Hoolimata sellest, et maagaas on viimastel aastatel vähenenud, moodustab maagaas märkimisväärse osa energiakogusest ja on seega oluline kasvuhoonegaaside heitkoguste allikas Balti piirkondlikul gaasiturul (Eestis, Lätis, Leedus ja Soomes). Fossiilse gaasi nõudlust tuleb veelgi vähendada ja asendada taastuvenergia ja vähese süsinikdioksiidiheitega elektri ja gaasiga, kui piirkond soovib 2050. aastaks saavutada täieliku dekarboniseeritust ning vähendada oma avatust kõrgetele fossiilse gaasi hindadele ja välistele tarnešokkidele.
Projekti raames anti soovitusi meetmete, sealhulgas uute õigusaktide väljatöötamiseks, et vähendada 2050. aastaks süsinikuheidet piirkondlikul gaasiturul. Projekti rahastas Euroopa Liit tehnilise abi rahastamisvahendi kaudu ja seda rakendas Trinomics koostöös Stockholm Environment Institute ja E3-Modelling ajavahemikul 2022. aasta veebruarist kuni 2023. aasta oktoobrini tihedas koostöös Euroopa Komisjoniga.
Kokkuvõtte on leitav siit.
Uuringu tulemusi tutvustati 2023 aasta Gaasikonverentsil. Esitletud slaidid on toodud siin.
II vahearuanne
Vahearuandes tuuakse välja regionaalse ülevaade gaasiturust riikide kaupa.
Aastal 2019 tootsi Eesti umbes 100 GWh biogaasi, millest toodeti 38 GWh elektrit. Riigi kogu biogaasi tootmisvõimsus on 25 MW, mis vastab 9,4 MW paigaldatud elektritootmisvõimsusele. Esimene biometaanitehas Rohegaas OÜ Kundas (aastane maht 5-6 miljonit Nm3) alustas biometaani tootmist haava paberimassi reoveest 2018. aasta esimeses kvartalis. Teine biometaanitehas Biometaan OÜ (aastane maht 1,3 miljonit Nm3) toodab biometaani põllumajandusjäätmetest ja muudest toorainetest alates juunist 2018. Kogu toodetud biometaan kasutatakse transpordisektoris. Eestis on 20 biometaani tanklat, 19 jaama pakuvad biometaani ja maagaasi segu ning 1 jaam pakub puhast biometaani. Allolev graafik näitab kokkuvõtvalt biometaani toomist Eestis.
Aruandes antakse ülevaade regioonipõhiselt senisest olukorrast (seisuga 2021-2022) ning uuringu teostamise ajal teadaolevate uuringute põhjal ka olemasolev potentsiaal. Tehnilist potentsiaali ei pruugi majanduslik mõistlik rakendada. Seetõttu võeti arvesse tehnilisest potentsiaalist 50%, kui sobilik potentsiaal. Regionaalse vaate annab järgmine graafik:
|
Country |
Allikas 1 (TWh) |
Allikas 2 (TWh) |
Allikas 3 (TWh) |
Uuringus arvesse võetud (TWh) |
Hinnanguline maagaasi tarbimise prognoos 2050 |
Kommentaarid |
|
Eesti |
7 – 8 |
2.9 |
4.7 |
2.4 |
3.909 |
50% tehnilisest potentsiaalist on võetud kui majanduslikult optimaalne ning realistlik potentsiaal. |
|
Leedu |
16 |
6 |
- |
8 |
24.294 |
|
|
Läti |
12 |
6 |
2.7 |
2.7 |
5.929 |
Arvestatud on ministeeriumitest saadud sisendiga. |
|
Soome |
56 |
43 |
∼11 |
11 |
19 |
-vahearuande lõplik versioon
-vahearuandes toodud andmekogum
III Vahearuanne - Stsenaariumid gaasivõrgu dekarboniseerimiseks
Kolmandas vahearuandes tuuakse välja neli tulevikustsenaariumit gaasivõrgu dekarboniseerimiseks. Seniste suundumuste jätkumise stsenaarium (BAU) põhineb olemasoleval (2022 aasta info põhjal peamiselt) kliima- ja energiapoliitika raamistikul, eeldades kliimamuutuste leevendamise ambitsiooni olulist suurenemist. Teisest küljest kaalutakse kolme erinevat kliimaneutraalset stsenaariumi: taastuva metaani stsenaarium, mis uurib peamiselt biometaani ja SNG-sse (sünteetiline maagaaas, mis on toodetud biogaasist saadud CO2 ja vesiniku sidumisel) investeerimise mõjusid piirkonnas (3B+F); taastuva vesiniku keskendunud stsenaarium, mis uurib taastuva vesinikul põhineva gaasitaristu investeerimise mõjusid; ning minimaalsete kulude stsenaarium, mis võimaldab erinevate kütuste vahelist konkurentsi, arvestades seatud piiranguid. All olev inglise keelne tabel annab ülevaate stsenaariumide määratlustest, samas kui jaotistes vahearuande peatükkides 2.5.1, 2.5.2, 2.5.3 ja 2.5.4 kirjeldatakse iga stsenaariumi peamisi eeldusi ja olulisi omadusi üksikasjalikumalt.
|
Indicators |
Scenario 1 |
Scenario 2 |
Scenario 3 |
Scenario 4 |
|
Scenario definition |
‘Business-as-usual’ |
‘REN -Methane dominant scenario’ |
‘REN -Hydrogen dominant scenario’ |
‘Cost minimal scenario’ |
|
Decarbonisation level |
Non-Climate neutral scenario (Joint gas market is not decarbonised by 2050) |
Climate-neutral scenarios (Gas sector is decarbonised by 2050) |
||
|
End-user decisions |
||||
|
End-user decisions regarding the applications in demand sectors |
Focus on methane-based end-user applications |
Focus on methane-based end-user applications |
Focus on hydrogen-based end-user applications |
Focus on the least cost-based fuel mix (with the hydrogen technical limitation constraints without significant investment for retrofitting) |
|
Major gas carrier |
NG is still a major part of the gas demand (followed by biomethane and hydrogen and a small portion of biogas) |
Methane (includes biomethane and SNG and followed by H2 and a small portion of biogas) |
Hydrogen (followed by a small portion of biomethane and biogas) |
|
|
Strategy for the gas infrastructure to follow end-user decisions |
||||
|
Gas type expected within a national and cross-border gas infrastructure |
NG followed by biomethane and hydrogen |
Short term: NG followed by biomethane, SNG, and hydrogen Long-term: Biomethane followed by SNG and hydrogen |
Short term: NG followed by hydrogen Long term: NG followed by hydrogen and eventually pure hydrogen |
Optimised scenario for the least cost solution (with the hydrogen technical limitation constraints without significant investment for retrofitting) |
|
Hydrogen blending |
Up to 5 vol.% |
Up to 10 vol.% |
Up to 10 vol.% and eventually 100 vol.% pure hydrogen |
|
|
NG infrastructure |
No retrofitting of gas supply infrastructure is envisioned |
No heavy retrofitting on gas supply infrastructure is envisioned Technical possibilities of biomethane and hydrogen injection in transmission and/or distribution lines are considered. |
No heavy retrofitting on gas supply infrastructure is envisioned for blending levels up to 10 vol.% By 2041, total repurposing of the NG network infrastructure (TSO and DSO lines) is envisioned |
Retrofitting constraints (on the NG network infrastructure) are envisioned if the hydrogen blending levels cross the threshold of 10 vol.% |
|
End-user equipment adaptation |
No retrofitting constraints for end-use applications are considered except for the applications where the end equipment is sensitive to the NG gas quality. |
Retrofitting constraints for end-use specific applications. |
Retrofitting or replacement constraints for end-use-specific applications. |
Retrofitting constraints for end-use specific applications. |
|
Gas supply infrastructure in use |
The role of transmission lines remains largely intact. Gas distribution via DSO lines. |
The role of transmission lines remains largely intact. Gas distribution via DSO lines. |
The role of transmission lines remains largely intact. Gas distribution via DSO lines. |
The role of transmission lines remains largely intact. Gas distribution via DSO lines. |
|
Deployment of dedicated gas pipelines by TSO and/or DSO |
Limited and separated hydrogen networks may exist. New reliable pipelines are not modelled, but comparative cost feasibility of pure gas supply modes will be provided in a case study (dedicated pipeline vs. gaseous truck transport) |
|||
|
Change of demand between scenarios |
Baseline demand projections |
Gas demand projections with electrification considerations |
||
|
Gas storage |
Conventional large-scale underground methane storage with an assumption to be able to store blended gas up to 10 vol.% H2 |
Conventional large-scale underground methane storage with an assumption to be able to store blended gas up to 10 vol.% H2 blends and pure H2 after 2040. |
Conventional large-scale underground methane storage with an assumption to be able to store blended gas up to 10 vol.% H2 blends |
|
- Venemaa ja Valgevene gaasitarne katkestuse tõttu mängivad LNG terminalid olulist rolli kogu piirkonna gaasivarustuses kuni aastani 2040.
- Antud modelleerimispiirangutel põhinevalt (vt jaotis Loodusgaas/LNG-i import RGMCG piirkonnast väljastpoolt) ei näita mudel ühtegi maagaasi tarnet GIPL-ist RGMCG piirkonda ning piirkond sõltub gaasi varustamisel regionaalsest LNG impordi infrastruktuurist vastavalt modelleerimistulemustele.
- Praeguste suundumuste jätkumise stsenaariumis (BAU stsenaarium) jääb olulisele kohale LNG import kuni aastani 2050. Teistes stsenaariumites asendub LNG-import kohalike taastuvate gaasidega aastaks 2050.
- Stsenaariumite optimeerimistulemused (va minimaalse kuluga stsenaarium) toovad välja, et piirkonnas on vajalikud pigem väikesed LNG vastuvõtuvõimsused (lisaks olemasolevale või kavandatud infrastruktuurile) (vt III vahe aruande tabel 7 2). (LNG võimsuse arvutamiseks optimeeritakse mudel Klaipeda LNG terminali alluvuskõvera põhjal aastate 2021/2022 (mõlema aasta keskmine) ning seda alluvuskõverat kasutatakse kõigi mudelis olemasolevate ja kavandatud terminalide puhul – vt lisa D).
- Täiendavaid LNG võimsusi pole tingimata vaja rakendada. Ekspertanalüüsi põhjal on olemasolevad terminalid (Leedu Klaipeda LNG terminal, FSRU ja Soome Hamina LNG terminal) ning kavandatud Läti Skulte LNG terminal piirkonna hinnangulise maagaasitarbimise katmiseks piisavad (vt tabel 7 2 & tabel 7 5).
- Minimaalse kuluga stsenaariumis hindas mudel, et olemasolevad ja kavandatud LNG terminalide võimsused on piisavad piirkonna gaasitarbimiseks, kuna optimeerimistulemused näitavad, et riigispetsiifiline biometaanipotentsiaal rakendatakse varakult kuni aastani 2030 (vähendades kogu fossiilse gaasi nõudlust).
- Kolme Baltiriigi ja Soome vahel on eeldatud gaasivoogude liikumist läbi nelja riigi ning seeläbi võimalikku Läti maagaasihoidla kasutamist. Kuid kuna piirkonnas on palju LNG terminale, jääb enamikes stsenaariumi juhtudest maagaasihoidla kasutamata. Modelleerimistulemuste ja analüüsi ulatuse põhjal võib Inčukalnsi hoidla kasutamine piirkondliku nõudluse jaoks väheneda, kuid laiemas kontekstis võivad Läti maagaasihoidlat kasutada piirkonnast väljaspool asuvad riigid, arvestades tulevast gaasinõudlust EL-i riikides, GIPL-i ühenduse kasutamist.
- Stsenaariumites lõikes hinnati piirkonna energiajulgeoleku tagamiseks vajamineva gaasihoidla mahuks ca 12-13 TWh (ca 50% Inčukalnsi hoidla mahust) aastate lõikes. Sõltuvalt aastasest gaasitarbimisest tervikuna võib see erinevada.
- Modelleerimistulemused näitavad võrguga mitteühendatud (nn off-grid) taastuva vesiniku (hoituna LOHC-na pinnal asuvates LOHC mahutites) hoidla vajadust, kuid mitte off-grid biometaani jaoks. Eesti ja Lätiga võrreldes vajavad Leedu ja Soome suuremat vesiniku hoidlat suurte tööstuste (väetise- ja rafineerimistehased) nõudluse tõttu. Mudeli optimeerimistulemused näitavad, et REN-Vesiniku stsenaarium vajab 2050. aastaks kõige suuremaid vesiniku hoidla võimsusi kõigist stsenaariumidest; Eesti (4,6 GWh), Läti (5,1 GWh), Leedu (68,1 GWh) ja Soome (151,3 GWh).
- BAU stsenaariumis on piirkonna keskmine biometaani tasandatud tootmiskulu aastaks 2050 arvutatud 54 EUR/MWh (kõrgeim Eestis 65 EUR/MWh ja madalaim Lätis 45 EUR/MWh). Erinevused biometaani tasandatud tootmiskuludes tulenevad erinevast söödakomponentide segust riigiti (vt lisa C) ja seetõttu erinevad tehnoloogia ja ressursid riigiti (lisateabe saamiseks vaadake jaotist 3.9 ja Biometaani ressursi kättesaadavus ja kulud jaotises 2.4.3).
- BAU stsenaariumis arvutatakse piirkonna keskmine vesiniku tasandatud tootmiskulu aastaks 2050 102 EUR/MWh (vahemikus 98-106 EUR/MWh). Käesoleva uuringu ulatuses peetakse taastuvat vesinikku toodetuks ainult taastuvast (maatuule- ja merealuse tuule) elektrist, kus vesiniku tootmiskulud varieeruvad peamiselt riigiti tuuleenergia koormusteguri erinevuste tõttu (vt jaotist 3.9 täpsemate detailide saamiseks).
- REN-Metaani stsenaariumis arvutatakse piirkonna keskmine biometaani tasandatud tootmiskulu aastaks 2050 52 EUR/MWh (kõrgeim Eestis 60 EUR/MWh ja madalaim Lätis 41 EUR/MWh). Keskmise taastuva vesiniku tasandatud tootmiskulu piirkonnas aastaks 2050 arvutatakse 101 EUR/MWh (kõrgeim Soomes 106 EUR/MWh ja madalaim Eestis 95 EUR/MWh). Piirkonna SNG tasandatud tootmiskulu jääb vahemikku 128-156 EUR/MWh (madalaim 178 EUR/MWh Lätis). Soomes ei toodeta SNG-d kõrge biometaani potentsiaali tõttu riigis, koos taastuva vesinikuga on see piisav, et katta riigi rahvuslikud gaasivajadused.
- REN-Vesiniku stsenaariumis arvutatakse piirkonna keskmine biometaani tasandatud tootmiskulu aastaks 2050 57 EUR/MWh (kõrgeim Eestis 68 EUR/MWh ja madalaim Lätis 46 EUR/MWh). Keskmise taastuva vesiniku tasandatud tootmiskulu piirkonnas aastaks 2050 arvutatakse 96 EUR/MWh (kõrgeim Soomes 107 EUR/MWh ja madalaim Lätis 86 EUR/MWh).
- Kulutuste minimeerimise stsenaariumis arvutatakse piirkonna keskmine biometaani tasandatud tootmiskulu aastaks 2050 53 EUR/MWh (kõrgeim Leedus 58 EUR/MWh ja madalaim Lätis 43 EUR/MWh). Keskmise taastuva vesiniku tasandatud tootmiskulu piirkonnas aastaks 2050 arvutatakse 121 EUR/MWh (kõrgeim Lätis 139 EUR/MWh ja madalaim Leedus 108 EUR/MWh). Kulutuste minimeerimise stsenaariumis ei valinud mudel SNG tootmise rakendamist Eestis, Lätis ja Soomes. Tulemuste kohaselt on Leedu piirkonnas ainus riik, kus toodetakse SNG-d, ja mudeli optimeerimine näitas, et 2046. aasta saab olema SNG tootmise viimane aasta Leedus, LCOE-ga 153 EUR/MWh.
- Fossiilse gaasi tarbimisest tingitud kasvuhoonegaaside heitkogused vähenevad piirkonnas kodumaise taastuvate gaaside integreerimise tulemusel. BAU stsenaariumis vähenevad aastaks 2050 Eesti, Läti, Leedu ja Soome gaasitarbimise heitkogused 41%, 39%, 45% ja 69% võrra võrreldes aastaga 2021.
- Kõik teised stsenaariumid saavutavad täieliku süsinikuneutraalsuse aastaks 2050. Kulutuste minimeerimise stsenaarium saavutab kõigi stsenaariumide seas kiireima süsinikuneutraalsuse, kuna heitkogused vähenevad järsult (alla 0,2 miljoni tonni CO2ekv.) aastaks 2030 ning lõpuks muutub piirkondlik gaasiturg (3B+F) süsinikuneutraalseks. See juhtus seetõttu, et mudel valis suurte biometaani võimsuste rakendamise varajastel aastatel (aastaks 2030) (vähima maksumuse meetodil).
III vahearuandega saab tutvuda lähemalt allolevatel linkidel:
-stsenaariumite lõplik versioon
-III vahearuande arvutused ja andmestik excelis
- torustiku investeeringute andmestik
IV vahearuandega saab tutvuda lähemalt allolevatel linkidel:
-stsenaariumite mõjude hinnang
-andmestik sotsiaalmajanduslike mõjude hindamiseks
- andmestik keskmise hinnaprognoosiga tarbijatele
V vahearuandega saab tutvuda lähemalt allolevatel linkidel
VI vahearuandega saab tutvuda lähemalt allolevatel linkidel
-stsenaariumite sensitiivsusanalüüs
- VI vahearuande modelleerimise andmestik
VII vahearuandega saab tutvuda lähemalt allolevatel linkidel
Lisaks on võimalik tutvuda ka tutuosalistega konsultatsiooni tulemustega.