"Augstsprieguma tīkls" valdes priekšsēdētājs Rolands Irklis skaidro, kas mainījies kopš atslēgšanas no Krievijas elektrotīkla BRELL

Šī gada lielais notikums bija atslēgšanās no BRELL tīkla. Vai ir pabeigti visi projekti, kas bija saistīti ar to un tīkla balansēšanu?

Šis tiešām bija ļoti svarīgs gads. Februārī atslēdzāmies no BRELL tīkla, un tas notika apmēram gadu ātrāk, nekā bija plānots. Jau pirms atslēgšanās lielākie projekti bija trešais Latvijas-Igaunijas starpsavienojums, kas tika uzbūvēts no jauna, kā arī abu jau esošo starpsavienojumu rekonstrukcija. Tāpat tika uzbūvēts Grobiņas sinhronais kompensators, kam vasarā sekoja Ventspils sinhronais kompensators, bet septembrī pabeidzām arī Līksnas sinhrono kompensatoru. Noslēdzošais projekts bija bateriju uzstādīšana, ko mēs pabeidzām oktobra beigās. Pašlaik baterijas jau pilnā mērā darbojas un nodrošina vajadzīgās balansēšanas jaudas.

Papildus tam tika īstenoti arī IT projekti - vadības sistēma, balansēšanas jaudas tirgus platforma.

Balansēšanas jaudu tirgus sāka strādāt februārī un kopš tā laika sekmīgi strādā katru dienu.

Vairāk neko nav plānots darīt?

Latvijas pusē nekādu jaunu projektu sinhronizācijas dēļ nav.

Viens projekts, kas ir saistīts ar sinhronizāciju, bet apzināti tika plānots vēlāk, ir starpsavienojums "Harmony Link" starp Poliju un Lietuvu.

Igaunijā un Lietuvā bija līdzīgi projekti kā mums - sinhronie kompensatori un jau pieminētie starpsavienojumi. Balansēšanas jaudas tirgus platformas izveidē vadošais operators bija AST, bet to īstenoja visas trīs valstis kopīgi.

Vai jau ir aplēses, kādas šogad ir balansēšanas jaudas uzturēšanas izmaksas?

Mēs tam sekojam līdzi regulāri. Pirmajos astoņos mēnešos Baltijā kopumā tie ir 260 miljoni eiro. Latvija no tā sedz ceturto daļu, un pārējās trīs ceturtdaļas sadalās starp Igaunijas un Lietuvas operatoriem. Latvijas daļa līdz augusta beigām bija 64 miljoni eiro.

Iepriekš tika lēsts, ka pēc uzkrājošo bateriju uzstādīšanas izmaksas varētu samazināties par aptuveni 20 miljoniem eiro. Vai tas joprojām ir spēkā?

Jā, un, lai gan izmaksas sadalās uz visu Baltiju, baterijas lielā mērā palīdz segt tieši Latvijas operatora izmaksas. Izmaksu samazinājums būs un būs diezgan iespaidīgs. To mēs redzam jau pirmajās dienās, kad izmantojām baterijas balansa jaudas resursa nodrošināšanai. Ja iepriekš dienas izmaksās bija redzami pat skaitļi ar sešiem cipariem, tad šobrīd dienas izmaksas vairs nav pārsniegušas 100 000 eiro. Līdz ar to mēs prognozējam, ka izmaksu samazinājums varētu būt uz pusi, salīdzinot ar to, ja mums šo bateriju nebūtu. To sākam atspoguļot arī nākamā gada prognozēs.

Kā izmaksas pašlaik sadalās starp AST un tirgus dalībniekiem?

Pārejas periodā līdz jūlijam visas izmaksas sedza AST. Lai gan tarifā šo izdevumu segšana nebija ierēķināta, mums izdevumus tarifa darbības periodā izdevās saplānot tā, ka pēdējā gadā palika rezerve, kas tika izmantota, lai segtu balansēšanas jaudas izmaksas.

No 1.jūlija izmaksu segšanā piedalās arī tirgus dalībnieki. Otrajā pusgadā kopējā summa varētu būt ap 40 miljoniem eiro. Tas, ko mēs redzējām pirmajos mēnešos, ir, ka mēneša summa bija lielāka, nekā mēs prognozējam pirms tam. Tomēr tad vēl nestrādāja baterijas. Tagad gada pēdējos divos mēnešos strādās arī baterijas, līdz ar to tikai gada beigās varēsim redzēt, cik prognozes ir bijušas pareizas. Ja izmaksas būs lielākas nekā tas, ko mēs no tirgus dalībniekiem šajā pusgadā būsim iekasējuši, tad daļa tiks pārcelta uz nākamo gadu. Ja izmaksas būs mazākas, paredzamais maksājums nākamajā gadā samazināsies.

Pavasarī atsevišķi nozares pārstāvji pauda satraukumu par balansēšanas izmaksu sadalījumu. Kāda situācija ir pašlaik? Sūdzības nesaņemat?

Šobrīd būtiskas sūdzības mēs neesam dzirdējuši. Protams, pavasarī bija centieni panākt vienai vai otrai pusei labvēlīgāku risinājumu, bet, kas ir interesanti, abas puses pauda zināmu neapmierinātību. Tie, kas vairāk pārstāvēja patērētāju intereses, vēlējās, lai ražotāji sedz tikpat lielu izmaksu apjomu kā patērētāji. Savukārt Latvijas ražotāji, īpaši jauni tirgus dalībnieki, teica, ka viņiem vispār nevajadzētu piedalīties izmaksu segšanā. Manuprāt, mēs atradām risinājumu, kas ir pieņemams abām pusēm. Līdz ar to arī neviens necentās šo regulējumu apstrīdēt tiesiskā ceļā.

Regulējuma būtība ir tāda, ka 50% ir fiksētas komponentes, kas ir piesaistītas patēriņam, un tās pilnībā sedz patērētāji. Otri 50% ir saistīti ar nebalansa norēķiniem. Tur tirgus dalībnieki maksā atbilstoši savam nebalansam [nebalanss ir atšķirība starp plānoto un fiziski sistēmā nodoto vai no tās saņemto elektroenerģijas apjomu noteiktā aprēķina intervālā - red.]. Patērētājiem ir iespēja mazināt nebalansu savā pusē un arī ražotājiem ir iespēja to mazināt.

Tieši kādā veidā patērētāji to var ietekmēt?

Mazi patērētāji par to pārāk neuztraucas, jo tirgotājs agregētā veidā mēģina prognozēt, kāds būs viņa klientu portfelis, kāds būs klientu patēriņš. Savukārt lieliem patērētājiem tirgotāji varētu būt ieinteresēti piedāvāt elastīgu mehānismu, kurā, ja patērētājs cenšas būt balansā, tirgotājs ir gatavs piedāvāt labākus nosacījumus. Savukārt, ja tas ir liels ražotājs ar lielu patēriņu, tad viņam ir iespējas kontrolētā veidā censties patērēt atbilstoši savām prognozēm.

Nebalanss nozīmē, ka tiek prognozēts viens elektroenerģijas patēriņš, tirgotājs par to ziņo operatoram un tālāk iepērk elektroenerģiju, bet pēc tam patērētājs patērē vai nu vairāk, vai mazāk.

Cik daudz tirgotāju pašlaik piedalās balansēšanās tirgū, un vai to skaits varētu augt?

Baltijā patlaban kopā piedalās 29 uzņēmumi. No tiem Latvijā pagaidām ir tikai seši, Lietuvā ir astoņi, bet visvairāk ir Igaunijā - 15, daļa no tiem gan ir savstarpēji saistīti uzņēmumi. Turklāt, lai gan Igaunijā ir lielākais tirgus dalībnieku skaits, lielākā balansēšanas jauda šogad nāk no Lietuvas - apmēram puse no visas balansēšanas jaudas Baltijā.

Protams, vieta tirgū ir vēl vairāk dalībnieku. Interese ir, un arī mums kopš tirgus atvēršanas dalībnieki ir nākuši klāt. Turklāt iespēja palielināt klātbūtni tirgū ir gan esošiem tirgus dalībniekiem, gan jauniem - it īpaši atjaunīgās enerģijas sektora spēlētājiem.

Piemēram, pie mums pašlaik kvalifikāciju iziet saules parki. Turklāt balansēšanas tirgū ir iespēja startēt ne tikai ražotājiem, bet arī enerģijas patērētājiem ar elastīgu patēriņu, palīdzot balansēt jaudas. Piemēram, mēs Latvijā redzam interesi no vairākiem siltumapgādes uzņēmumiem.

Cik pamatots ir apgalvojums, ka atjaunojamie energoresursi sadārdzina elektrības vidējo cenu?

Šo mītu zināmā mērā var atspēkot, jo mēs Latvijā esam parūpējušies, lai tas tā nenotiktu. Mēs Baltijā esam vienīgie, kuriem ir pārvades tarifs arī ražotājiem. Tas ir ievērojami mazāks nekā patērētājiem, bet ražotāji arī savus pieslēgumus būvē paši. Pašlaik mums tīkla pārvades jauda ir pietiekama, lai nebūtu jāstiprina tīkls un jauni pieslēgumi mums jaunus kapitālizdevumus nerada, bet apkalpošana ir jānodrošina, un līdz ar to papildu izmaksas rodas. Šīs papildu izmaksas jaunie attīstītāji arī nosedz, un patērētājiem tādēļ jaunas izmaksas nerodas. Otrs elements ir balansēšanas jaudu tirgus, kurā balansēšanas izmaksas arī vismaz daļēji gulstas uz ražotājiem. Līdz ar to nav tā, ka patērētājiem būtu jāsedz viss, kas ir saistīts ar nebalansu. Mēs esam izveidojuši mehānismu, lai visas puses, kuras rada papildu izmaksas, piedalās arī šo izmaksu segšanā.

Ir arī jāatzīst, ka citās valstīs atjaunīgās enerģijas integrācija kopējā tīklā ir radījusi papildu izmaksas un attiecīgi izaicinājumus. Piemēram, Vācijā un Lielbritānijā ir izbūvēts diezgan daudz vēja staciju, un tīkls visu to saražoto elektrību nevar paņemt pretī. Šādos brīžos, kad veidojas iekšējie sastrēgumi, ražošana no atjaunīgajiem resursiem ir jāierobežo, līdzsvara nodrošināšanai jāiedarbina ģenerācija no fosilajiem resursiem, kā arī ražotājiem par darbības ierobežojumiem pienākas kompensācijas. Tas rada milzīgas papildu izmaksas, kas tālāk gulstas uz patērētājiem. Tādēļ, jā, ir valstis, kur var nonākt pie secinājuma, ka atjaunīgie energoresursi sadārdzina elektrības cenu, bet tas nav mūsu gadījums.

Mēs esam gājuši piesardzīgāku ceļu un neesam devuši atļaujas būvniecībai tādos apmēros, ka tīkls nevarētu paņemt pretī saražoto, kā arī paši ražotāji piedalās izmaksu segšanā.

No jūnija sākuma AST katru mēnesi publicē informāciju par brīvajām jaudām atjaunojamo energoresursu (AER) elektrostaciju pieslēgšanai pārvades tīklam elastīgajā pakalpojumā. Šīs brīvās jaudas parādījās, jo tika atceltas iepriekš pieteiktās rezervācijas jaudām, ja iecerētie AER projekti neīstenojās. Ir redzams, ka kopš jūnija šīs brīvās jaudas arī īpaši nav mainījušās. Vai tas nozīmē, ka tagad nav intereses no uzņēmumiem?

Iespēja atbrīvot jaudas mums parādījās divu iemeslu dēļ. Likuma grozījumi paredzēja, ka aprīlī attīstītāji, kuri bija rezervējuši jaudas iepriekš, varēja mēneša laikā no tām atteikties un atgūt iemaksāto jaudas rezervēšanas maksu vai izsniegtās banku garantijas. Tā rezultātā no 6000 megavatu (MW), kas bija rezervēti, tika atbrīvoti gandrīz 2000 MW jeb viena trešā daļa. Tas bija viens iemesls. Otrs iemesls bija, ka tika radīts arī jauns regulējums - tā saucamais elastīgā pakalpojuma regulējums, kas paredz to, ka vietās, kur jauda jau ir rezervēta vienai tehnoloģijai, piemēram, saules enerģijas ģenerācijai, šim pašam segmentam var pievienot arī cita veida tehnoloģiju, piemēram, vēja enerģijas ģenerāciju, kas enerģiju ražo citā gada nogrieznī, ar tiesībām operatoram līdz 10% gadā bez kompensācijas šo ražošanu ierobežot. Tādā veidā mēs varējām šajos segmentos dubultot ražotājam pieejamo jaudu, un tur, kur bija jauda rezervēta saules parkiem, papildināt segmentu ar vēja ģenerācijas jaudu. Tādējādi tika atbrīvoti pietiekami lieli jaudas apjomi.

Kopš tā brīža ir bijušas arī jaunas jaudas rezervācijas, bet atšķirībā no kādreizējās kārtības, kad rezervētā jauda citiem nebija pieejama, tagad garantēta rezervācija konkrētam ražotājam notiek tikai tajā brīdī, kad ir noslēgts pieslēguma līgums tīklam. Mērķis ir, lai iespējas ir tiešām nopietniem attīstītājiem, nevis kāds vienkārši izņem tehniskās prasības, vairākus gadus neko nedara un arī citiem nedod iespēju. Tieši to mēs kādreiz daudzos projektos redzējām.

Pašlaik esam noslēguši vienošanos par jaunu projektu attīstību 777,5 MW apmērā. No tā 677,5 MW ir vēja elektrostacijām un 100 MW ir saules elektrostacijām kopā ar enerģijas uzkrāšanas bateriju sistēmu.

Tomēr par šīm jaudām vēl nav noslēgti pieslēguma līgumi?

Jā, un tādēļ par šīm jaudām interesi var izrādīt arī citi attīstītāji. Tālāk jau viss būs atkarīgs, kurš būs sekmīgāks sava projekta attīstīšanā un ātrāk varēs noslēgt pieslēguma līgumu tīklam. Tāpat, ja kāda iemesla dēļ iecerētais projekts nerealizējas, citi var nākt ar saviem projektiem šajā pašā segmentā.

Augustā AST ziņoja, ka Kuldīgas apakšstaciju pārbūvēs par digitālo apakšstaciju. Kādi no tā būs ieguvumi, un vai šādi ir plānots pārbūvēt arī citas apakšstacijas?

Pirmkārt, Kuldīgas apakšstacija ir viena no vecākajām, būvēta 1959.gadā, tāpēc ir pienācis pārbūves laiks. Otrkārt, bija iespēja saņemt simtprocentīgu Eiropas Savienības (ES) līdzfinansējumu, un šis būs pilotprojekts, lai mēs saprastu, kādā veidā labāk izmantot mūsdienīgās tehnoloģijas.

Digitālās apakšstacijas galvenā doma ir, ka ar dažādām papildu iekārtām mēs varam attālināti reāllaikā monitorēt iekārtu stāvokli un analizēt datus. Projekts jau ir noslēguma fāzē, un drīz jau varēsim sākt analizēt, kā tas darbojas un kādi ir ieguvumi. Pēc tālākas izpētes jau lemsim par citām apakšstacijām. Kuldīgas gadījumā izšķiršanās bija viegla, jo to varam finansēt ar ES līdzekļiem, bet tālāk jau tas būs mūsu pašu finansējums, kas tālāk atspoguļotos tarifā. Tādēļ tur mums rūpīgi būs jāizsver, vai ieguvumi ir pietiekami lieli, lai atsvērtu ar to saistītās izmaksas.

AST elektroenerģijas pārvades tarifs vēl arvien ir saskaņošanā Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijā?

Jā, tur mēs joprojām esam procesā ar regulatoru un notiek informācijas apmaiņa. Ceram, ka novembra laikā būs arī gala lēmums par tarifu, lai no 1.janvāra jaunais tarifs būtu spēkā. Kā jau mēs esam informējuši, būtiskas izmaiņas nav gaidāmas, un tarifs ir iesniegts pat ar nelielu samazinājumu. Izmaiņas pamatā ir saistītas ar tarifa struktūru, jo mums nākamajā regulatīvajā periodā pieaugs tarifa fiksētā daļa par uzstādīto jaudu un samazināsies tarifa mainīgā daļa par pārvadīto enerģijas apjomu. Šādas izmaiņas galvenokārt ir saistītas ar to, ka ir samazinājusies elektroenerģijas zudumu cena un mainīgā daļa visvairāk ir sasaistīta tieši ar zudumu izmaksām.

Nesen arī tika ziņots, ka AST un Igaunijas "Elering" sāks ceturtā Latvijas-Igaunijas starpsavienojumu tehniski ekonomisko izpēti. Kad ir gaidāmi rezultāti, un kad potenciāli varētu sākties būvniecība?

Šobrīd mēs esam izpētes procesā un nākamgad plānojam veikt arī ietekmes uz vidi novērtējumu. Līdz ar to soli pa solim ejam šī projekta virzienā. Ja sekmīgi iziesim visus soļus, tad pēc pieciem gadiem varētu sākties būvniecība, kas būtu jāpabeidz līdz 2032. gadam.

Šis projekts ir nozīmīgs ne tikai Latvijas un Igaunijas kontekstā, bet kopumā visas Baltijas jūras reģiona kontekstā, jo tas būs kā papildinājums citiem projektiem Baltijas jūras reģionā. Igaunija un Somija plāno būvēt "Estlink 3" jeb trešo starpsavienojumu. Mēs plānojam no Ventspils caur Brocēniem būvēt piekto savienojumu ar Lietuvu. Savukārt Lietuva ar Poliju plāno attīstīt jau pieminēto "Harmony Link". Ar visiem šiem projektiem tiks pastiprināts ziemeļu-dienvidu elektropārvades koridors no Somijas līdz Polijai, palielinot pārvades jaudu visā koridorā.

Vai jums jau ir aplēses par jauna Latvijas-Igaunijas starpsavienojuma izmaksām?

Šobrīd aplēses ir par aptuveni 600 miljoniem eiro. Mēs plānojam piesaistīt arī ES līdzfinansējumu 50% apmērā, un pārējās izmaksas līdzīgās daļās tiks sadalītas starp Latviju un Igauniju. Tādēļ 600 miljoni izklausās daudz, bet, ja šo summu sadala un piesaista ES fondu līdzfinansējumu, tad tas jau vairs nav tik daudz.

Ir dzirdēts arī par to, ka starpsavienojumu ar Lietuvu vai Latviju plāno Vācija. Vai par to ir kaut kas vairāk zināms?

Protams, ka mēs skatāmies ne tikai uz dienvidu-ziemeļu koridoru, bet arī rietumu virzienā. Tur ir divi projekti, kuri tiek apsvērti un pie kuriem aktīvi strādājam ar kaimiņvalstu operatoriem. Viens ir Latvijas-Zviedrijas starpsavienojums, kas ietver arī Gotlandes salu. Šogad veicām projekta ekonomisko izpēti un iepazīstinājām ar to Zviedrijas pusi, un tagad notiek diskusijas par šī projekta iespējamu tālāku virzību. Otra iecere ir savienojums starp Vāciju un Baltiju, pie kura mēs strādājam kopā ar Lietuvas operatoru "Litgrid" un Vācijas operatoru "50Hertz". Notiek priekšdarbi un tiek plānotas izpētes gan no ekonomiskās, gan tehniskās puses. Šis vēl ir ļoti "zaļš" projekts, jo nav pat skaidrs, vai Baltijā savienojums atradīsies Latvijā vai Lietuvā. Vienlaikus esam uzsākuši jau konsultācijas ar Liepāju, ja savienojums būtu ar Latviju, kur Liepājā to varētu veidot.

Tādēļ darbi notiek, bet gan Zviedrijas, gan Vācijas savienojumu projekti ir pietiekami "zaļā" stadijā, lai šodien varētu izteikt prognozes, piemēram, par to, kurā gadā tos varētu uzbūvēt. Tas būtu pāragri.

Tomēr par kādu periodu mēs potenciāli runājam - 20, 30 gadiem?

No sākuma būtu jāsagaida visu pušu skaidra apņēmība šos projektus īstenot. Es teiktu, ka nākamajos piecos gados būtu jātiek līdz skaidrībai, vai mēs to darām. Tālāk tas jau būtu piecu līdz desmit gadu jautājums, lai mēs tiktu līdz projektu realizācijai.

Vai Latvijai kaut ko būtiski mainītu tas, vai starpsavienojums ar Vāciju būtu Latvijā vai Lietuvā?

Baltija vēsturiski ir diezgan labi savienota. Piemēram, pašlaik ir starpsavienojums starp Lietuvu un Zviedriju, bet mums tādēļ cenu atšķirības ar Lietuvu nav bijušas, līdz ar to šis starpsavienojums Latvijas un Lietuvas cenu zonā kalpo gandrīz vienādi. Cenu ziņā nav būtiskas starpības, vai kabelis atrodas Lietuvā vai Latvijā.

Atšķirība ar Vācijas starpsavienojumu ir tajā, ka tas ir plānots daudz jaudīgāks. Ja Lietuvas-Zviedrijas starpsavienojuma jauda ir 700 MW, tad iecere Vācijas-Baltijas starpsavienojumam ir 2000 MW. Šāds apjoms var radīt "sastrēgumus" arī starp Baltijas valstīm. Tādēļ mēs jau šobrīd attīstām jaunus savienojumus, un piektais Latvijas-Lietuvas savienojums var mazināt šādas potenciālas problēmas. Viens no izpētes uzdevumiem būs apzināt tirgus situāciju Baltijā kopumā un saprast, kur no ekonomiskā viedokļa vislabāk šo starpsavienojumu pievienot.

Tāpat, protams, ir jautājums, uz kurieni pa šo starpsavienojumu elektrība plūdīs. Pašlaik prognozes liecina, ka lielākā mērā tā varētu plūst no Baltijas uz Vāciju, jo Baltijā tiek prognozēta lielāka atjaunīgās enerģijas ražošana. Tādēļ jāvērtē arī tas, kurā zonā būs lielākas ģenerējošās jaudas.

Klimata un enerģētikas ministrija savulaik pauda viedokli, ka Eiropas Savienībā nav gluži korekts modelis, kā tiek sadalītas izmaksas par starpsavienojumu būvniecību. Kā jūs to vērtējat?

Šī diskusija pašlaik notiek Eiropas līmenī, un, iespējams, būs arī regulatīvi priekšlikumi, kā šo jautājumu kārtot. Vēsturiskā pieredze ir tāda, ka valstis šīs izmaksas cenšas segt uz pusēm, neņemot vērā enerģijas faktiskās un prognozējamās plūsmas. Viens no iemesliem noteikti ir tas, ka skaidri paredzēt nākotni ir grūti, jo kādā valstī ģenerācija var attīstīties straujāk, nekā prognozēts, citā straujāk var augt patēriņš. Tālākai nākotnei ticamas prognozes ir visai grūti veidot.

Tomēr ieguvumi ir ne tikai tām valstīm, kas tiek savienotas, bet arī citām reģiona valstīm. Piemēram, no savienojuma Lietuva-Zviedrija iegūst arī Latvija. Bet līdz šim ieguvumi citām reģiona valstīm ir aprēķināti tādējādi, ka tie neprasīja ieguldījumus no tām. Atšķirīga situācija ir dabasgāzes jomā, jo, piemēram, GIPL savienojuma starp Lietuvu un Poliju izmaksu segšanā piedalījās arī Latvija un Igaunija.

Līdz ar to, jā, Eiropā pašlaik notiek diskusijas, vai nav iespējami kādi uzlabojumi. Viens no uzskatiem ir, ka tā valsts, uz kuru elektrība plūst, ir lielāks ieguvējs nekā tā, no kuras tā tiek eksportēta. No vienas puses tas ir loģiski, jo saņēmējvalsts patērētājiem tas samazina izmaksas par elektroenerģiju. Tomēr otrā pusē ieguvēji ir elektroenerģijas ražotāji, jo šādi savienojumi rada lielākus ieņēmumus un labākus investīciju apstākļus.

Kāda pašlaik ir situācija ar elektrotīklu drošību - gan fizisko, gan kiberdrošību?

Drošību mēs pastāvīgi uzlabojam. Tā tas ir noticis visus pēdējos gadus, un tādi ir arī plāni nākotnē, un tie attiecas gan uz elektrolīniju fizisko drošību, gan kiberdrošību. Kiberdrošības jomā mēs esam izveidojuši operāciju centru, kas strādā visu diennakti. Speciālisti nepārtraukti monitorē kibertelpu, kas ir saistīta ar mūsu funkciju nodrošināšanu, informācijas sistēmas. Mēs arī regulāri vērtējam, cik AST ir noturīgs pret ārējiem apdraudējumiem, un trenējam personālu, lai ne tikai IT speciālisti, bet ikviens AST darbinieks būtu apmācīts, kā izvairīties no dažāda veida kiberdraudiem, jo viens no IT sistēmu drošības kritiskajiem elementiem ir tieši cilvēciskais faktors.

Līdzīgi skatāmies arī uz fizisko drošību un pastiprinām videonovērošanu un citus pasākumus, lai laicīgāk spētu pamanīt apdraudējumus mūsu infrastruktūras tuvumā.

Nākamajā periodā turpināsim iesākto, kā arī investēsim tehnoloģijās, lai pēc iespējas ātrāk varētu atjaunot darbību, ja energosistēmai tiek nodarīts kāds kaitējums. Tīkls mums ir liels, un pie katra balsta mēs apsargu vai kādu drošības elementu izvietot nevaram. Mūsu infrastruktūrā ir kritiskāki elementi, kur svarīgi ir investēt tieši to aizsardzībā, bet atlikušajā daļā galvenais ir jāinvestē spējās ātri atjaunot tās darbību bojājumu gadījumā. Šajā ziņā AST ir labā stāvoklī, jo mums tam ir pietiekami liels personāla resurss, vienalga, vai tā būtu vētra vai kāds cits bojājumu iemesls. Ne visiem operatoriem tā ir, un tad viņi izvēlas šādus darbus uzticēt ārpakalpojumu sniedzējiem. Tādēļ mūsu gatavības pakāpe ir augsta, bet drošības jomā mēs nevaram atslābt un ir jāturpina investēt gan cilvēkos, gan tehnoloģijās.

Cik daudz AST investē drošībā?

Viens piemērs - Baltijas valstis kopā ar Poliju ir pieteikušās ES līdzfinansējumam nākamajiem trīs gadiem, un Latvijā mēs plānojam ieguldīt ap 60 miljoniem eiro drošības pastiprināšanai. Cerams, ka pusi no tā finansēs no ES fondu līdzekļiem.

Kāda ir Latvijas energopārvades sistēmas gatavība krīzes situācijām?

Mums ir augsta gatavība un mēs esam pieraduši reaģēt arī uz dažādu dabas stihiju izraisītām sekām. Tomēr, protams, vienmēr ir jautājums, par kāda mēroga incidentiem mēs runājam. Ja tas nav kaut kas ļoti masveidīgs, tad mēs varam nodrošināt pakalpojumu nepārtrauktību.

Kāds ir kopējais elektrolīniju stāvoklis?

Tas ir relatīvi labs, un mēs savas investīcijas plānojam ar mērķi, lai tas nepasliktinātos. Mēs, protams, atjaunojam gan elektrolīnijas, gan apakšstacijas, kad tās sasniedz noteiktu vecumu, bet, ja mēs skatāmies uz nākotni, tad mēs vēlamies to visu darīt gudrāk. Mēs negribam kā vienīgo parametru līniju atjaunošanai ņemt vērā tikai vecumu, bet izmantot arī citus parametrus, jo tehnoloģijas nenolietojas vienādi. Tādēļ mēs ieviešam iekārtu veselības indeksu. Mēs skatāmies, kāds ir iekārtas stāvoklis, cik nozīmīga tā ir kopējā energoapgādē, cik daudz patērētāji tiktu ietekmēti, ja notiktu kāds incidents utt. Plānojot investīcijas šādi, vēlamies uzlabot apgādes drošumu.

Kā elektroenerģijas tirgu ietekmē pāriešana uz 15 minūšu tirdzniecības intervālu?

Mēs varam redzēt daudz vairāk cenu variāciju. Tas nozīmē, ka daudz rūpīgāk ir jāplāno gan elektroenerģijas patēriņš, gan ģenerācija. Kad bija stundas diapazons, tad enerģijas ģenerācijas struktūra un dinamika bija pilnīgi atšķirīga. Dominēja kontrolējama lielas jaudas ģenerācija. Tagad ir daudz vairāk AER ģenerācijas avotu, kas ir daudz dinamiskāki, jo sauli pēkšņi var aizklāt mākoņi un vējš arī nepūš vienmērīgi. Tas nozīmē, ka ir daudz rūpīgāk jāplāno, kāds šajā 15 minūšu intervālā būs ražošanas apjoms, un līdzīgi tas ir arī patēriņa pusē. Bet vienlaikus tas dod iespēju tirgū visiem būt labākā balansā un gūt no tā papildu labumu. Tas attiecas arī uz bateriju attīstītājiem, kas ir galvenie jaunpienācēji mūsu balansēšanas jaudu tirgū. Viņiem ir iespēja ne tikai darboties balansēšanas tirgū, bet mēģināt papildus nopelnīt arī uz cenu svārstībām. Tās ir jaunas biznesa iespējas gan ražošanas, gan patēriņa pusē.

Tomēr vai tas arī nozīmē, ka elektrības cenas diennakts laikā ir daudz svārstīgākas?

Nē, cenu augšējie un zemākie punkti tādēļ nemainās, un arī vidējai cenai tādēļ būtiski nevajadzētu mainīties. Tas, kas mainās, ir spēja daudz labāk reaģēt uz to, kas notiek tirgū, un precīzāk plānot gan ģenerāciju, gan patēriņu.

Kāda jūsu skatījumā Latvijā pašlaik ir situācija ar atjaunojamās elektroenerģijas projektiem? Vai to skaits ir pietiekams? Vai tie attīstās pietiekami ātri?

Būvniecības stadijā ir jaunas energostacijas ar kopējo jaudu virs 2000 MW. Gandrīz pabeigti ir četri saules parki ar jaudu ap 400 MW. Tie ir pirmie lielie projekti, kas jau ir pieslēgti pārvades tīklam. Mēs prognozējam, ka nākamā gada laikā klāt nāks vēl vairāk nekā 1000 MW jaunas ģenerācijas jaudas, tostarp varētu parādīties pirmās vēja enerģijas stacijas.

Pašlaik visvairāk jaunas jaudas ir pieslēgtas sadales tīklam, jo nelielus saules parkus uzbūvēt ir ātrāk un vienkāršāk, un sadales tīklam ir pieslēgti vairāk nekā 1000 MW mazās ģenerācijas jaudas, ieskaitot arī mājsaimniecību mikroģenerāciju.

Tādēļ es gribētu prognozēt, ka ar saules enerģijas ģenerācijas jaudām mums Latvijā viss būs diezgan labi. Lielāks izaicinājums ir vēja enerģijas ģenerācijai, kur ir arī lielāka sabiedrības pretestība. Bet arī tur projektu īstenotāji pārvades tīklos jaudas ir rezervējuši un arī tur būs vairāk nekā 1000 MW. Turklāt daudzi vēl "stāv rindā" un gaida uz ietekmes uz vidi novērtējuma procesu pabeigšanu un attiecīgi brīdi, kad varēs nākt pie mums un izņemt tehniskās prasības.

Noteikti, ka mēs attīstībā atpaliekam no Lietuvas un jauno jaudu ziņā arī no Igaunijas, bet iespēja panākt Igauniju mums joprojām pastāv.

Šogad Latvijā saražotās elektroenerģijas apjoms ir nedaudz mazāks kā pērn. Kā tas varētu attīstīties ilgākā periodā?

Šis gads ir interesants un visvairāk mūs ietekmēja ūdens pietece Daugavā, kas ir atkarīga no laikapstākļiem. Otrs faktors ir, cik konkurētspējīgas elektroenerģijas tirgū ir gāzes termoelektrocentrāles (TEC). Tas savukārt ir atkarīgs no gāzes cenas un CO2 izmešu kvotu cenas. Ja gāzes cena ir zema un elektrības cena tirgū ir augsta, tad TEC ražo vairāk. Ja šādu periodu ir mazāk, tad arī TEC strādā mazāk. Šie abi ražošanas veidi arī ietekmē to, kādēļ mums gadu no gada saražotās elektrības apjoms svārstās. Jaunais mainīgais, kas nāk klāt, ir jaunās AER jaudas, un mēs jau redzam ietekmi.

Jā, šā gada deviņos mēnešos elektrība ir saražota mazāk nekā pērn šajā laikā, bet galvenā atšķirība veidojās gada pirmajos mēnešos, jo šogad bija ļoti maz sniega un attiecīgi bija ļoti maza elektrības izstrāde martā un aprīlī Daugavas hidroelektrostacijās. Parasti šajā laikā ir pali, kad elektroenerģijas tiek saražots ļoti daudz. Savukārt jau no jūnija ģenerācijas apjoms ir bijis lielākais pēdējo piecu gadu laikā. Tas jau parāda saules enerģijas ģenerācijas ietekmi un to, ka vasaras mēnešos gadu no gada elektrības kopējais ģenerācijas apjoms palielinās. Tad, kad sāks strādāt vēja enerģijas ģenerācijas jaudas, tad garantēti tas palielinās kopējo ģenerācijas apjomu vēl vairāk.