

  (2) Liitumislepingu pakkumine kehtib selle väljastamisest alates 60 päeva, kui ei ole kokku lepitud teisiti.

  (3) Kui liitumislepingu täitmiseks ei ole projekteerimis- ja ehitustöid vaja teha, on võrguettevõtjal õigus liitumislepingu sõlmimisega seotud menetluse läbiviimise ja toimingute tegemisega kaasneva kulu eest esitada turuosalisele arve liitumislepingu ühe maksena.

§ 21.  Põhivõrguga liitumise leping

  (1) Põhivõrguettevõtja väljastab turuosalisele liitumislepingu pakkumise nõuetekohase taotluse vastuvõtmisest alates 90 päeva jooksul, kui ei ole kokku lepitud teisiti.

  (2) Turuosalise ja põhivõrguettevõtja sõlmitud liitumislepingu osamaksed jagunevad järgmiselt, kui ei ole kokku lepitud teisiti:
  1) esimene osamakse on 20% liitumislepingus ette nähtud esialgsest tasust;
  2) teine osamakse on 50% liitumislepingus ette nähtud esialgsest liitumistasust;
  3) kolmas osamakse moodustab ülejäänud osa tegelikest kuludest, millest on maha arvatud punktide 1 ja 2 kohaselt tasutud summad.

  (3) Lõike 2 punktis 1 nimetatud osamakse tasub turuosaline liitumislepingu sõlmimisest alates 60 päeva jooksul ning punktide 2 ja 3 kohased osamaksed arve saamisest alates 45 päeva jooksul, kui ei ole kokku lepitud teisiti.

  (4) Lõike 2 punkti 2 kohase arve esitab võrguettevõtja hanke võitja väljakuulutamisest alates 20 päeva jooksul ja punkti 3 kohase arve esitab põhivõrguettevõtja liitumispunkti valmimisest alates 30 päeva jooksul, kui ei ole kokku lepitud teisiti.

§ 22.  Jaotusvõrguga liitumise leping

  (1) Jaotusvõrguettevõtja väljastab turuosalisele liitumislepingu pakkumise nõuetekohase taotluse vastuvõtmisest alates 30 päeva jooksul, kui ei ole kokku lepitud teisiti.

  (2) Kui jaotusvõrguettevõtja pakkumise tegemine sõltub põhivõrguettevõtja toimingust, väljastab jaotusvõrguettevõtja liitumislepingu pakkumise põhivõrguettevõtja toimingu tegemisest alates 30 päeva jooksul, kui ei ole kokku lepitud teisiti.

  (3) Jaotusvõrguettevõtja ja turuosaline võivad liitumislepingu ja võrgulepingu sõlmida samal ajal.

§ 23.  Tootmismoodulite jaotusvõrguga ühendamisest teavitamine ja nende kooskõlastamine põhivõrguettevõtjaga

  (1) Võrguettevõtja esitab põhivõrguettevõtjale iga aasta 1. veebruariks andmed iga ühendatud sünkroonmooduli ja energiapargimooduli installeeritud netovõimsuse kohta põhivõrguga liitumispunktide kaupa.

  (2) Enne C- ja D-tüüpi tootmismooduli võrguga ühendamist kooskõlastab tootmismooduli omanik tootmismooduli elektriosa projekti ja komisjoni määruse (EL) 2016/631 kohase modelleerimismudeli põhivõrguettevõtjaga.

  (3) Süsteemihaldur avaldab oma veebilehel võrguga ühendatud tootmismoodulite kohta iga aasta 1. juuniks järgmised andmed:
  1) võrku lülitamise aeg;
  2) liitumispunkti asukoht ja liitumispinge;
  3) elektrijaama nimi;
  4) elektrijaama tüüp;
  5) liitumisvõimsus.

§ 24.  Tootmismoodulite võrguga ühendamise erisused

  (1) Kui liitumispakkumine väljastatakse tootjale, kes kasutab tootmiseks kuni 5 MW maksimaalse elektrilise võimsusega koostootmisjaama või kuni 200 kW elektrilise maksimumvõimsusega tootmismoodulit, ei arvesta põhivõrguettevõtja liitumispakkumist koostades:
  1) teistele tootjatele väljastatud liitumispakkumisi;
  2) tootmisvõimsusi, mille kohta on sõlmitud liitumisleping, kuid mille elektrivõrku lülitamine on kavandatud hilisemaks ajaks kui liitumispakkumist sooviva tootja tootmismoodulite võrku lülitamine.

  (2) Kui kuni 5 MW maksimaalse elektrilise võimsusega koostootmisjaaama või kuni 200 kW elektrilise maksimumvõimsusega tootmismooduli elektrivõrguga ühendamine mõjutab liitumislepingu sõlminud tootja liitumisvõimsust, loob põhivõrguettevõtja sellise tootmismooduli liitumiseks lisavõimsuse. Sel juhul arvatakse liitumiskulude hulka ka need kulud, mis tekivad juhul, kui võrgu arenduskohustus täidetakse liitumisest tingituna enne tähtaega.

  (3) Võrgu arenduskohustuse täitmise kulusid ei arvata liitumistasu hulka, kui võrguettevõtja on asunud arenduskohustust täitma enne liitumistaotluse esitamist. Lõpliku liitumistasu määrab võrguettevõtja liitumispakkumises.

  (4) Võrguettevõtja on asunud arenduskohustuse täitmisele, kui vastav investeering on vähemalt liitumispakkumise esitamise või sellele järgneva aasta kinnitatud investeeringute kavas.

§ 25.  Liitumistasu ja tarbimis- või tootmistingimuste muutmise tasu

  (1) Uue võrguühenduse loomise eest võetavat liitumistasu või tarbimis- või tootmistingimuste muutmise tasu arvutades lähtub võrguettevõtja selleks tehtavatest põhjendatud kulutustest. Liitumistasu või tarbimis- või tootmistingimuste muutmise tasu ja selle komponendid võivad põhineda keskmistel kuludel.

  (2) Jaotusvõrguettevõtja võetud summaarne liitumistasu või tarbimis- või tootmistingimuste muutmise tasu ei või aasta arvestuses olla suurem kui liitumislepingute täitmiseks tehtud kulutused.

  (3) Liitumistasu või tarbimis- või tootmistingimuste muutmise tasu hulka arvatakse uue tarbimis- või tootmisvõimsuse ühendamiseks või olemasolevate tarbimis- või tootmistingimuste muutmiseks vajalikud kulud.

§ 26.  Liitumispunkti asukoht ja kirjeldus

  (1) Liitumispunkt jaotusvõrguga kuni 1000-voldise (edaspidi V) pingega liitumise korral asub:
  1) turuosalisele kuuluva kinnistu vahetus läheduses;
  2) turuosalise kinnistul asuvas liitumiskilbis;
  3) turuosalise kinnistul või kinnistu piiril asuva alajaama jaotusseadmes;
  4) hoone liitumiskilbis või
  5) turuosalise ja võrguettevõtja vahel kokkulepitud kohas.

  (2) Liitumispunkt jaotusvõrguga pingel üle 1000 V liitumise korral asub alajaama jaotusseadmes või õhuliinimastil, või turuosalise ja võrguettevõtja vahel kokkulepitud kohas.

  (3) Kui jaotusvõrguettevõtjaga on alla 1000 V pingega olemasoleva liitumispunkti asukoht dokumendiga määramata, asub liitumispunkt:
  1) õhuliinilt toitmise korral toite poolt esimestel isolaatoritel, mis asuvad hoonel või torupüstikul;
  2) tarbija elektripaigaldisse kuuluva kaabli ja võrguettevõtja õhuliini ühenduse kohas;
  3) kaablivõrgu jaotuskilbis või alajaama jaotusseadmes;
  4) kaablivõrgus korterelamu peakilbis peakaitsme elamupoolsetel klemmidel.

  (4) Lõike 3 punkti 1 kohasel juhul on püstik ja isolaatorid tarbija elektripaigaldise osa ja ühendusklemmid või -bandaažid kuuluvad võrguettevõtjale. Lõike 3 punkti 2 kohasel juhul kuuluvad ühendusklemmid või -bandaažid võrguettevõtjale. Lõike 3 punkti 3 kohasel juhul on kaabel ja kaablikingad tarbija elektripaigaldise osa.

  (5) Põhivõrguga liitumise korral asub liitumispunkt alajaamas.

§ 27.  Võrguühenduse tagamine

  (1) Võrguettevõtja tagab liitumislepingu kohase võrguühenduse olemasolu, kui võrguühenduse kasutamise kohta on sõlmitud kehtiv võrguleping ega esine võrguteenuse osutamisest keeldumise aluseid.

  (2) Võrguettevõtja pingestab võrguühenduse pärast seadme ohutuse seaduse § 12 alusel asutatud tehnilise järelevalve infosüsteemist kindlaks tegemist, et elektripaigaldisele on tehtud audit, mille järeldusotsuse kohaselt on seade tehniliselt korras ja seadme ettenähtud otstarbel ja viisil kasutamine on ohutu.

  (3) Kui seadme ohutuse seaduse § 9 lõike 4 punktide 1−4 alusel kehtestatud elektripaigaldise nõuete määruse kohaselt ei ole elektripaigaldise kasutusele võtmisele eelnev audit vajalik, pingestab võrguettevõtja võrguühenduse pärast seda, kui ta on saanud eelnimetatud määruses sätestatud kinnituse elektripaigaldise nõuetele vastavuse ja kasutamise ohutuse kohta.

§ 28.  Pingesüsteemi muutmine

  (1) Kui pingesüsteemi muutmise madalpingel (kuni 1000 V) algatab võrguettevõtja, peab tarbija tagama oma elektripaigaldise nõuetekohasuse ja kohandama selle uuele pingesüsteemile vastavaks kolme aasta jooksul pärast võrguettevõtjalt teate saamist. Tarbija elektripaigaldise osaks oleva liitumiskilbi ja hoone peajaotuskilbi vahelise kaabli projekteerimise ning ehitamise finantseerib ja korraldab võrguettevõtja.

  (2) Kui pingesüsteemi muutmise kesk- ja kõrgepingel (üle 1000 V) algatab võrguettevõtja, peab tarbija tagama oma elektripaigaldise nõuetekohasuse ja kohandama selle uuele pingesüsteemile ning võrguettevõtja kannab sellega seotud põhjendatud kulud.

  (3) Tarbija algatusel pingesüsteemi muutmine on tarbimis- või tootmistingimuste muutmine.

6. peatükk Mõõtmine 

§ 29.  Elektrienergia mõõtmisele kohaldatavad nõuded

  (1) Võrguettevõtja või suletud jaotusvõrgu valdaja mõõdab turuosalise tarbitud aktiivenergiat kilovatt-tundides (edaspidi kWh) juhul, kui turuosalisega sõlmitud lepingus on ette nähtud elektrienergia võrgust võtmise võimalus.

  (2) Võrguettevõtja või suletud jaotusvõrgu valdaja mõõdab turuosalise võrku antud aktiivenergiat kWh juhul, kui turuosalisega sõlmitud lepingus on ette nähtud elektrienergia võrku andmise võimalus.

  (3) Võrguettevõtja või suletud jaotusvõrgu valdaja mõõdab turuosalise võrgust võetud ja võrku antud reaktiivenergiat kilovoltamper-reaktiivtundides juhul, kui turuosalise liitumispunkti kaitse kuni 1000 V pingel on suurem kui 63 amprit või turuosalise liitumispunkt on üle 1000 V pingel.

  (4) Reaktiivenergia mõõtmise nõue ei kehti elamu kohta, kus lõpptarbija on koduklient.

  (5) Lõigetes 1–3 kirjeldatud mõõtmine peab toimuma kauglugemisseadmega. Kauglugemisseadmega mõõtmise nõuet ei kohaldata juhul, kui tarbimiskohas ei ole elektrienergiat tarbitud alates 1. jaanuarist 2013. a, seni, kuni elektritarbimine taastub.

  (6) Turuosaline tagab elektrijaamas toodetava või tarbitava elektrienergia mõõtmise energialiikide kaupa.

  (7) Otseliini antavat ning selle kaudu tarbitavat elektrienergia kogust mõõdab liinivaldaja.

§ 30.  Mõõtmise erisused

  (1) Kui võrguteenuste ja elektrienergia tarbimist mõõdetakse mujal kui liitumispunktis, määrab võrguettevõtja osutatud võrguteenuste mahu ja tarbitud elektrienergia koguse arvutuse järgi.

  (2) Lõikes 1 nimetatud arvutus põhineb mõõdetud võrguteenuste ja elektrienergia kogustel, mõõtepunkti ja liitumispunkti vahelise võrgu aktiivtakistusel ning mõõteseadme ja liitumispunkti vaheliste elektripaigaldiste tehnilistel parameetritel.

  (3) Elamutes põhineb lõikes 1 nimetatud arvutus liitumispunktis ja mõõtepunktides mõõdetud võrguteenuste ja elektrienergia kogustel ja nende vahel.

  (4) Mõõtmiskohustus on võrguettevõtjal, kelle ettevõte on elektrisüsteemis tehniliste parameetrite poolest kõrgemal tasemel. Võrdse taseme korral määrab mõõtmiskohustuse süsteemihaldur.

  (5) Kauglugemisseade peab võimaldama järgmist:
  1) andmesidevõrgu kaudu edastada võrguettevõtjale vähemalt üks kord ööpäevas igal kauplemisperioodil registreeritud mõõteandmeid;
  2) tagada turuosalise ja võrguettevõtja vahel kokkulepitud isiku juurdepääs punktis 1 nimetatud mõõteandmetele.

§ 31.  Mõõtesüsteemi asendamine

  (1) Korterelamu korteri elektrienergia mõõtesüsteemi vahetab vajaduse korral välja võrguettevõtja, kui energiat müüakse otse korteri omanikule või valdajale.

  (2) Kui kinnisasja omanik soovib hakata arveldama ühe mõõtesüsteemi kaudu, peab ta võimaldama võrguettevõtjale kuuluva mõõtesüsteemi võrguettevõtjal ära võtta.

  (3) Kui tarbijale kuuluva mõõtesüsteemi taatlemise tähtaeg on lõppenud, asendab võrguettevõtja selle mõõtesüsteemi endale kuuluva mõõtesüsteemiga oma kulul.

7. peatükk Jõustumissäte 

§ 32.  Määruse jõustumine

  Määrus jõustub 27. aprillil 2019. a.

https://www.riigiteataja.ee/otsingu_soovitused.json