Gaasituru käsiraamat

Gaasituru käsiraamat

Elering on sõltumatu ja iseseisev elektri ja gaasi ühendsüsteemihaldur, mille peamiseks ülesandeks on tagada Eesti tarbijatele kvaliteetne energiavarustus. Selleks juhib, haldab ja arendab ettevõte siseriiklikku ja ülepiirilist energiataristut. Oma tegevusega tagab Elering tingimused energiaturu toimimiseks ning majanduse arenguks.

gaasituru%20k%C3%A4siraamatu%20banner.jpg

Raamatu Sõnastik
8.1. Lisa 1. Mõisted

Eessõna

Eessõna

Maagaasisektoris on nii riiklikul, regionaalsel kui Euroopa tasandil toimunud olulised muudatused alates gaasi tarbimise järjepidevast langusest ning lõpetades muutuvate turutrendidega nagu näiteks pikaajalistelt lepingutel lühiajalistele ja paindlikumatele lepingutele üleminek. Muudatustega tegelemiseks on Euroopa tasandil välja töötatud Euroopa gaasituru mudel, mille eesmärgiks on toetada harmoniseeritud funktsionaalsete regionaalsete gaasitsoonide arengut ning soodustada tsoonidevahelist kauplemist, mis tagaks likviidse ja konkurentsirikka üle-Euroopalise gaasituru.

Üheks gaasituru arendamise eestvedajaks Eestis on elektri- ja gaasi ühendsüsteemihaldur Elering AS. 2015. aastal toimus gaasi põhivõrguettevõtja EG Võrguteenus AS omandiline eraldamine seni domineerivast turuosalisest Eesti Gaas AS-st ning 2016. aasta alguses liideti Elering Gaas AS toonase elektri põhivõrguettevõtja Eleringiga. Sellega loodi võimalused reaalse konkurentsil põhineva maagaasi turu tekkimiseks Eestis.

Eleringi poolt avaldatud gaasituru käsiraamat annab ülevaate energiapoliitika kujunemisest Euroopa Liidus (EL) ja Eestis, sh kliimapoliitikast, biometaani arengutest, Eesti gaasisüsteemist, selle osadest ja toimimisest, gaasi mõõtmisest, samuti regionaalsest gaasiturust, kauplemise reeglitest siinsel gaasiturul, andmevahetuse korraldusest ja seostest energia tarkvõrguga ning gaasibilansi tagamisest. Lugemise hõlbustamiseks on Lisas 1 defineeritud kõik tekstis kasutatavad mõisted nihg Lisas 2 listitud kõik gaasiturgu puudutavad regulatsioonid.

Avatud gaasituru arengul on palju ühiseid omadusi elektrituru arengutega. Eesmärk on kindlustada turul konkurentsiolukord, mis annab turuosalistele signaali olla efektiivsed, toota ja tarnida gaasi just sealt, kus see on kõige kulutõhusam tagades läbi selle pikaajalised investeeringud infrastruktuuri. Seejuures on Eleringi roll avatud turu olukorras tagada süsteemi varustuskindlus, toimimine ja bilanss. Selliste eesmärkide saavutamiseks on Balti riikide gaasivaldkonna eest vastutavad ministrid detsembris 2016 allkirjastanud deklaratsiooni, millega on kokku lepitud Balti regionaalse gaasituru loomine aastaks 2020.

Regionaalne gaasiturg ei toimi ilma piisavate riikidevaheliste ülekandevõimsusteta ja mitmekesiste tarneallikateta. Eestil on hetkel piiratud tarnevõimaluste tõttu gaasidirektiivi alusel kehtestatud nn gaasituru erand, mis tähendab, et erandi kehtides ei ole kohustust rakendada gaasituru avamist ja arendamist reguleerivat seadusandlust, mille eesmärk on hõlbustada Euroopa gaasiturgude korralduse harmoniseerimist ja ühendamist. Sellegipoolest on Eesti osaliselt nimetatud erandist juba loobunud ning gaasituru avanud. Olulisem verstapost siinkohal oli gaasi põhivõrguettevõtja omandiline eraldamine. Lõplikult on erandist loobumine võetud eesmärgiks aastaks 2020, kui avaneb Balti ühine gaasiturg.

Märkimisväärne samm gaasituru arendamise juures oli otsus rajada Eesti ja Soome gaasi ülekandevõrke ühendav torustik Balticconnector. Elering ja Soome poolne projekti arendaja Baltic Connector Oy suutsid kaasata 75% vajalikest investeeringutest Euroopa Ühendamise Rahastust. Peale Balticconnectori valmimist aastaks 2020 on eesmärgiks Balti regionaalsesse gaasitsooni kaasata ka Soome. 2021. aastal on planeeritud gaasiühenduse GIPL valmimine Leedu ja Poola vahel, mis seob Baltikumi ja Soome gaasisüsteemi ja –turu Euroopaga.

Sarnaselt elektrituru arendamisega on Elering olnud initsiatiivikas nii Eesti kui Baltikumi tasandil ja loonud gaasi mõõteandmete kiireks ja mugavaks vahendamiseks gaasi andmelao. Tegemist on infosüsteemiga, mis koondab endast kõik gaasi müügi ja ülekandmisega seotud lepingud ning gaasitarbimise mõõteandmed.  Uuendusliku algatusena on Elering välja arendanud ka kolmandatele osapooltele mõõteandmete jagamise tarkvõrgu andmevahetusplatvormi Estfeed. Estfeed ühendab energia andmeallikad ja neid andmeid kasutada soovivad rakenduste ehk erinevate energiateenuste arendajad, kes varem pole energia mõõteandmetele ligipääsu omanud. Eleringi teenuseid koondav kliendiporataal e-elering võimaldab tarbijal anda nõusolek oma mõõteandmete jagamiseks energiamüüjatele, rakendustele ja eraisikutele. Personaalsete mõõteandmete seaduslik ja turvaline jagamine energiateenuseid pakkuvatele rakendustele võimaldab kõigil osapooltel suurendada teadlikkust oma tootmisest ja tarbimisest ning neid ka automaatselt juhtida kasvatades seeläbi energiatootmise ja –tarbimise tõhusust. 

Kõik need kohalikud algatused, arengud ja laiem riikidevaheline koostöö toetavad Eesti jätkuvat integreerumist Euroopa piirideüleste energiaturgudega, pakkudes meie turuosalistele võimalust saada osa veelgi taskukohasemast ja jätkusuutlikumast energiasüsteemist.

1. Energiapoliitika

1. Energiapoliitika

See peatükk räägib Euroopa Liidu energiapoliitika aluspõhimõtetest, Euroopa ühtsest gaasituru mudelist ning Euroopa Liidu energiataristu paketist. Samuti anname ülevaate Euroopa Liidu gaasituruga seotud võrgueeskirjade väljatöötamisest ning erinevate võrgueeskirjade sisust.

1.1. Euroopa Liidu energiapoliitika

1.1. Euroopa Liidu energiapoliitika

Euroopa Liidu energiapoliitika aluseks on kaks asjaolu: esiteks, suur osa fossiilsetest energiaallikatest (ca 60% vedelkütuste toorainest ning ca 30% maagaasist) ostetakse väljastpoolt Euroopa Liitu ning teiseks, nende kasutamine põhjustab kliimamuutusi. Siit tulenevad ka riskid, mis on ühest küljest seotud kütuste tarnekindluse, tõusvate hindade ning ülemaailmse konkurentsiga fossiilkütuste pärast, ja teisest küljest seotud inimtekkeliste kasvuhoonegaaside põhjustatud kliimamuutustega.

Euroopa Liidu energiapoliitika on lähtunud ühisest eesmärgist tagada energiatoodete ja -teenuste pidev kättesaadavus turul kõigile tarbijatele taskukohase hinnaga, aidates samas saavutada Euroopa Liidu laiemaid sotsiaalseid ja kliimaeesmärke.

Euroopa Liidu energiapoliitika põhialused on kokku lepitud Lissaboni lepingu1, kus prioriteetidena on määratletud:

  • energia siseturu toimimine;
  • energia varustuskindlus;
  • energiakasutuse tõhusus, energia kokkuhoid ja taastuvate energiaallikate kasutamise edendamine;
  • energiaturgude integreerimine ning -võrkude ühendamine.

Energialiidu idee kui Euroopa Liidu strateegilise tegevuskava ühe osa väljaarendamises leppisid riigipead kokku 2014. aasta juuni Ülemkogul. Euroopa Komisjon avaldas mahuka energialiidu dokumentide paketi “Vastupidava energialiidu ja tulevikku suunatud kliimamuutuste poliitika raamstrateegia“ 2015. aasta veebruaris. Energialiidu arendamine on Jean-Claude Junckeri juhitava Euroopa Komisjoni üks olulisemaid prioriteete, mille eesmärgiks on vähendada Euroopa Liidu sõltuvust kütuste ja gaasi impordist, tugevdada energia siseturu toimimist, suurendada taastuvenergia osakaalu ning energiatõhusust ja kindlustada Euroopa Liidu juhtrolli võitluses globaalse kliimasoojenemisega.

Energialiidul on viis energiajulgeolekule, -tõhususele ja konkurentsivõimele suunatud meedet:

  1. energiajulgeolek, solidaarsus ja usaldus (tarnete mitmekesistamine, koostöö varustuskindluse tagamiseks, Euroopa suurem roll ülemaailmsel energiaturul);
  2. täielikult integreeritud Euroopa energiaturg (turgude ühendamine energiasüsteemide vaheliste ühenduste abil, energia siseturu meetmete rakendamine ja ajakohastamine, piirkondlik koostöö, võimalus kontrollida oma tarbimist ja vabalt valida energiamüüjat);
  3. energiatõhusus, mis aitab vähendada nõudlust (energiatõhusus elamumajanduses ja transpordisektoris);
  4. majandusest tuleneva CO2 heite vähendamine (kasvuhoonegaaside 40% vähendamise eesmärgi saavutamine, globaalses kliimapoliitikas kokku leppimine, toimiv heitkogustega kauplemise süsteem, taastuvenergeetika turupõhine edendamine);
  5. teadusuuringud, innovatsioon ja konkurentsivõim

Energialiidu paketi vaimus on Elering juba alates elektri põhivõrgu omandilisest eraldamisest 2010. aastal toetanud seniste riigipõhiste energiaturgude ühendamist läbi piiriülese infrastruktuuri ja tarkvõrgu arendamise, heitkogustega kauplemise ja turureeglite harmoniseerimise. Eesmärgiks on tagada erinevate kütuste ja tehnoloogiate võrdne kohtlemine, sh liikmesriikide energiapoliitikate ühtlustamine. Ühtlustatud Euroopa võrgueeskirjade juurutamine on ühtse energia siseturu huvides.

Gaas on Euroopa Liidu energiavarustuses olulisel kohal. Üle 20% Euroopa energiatarbimisest tuleb maagaasist (joonis 1). Aastal 2016 imporditi Euroopa Liidus tarbitavast maagaasist ligi 70%. Joonis 2 näitab impordi osakaalu erinevatest riikidest aastal 2016. Suurimad impordiallikad Euroopa Liidu jaoks on Norra ning Venemaa. Gaasi allikate arv Euroopasse on mitmekülgne, eriti tulenevalt LNG terminalide potentsiaalist tarnida gaasi kogu maailma LNG turult.

joonis%201%20Euroopa%20Energiakandjate%20osakaalud%202016.png

 Joonis 1 Euroopa energiakandjate osakaalud aastal 2016 (Eurostat nrg_100a)

Joonis%202%20Maagaasi%20impordi%20osakaalud%20Europpasse%202016.png

Joonis 2 Maagaasi impordi osakaalud Euroopasse aastal 2016 (Eurostat nrg_124a)

 

 1 Leping allkirjastati 13.12.2007 Euroopa Liidu Ülemkogul Lissabonis ning jõustus kõikide liikmesriikide poolt ratifitseerimisprotsessi lõpetamisega 2009 aasta 1. detsembril

1.2. I – III energiapaketini

1.2. I – III energiapaketini

1990. aastate lõpus hakkas Euroopa Liit suuremat tähelepanu pöörama energiapoliitikale ning seadis järgmised arengueesmärgid:

  • vaba konkurents;
  • läbipaistvus;
  • juurdepääs energiataristule;
  • varustuskindlus.

Euroopa ühise energiaturu harmoniseerimaks ja liberaliseerimiseks võeti aastatel 1996 kuni 2009 vastu kolm järjestikust seadusandlikku paketti. Esimene kuni kolmas energiapakett adresseerisid ligipääsu turule, turgude läbipaistvust, tarbijate kaitset, ülekandevõimsusi ning tarneallikate piisavust. Tänu energiapakettide muudatustele saavad uued tarnijad siseneda Euroopa turule ning tarbijad saavad vabalt valida endale sobiva müüja.

Algselt oli Euroopa Liidu elektri- ja gaasiturg killustunud ning monopoolne. Hinnad olid kõrged ja investeeringuid nappis. Liikmesriigid otsustasid avada elektri– ja gaasiturud, kaotada konkurentsibarjäärid ning panna alus ühtsele energiaturule. Võeti vastu esimene energia siseturu õigusaktide kogum, I energiapakett. Direktiiviga 98/30/EÜ kehtestati esimest korda Euroopa Liidu gaasi siseturu ühiseeskirjad.

Oli selge, et elektri- ja gaasi siseturu rajamine pidi toimuma järkjärgult, et tööstus võiks uute oludega kohaneda. Kuna esimene energiapakett ei täitnud ootusi, algas arutelu teise energiapaketi vastuvõtmiseks. Uued reeglid võeti vastu 2003. aastal. Direktiiviga 2003/55/EÜ kehtestati rangemad nõuded gaasi tarnimisele ja gaasivõrkude eristamisele, nähti ette siseriiklike energiaregulaatorite kohustuslik asutamine ning anti kolmandatele osapooltele võrdväärne juurdepääs ülekande- ja jaotusvõrkudele. Tarbijatele (tööstustarbijatele 2004 ja kodutarbijatele 2007) tuli luua võimalus vabalt valida gaasitarnijat.

Määrusega 1775/2005 kehtestati eeskirjad, mis puudutasid kolmandate osapoolte juurdepääsu gaasivõrkudele, võimsuse jaotamise põhimõtteid, ülekoormusega juhtimise põhimõtteid ning turu läbipaistvuse reegleid.

Ka II energiapakett ei täitnud loodetud eesmärki: regulatsioonide puudulikkuse tõttu ei olnud võimalik saavutada täielikult avatud elektri- ega gaasiturgu. Nii võeti 2009. aastal vastu III energiapakett, mis jõustus 2009. aasta septembris. Direktiivis 2009/73/EÜ kehtestati ühised reeglid gaasi ülekandmiseks, jaotamiseks, tarnimiseks, hoiustamiseks ja turule ligipääsemiseks.

III energiapaketti kuuluvad määrused 715/2009, 714/2009 ja 713/2009. Esimene käsitleb gaasivõrkudele juurdepääsu piiriüleses kaubanduses, mis nägi ette ka erinevates valdkondades detailsete võrgueeskirjade loomise. Teine reguleerib samu teemasid elektriturul. Kolmas arendas edasi institutsionaalset raamistikku - määrusega 713/2009 moodustati energeetikasektorit reguleerivate asutuste koostööamet ACER. Joonis 3 annab koondülevaate eelpool toodud energiapakettidest.

Joonis%203%20Euroopa%20gaasituru%20avanemine.png 

Joonis 3 Euroopa gaasituru avanemine

1.3. Euroopa ühine turumudel (GTM)

1.3. Euroopa ühine turumudel (GTM)

Energiaturu regulaatorite koostööorganisatsioon ACER defineeris aastal 2011 raamistiku, nn Gas Target Model ( GTM), mis paneb paika nägemuse ja arengusuunad toimiva gaasituruni jõudmiseks. Mudelis defineeritakse visioon Euroopa tuleviku gaasiturust, mida iseloomustavad konkurentsivõime, likviidsus, turgude integratsioon, optimaalne infrastruktuuri kasutus ja gaasi vaba liikumine eri piirkondade vahel. Selle saavutamise vahenditena nähakse ühelt poolt Euroopa võrgueeskirjade rakendamist kõikides Euroopa Liidu liikmesriikides ning teiselt poolt GTM-is määratletud konkreetseid samme likviidse ja dünaamilise gaasituruni jõudmiseks.

GTM-i ajakohastamisega 2015. aastal sõnastas ACER ka konkreetsed märksõnad, mis gaasituru arengutes olulist rolli mängivad:

  • Suurenenud määramatus nii gaasi tootmises kui tarbimises — seoses odavama kildagaasi suurenenud kasutuselevõtuga USA-s on Euroopa gaasi kasutavad ettevõtted hinnasurve all, samuti on odavnenud kivisüsi välja tõrjumas gaasi kasutamist elektritoodangu kütusena (sellele aitavad kaasa ka madalad CO2 emissioonikvootide hinnad). Ka gaasi tootmine Euroopas on vähenemas ning selle trendi pöördumist pole lähiaastatel alternatiivsete allikate lisandumisele vaatamata oodata.
  • Varustuskindluse tagamine läbi konkurentsi — kuna paljud Euroopa riigid on liigselt sõltuvad vaid mõnest gaasitarnijast, siis GTM kohaselt tagavad varustuskindluse kõige efektiivsemalt just turupõhised meetmed (eelkõige ebabilansi turupõhise hinnastamise meetmed), mis ajendavad turuosalisi varustuskindlusesse panustama. Ette nähakse ka gaasi hoiustamise eraldamist põhivõrkudest.
  • Hulgituru toimimine, turgude ühendamine — ACER on defineerinud turgude võtmetunnused, milleks on turuosaliste ootustele vastavus (võimaldades piisavalt riske maandada) ning efektiivne toimimine (pakkudes piisavat konkurentsi, paindlikkust ja varustuskindlust). Mõlemale võtmetunnusele on lisatud mitmed mõõdikud, millele hästi toimiv hulgiturg vastama peaks.
  • Taastuvenergia eesmärgid ja uued gaasi kasutusalad — GTM-is tehakse ettepanek elektri- ja gaasisüsteemihaldurite koostööks tulenevalt gaasi kasutusest elektri tootmiseks (taastuvatest allikatest toodetava elektri puhul vajaliku reguleerimisvõimekuse saavutamiseks). Gaasi laialdasemat kasutamist näeb ACER transpordisektoris ning tänu lokaalsete lahenduste rajamisele LNG ja CNG kasutamiseks ja „ power to gas“ tehnoloogiate arendamisel.

Seni vastavad GTM-is kirjeldatule vaid väga vähesed Euroopa riigid ning paljudes riikides on vaja eesmärkide saavutamiseks muudatusi teha.

GTM-i aluseks on piisavalt konkurentsi pakkuvad, likviidsed ja piisavate välisühendustega sisend-väljund tsoonid (entry-exit zones). Sisend-väljund tsoonid võivad koosneda mitmest riigist ning väiksemate riikide puhul on mitmest riigist koosnev tsoon vajalik piisava konkurentsi ja likviidsuse saavutamiseks. Sisend-väljund tsoonide põhimõtteks on võimalus tsoonisiseselt gaasiga vabalt kaubelda, olenemata sellest, millisest sisendpunktist gaas pärineb. Kogu tsooni sisenenud gaasiga saab kaubelda võrdsetel alustel, puuduvad marsruudi ja päritoluga seotud tariifid või kvaliteeditingimused. Ülekandevõrgu tariife tasutakse tsooni sisenedes (sisend-väljund punktides) ning sellest väljudes (sisend-väljund punktides või väljundpunktides sisemaisesse tarbimisse) ning tariifid ei sõltu gaasi päritolust või selle varasemast trajektoorist tsoonis sees või sellest väljaspool. Sisend-väljund tsoonide sees on tavaliselt virtuaalne kauplemispunkt, kus toimub gaasiga kauplemine. Kauplemine võib toimuda kahepoolsete lepingute alusel või läbi gaasibörsi (sellest pikemalt peatükis 4 – Gaasiturg). Joonis 4 illustreerib sisend-väljund tsooni ülesehitust.

 

Joonis%204%20Sisend-v%C3%A4ljund%20tsooni%20skeem.PNG

 

Joonis 4 Sisend-väljund tsooni skeem

1.4. Ühtne energiaturg läbi võrgueeskirjade

1.4. Ühtne energiaturg läbi võrgueeskirjade

III energiapaketi eesmärk on luua toimiv energia siseturg Euroopas. Konkurentsile avatud energia siseturg annab Euroopa tarbijatele võimaluse valida erinevate tarnijate vahel, kes pakuvad elektrienergiat ja gaasi turupõhise hinnaga. Teiselt poolt saab nüüd energiaturule siseneda rohkem ettevõtteid, sh on sisenemine lihtsam ka väiksematel ettevõtetel ja võimalus ka nendel, kes investeerivad taastuvenergiasse.

Euroopaülese toimiva gaasi siseturu tekkimisele on veel mitmeid takistusi. Liikmesriikide vaheliste ühenduste võimsus on ebapiisav, mõningate liikmesriikide vahel puuduvad veel ülekandevõimsused ning gaasiturg ei ole veel ühendatud. Isegi kui liikmesriikide vahelised ühendused on olemas, ei ole turureeglid veel piisavalt ühtlustatud, mistõttu on tehingukulud osades piirkondades ebamõistlikult kõrged. Tekivad turubarjäärid eelkõige väiksematele ettevõtetele. Liikmesriikide energiaregulaatorid ei kasuta alati kõiki oma õigusi ja võimalusi, et olemasolevaid reegleid kehtestada. Seetõttu on enamikus liikmesriikides energiaturud endiselt väga kontsentreerunud ning uusi iseseisvaid tarnijaid on vähe.

Selleks, et tagada III energiapaketiga püstitatud eesmärkide täitmine ning soodustada hästi toimiva ja läbipaistva hulgimüügituru teket, mida iseloomustaks kõrgetasemeline maagaasi tarnekindlus, on kehtestatud määrus 715/2009. Määruse eesmärk on kehtestada piiriülest maagaasiga kauplemist käsitlevad õiglased ja mittediskrimineerivad eeskirjad ning suurendada sel viisil konkurentsi energia siseturul, võttes arvesse siseriiklike ja piirkondlike turgude konkreetset eripära. See hõlmab ühtlustatud põhimõtete kehtestamist seoses piiriüleste ülekandetasudega ning olemasolevate ühendusvõimsuste jaotamist turupõhiselt. Nimetatud eesmärkide täitmine viiakse ellu läbi ühtsete võrgueeskirjade (Network Codes) väljatöötamise ja rakendamise kõigis liikmesriikides.

Võrgueeskirjade väljatöötamine algab Euroopa Komisjoni poolsest „aastase prioriteetide nimekirja“ koostamisest, kus käsitletakse teemasid, mis peaksid võrgueeskirjades sisalduma. Seejärel koostab ACER nn. raamsuunised (framework guidelines), mis seavad põhimõtted konkreetsete võrgueeskirjade koostamiseks. Euroopa ülekandevõrkude operaatorite organisatsiooni ENTSO-G ( European Network of Transmission System Operators for Gas) eestvedamisel toimub võrgueeskirjade arendamine. Võrgueeskirjade arendamisel on jõutud etappi, kus kõik on saanud juba heakskiidu Euroopa Parlamendis ning käimas on nende rakendamine. Võib öelda, et Euroopa-ülesed võrgueeskirjad määratlevad otsekohalduva raamistiku, aga konkreetsemad ja täpsemad piirid määrab iga liikmesriik ise. Tulevikus võib võrgueeskirju ka juurde lisanduda. Vt. ka Joonis 5.

1.4.1. Ülekoormusega tegelemise kord – 2012/490/EL (Congestion Management Procedures)

1.4.1. Ülekoormusega tegelemise kord – 2012/490/EL (Congestion Management Procedures)

Ülekoormusega tegelemise kord on määruse 715/2009 lisa I täiendus, mille eesmärgiks on vähendada ülekoormust gaasi ülekandesüsteemides. Energia siseturu väljakujundamise lõpuleviimist takistab sagedane lepingutega ülekoormamine, mille tõttu võrgu kasutajad ei saa juurdepääsu gaasi ülekandesüsteemidele, ehkki võimsus on füüsiliselt olemas. Kord sätestab reeglid, mille kohaselt ettevõtted peavad oma reserveeritud ülekandesüsteemi võimsust kasutama või riskivad kasutamata võimsuse kaotamisega. Kasutamata võimsus viiakse tagasi turule ning jaotatakse turupõhiste meetmetega. Käesolev määruse 715/2009 lisa I uuendus kehtestati 24. august 2012.

1.4.2. Võimsuse jaotamise mehhanismide võrgueeskiri – 984/2013/EL (Capacity Allocation Mechanism – CAM)

1.4.2. Võimsuse jaotamise mehhanismide võrgueeskiri – 984/2013/EL (Capacity Allocation Mechanism – CAM)

Võimsuse jaotamise mehhanismide võrgueeskiri sätestab ülekandesüsteemide operaatoritele kohustuse kasutada harmoniseeritud oksjonite süsteemi gaasisüsteemi võimsuste jaotamisel (või alternatiivina võimsuste kaudset jaotamist koos energiaga (implicit auctioning)). Oksjonitel müüakse samaaegselt üle-Euroopaliste reeglite alusel samu võimsustooteid. Võrgueeskirjaga seatakse sisse gaasi ülekandesüsteemide standardiseeritud võimsuse jaotamise mehhanismid. Standardiseeritud võimsuse jaotamise mehhanism hõlmab enampakkumismenetlust Euroopa Liidu siseste asjakohaste ühenduspunktide jaoks ning pakutavaid ja jaotatavaid piiriüleseid standardvõimsustooteid. Võrgueeskirjas sätestatakse kõrvutiasuvate piirkondade ülekandesüsteemi haldurite koostöö võimsuse müügi hõlbustamiseks, võttes arvesse kaubanduseeskirju kui ka võimsusega seotud tehnilisi eeskirju. Võrgueeskiri käsitleb nii olemasolevaid võimsusi kui ka investeeringute tulemusena tekkivat lisanduvaid ülekandevõimsusi. Võrgueeskiri võeti vastu 14. oktoober 2013 ning jõustus 1. novembrist 2015.

1.4.3. Gaasivarustuse tasakaalustamise võrgueeskiri – 312/2014/EL (Balancing)

1.4.3. Gaasivarustuse tasakaalustamise võrgueeskiri – 312/2014/EL (Balancing)

Gaasivarustuse tasakaalustamise võrgueeskiri sätestab gaasisüsteemi bilansi hoidmise reeglid ning süsteemihalduri ning võrgukasutajate sellega seotud vastutused. Turgude ulatusliku integreerimise jaoks on tähtis, et tasakaalustamist käsitlevad eeskirjad edendaksid gaasiga kauplemist bilansipiirkondade üleselt ja aitaksid kaasa turu likviidsuse arengule. Seepärast sätestatakse antud võrgueeskirjas liiduülesed ühtlustatud tasakaalustamiseeskirjad, mille eesmärk on anda kindlustunne, et võrgu kasutajad saavad hallata oma positsioone eri bilansipiirkondades majanduslikult tõhusal ja mittediskrimineerival viisil. Võrgueeskiri võeti vastu 26. märtsil 2014 ja jõustus alates 1. oktoober 2015.

1.4.4. Koostalitlus- ja andmevahetuseeskirjade võrgueeskiri – 703/2015/EL (Interoperability and Data Exchange)

1.4.4. Koostalitlus- ja andmevahetuseeskirjade võrgueeskiri – 703/2015/EL (Interoperability and Data Exchange)

Koostalitlus- ja andmevahetuseeskirjade võrgueeskiri ühtlustab komplekssed võrgu opereerimise tehnilised protseduurid, mis on kasutusel Euroopa Liidu liikmete gaasisüsteemides. Määrus käsitleb süsteemidevahelisi ühenduslepinguid, mõõtühikuid, gaasi kvaliteeti, odoreerimist ning andmevahetust. Määrusega kehtestatakse eeskirjad ja menetlused, mille abil saavutada sobiv ühtlustamise tase tõhusa gaasiga kauplemise ja gaasi transpordi nimel kõigis Euroopa Liidu gaasi ülekandesüsteemides. Võrgueeskiri on vastu võetud 30. aprill 2015 ning jõustus 1. maist 2016.

1.4.5. Ühtlustatud gaasiülekandetariifide struktuuri võrgueeskiri (Harmonised Transmission Tariff Structures)

1.4.5. Ühtlustatud gaasiülekandetariifide struktuuri võrgueeskiri (Harmonised Transmission Tariff Structures)

Ühtlustatud gaasiülekandetariifide struktuuri võrgueeskirja eesmärgiks on defineerida ühised reeglid ja parameetrid ülekandetariifide kehtestamiseks. Võrgueeskiri soodustab turu integratsiooni, suurendab varustuskindlust, toetab konkurentsi ja ülepiirilist kaubandust, kindlustab mittediskrimineerivad ja kulupõhised ülekandetariifid ning väldib võrgukasutajate vahelist ristsubsideerimist. Võrgueeskiri kehtestab metoodika sisend-väljund süsteemi punktide tariifide arvutamiseks ning nende arvutamiseks kasutatud andmete avalikustamiseks ning konsulteerimiseks. Võrgueeskiri on vastu võetud 17. märts 2017 ning jõustus 6. aprillist 2017. Esimesed võrgueeskirja alusel kehtestatud tariifid peavad olema avaldatud hiljemalt 31. mail 2019.

1.4.6. Täiendava võimsuse lisad eeskirjadesse (Incremental Capacity)

1.4.6. Täiendava võimsuse lisad eeskirjadesse (Incremental Capacity)

Täiendava võimsuse lisad on täiendus kahele varem mainutud võrgueeskirjale – võimsuse jaotamise mehhanismide ja ühtlustatud gaasiülekandetariifide struktuuri võrgueeskirjadele. Täiendava võimsuse lisad täiendavad võimsuse jaotamise mehhanismide võrgueeskirja sätetega selle kohta, kuidas jaotada investeeringutest tekkivat täiendavat või uut võimsust. Tariifide võrgueeskirja lisanduvad sätted selle kohta, kuidas arvutada tariife täiendavate ja uute ülekandevõimuste korral. Võrgueeskiri on vastu võetud 17. märts 2017 ning jõustus 6. aprillist 2017.

Joonis%205%20Gaasituru%20v%C3%B5rgueeskirjad%20ning%20nende%20rakendumise%20ajakava.PNG

Joonis 5 Gaasituru võrgueeskirjad ning nende rakendumise ajakava

1.5 Euroopa Liidu energiataristu pakett

1.5 Euroopa Liidu energiataristu pakett

Määruse 256/2014 alusel koostab Euroopa Komisjon nn ühishuvi projektide nimekirja ( PCIProjects of Common Interest), milles olevatele objektidele plaanib Euroopa Liit iga-aastases taotlusvoorus jagada kindlaks määratud summas toetusi. Lisaks tegi Euroopa Komisjon 2011. aastal ettepaneku moodustada energiataristu moderniseerimise pakett, mis muuhulgas aitaks saavutada ka Euroopa Liidu kliima- ja energiaalaseid eesmärke. Aastateks 2014 – 2020 moodustab Euroopa Ühendamise Rahastu (CEF – Connecting Europe Facility) toel energiasektorisse jagatav raha kokku 5,85 miljardit eurot.

Taristufondi vahendid on eraldatud kliimamuutuste vastu võitlemiseks, konkurentsivõime- lisema sotsiaalse turumajanduse saavutamiseks, piirkondadevaheliste ühenduste tugevdamiseks ning üleeuroopalise majandusliku, sotsiaalse ja territoriaalse ühtekuuluvuse suurendamiseks. See on esimene kord, kui Euroopa Liit soovib kaasrahastada suurte energiataristute objektide ehitamist oma korralisest eelarvest.

Ühishuvi projekti investeeringut võimaldatakse vähemalt kahte riiki hõlmavatele projektidele ning vahendid tehakse kättesaadavaks võlakirjade, toetuste ja laenugarantiide näol. Täiendavad sektorispetsiifilised kriteeriumid peavad tagama, et projektid tugevdavad märgatavalt tarne turvalisust, võimaldavad turuintegratsiooni, soodustavad konkurentsi, tagavad süsteemi paindlikkuse ja võimaldavad edastada toodetud taastuvenergiat tarbimiskeskustesse ja salvestuskohtadesse.

Euroopa Ühendamise Rahastu raames on 2018. aasta suve seisuga jaotatud 2,46 miljardit eurot  109 erineva ühishuvi projekti rahastamiseks. Seal hulgas on toetust saanud mitu Eestiga seotud projekti. Eesti-Läti uus (kolmas) ühendus sai 2014 augustis otsustamiseni jõudnud Euroopa energeetikavaldkonna ühishuvi projektide rahastamisvoorus 65% ulatuses kaasabitoetust ehk 112 miljonit eurot. Aastal 2016 sai rekordilise 75% ulatuses toetuse Soome ja Eesti vaheline gaasitoru projekt Balticconnector. Koos Eesti ja Läti vahelise ühenduse tugevdamisega lõpetab Balticconnectori projekt Soome gaasituru isolatsiooni ning tugevdab oluliselt regionaalset varustuskindlust ja suurendab konkurentsi turul. Sarnaselt on Euroopa toetust saanud ka Leedu ja Poola vaheline gaasitoru GIPL. 2018 aasta lõpus on Balti süsteemihalduritel plaan esitada toetuse taotlus Balti riikide kesk-Euroopaga sünkroniseerimise projekti esimeste tööde rahastamiseks. Seega saavad Baltimaad Eesti-Läti vahelise kolmanda ühenduse, Balticconnectori ning teiste Balti piirkonna Euroopaga ühendamise plaani ( BEMIP) projektide (Leedu-Poola ning Leedu-Rootsi ühendus) töösse viimisega tihedamalt põimunuks ülejäänud Euroopa energiaturgudega.

 

2. Eesti ja regionaalne maagaasisüsteem

2. Eesti ja regionaalne maagaasisüsteem

See peatükk räägib Eesti ja regionaalsest gaasisüsteemist. Täpsemalt saab ülevaate järgnevatest teemadest:

  • Gaasisüsteemi ajalugu
  • Eesti ja regionaalne gaasisüsteem
  • Gaasi tarbimine ja gaasisüsteemi varustuskindlus
  • Gaasisüsteemi pikaajaline planeerimine
  • Gaas väljaspool gaasivõrku

2.1. Gaasisüsteemi ajalugu

2.1. Gaasisüsteemi ajalugu

Teadlik gaasi kommertskasutamine Euroopas sai alguse 1785. aastal, kui Suurbritannias hakati söest toodetud gaasi kasutama tänavate ja majade valgustamiseks. Kogu 19nda sajandi kasutati maagaasi asemel eelkõige kohapeal söest toodetud gaasi (city gas), sest puudus efektiivne tehnoloogia gaasi transportimiseks gaasi maardlatest linnadesse. 19.nda sajandi lõpul elektritehnoloogia arenguga asendusid gaasilambid elektripirnidega, mis tekitas vajaduse leida gaasile alternatiivne rakendus. 1920.-1930. aastatel gaasi transporditehnoloogia arenguga leiti uusi võimalusi gaasi kasutamiseks tööstuses ning kodumajapidamises. Tööstuses leidis gaas laialdast kasutust tootmisprotsessides ning gaasikateldes elektri tootmiseks. Kodumajapidamises hakati gaasi kasutama eelkõige hoonete ja tarbevee soojendamiseks kuid ka toidu valmistamiseks.

Eesti gaasiajalugu algab 19. sajandist. Eestis valmis esimene gaasivabrik 1865. aastal Tallinnas, kus tehisgaasi toodeti Inglise kivisöest. Enamik gaasist tarbiti tänavavalgustuses, kuid gaasiga varustati torustiku kaudu ka Balti Manufaktuuri, vineerivabrikut ning Kadrioru lossi ja parki. 1880. aastal avati ka Tartus gaasivabrik

1948. aastal valmis Kohtla-Järve Põlevkivitöötlemise tehas, mille kaudu hakati 1949. aastal Kohtla-Järve – Leningradi gaasiülekandetorustiku kaudu gaasiga varustama Leningradi. 1953. aastal anti käiku esimene kõrgsurve gaasiülekandetorustik Kohtla-Järve – Tallinn. Mõne aastaga suurenes gaasitarbimine Tallinnas paarikümnekordseks, ulatudes 1955. aastal 65 miljoni kuupmeetrini. Esimeste seas said gaasi Liviko tsehh Mere puiesteel ja Raua tänava saun.

1969. aastal hakati Leningradi – Kohtla-Järve ülekandetorustiku kaudu transportima Eestisse maagaasi, mis Jõhvis segati põlevkivigaasiga. 1976. aastal valmis Tartu Irboska ja 1978. aastal Tartu – Rakvere gaasitorustik. 1979. aastal kasutas Eesti 708 miljonit kuupmeetrit maagaasi ja 273 miljonit kuupmeetrit põlevkivigaasi, kuid nõudlus gaasi järele üha kasvas. 1988 aastal alustati Vireši – Tallinna gaasitorustiku ehitust koos kompressorjaamaga Lätis Virešis, mis võimaldas gaasi saada ka Läti maa-alusest gaasihoidlast Inčukalnsis. Riburada järgnesid uued gaasitrassid kohalike asulate varustamiseks gaasiga: Loo, Viljandi, Kohila, Kehra, Kunda, Narva-Jõesuu, Saue, Muuga, Narva, Vändra ja Raudalu.

 

2.2 Eesti maagaasi ülekandevõrk

2.2 Eesti maagaasi ülekandevõrk

Eesti maagaasi ülekandevõrk koosneb 885 km gaasitorustikust, 3 gaasimõõtejaamast ( GMJ), kus toimub ülekandevõrku siseneva gaasi mõõtmine ja gaasi kvaliteedi määramine ning 36 gaasijaotusjaamast ( GJJ), kus toimub ülekandevõrgust väljuva gaasi rõhu redutseerimine, mõõtmine, lõhnastamine ja kokkulepitud tarbimisrežiimi tagamine (Joonis 6). Selleks, et gaas liiguks ühest punktist teise on vajalik rõhuerinevus kahe punkti vahel. Rõhuerinevus saavutatakse läbi kompressorjaamade, mis suruvad gaasi kokku ja seeläbi tõstavad gaasi rõhku. Eesti gaasisüsteemil täna veel puudub oma kompressorjaam ning gaasi ülekandeks vajalik rõhk tagatakse Venemaa ülekandesüsteemis asuvate kompressorjaamadega või Lätis asuva Inčukalnsi maa-aluses gaasihoidlas.

Joonis 6 Eesti maagaasi ülekandevõrk

Joonis 6 Eesti maagaasi ülekandevõrk

2.2.1. Torustik

2.2.1. Torustik

Eesti ülekandevõrk koosneb mitmest erinevast torustikust. Torustikud erinevad üksteisest maksimaalse lubatud töörõhu (MOP), diameetri ja vanuse poolest. Tabel 1 annab ülevaate ülekandevõrgu torustike parameetritest.

Tabel 1 Eesti maagaasi ülekandevõrgu torustik

Torustik

Pikkus

[km]

DN (Nominaal-diameeter)

[mm]

Maksimaalne töörõhk (MOP)

[barg]

Vanus

[aastat]

Vireši - Tallinn

202,4

700

49,6*

26

Vändra - Pärnu

50,2

250

54

12

Tallinn - Kohtla-Järve I

97,5

200

≤ 30

65

Tallinn - Kohtla-Järve II

149,1

500

≤ 30**

50

Kohtla–Järve - Narva

45,1

350/400

≤ 30**

58

Irboska - Värska GMJ

10,1

500

53,7*

43

Värska GMJ – Tartu

75,6

500

45,9*

43

Tartu - Rakvere

133,2

500

45,2*

39

Irboska - Inčukalns

21,3

700

49,2*

34

Pihkva - Riia

21,3

700

51,4*

46

Harutorustikud

79,2

 

 

 

Kokku

885,0

 

 

 

* metallikao defektide põhjal
** 30.10.2012 aruande põhjal (välised hindamismetoodikad)

Irboska-Inčukalns ja Pihkva-Riia on Kagu-Eestis asuvad paralleelsed torustikud, mida kasutatakse gaasi transportimisel Venemaa ja Läti vahel ning antud torulõigud pole ülejäänud Eesti ülekandevõrguga ühenduses.

 

2.2.2. Gaasimõõtejaamad (GMJ)

2.2.2. Gaasimõõtejaamad (GMJ)

Eesti tarbijate gaasiga varustamine toimub läbi kolme ühenduspunkti – läbi Karksi GMJ, Värska GMJ ja Narva ühenduspunkti.

Lisaks kolmele eelnevalt mainitud punktile on Eestil veel kaks ühenduspunkti naaberriikide gaasisüsteemidega, mida kasutatakse gaasi transportimisel Venemaa ja Läti vahel läbi paralleeltorustike Irboska-Inčukalns ja Pihkva-Riia. Korneti ühenduspunktis on torud ühendatud Lätiga ja Misso-Izborsk ühenduspunktis ühendatud Venemaaga. Torusid kasutatakse eelkõige gaasi transportimisel Venemaa ja Läti vahel, aga ühtlasi toimub läbi nende torude Misso piirkonna varustus. Torusid läbiva transpordikoguste mõõtmine toimub Läti territooriumil Korneti GMJ-s ja Misso piirkonna tarbimise mõõtmine toimub Misso GJJ-s.

Täpsemalt saab gaasi mõõtmise kohta lugeda peatükist 3.

2.3. Regionaalne maagaasi ülekandevõrk

2.3. Regionaalne maagaasi ülekandevõrk

Eesti gaasisüsteem on osa regionaalsest gaasisüsteemist ja on ühendatud otseselt Venemaa ja Läti gaasisüsteemidega ning kaudselt ka Leedu gaasisüsteemiga (läbi Läti). Nii Balti riikide gaasisüsteem kui Soome gaasisüsteem on tänasel päeval isoleeritud süsteemid, sest puudub otsene ühendus ülejäänud Euroopa gaasisüsteemiga.

Balti riikide gaasisüsteemid on omavahel tugevalt integreeritud, mistõttu tuleb maagaasi ülekandevõrgu arendamisel arvestada naaberriikide ja lähiregiooni ülekandevõrkudega. Kuna Eestis gaasitootmist ei ole, imporditakse kogu tarbitav gaas kas Venemaalt, Lätist Inčukalnsi maagaasihoidlast või Leedust Klaipeda LNG terminalist. Lisaks on Eesti ülekandevõrk transiitkoridoriks gaasi liikumisel Venemaa ja Läti vahel. Seoses ülekandevõrkude tugeva integreeritusega on avarii korral oht mõjutada terve regiooni gaasisüsteemi. Joonis 7 annab ülevaate regionaalsest maagaasi ülekandevõrgust ja olulisematest võrgu komponentidest.

Joonis 7 Regionaalne maagaasi ülekandevõrk

Joonis 7 Regionaalne maagaasi ülekandevõrk

2.3.1. Soome

2.3.1. Soome

Soome ülekandevõrgu kogupikkus on ligikaudu 1300 km ning omab ühte ühenduspunkti Venemaaga (Imatra), mille kaudu käib gaasivarustus. Soome võrgus on kolm kompressorjaama (Imatra, Kouvola ja Mäntsäla), mille koguvõimsus on 64 MW. Tänasel päeval pole Soome ülekandevõrk ühendatud Balti riikide ülekandevõrkudega, kuid plaanide järgi ühendatakse need läbi rajatava Eesti-Soome vahelise ühenduse - Balticconnectori - aastal 2020.3 

 

Gas Regional Investment Plan ( GRIP) 2017 of the Baltic Energy Market Interconnection Planhttps://www.entsog.eu/public/uploads/files/publications/GRIPs/2017/entsog_BEMIP_GRIP_2017_Main_web_s.pdf

2.3.2. Läti

2.3.2. Läti

Läti ülekandevõrgu kogupikkus on ligikaudu 1200 km ning omab kolme ühenduspunkti teiste võrkudega. Kaks neist on ühendatud Eestiga (Karksi ja Murati) ning üks Leeduga (Kiemenai). Läti territooriumil asub Inčukalnsi maagaasihoidla, mis on ainuke maagaasihoidla Baltikumis. Suveperioodil, kui regiooni maagaasi tarbimine on madal, täidetakse maagaasihoidla gaasiga ja talvel võidakse kasutada hoiustatud gaasi vastavalt turutingimustele regiooni varustamiseks. Läti võrgus asub ka üks kompressorjaam Inčukalnsi territooriumil, mida kasutatakse peamiselt gaasi sisestamiseks hoidlasse.

2.3.3. Leedu

2.3.3. Leedu

Leedu ülekandevõrgu kogupikkus on üle 2000 km. Leedu peamine gaasivarustus on ajalooliselt käinud läbi ühenduspunkti Valgevenega (Kotlovka). 2014 alustas tööd Klaipeda LNG terminal, mis pakub regioonile alternatiivset gaasiallikat. Lisaks on süsteemis kahesuunaline ühendus Lätiga (Kiemenai) ja ühenduspunkt Kaliningradiga (Sakiai), mida kasutatakse ainult gaasi transiidiks Kaliningradi. Võrgus töötab kaks kompressorjaama, mille koguvõimsus on 42,2 MW.

2.3.4. Poola

2.3.4. Poola

Poola ülekandevõrgu kogupikkus on ligikaudu 11 000 km, omab kuut ühenduspunkti teiste riikide võrkudega ning ülekandevõrgus on 6 maagaasihoidlat. 2016. aastal valmis Swinoujscie LNG terminal ja 85 km maapealne torustiku lõik, mis seob LNG terminali ja Poola ülekandevõrgu. LNG terminal suudab ülekandevõrku gaasi anda 55 000 GWh/aastas. Poola ülekandevõrk on ühendatud Euroopa gaasivõrguga ja otsene ühendus Balti riikide ülekandevõrkudega täna veel puudub, kuid plaanide järgi toimub ühendamine läbi Leedu-Poola gaasitoru (GIPL) aastal 2021.4 

2.4. Maagaasi tarbimine

2.4. Maagaasi tarbimine

Viimastel aastatel on maagaasi tarbimine üldiselt olnud langustrendis. 2016. a tarbimine kasvas seoses külmema talvega võrreldes 2015. aastaga. Kuid 2017. aasta näitas võrreldes eelneva aastaga 5,1 protsendilist langust. Viimase 10 aasta jooksul on maagaasi tarbimine vähenenud ligikaudu poole võrra.

Joonis%208%20Eesti%20maagaasi%20aasta%20tarbimine%20ja%20tipukoormus%20aastatel%202007-2017.png

Joonis 8 Eesti maagaasi aasta tarbimine (TWh/aastas) ja tipukoormus (GWh/päevas) aastatel 2007-2017 (Allikas: Elering AS)

Sarnased trendid maagaasi tarbimises on näha kogu regioonis (Joonis 9).

Joonis%209%20Maagaasi%20tarbimine%20regioonis%20aastatel%202013-2017.png

Joonis 9 Maagaasi tarbimine regioonis aastatel 2013-2017 (Allikas: Elering AS, JSC Conexus Baltic Grid, AB Amber Grid, Gasum Oy)

Maagaasi tarbimise on viinud langustrendi nii tarbimisstruktuuri muutused (mitmed tööstustarbijad ning elektri- ja soojatootjad on loobunud gaasi tarbimisest kütusena, samuti vähendab nõudlust energiakasutuse tõhustumine), üldine gaasi halb maine (poliitilise kütusena) kui ka puudulik taristu (kaugus tarbijast) (Joonis 10).

Joonis%2010_1.pngJoonis%2010_2.png

Joonis 10 Gaasi tarbimise jaotus sektorite kaupa (2008 ja 2016) (Allikas: Statistikaamet)

 

2.4.1. Maagaasi tarbimise prognoos aastani 2027

2.4.1. Maagaasi tarbimise prognoos aastani 2027

Oluline osa gaasivõrgu arengu planeerimisel on gaasitarbimise prognoosil. Elering kasutab gaasitarbimise prognoosina Tallinna Tehnikaülikooli poolt 2016. aastal teostatud gaasitarbimise prognoosi5 tulemusi ning ettevõtte sisemisi analüüse. Gaasitarbimise baasprognoosi koostamise metoodikaks on gaasitarbimise jaotamine erinevate kasutusliikide järgi ning nende kasutusliikide trendide prognoosimine statistiliste meetodite ja parimate teadmiste alusel.

Võrgugaasi (st. ülekandevõrgu kaudu edastatav gaas) võimalik tarbimine järgmisel kümnel aastal sõltub väga mitmetest teguritest (nt energiapoliitika, majanduskasv, elamufondi energiaefektiivsus jms). Võrgugaasi tarbimise kümne aasta koondbaasprognoos on toodud Joonisel 11, mille koostamisel on võetud arvesse võrgugaasi kasutamist erinevate tarbimisgruppide järgi.

 

Joonis%2011%20Aasta%20gaasitarbimise%20statistika%20ja%20prognoos.png

Joonis 11 Aastase gaasitarbimise statistika ja prognoos tarbimissektorite lõikes järgnevaks kümneks aastaks

 

On selge, et gaasitarbimine Eestis on langustrendis. Tarbimine on langenud nii soojatootmises, elektritootmises, tööstussektoris nii soojuseks kui ka tooraineks kasutamises. Kasvutrendi oodatakse maagaasi tarbimises transpordisektoris. See on seotud Euroopa Liidu eesmärgiga katta 10% transpordisektori energiatarbest taastuvenergiaga, kus Eestis nähakse suurt rolli biometaani kasutamisel. Ülekaalukalt kõige rohkem kasutatakse maagaasi Eestis soojatootmiseks. Aastast 2008 gaasi tarbminine soojuse tootmiseks hakanud langema. Languse peamiseks põhjuseks on energiasäästumeetmete rakendamine kaugkütepiirkondades ning üleminek kohalikele kütustele (puiduhake ja turvas).


2.5. Maagaasi import

2.5. Maagaasi import

Eestis ega ka Lätis, Leedus ja Soomes maagaasi tootmist ei toimu. Regioonis kasutatav gaas imporditakse Venemaalt ja LNG maailmaturult. Venemaal toodetud maagaas imporditakse Soome, Eestisse, Lätisse ja Leedusse kasutades kõrgsurve torustike. LNG maailmaturult soetatud gaas tuuakse veeldatud kujul (LNG) laevadega Leedus asuvasse Klaipeda LNG terminali, mis omakorda on ühendatud regiooni maagaasivõrgustikuga. Alloleval joonisel on näidatud viimase kahe aasta gaasi import sisendpunktide lõikes.

Joonis%2012_Aastane%20gaasi%20import.png

Joonis 12 Gaasi import sisendpunktide lõikes

 

Venemaalt pärit maagaasi ja maailmaturu LNG-d võib asendada kohalik biometaan. Tänasel päeval biometaani Eesti ülekandevõrku ei sisestata, kuid biometaani potentsiaali on hinnatud kõrgeks. Arengufondi poolt 2014. aastal koostatud Eesti biometaani ressursi uuringu kohaselt on Eestis ressurssi toota aastas hinnanguliselt kuni 4,7 TWh (450 mln m3 ) biometaani, mille tooraineks oleks valdavalt biomass rohumaadelt (83%), põllumajandustootmise jäägid (9,8%), aga ka biolagunevad jäägid tööstusest, prügilagaas ja reoveepuhastite olmejäätmed6 Biometaanist tuleb rohkem juttu peatükis 7.

 

 6Eesti energiamajandus 2015, Eesti Arengufond; http://www.arengufond.ee/wp-content/uploads/2015/11/EAF._Eesti_energiam…

2.6. Varustuskindlus

2.6. Varustuskindlus

Eleringi, kui sõltumatu ja iseseisva Eesti elektri ja gaasi ühendsüsteemihalduri, peamiseks ülesandeks on tagada Eesti tarbijatele igal ajahetkel kvaliteetne energiavarustus. Gaasi varustuskindluse, kui elutähtsa teenuse toimepidevuse kindlustamiseks, peab Elering üleval ja arendab gaasi siseriiklikku ülekandevõrku ja välisühendusi ning juhib reaalajas gaasisüsteemi.

2.6.1. Varustuskindluse kriteeriumid

2.6.1. Varustuskindluse kriteeriumid

Varustuskindlust saab hinnata erinevate kriteeriumite abil. Gaasisüsteemi varustuskindluse nõudeid ja meetmeid käsitleb Euroopa Parlamendi ja Nõukogu Määrus (EL) 2017/1938. Vastavalt määrusele on peamiseks varustuskindluse kriteeriumiks N-1 infrastruktuuri norm, mis näitab, kui jätkusuutlik on gaasisüsteem selle süsteemi kõige suurema läbilaskevõimega elemendi tööst väljasolekul ja mis arvutatakse järgmise valemi järgi:

N-1 infrastruktuuri normi valem

EPm – kõikide süsteemi sisendpunktide võimsus (mln m3/päevas)
Pm – sisemaine tootmisvõimsus (mln m3/päevas)
Sm – sisemaiste gaasihoidlate tarnitav kogus (mln m3/päevas)
LNGm – sisemaiste veeldatud maagaasi terminalide tarnitav võimsus (mln m3/päevas)
Im– suurima võrguelemendi läbilaskevõime (mln m3/päevas)
Dmax – gaasi päevane kogunõudlus arvestuspiirkonnas erandlikult suure gaasinõudlusega päeval, mis esineb statistilise tõenäosuse kohaselt üks kord iga 20 aasta jooksul (mln m3/päevas)

 

Lisaks infrastruktuuri normile N-1 on Elering kohustatud tagama ka varustuskindluse normi, mis kohustab süsteemihaldurit võtma meetmeid, et tagada liikmesriigi kaitstud tarbijatele gaasitarned järgmistel juhtudel:

  • äärmuslik temperatuur seitsmel järjestikusel tippnõudlusega päeval, nagu juhtub statistiliste andmete kohaselt üks kord 20 aasta jooksul;
  • erandlikult suur gaasinõudlus vähemalt 30-päevasel ajavahemikul, nagu juhtub statistiliste andmete kohaselt üks kord 20 aasta jooksul; ning
  • üksiku suurima gaasiinfrastruktuuri häired vähemalt 30-päevasel ajavahemikul keskmistes talvistes ilmastikutingimustes.

Vastavalt MGS § 261 lõikele 2 on kaitstud tarbija, kelle suhtes rakendatakse määruse 2017/1938 artiklis 6 sätestatud varustuskindluse normi:

  • kodutarbija, kelle tarbijapaigaldis on ühendatud jaotusvõrguga;
  • eluruumide kütteks soojust tootev ettevõtja, kellel ei ole võimalik kasutada kütusena muud kütust kui gaas.

2.6.2. Varustuskindluse plaanid ja kavad

2.6.2. Varustuskindluse plaanid ja kavad

Lisaks eelnevalt välja toodud varustuskindluse kriteeriumite tagamisele koostab Elering erinevaid plaane ja kavasid, mis aitavad kaudselt tagada varustuskindlust ja ennetada hädaolukorra tekkimist gaasisüsteemis. Riiklikul tasandil koostab Elering kord kahe aasta jooksul „Elutähtsa teenuse toimepidevuse riskianalüüsi“ ja „Elutähtsa teenuse toimepidevuse tagamise plaani“.

Seoses sellega, et Balti riikide gaasisüsteemid on tugevalt integreeritud ja omavad märkimisväärset mõju üksteisele, siis on varustuskindluse vaatenurgast oluline ka regionaalsete plaanide ja kavade olemasolu. Elering osaleb regionaalse riskihindamise kava, regionaalse ennetava tegevuskava ja regionaalse hädaolukorra lahendamise kava koostamise juures. Regionaalse riskihindamise kavas hinnatakse ja analüüsitakse ühiselt regiooni (Eesti, Läti ja Leedu) gaasivarustuse riske7 Regionaalse ennetava tegevuskava eesmärk on kokku leppida regionaalsetes ja riiklikes meetmetes, mis aitavad ennetada erinevate riskide realiseerumist ja leevendada nende mõju. Regionaalse hädaolukorra lahendamise kava eesmärk on kokku leppida tegevustes, mille järgi regiooni riigid tegutsevad kui gaasivarustuse tagamine on häiritud ühes riigis või terves regioonis.

 

2.7. Gaasisüsteemi pikaajaline planeerimine

2.7. Gaasisüsteemi pikaajaline planeerimine

Et tagada varustuskindlus ja kindlustada gaasisüsteemi jätkusuutlik toimimine, on hädavajalik gaasisüsteemi terviklik pikaajaline planeerimine. Gaasisüsteemi planeerimisel lähtutakse riiklikest ja Euroopa Liidu eesmärkidest, millest tähtsaim täna on Balti ja Soome regionaalse gaasitaristu kiire väljaarendamine ja selle liitmine Euroopa gaasivõrkudega ning ühise Euroopa Liidu gaasituruga.

Pikaajalisel planeerimisel on oluline hinnata erinevate investeeringute otstarbekust, arvestades nii otsest majanduslikku kui ka rahaliselt mittemõõdetavat kasu, näiteks varustuskindlus, keskkonnakaitse ja energiajulgeolek. Elering kaalub gaasisüsteemi planeerimisel mitmeid aspekte ning püüab nende vahel tasakaalu leida: varustuskindlus, turg, keskkond, jätkusuutlikkus ja efektiivsus. Analüüsi tulemused võetakse arvesse gaasi ülekandevõrgu arengukava koostamisel9

Kuna Eesti gaasisüsteem on ühenduses lähiregiooni gaasivõrkudega ja liigub selle suunas, et ühendada end ülejäänud Euroopa gaasivõrkudega, siis on oluline ka gaasisüsteemi koordineeritud planeerimine. Gaasivõrgu koordineeritud planeerimine toimub kahe arengukava raames.

Regionaalsel tasandil koostavad süsteemihaldurid iga kahe aasta järel gaasi regionaalse investeeringute plaani ( GRIPGas Regional Investment Plan)10 Eesti kuulub BEMIP-i regiooni, kuhu kuuluvad veel Soome, Läti, Leedu, Poola, Taani ja Rootsi süsteemihaldurid. GRIP-is kirjeldatakse ühiseid plaane ja projekte, mis aitavad ühendada omavahelisi gaasitaristuid, suurendada varustuskindlust, luua ühist gaasiturgu ja ühtlasi proovivad adresseerida erinevusi riikide õiguslikus, reguleerivas ja tehnilises raamistikus.

Lisaks regiooni tasandile, koostatakse Euroopa süsteemihaldurite koostöös ning ENTSOG ( European Network of Transmission System Operators for Gas) eestvedamisel iga kahe aasta järel gaasivõrgu kümne aasta arengukava ( TYNDP - Ten Year Network Development Plan)11 Arengukava raames vaadeldakse uusi ülepiirilist mõju omavaid projekte ning hinnatakse neid tehniliste ja sotsiaal-majanduslike indikaatorite alusel. Kõige kasulikumad projektid kantakse arengukavasse ning viiakse süsteemihaldurite koostöös ellu. Gaasituru tehniliste ja sotsiaal-majanduslike analüüside tegemiseks kasutatakse vastavalt gaasivõrgu ning gaasituru mudeleid.


2.7.1. Gaasivõrgu analüüs

2.7.1. Gaasivõrgu analüüs

Gaasisüsteemi planeerimisel koostab Elering erinevaid gaasisüsteemiga seotud analüüse, millest üks on gaasivõrgu analüüs. Gaasi ohutu ja efektiivne transport on väga tähtis osa gaasi varustuskindlusest. Gaasi transportimist mõjutavad parameetrid nagu näiteks torude pikkused, torude diameetrid, torude materjal ja pidevalt muutuvad parameetrid nagu näiteks gaasi rõhk, gaasi kogused ja gaasi koostis. Lihtsalt öeldes tegeleb gaasivõrgu analüüs gaasivoogude uurimisega gaasivõrgus, arvestades kõiki eelnevalt mainitud ja teisi mõjutavaid parameetreid. Gaasivõrgu analüüsiga on võimalik uurida näiteks uute projektide – näiteks uue toruühenduse ehitamist naaberriikide vahel – mõju olemasolevale gaasivõrgule. Analüüsi väljundiks võib olla planeeritava projekti optimaalne tehniline lahendus – näiteks planeeritava toru optimaalne diameeter – või ülevaade vajalikest võrgutugevdustest, et gaasivõrk saaks toimida ohutult ja tõhusalt.

Gaasivõrkude analüüside tegemiseks on olemas erinevad tarkvarad. Eleringis on kasutusel gaasivõrgu simulatsioone võimaldav tarkvara SIMONE (joonis 13).11 Tarkvaraga on loodud Eesti gaasivõrgu mudel, millega saab simuleerida gaasivoogude liikumist Eesti gaasivõrgus ning seeläbi analüüsida erinevate projektide mõju gaasivõrgule.

simone.png

Joonis 13 Gaasivõrgu simulatsioone võimaldav SIMONE tarkvara

2.7.2. Gaasituru analüüs

2.7.2. Gaasituru analüüs

Lisaks gaasivõrgu tehnilistele analüüsidele, on oluline hinnata planeerimise käigus ka projektide ja tegevuste majandusmõju ning mõju gaasiturule. Gaasisüsteemi projektid, eriti ülepiirilised gaasitorud, omavad laiemat mõju kogu regionaalsele gaasiturule. Projektide teostamise analüüsimisel ning planeerimisel hinnatakse projektide teostamisel tekkivaid tulusid ning kulusid.

Turuanalüüsides vaadeldakse projekti poolt loodavaid erinevaid kasusid ning võrreldakse neid projekti kuludega investeeringuteks ning mõjuga keskkonnale. Gaasitaristu projekti poolt loodavad kasud võivad olla näiteks varustuskindluse kasv, kaubanduse ning konkurentsi kasv, ligipääs odavamale gaasiallikale, keskkonnasaaste vähenemine jms. Kuludena vaadeldakse peamiselt projekti elluviimise ning opereerimisega seotud kulusid ning keskkonnamõjusid. Kasud ja kulud kvantifitseeritakse ning võimalusel monetiseeritakse, et hinnata projekti kasumlikkust ning otsustada projekti lülitamine arengukavasse. Edasi liigutakse projektidega, mis on edukalt läbinud nii tehnilise gaasivõrgu analüüsi kui ka majandusliku gaasituru analüüsi.

2.8. Planeeritud regiooni suurprojektid

2.8. Planeeritud regiooni suurprojektid

Regioonis on arendamisel mitmed suurprojektid, mille eesmärk on ühendada omavahel gaasisüsteeme, tekitada konkurentsi gaasiturul ja suurendada varustuskindlust.

Eesti ja Soome gaasi ülekandevõrke ühendava torustiku projekt Balticconnector koos Eesti-Läti gaasi ülekandevõimsuste tugevdamise projektiga on vaieldamatu prioriteet Eesti gaasi ülekandevõrgu investeeringute hulgas. Projektid hõlmavad endas 80 km merealuse torustiku ehitust, maismaatorustiku ehitust, kompressorjaamade ehitust, GMJ-de ehitust ja olemasoleva Karksi GMJ rekonstrueerimist. Balticconnectori projekti ja Eesti-Läti ühenduse tugevdamise projektid valmivad 2019.a lõpuks. Peale projektide valmimist on Eestil ja Soomel uus tarnekanal, mis suurendab varustuskindlust gaasisüsteemi tehniliste probleemide korral. Soomele lisavad Balticconnector ja Eesti-Läti ühenduse tugevdamine ka uue tarneallika Klaipeda LNG terminali näol.

2016 aasta oktoobris sõlmisid Euroopa Komisjon ja Balticconnectori projekti arendajad Elering AS ning  Baltic Connector OY rahastuslepingu projekti kapitalikulude 187,5 miljoni euro ehk 75% ulatuses katmiseks Euroopa Ühendamise Rahastust (CEF – Connecting Europe Facility).

2016 aasta detsembris sõlmisid Euroopa Komisjon ja Eesti-Läti ühenduse tugevdamise projekti arendaja Elering AS rahastuslepingu projekti kapitalikulude 18,6 miljoni euro ehk 50% ulatuses katmiseks Euroopa Ühendamise Rahastust (CEF – Connecting Europe Facility).

Lisaks Balticconnectori ja Eesti-Läti ühenduse tugevdamise projektidele on regioonis arendamisel ja hiljuti valminud mitmed teised suurprojektid, mis aitavad suurendada regiooni varustuskindlust ja tekitada gaasiturul konkurentsi. Plaanis on tugevdada Läti ja Leedu vahelist ühendust, ühendada Balti ja Soome gaasisüsteem Euroopa gaasisüsteemiga (GIPL) ning Inčukalnsi maagaasihoidla moderniseerimine. 2016. aastal alustas tööd Poola LNG terminal, mis GIPL-i olemasolul annab regioonile alternatiivse tarneallika. Lisaks on regioonisarendamisel 3 uut regionaalse mõõduga LNG terminali. Joonis 14 annab ülevaate regiooni arendusprojektidest.

Joonis 13 Regiooni arendusprojektid

Joonis 14 Regiooni arendusprojektid 13

Projektidest saab lähemalt lugeda Eesti gaasiülekandevõrgu arengukavast ja regionaalsetest arengukavadest ja plaanidest. 12,13,14

 


2.9. Gaas väljaspool gaasivõrku (Janek Parkman)

2.9. Gaas väljaspool gaasivõrku (Janek Parkman)

Väär oleks arvata, et Eesti gaasiturg piirdub vaid gaasivõrguga ja selles liikuva maagaasiga. Vastupidi – gaasivõrgust väljaspool paiknevate gaaside maailm on vägagi mitmekesine ja dünaamiline. Lokaalsed gaasilahendused pakuvad Eesti tarbijatele võimalusi, mida staatiline gaasivõrk koos seal liikuva maagaasiga ei suuda iialgi pakkuda.

Huvitav on fakt, et kui Eesti gaasivõrgus liikuv maagaas on täielikult imporditud, siis võrguväline gaas on seevastu pea täielikult kodumaine. Valdava osa moodustab sellest muidugi põlevkivigaas, mille tootmist alustati Eestis koos meie põlevkivitööstuse sünniga pea sada aastat tagasi, ammu enne seda kui Eestis maagaasi kasutama hakati. Eesti esimesed gaasi magistraaltorustikud rajatigi nimelt Leningradi ja Tallinna varustamiseks põlevkivigaasiga, mida toodeti Kohtla-Järve gaasivabrikutes. Viiekümnendate lõpus loovutas põlevkivigaas oma koha gaasitorustikes maagaasile ning sealtmaalt kasutatakse põlevkivigaasi vaid lokaalselt elektri- ja soojusenergia tootmiseks Narva, Kohtla-Järve ja Kiviõli õlivabrikute vahetus läheduses. Põlevkivigaasi ennast kasutatakse küll lokaalselt, kuid sellest toodetud elektrit kantakse edasi üle kogu Eesti ja eksporditakse Eestist väljagi. Selliselt on põlevkivigaasil Eesti energeetikas täita ülioluline roll. Pealegi on põlevkivigaasi tootmismahud viimastel aastatel pidevalt tõusnud, ulatudes juba 3 TWh-ni aastas. Selle trendi jätkudes võib kodumaise põlevkivigaasi tootmine juba lähiaastatel võrdsustuda imporditava maagaasi mahuga.

Põlevkivigaasi kõrval toodetakse Eestis veel tervet gruppi gaase, mida nimetatakse õhugaasideks. Oma nimele kohaselt saadakse õhu- ehk atmosfäärigaase meid ümbritsevast õhust. Hapnik, lämmastik ja argoon on enamlevinud õhugaasid ning neid kõiki toodetakse ka Eestis. Õhugaase kasutavad suuremal või vähemal määral peaaegu kõik tootmisettevõtted sh mitmesugused paberi-, metalli- ja toiduainetetööstuse ettevõtted. Suurteks õhugaaside tarbijateks on näiteks  kütuseterminalid, mis kasutavad lämmastikku süttimisohutu keskkonna loomiseks. Hapnikku kasutavad nii klaasisulatusahjud, kus on vaja saavutada väga kõrgeid temperatuure kui ka haiglad, kus hapnik toetab elutegevust. Argoon on väga levinud gaas keevitamistöödel. Kuna õhk ümbritseb meid kõikjal, siis pole õhugaaside tootmisel kunagi probleeme tooraine hankimisega ega kohaletoomisega. Seetõttu rajatakse õhugaaside tootmine enamasti mõne suure õhugaasitarbija vahetusse lähedusse. Samast tootmisest võib varustada õhugaasidega ka väiksemaid tarbijaid. Sellisel juhul transporditakse gaase kas kokkusurutuna balloonides või siis veeldatuna spetsiaalsetes krüomahutites.

Igaüks teab, et lisaks eelnimetatud gaasidele sisaldub õhus ka süsihappegaas, aga enamasti süsihappegaasi siiski õhugaasiks ei nimetata. Põhjus peitub asjaolus, et süsihappegaasi oleks küll võimalik eraldada välisõhust, kuid praktilisem on teda hankida mõnest sellisest tootmisettevõttest, kus süsihappegaas tekib põhiprotsessi käigus selle kaasproduktina. Pikki aastaid said Eesti tarbijad neile vajalikku süsihappegaasi Kohtla-Järvelt, kus see tekkis ja jäi üle mineraalväetiste tootmisel. Koos väetiste tootmise lõpetamisega lõppes ka süsihappegaasi tootmine ning seda imporditakse nüüd Eestisse Lätist. Süsihappegaasi kõige laiemaks kasutusvaldkonnaks on toiduainetetööstus, kus süsihappegaasi kasutatakse toiduainete säilitamisel ja jookide gaseerimisel.

Kõigile õhust saadavatele gaaside on lisaks kodumaisusele veel üks tugev pluss – nad kõik on taastuvad. Gaaside tootmise käigus ei teki mingeid keskkonda koormavaid jääke ning iga atmosfäärist kinni püütud gaasimolekul asendub momentaalselt teise samasuguse molekuliga. Kodumaine ja ühtlasi ka taastuv on samuti Eestis toodetav biogaas. Biogaasi saadakse anaeroobse kääritamise käigus ning see sisaldab suurima osisena metaani. Metaan ja teised põlevkomponendid võimaldavad biogaasi kasutada selleks, milleks ta on mõeldud – lokaalse energiaallikana. Eestis on täna viis suuremat biogaasi tootmist, kus toodetakse biogaasi ja muundatakse see kohapeal soojus- ja elektrienergiaks. Kui biogaas puhastada ebavajalikest osistest, on teda võimalik suunata maagaasivõrku või kasutada transpordikütusena  automootoris. Eestis on hetkel arendusfaasis mitu projekti, kus eesmärgiks on võetud just biogaasi edasine rafineerimine ning saadud biometaaniga fossiilse metaani asendamine.

Kui rääkida gaasivõrgust väljaspool kasutatavast gaasist, ei saa kuidagi mööda veeldatud naftagaasidest (LPG – Liquefied Petrol Gas). Eestis enim kasutust leidvad naftagaasid on propaan, butaan ja isobutaan, mida kasutatakse sõltuvalt kasutusvaldkonnast kas puhtana või siis segudena. Veeldatud naftagaase on mugav käidelda, nad on lihtsalt transporditavad ja hoiustatavad, neil on suur energiasisaldus ning nad põlevad väga puhtalt. Selliselt on veeldatud naftagaasid suurepärased energiakandjad ja seetõttu ongi nende põhiliseks kasutusalaks kõikvõimalikud energiatootmisseadmed – alates välgumihklist kuni suurte tööstuslike põletiteni. Lisaks energiatootmisele kasutatakse LPG-d sisepõlemismootorite kütusena, aerosoolide tootmisel, külmutusseadmetes ja mitmel pool mujal. Kuna Eestis puudub oma naftatööstus, siis ei valmistata siin ka naftagaase. Lõviosa tarbitavatest naftagaasidest imporditakse Eestisse kas meritsi või maitsi Soomes, Venemaal ja Leedus asuvatest naftatöötlemistehastest. Vaid väga väike osa spetsiifilisi naftagaase, mida kasutatakse erinevates keemiatoodetes, saabub meile kaugemalt. 

Teatud juhtudel võidakse gaasivõrgust väljapool kasutada ka maagaasi ennast. Eestimaa piirkondades, kus on suurema energiatarbimisega ettevõtted, kuid puudub gaasivõrk, on võimalik rajada lokaalne maagaasilahendus. Selleks kasutatakse veeldatud maagaasi ( LNG – Liquefied Natural Gas), mis transporditakse kohale tsisternautodega ning taasgaasistatakse lokaalses võrgus vastavalt tarbijate vajadusele. Eestis on LNG põhine lokaalne maagaasivarustus tänaseks rajatud neljas linnas ning see arv on tõusuteel. LNG tarnitakse Eestisse kas Venemaa või Poola veeldamistehastest või siis suurematest LNG terminalidest. Eestile lähimad LNG terminalid asuvad Rootsis, Soomes ja Leedus. Veeldatud maagaasi pakkumise suurenemine aitab kaasa ka Eesti LNG tarbimisele nii energiasektoris kui mootorikütusena. Lähiajal on Tallinna – Helsingi liinile oodata reisiparvlaeva, mis suudab oma mootorites kasutada lisaks tavapärasele diislile ka metaankütust. Metaani hoitakse laeva kütusemahutites LNG kujul ning seejärel aurustatakse vahetult enne mootorisse suunamist.

Eeltooduga ei lõpe ei Eestis kasutatavate gaaside ega nende erinevate kasutusvõimaluste loetelu. Muuhulgas jäävad kirjeldamata sellised huvitavad gaasid nagu heelium ja vesinik ning käsitlemata sellised põnevad kasutusvaldkonnad nagu meditsiin või kosmosetehnika. Lihtsalt gaaside maailm on sedavõrd lai ning mitmekesine, et paberit jagub siinkohal vaid enamlevinumatele. Üks mis on kindel – seal kus lõpeb gaasivõrk, ei lõpe sugugi veel gaaside kasutamine, pigem algab.

3. Võrgugaasi mõõtmine

3. Võrgugaasi mõõtmine

See peatükk räägib Eesti gaasisüsteemis gaasi mõõtmisest. Täpsemalt saab ülevaate järgnevatest teemadest:

  • Võrgugaasi mõõtmise üldised põhimõtted
  • Gaasivoo energia määramine
  • Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmine
  • Mõõtetingimustel mõõdetud gaasikoguse teisendamine leppetingimustele
  • Leppetingimustele teisendatud gaasikoguse (mahu) teisendamine energiaks
  • Kütteväärtuse/koostise määramine

3.1. Võrgugaasi mõõtmise üldised põhimõtted

3.1. Võrgugaasi mõõtmise üldised põhimõtted

Võrgugaasi mõõtmisel võib eristada kahte eesmärki:

Esiteks – ülekandevõrku sisestatud, ülekandevõrgust jaotusvõrkudesse või suurtarbijatele edastatud ning jaotusvõrkudest väljastatud gaasikoguste (energia, mahu) mõõtmine. Eesmärgiks on tagada võrgu kasutajatele võimalikult täpne, läbipaistev ja jälgitav gaasikoguste arvestamine võrku sisestatud ning võrgust väljastatud gaaside mahtude ja kütteväärtuste alusel.

Gaasiga kauplemise võrdse kohtlemise eelduseks on gaasi tarnijatele ühtsete põhjendatud gaasi kvaliteedi nõuete esitamine, mis toob kaasa võrkude kaudu edastatavate gaaside kvaliteedinõuetele vastavate, kuid siiski oluliselt erinevate kütteväärtustega gaasidega kauplemise. Vastavalt kehtestatud kvaliteedinõuetele (tabelites 10 ja 11 punktis 8.4) võib võrku sisestatud gaaside kütteväärtuste ja leppetingimustele teisendatud gaasi mahu (kuupmeetrites) energia sisaldus erineda üle kümne protsendi. Gaasi lõpptarbijale on oluline gaasist saadava energia hind. Seega ainult gaasi mahu põhine kauplemine arvestamata tegelikke tarnitud või turuosalisele edastatud gaasi kütteväärtusi ei ole turuosaliste vahelistes tehingutes kauba koguse piisavaks mõõduks. Ajalooliselt suletud turu tingimustes, kus oli ainult üks tarnija, arvestati gaasi kütteväärtust gaasi hinnas vastava hinnavalemiga st gaasi kuupmeetri hind sõltus lineaarselt gaasi kütteväärtusest. Avatud turu tingimustes gaasi kütteväärtuse sidumine gaasi hinnaga põhjustaks keerukaid regulatsioone turuosaliste vahel. Lihtsam, arusaadavam ja läbipaistvam on gaasi kauplemine energia alusel. Gaasiturul energia alusel kauplemiseks on vajalik määrata võrgu sisendites ja väljundites energiavood mõõdetud gaasikoguste (mahtude) ning kütteväärtuste kaudu. .

Teiseks – ülekandevõrku või jaotusvõrku sisestamiseks mõeldud gaasi võrgukõlbulikkuse (kvaliteedi) määramine. Eesmärgiks on veenduda, et sisestatav gaas ei sisaldaks aineid, mis võivad kahjustada inimest, vara, keskkonda ning gaasi kvaliteet tagaks tarbijate gaasiseadmetes gaasi ohutu ja tõhusa kasutamise.

3.2. Gaasivoo energia määramine

3.2. Gaasivoo energia määramine

Võrku sisestatud ja võrgust väljastatud gaasi energia määratakse mõõtepunktides mõõtesüsteemide alusel, mis on väljaehitatud võrgu liitumispunktidele võimalikult lähedale. Lisas 3 on toodud viited energia mõõtesüsteemis kasutatavate mõõtevahendite, kalibreerimisvahendite ja mõõtemeetodite normdokumentidele. Mõõtepunkti läbiva gaasi energia määramine, kasutades ainult kohapeal installeeritud mõõtevahendeid, on tihti ebaproportsionaalselt kulukas, arvestades läbiva gaasivoo suurust. Euroopa Liidu liikmesriikides on sätestatud erinevad reeglid ja meetodeid, mida kasutatakse nende suuruste arvutamiseks, milliseid otseselt ei mõõdeta. Selleks, et hõlbustada gaasiga kauplemist ja ühtlustada eeskirju gaasi energia määramiseks Euroopa Liidus, andis Euroopa Komisjon mandaadi M/017 Euroopa Standardimiskomiteele ( CENEuropean Committee for Standardization) vastava dokumendi koostamiseks. 2015. aasta detsembris avaldas CEN standardi EVS-EN 1776:201517 uue versiooni, milles on toodud soovitused jagada gaasi energia määramise mõõtesüsteemid lähtuvalt mõõdetava gaasivoo suurusest ja mõõtesüsteemi asukohast gaasisüsteemis nelja täpsusklassi A, B, C, D (vaata tabel 2). Iga täpsusklassi kohta on esitatud energia määramise laiendmääramatuse piirid. Mõõtesüsteemide täpsusklassid sõltuvad asukohast gaasisüsteemis (vaata ka joonis 15).

Tabel 2 Mõõtesüsteemide täpsusklassid

Täpsusklass

Laiendmääramatus U (k=2) kasutamistingimustel

A

U≤1,2%

B

1,2%< U ≤2,5%

C

12,5%< U ≤3,5%

D

3,5%< U ≤8%

 

Joonis 14 Mõõtesüsteemide täpsusklassid sõltuvalt asukohast gaasisüsteemis

Joonis 15 Mõõtesüsteemide täpsusklassid sõltuvalt asukohast gaasisüsteemis

 

Sõltuvalt sellest, millised on mõõtesüsteemile esitatud täpsusnõuded (täpsusklass), koosneb energia määramise mõõtesüsteem:

1. Erinevatest moodulitest (arvesti, teisendusseade, kütteväärtuse määramise seade jne), millised täidavad neile etteantud ülesandeid ja millised on ühendatud turvatud kommunikatsioonidega, mis garanteerib kaitstud omavaheliste andmete ülekande.

 

Joonisel 16 on toodud näitena A täpsusklassi energia mõõtesüsteem, mis koosneb mõõtepunktis asuvast gaasiarvestist, leppekoguse mõõturist ja kromatograafist. Kromatograaf edastab pidevalt gaasi koostise leppekoguse mõõturile. Leppekoguse mõõtur teisendab arvestilt edastatud mõõtetingimustel mõõdetud mahu leppetingimustele ja energiaks, kasutades anduritelt saadud gaasi temperatuuri, rõhku ning kromatograafi poolt edastatud gaasi koostist. Mõõtevahendite vaheliste ühenduste plommimisega on tagatud kaitstud juurdepääs parameetritele, mis osalevad mõõtmise tulemuse määramisel.

Joonis 15 Tüüpiline A täpsusklassile vastav mõõtesüsteem

Joonis 16 Tüüpiline A täpsusklassile vastav mõõtesüsteem

 

2. Erinevatest moodulitest, millised täidavad neile etteantud ülesandeid ja millised ei ole ühendatud turvatud kommunikatsioonidega, mis garanteeriks kaitstud andmete ülekande.

 

Sellisel juhul peavad dokumenteeritud sätted kehtestama ning kindlustama selge, läbipaistva, objektiivse ja jälgitava mõõtesüsteemi tarnitud energia koguse arvutamise. Joonisel 17 on toodud näitena B täpsusklassi energia mõõtesüsteem, mis koosneb mõõtepunktis asuvast gaasiarvestist ja leppekoguse mõõturist (mõõtepunktis gaasivoog 2). Gaasi koostis määratakse kromatograafiga teises mõõtepunktis (mõõtepunktis gaasivoog 1). Eeldades, et gaasivoo 1 ja 2 gaasi koostis on etteantud täpsuse piires võrdne, edastatakse mõõtepunktis gaasivoog 1 määratud gaasi koostis perioodiliselt mõõtepunkti gaasivoog 2 leppekoguse mõõturile. Leppekoguse mõõtur (gaasivoog 2) teisendab arvestilt edastatud mõõtetingimustel mõõdetud mahu leppetingimustele ja energiaks kasutades anduritelt saadud gaasi temperatuuri, rõhku ning mõõtepunkti gaasivoog 1 kromatograafi alusel saadud gaasi koostist. Reeglina ei ole kahe mõõtesüsteemi mõõtevahendite andmevahetus vajalikul määral kaitstud, mistõttu on vajalik dokumenteeritud sätetega kehtestada ning kindlustada gaasi koostise omistamise sobivus ja edastamise jälgitavus.

Joonis 16 Tüüpiline B täpsusklassile vastav mõõtesüsteem

Joonis 17 Tüüpiline B täpsusklassile vastav mõõtesüsteem

 

Joonisel 18 on toodud näitena C/B täpsusklassi energia mõõtesüsteem, mis koosneb mõõtepunktis asuvast gaasiarvestist ja leppekoguse mõõturist (mõõtepunkt gaasivoog 2). Leppekoguse mõõtur teisendab arvestilt edastatud mõõtetingimustel mõõdetud mahu leppetingimustele, kasutades anduritelt saadud gaasi temperatuuri, rõhku ning fikseeritud gaasi parameetreid. Energiaks teisendamine toimub keskuses mõõtepunktist gaasivoog 1 saadud gaasi kütteväärtuse ja mõõtepunktist gaasivoog 2 saadud leppetingimustele teisendatud koguse alusel. Dokumenteeritud sätetega on vajalik kehtestada ning kindlustada gaasi kütteväärtuse ning leppekoguse mõõturis fikseeritud parameetrite omistamise sobivus ja edastamise jälgitavuse.

Joonis 17 Tüüpiline C/B täpsusklassile vastav mõõtesüsteem

Joonis 18 Tüüpiline C/B täpsusklassile vastav mõõtesüsteem

 

Energia määramise mõõtesüsteemi võib funktsionaalselt jaotada neljaks (vaata ka joonist 19):

  1. Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmine;
  2. Mõõtetingimustes mõõdetud gaasikoguse (mahu) teisendamine leppetingimustele;
  3. Kütteväärtuse/koostise määramine;
  4. Energiaks teisendamine.

Lisas 4 on toodud valemid mõõtetingimustes mõõdetud gaasivoo arvutamiseks leppetingimustele ja energiaks.

Joonis 18 Energia määramise mõõtesüsteem

Joonis 19 Energia määramise mõõtesüsteem

 


17 Gas Infrastructure - Gas Measuring Systems - Functional Requirements

3.3. Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmine

3.3. Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmine

Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmise eesmärgiks on mõõtepunktis ajaühikus toru ristlõiget läbinud gaasi mahu kindlaks määramine. Saadud gaasi maht on tingimustes (gaasi rõhk, temperatuur, koostis), millised need vaadeldavas ajaühikus olid. Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmiseks kasutatavaid mõõtevahendid nimetatakse gaasiarvestiteks.

3.3.1. Mahulised arvestid

3.3.1. Mahulised arvestid

Mahulised arvestid on gaasiarvestid, mis mõõdavad otseselt arvestit läbinud gaasi mahtu perioodiliselt täites ja tühjendades mõõtekambreid. Sellesse rühma kuuluvad membraan-ja rootorarvestid:

  1. Membraangaasiarvesteid kasutatakse Eestis põhiliselt jaotusvõrkudes kodu ja kommertstarbijatele vooga kuni 40 m3/h ning ülerõhuga kuni 0,5 baari edastatud gaasi mõõtmiseks. Ülekandevõrgus kasutatakse membraanarvesteid omatarbeks ( GJJ-s gaasi soojendamiseks ja ruumide kütteks) kasutatava gaasi mõõtmiseks. Selle tööpõhimõttega arvesteid on toodetud üle saja aasta, mille jooksul on täiustatud tootmise tehnoloogiat ja võetud kasutusse uusi vastupidavamaid materjale. Membraangaasiarvestis toimub mõõtmine gaasi läbilaskmisel deformeeruvate vaheseintega mõõtekambritest. Membraangaasiarvestite eeliseks on nende suur mõõtepiirkond, töökindlus ja maksumus. Standardsed membraangaasiarvestid on kasutatavad gaasi ülerõhul kuni 0,5 baari.
  2. Rootorgaasiarvesteid kasutatakse Eestis põhiliselt jaotusvõrkudes kommertstarbijatele vooga üle 40 m3/h ning ülerõhuga kuni 16 baari edastatud gaasi mõõtmiseks. Samuti kasutatakse rootorgaasiarvesteid ülekandevõrgu väljundites, kus edastatava gaasi voog kõigub suurtes piirides. Rootorgaasiarvesti eeliseks on mõõtetäpsus, kompaktsus (kuni DN200), suur mõõtepiirkond ja mittetundlikus gaasivoo ja rõhu pulsatsioonile. Rootorgaasiarvestis toimub mõõtmine gaasi läbilaskmisel mõõtekambritest, mis moodustuvad arvesti siseseina ja pöörlevate elementide (rootorite) vahel.

3.3.2. Mittemahulised ehk tuletatud mahuga arvestid

3.3.2. Mittemahulised ehk tuletatud mahuga arvestid

Mittemahulised arvestid on gaasiarvestid, mis otseselt mõõdavad gaasivoo kiirust ja teisendavad selle arvestit läbinud gaasi mahuks. Sellesse rühma kuuluvad turbiinarvestid, ultraheliarvestid, keerisarvestid, ahendkulumõõturid jne:

  1. Turbiingaasiarvesteid kasutatakse Eestis põhiliselt ülekandevõrgust väljastatud ja jaotusvõrgust suurtarbijatele edastatud gaasikoguse mõõtmiseks, reeglina alates arvesti nimiläbimõõdust DN200. Turbiingaasiarvestite eeliseks on mõõtetäpsus, mõõtetulemuste hea korduvus, kompaktsus. Puuduseks on suhteliselt lühike mõõtepiirkond ning tundlikus gaasivoo-ja rõhu pulsatsioonile, mis võib põhjustada olulisi mõõtmise vigasid. Turbiingaasiarvesti on mõõtevahend, milles gaasivoost tingitud dünaamilised jõud põhjustavad turbiiniratta pöörlemise kiirusega, mis on proportsionaalne gaasi vooga
  2. Esimesed ultraheliarvesteid küttegaasi mõõtmiseks on paigaldatud Loo Gaasijaotusjaama ( GJJ). Lähitulevikus on oodata nii ülekandevõrgus, kui ka jaotusvõrkudes ultraheliarvestite laialdasemat kasutusele võtmist, eelkõige just uute mõõtesüsteemide väljaehitamisel ja vanade turbiinarvestite asendamisel. Eeliseks võrreldes turbiinarvestitega on suurem mõõtepiirkond, sama nimiläbimõõdu juures võimaldab suurema gaasivoo mõõtmist, puuduvad kuluvad mehaanilised osad, oluliselt väiksem tundlikkus gaasivoo-ja rõhu pulsatsioonile, gaasi rõhu või voo järsud muutused ei põhjusta arvesti kahjustumist, väiksem tundlikkus gaasi puhtuse suhtes. Olulisemaks puuduseks on ultraheliarvesti eelse sirge toruosa nõue pikkusega kümme arvesti nimiläbimõõtu. Selle nõude täitmiseks on enamasti vajalik olemasolevate turbiinarvestitega väljaehitatud mõõtepaigaldiste ümber ehitamine, mis paljudel juhtudel osutub kulukaks. Ultraheliarvestile mõjub häirivalt ultraheli sagedusega müra, mille spekter kattub ultraheliaervesti töötamise sagedusega. Ultraheliarvestites tuletatakse gaasi mahuvoog kõrgsageduslike helilainete ühest punktist teise läbimise aja mõõtmise teel läbi gaasivoo.

3.3.3. Coriolise gaasiarvestid.

3.3.3. Coriolise gaasiarvestid.

Eestis kasutatakse Coriolise arvesteid mootorkütusena kasutatava surugaasi (CNG – Compressed Natural Gas) mõõtmiseks tanklates. Surugaas saadakse võrgugaasi täiendaval kuivatamisel ja kokku surumisel (rõhuni üle 200 baari). Coriolise arvestid mõõdavad gaasi massi.

3.4. Mõõtetingimustes mõõdetud gaasikoguse (mahu) teisendamine leppetingimustele

3.4. Mõõtetingimustes mõõdetud gaasikoguse (mahu) teisendamine leppetingimustele

Vastavalt mõõtesüsteemile esitatud täpsuse nõuetele peab gaasiarvestiga mõõtetingimustes mõõdetud gaasikoguse (mahu) teisendama leppetingimustele teisendusseadme (leppekogusemõõturi, edaspidi LKM) või dokumenteeritud sätete alusel. Reeglina toimub Eestis ülekandevõrgust väljastatud ja jaotusvõrgust ülerõhuga üle 0,5 baari mõõtetingimustes mõõdetud gaasi teisendamine leppetingimustele LKM-ga PTZ meetodil. PTZ meetod tähendab, et teisendusteguri arvutamise sisendsuurusteks on gaasi absoluutne rõhk (P), gaasi absoluutne temperatuur (T) ja gaasi kokkusurutavus (Z). Leppekogusemõõturitele kohalduva standardi EVS-EN 12405 18 kohaselt. Lähtudes esitatud metroloogilise kontrolli tõendamise erisustest jagatakse LKM-d kaheks:

  • tüüp 1 LKM, kui terviksüsteem peab olema läbinud Mõõtevahendite direktiivi (MID – Measuring Instruments Directive) 2014/32/EL nõuetekohase vastavuse hindamise, vastama Eesti Vabariigi õigusaktidele ning märgistatud asjakohaste kirjetega.
  • tüüp 2 LKM, kui eraldi seadmetest koosnevale komplektile peab iga seade (arvutusplokk, rõhu- ja temperatuuri mõõtemuundur) olema läbinud MID-i nnõuetekohase vastavuse hindamise, vastama Eesti Vabariigi sätestatud õigusaktidele ning märgistatud asjakohaste kirjetega.

Sõltuvalt tüübist koosneb LKM järgmistest alakoostudest või mõõtevahenditest:

  • rõhumõõtemuundur;
  • temperatuurimõõtemuundur; ja
  • arvutusplokk.

Rõhu ja temperatuuri mõõtemuundurid on vajalikud gaasiarvestis gaasi temperatuuri ning rõhu mõõtmiseks. Mõõtetulemused edastatakse arvutusplokki kas analoog või digitaalsignaalina. Gaasi kokkusurutavused arvutatakse arvutusplokis standardis EVS-EN 1221319 soovitatud meetodite kohaselt gaaskromatograafist või andmeside võrgu kaudu edastatud või käsitsi sisestatud fikseeritud gaasi koostise/parameetrite alusel. Mõõtesüsteemi kasutaja määrab dokumenteeritud sätetes metoodika, mis tagab andmeside võrgu kaudu või käsitsi sisestatud fikseeritud gaasi koostise/parameetrite sobivuse ning jälgitavuse. Jaotusvõrkudes on kasutusel ka fikseeritud rõhu väärtusega ainult temperatuuri teisendusega LKM-id ning membraanarvestitesse integreeritud temperatuuri või temperatuuri ja rõhu teisendamise funktsioon. Viimastel aastatel on jaotusvõrkudes kommertstarbijatele edastatud gaasi mõõtmiseks kasutusele võetud membraanarvestid, millesse on integreeritud lisaks leppekogusemõõturi ka salvestus ja kommunikatsiooni moodulid.

Alternatiivina PTZ meetodile kasutatakse Karksi ja Värska Gaasimõõtejaamades ( GMJ) kontrolli eesmärgil teisendamist mõõte-ja leppetingimustes gaasi tiheduste kaudu.

Sõltumata LKM tüübist on standardites esitatud järgmised olulisemad nõuded:

  • Kohaldatud Z arvutamiseks vastavalt standardile EVS-EN ISO 12213;
  • Mõõtesüsteem, mis peab vastama standardis EVS-EN 1776:2015 toodud A või B täpsusklassi nõuetele peab LKM võimaldama kasutada korrektsiooni funktsiooni gaasiarvesti vea kompenseerimiseks arvesti kalibreerimise tunnistuse alusel;
  • LKM energia arvutamise funktsiooni saab kasutada kommertsarvestuseks, kui see funktsioon on kirjeldatud MID tüübindamise tunnistuses ja läbinud nõuetekohase vastavuse hindamise.
 

18Gas meters - Conversion devices

19Natural gas - Calculation of compression factor

3.5. Kütteväärtuse/koostise määramine

3.5. Kütteväärtuse/koostise määramine

Kütteväärtus ehk kütuse eripõlemissoojus on soojushulk, mis eraldub ühe massi või mahuühiku tahke-, vedel- või gaaskütuse täielikul põlemisel. Tänaseni on kütuste iseloomustamiseks kasutusel mõisted alumine kütteväärtus ja ülemine kütteväärtus. Ülemise kütteväärtuse juures arvestatakse, et põlemisel tekkiv vee aur kondenseerub ja kondenseerumisel eralduvat soojust on võimalik edastada soojuskandjale. Alumise kütteväärtuse juures arvestatakse, et põlemisel tekkiva veeauru kondenseerumisest eralduvat soojust ei edastata soojuskandjale. Gaasi ülemine kütteväärtus on gaasi kui kauba mahu või massiühiku põletamisel maksimaalselt saadav soojushulk, mille kasutamise määr sõltub tarbija kasutavast tehnoloogiast. Euroopa Liidu regulatsioonides lähtutakse turuosaliste võrgugaasi koguste (energia) määramisel gaasi ülemist kütteväärtusest. Võrgugaasi kütteväärtuse määramiseks on olemas erinevaid meetodeid.

3.5.1. Otsene põletamine

3.5.1. Otsene põletamine

Gaasi põletamisega kütteväärtuse määramisel kasutatakse gaaskalorimeetrit, kus siseneva gaasi kogus mõõdetakse või toimub kindla vooga pidev gaasi sisse voolamine ja seejärel gaas juhitakse põletusseadmesse. Selles põletatakse võrgugaas õhu lisamisega, põlemisproduktid läbivad soojusvaheti, kus põlemisel tekkinud soojus antakse üle kindla kiirusega voolavale soojuskandjale, milleks on vesi või õhk. Soojuskandjas on temperatuuri tõus võrdeline gaasi kütteväärtusega. Kalibreerimist viiakse läbi etalonainega, milleks on suure puhtusastmega metaan või sertifitseeritud kütteväärtusega etalongaas. Kalorimeeter töötab reeglina pidevalt ja väljastab pidevalt kütteväärtuse andmeid, sealjuures on võimalik kasutada andmetöötlust, mis annab keskmise kütteväärtuse mingi ajavahemiku kohta, näiteks tunni või päeva kohta. Täpsuse tagamiseks vajavad kalorimeetrid kontrollitavat ümbritsevat keskkonda.

3.5.2. Koostisest arvutatud kütteväärtus

3.5.2. Koostisest arvutatud kütteväärtus

Gaasi koostis määratakse gaaskromatograafiga. Gaaskromatograaf on analüsaator, mis eraldab maagaasist üksiku mõõdetava komponendi või komponentide grupi. Võrreldes detektori signaale sobiva, hästi määratletud kalibreerimisgaasiga saab selle alusel määrata gaasi koostise. Saadud koostise põhjal arvutatakse gaasi kütteväärtused ja teised füüsikalised omadused.

3.5.3. Korrelatsioonimeetod

3.5.3. Korrelatsioonimeetod

Korrelatsioonimeetodiga määratakse võrgugaasi üks või mitu füüsikalist või keemilist omadust ja kütteväärtus määratakse nende omaduste ning kütteväärtuse tuntud seoste kaudu. Näiteks kütteväärtuse saab määrata gaasi kahe omaduse alusel, milledeks on gaasi tihedus ja heli levimise kiirus gaasis. Ülekandevõrku sisestatud gaasi mõõtmine Karksi ja Värska GMJ-s.

Eesti ülekandevõrgul on järgnevad sisendid:

  • Värska GMJ kaudu ühendus Venemaa ülekandevõrguga (Irboska –Tartu – Rakvere, DN 500) võimsusega kuni 4 miljonit m3/ööpäevas.
  • Karksi GMJ kaudu Läti ülekandevõrguga (Vireži –Tallinn, DN 700) ülekandetorustiku ja - võimsusega kuni 7 miljonit m3/ööpäevas.
  • Venemaa ülekandevõrguga lisaühendus (DN400) Narva jõe düükri juures, mis normaalses olukorras on suletud. Erikokkuleppe alusel Loode-Venemaa maagaasi ülekandesüsteemi halduriga (OAO Gazprom Transgaz Sankt-Peterburg) on võimalik importida gaasi läbi Narva ühenduse.
  • Misso GMJ kaudu ühendus Läti ülekandevõrguga (Valdai-Pihkva-Riia ja Izborsk-Riia, kaks paralleel-torustikku DN 700) Misso piirkonna gaasiga varustamiseks (jaotusvõrk 3,7 km, 110 tarbijat, võimsus kuni 1000 m3/h). Misso ühendusel puudub ühendus Eesti ülekandevõrguga.

Mõlemas GMJ-s gaasi energia määramise mõõtesüsteem koosneb neljast põhifunktsioonist:

  • mõõtetingimustes gaasikoguse mõõtmine;
  • mõõtetingimustel mõõdetud gaasikoguse teisendamine leppetingimustele;
  • gaasi koostise ja parameetrite (sh kütteväärtuse) määramine;
  • leppetingimustele teisendatud gaasikoguse (mahu) teisendamine energiaks.

Lisaks energia määramisele on jaamades väljaehitatud gaasi kvaliteedi määramise süsteem. Kokkuvõtvalt on tabelis 3 esitatud Värska ja Karksi gaasimõõtejaamade kogu funktsionaalsus.

Tabel 3 Värska ja Karksi gaasimõõtejaamade funktsionaalsus

 

Karksi

Värska

PTZ teisendus

*

*

Lisaks PTZ tiheduste kaudu teisendus

*

*

Z arvutusmeetod AGA-NX19 (online)

*

*

Arvesti veakõvera korrektsioon

*

*

Kohapeal gaasi kütteväärtuse (CV) ja koostise määramine

*

*

Tingimused mõõtesüsteemi kohapeal kalibreerimiseks

osaliselt

osaliselt

Koguste mõõtetulemuste salvestamine ja talletamine

*

*

Veeauru kastepunkti määramine

*

*

Hapniku osamahu määramine

-

*

Vesiniku osamahu määramine

-

*

Süsivesinike kastepunkti määramine

-

*

Väävliühendite määramine

-

*

Energia määramise täpsusklass

A

A

Energia määramise laiendmääramatus U(k=2)

U ≤ 1,2 %

U ≤ 1,2 %

 

 

3.5.4. Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmine

3.5.4. Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmine

Mõõtetingimustes gaasikoguse (mahu) mõõtmiseks on kolm mõõteliini läbimõõduga DN300. Mõõteliinid on varustatud turbiinarvestitega, mis edastavad info mõõtetingimustes mõõdetud mahu kohta kõrge sagedusega impulsside kujul leppekoguse mõõturitesse. Mõõteliine juhitakse vastavalt jaama läbivale gaasivoole kontrolleri abil selliselt, et turbiinarvestid töötaksid neile määratletud mõõtepiirkonnas. Turbiinarvestid on kalibreeritud tegelikule käitamise rõhule lähedase rõhuga ja gaasiga standardi EVS-EN 17025 20 kohaselt akrediteeritud laboris. Kalibreerimisel saadud mõõtetulemuste laiendmääramatus (k=2) ei ületa 0,15%.

Karksi GMJ kavandatud rekonstrueerimisel nähakse ette gaasi mahu mõõtmine reversiivsena kasutades ultraheli arvesteid. Kokku on ettenähtud neli mõõteliini, igal mõõteliinil on kavandatud kaks järjestikku ühendatud ultraheli arvestit, mis võimaldab pidevalt jälgida mõõtmise täpsust ja kiiresti avastada mõõtmise kõrvalekalded.

 

20 General requirements for the competence of testing and calibration laboratories

3.5.5. Gaasi koostise ja parameetrite määramine

3.5.5. Gaasi koostise ja parameetrite määramine

Gaasi parameetrid määratakse automaatse protsessi gaaskromatograafiga. Gaaskromatograaf eraldab maagaasist üksikud komponendid või komponentide grupid ja määrab nende komponentide suhtelise sisalduse alusel maagaasi koostise. Meetodi kirjeldus ja juhised on toodud standardis EVS-EN-ISO 6974.21 Olemasolevad kromatograafid on võimelised määrama lämmastiku, süsihappegaasi ja süsivesinike kuni C6 osamahtusid. Lähtudes saadud maagaasi koostisest ja üksikkomponentide kohta standardis EVS-EN-ISO 697622 toodud füüsikalistest omadustest ja arvutuseeskirjadest arvutatakse kromatograafi kontrolleris maagaasi olulised parameetrid nagu gaasi tihedus, suhteline tihedus, kütteväärtus ja Wobbe arv.

Lisaks on igas mõõteliinis mõõtemuundurid gaasi tiheduse mõõtmiseks mõõtetingimustes ja GMJ väljundis mõõtemuundur leppetingimustes gaasi tiheduse mõõtmiseks.

Värska  GMJ rekonstrueerimise käigus 2017. aastal paigaldati uued gaaskromatograafid, mis võimaldavad gaasi laiendatud analüüsi (lisaks määrata ka hapniku ja vesiniku osamahtusid) ning lisati mõõtevahendid:

  • süsivesinike ja veeauru kastepunkti määramiseks;
  • väävliühendite määramiseks;
  • hapniku osamahu kiireks määramiseks;
  • lämmastiku osamahu kiireks määramiseks.

 


21Natural gas - Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatography

22Natural gas - Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe indices from composition

3.5.6. Mõõtetingimustel mõõdetud gaasikoguse teisendamine leppetingimustele

3.5.6. Mõõtetingimustel mõõdetud gaasikoguse teisendamine leppetingimustele

Mõõteliinides mõõtetingimustes mõõdetud gaasi mahud teisendatakse leppetingimustele kasutades leppekoguse mõõtureid. Leppekoguse mõõturi põhifunktsioon on tsükliliselt arvutada teisendamise tegur ja korrutada gaasiarvestilt edastatud gaasi maht teisendusteguriga.

Karksi ja Värska GMJ-de leppekoguse mõõturites arvutatakse teisendustegur kahe erineva meetodiga teineteisest sõltumatute sisendsuuruste alusel, mis annab teavet sisendsuuruste võimalikest kõrvalekalletest.

  • Esimese meetodi (PTZ meetodi) kohaselt teisendusteguri arvutamise sisendsuurusteks on gaasiarvestis mõõdetud gaasi temperatuur ja rõhk ning gaaskromatograafi alusel saadud gaasi koostis Z arvutamiseks.
  • Teise meetodi (gaasi tiheduste kaudu teisendus) kohaselt teisendusteguri arvutamise sisendsuurusteks on gaasiarvestit läbinud mõõdetud gaasi tihedus mõõtetingimustes ja GMJ väljundis leppetingimustes mõõdetud gaasi tihedus.

Eelseadistusega on määratud lubatud erinevus ja kumb teisendustegur on leppetingimustele teisendamise aluseks.

Lisaks põhifunktsioonina teostavad leppekoguse mõõturid gaasiarvestite veakõverate korrigeerimist, mis võimaldab kompenseerida gaasiarvestite süstemaatilisi vigu ja vähendada mõõtetingimustes mõõdetud gaasi mahtude mõõtemääramatusi.

 

3.5.7. Leppetingimustele teisendatud gaasikoguse (mahu) teisendamine energiaks

3.5.7. Leppetingimustele teisendatud gaasikoguse (mahu) teisendamine energiaks

Leppetingimustele teisendatud maht arvutatakse energiaks LKMis, tsükliliselt korrutatades leppetingimustele teisendatud mahtu kromatograafist saadud kütteväärtusega. LKMis on energia nagu ka mõõte-ja leppetingimustel mahu arvestamiseks eraldi loendur, mille alusel saadud näidud fikseeritakse LKMi arhiivis ja jaama serveri andmebaasis.

3.6. Ülekandevõrgu väljundid

3.6. Ülekandevõrgu väljundid

Ülekandevõrgu väljunditeks olevatesse liitumispunktidesse edastatakse võrgugaas 36 GJJ-st, kus toimub ülekandevõrgust jaotusvõrkudesse või tarbijatele gaasi edastamine, gaasi rõhu redutseerimine, mõõtmine, lõhnastamine ja kokkulepitud tarbimisrežiimi tagamine.

3.6.1. Ülekandevõrgust väljastatud gaasikoguste mõõtmine

3.6.1. Ülekandevõrgust väljastatud gaasikoguste mõõtmine

Hetkel osutatakse Elering AS poolt ülekandeteenust 72 gaasi ülekandevõrguga ühendatud liitumispunktis (ülekandevõrgu väljundid). Liitumispunktidesse edastatud gaas mõõdetakse GJJ-des (kokku 36 GJJ) mõõtepunktides. Reeglina jaotustorustike liitumispunktid ülekandevõrguga on jaotustorustiku ja AS-i Elering omandis oleva GJJ kinnistu piiri lõikumise kohas.

GJJ-des mõõdetakse mõõtetingimustes gaasi mahtu sõltuvalt gaasivoo suurusest ja varieeruvusest turbiinarvestitega, ultraheliarvestitega või rootorarvestitega. Kõikides ülekandevõrgu väljundites teisendatakse mõõtetingimustes mõõdetud gaasi mahud leppetingimustele leppekogusemõõturitega. Leppetingimustele teisendamisel kasutakse gaasi koostise ja parameetrite fikseeritud väärtusi. Kõikidel leppekoguse mõõturitel on integreeritud andmesalvestid, mis võimaldavad salvestada täistundidel ja talletada kuni üheksa olulist mõõtetulemust mahuga kuni 9 kuud. Kõik leppekogusemõõturid on ühendatud SCADA süsteemi, mis võimaldab reaalajas jälgida GJJ-dest väljuvaid gaasivoogusid ja kõiki olulisi GJJ-de tehnoloogilisi parameetreid.

Ülekandevõrgust väljastatud gaaside kütteväärtused tehakse kindlaks võrku sisestatud gaaside koguste ja kütteväärtuste kaalutud keskmiste väärtuste arvutamise teel bilansiperioodi kohta.  Lähitulevikus on kavas kasutusele võtta võrguarvutustel põhinev tarkvara, mis võimaldab ülekandevõrgu sisendite ja väljundite alusel arvutada liitumispunktides bilansiperioodi gaasi kütteväärtusi.

Bilansiperioodis ülekandevõrgust väljastatud gaaside energia määramise aluseks on igas mõõtepunktis mõõdetud gaasi kogus leppetingimustes kuupmeetrites ja mõõtepunkti kohta avaldatud kütteväärtus kilovatt-tundides kuupmeetri kohta.

Uute ja rekonstrueeritavate gaasi mõõtesüsteemide projekteerimisel on aluseks standardis EVS-EN 1776 ja Rahvusvahelise Legaalmetroloogia Organisatsiooni OIML dokumendis R 140 „Measuring systems for gaseous fuel“ toodud soovitused ning juhised. Kokkuvõtvalt on tabelis 4 toodud mõõtesüsteemidele esitatud minimaalsed funktsionaalsed nõuded ja nõutav täpsusklass sõltuvalt projekteeritava mõõtesüsteemi maksimaalsest gaasivoost.

Tabel 4 Minimaalsed kriteeriumid uue või rekonstrueeritava mõõtesüsteemi kavandamiseks

Kavandatud Qmaxleppetingimustel (m3/h)

10≤ Qmax

10 ˂ Qmax ≤ 102

102 ˂ Qmax ≤ 103

103 ˂ Qmax ≤ 104

104 ˂ Qmax ≤ 105

Qmax ˃ 105

Arvesti veakõvera korrektsioon

 

 

 

*

*

*

Tingimused mõõtesüsteemi kohapeal kalibreerimiseks

 

 

 

 

*

*

Temperatuuri teisendus

*

*

*

*

*

*

Rõhu teisendus

 

*

*

*

*

*

Z- teisendus

 

 

*

*

*

*

Kohapeal gaasi kütteväärtuse (CV) ja koostise määramine

 

 

 

 

* või vt järgmine rida

*

CV määramine kaugelt (proovivõtu/analüüsi või arvutamise teel)

*

*

*

*

*

 

Koguste mõõtetulemuste salvestamine ja talletamine

 

*

*

*

*

*

Lisaks eeltoodule ka gaasi tiheduse mõõtmine

 

 

 

 

*

*

Energia määramise täpsusklass

D

C

B

B

A või B

A

Energia määramise laiendmääramatus U(k=2)

(3,5˂ U≤ 8) %

(2,5˂ U≤ 3,5) %

(1,2 ˂ U≤ 2,5) %

(1,2 ˂ U≤ 2,5) %

 

U ≤ 1,2 %

 

* seade või soovitatav funktsioon

CV – gaasi kütteväärtus

3.7. Võrgugaasi kvaliteedi määramine

3.7. Võrgugaasi kvaliteedi määramine

Gaasivõrku gaasi sisestamise eelduseks on, et oleks täidetud gaasi kvaliteedi ja omaduste kohta kehtestatud nõuded. Võrgugaasi kvaliteedinõuded määrab ja avalikustab võrguettevõtja, kelle võrku soovitakse gaasi sisestada lähtuvalt Euroopa standardis EVS-EN 16726:201523 toodud soovitustest ja võrguga liitunud tarbijate kasutuses olevatest gaasitarvititest. 2017. aastal on MKM kavandanud maagaasiseaduse alusel kehtestada määruse, milles sätestatakse Eestis ühtsed nõuded võrgugaasi kvaliteedile.

Kvaliteedinõuete eesmärgiks on:

  • kindlustada võrgugaasi kvaliteedi vastavus olemasolevates gaasiseadmetes kasutuseks sobiva gaasi omadustele. Eestis ülekande ja jaotustorustikuga liitunud tarbijad kasutavad gaasiseadmeid, mis on ettenähtud kasutuseks standardis EVS-EN 437:200624 liigitatud teise perekonna H-grupi põlevgaasile;
  • vältida selliste ainete võrku sisestamist, mis võivad kahjustada inimesi, vara või keskkonda.

Võrgugaasi kvaliteedi vastavus gaasiseadmetes kasutuseks sobiva gaasi omadustele saavutatakse sisestava võrgugaasi:

  • Wobbe arvu tagamisega lubatud vahemikus (13,06 – 14,44) kWh/m3. Wobbe arv on küttegaaside vahetatavuse näitaja, mida kasutatakse erineva koostisega küttegaaside põlemisenergia väljundi võrdlemiseks seadmes. Wobbe arv arvutatakse võrgugaasi mahu kohta väljendatud kütteväärtuse ja suhtelise tiheduse alusel;
  • suhtelise tiheduse tagamisega lubatud vahemikus (0,55-0,7) ja arvutatakse gaaskromatograafi kontrolleris koostise alusel;
  • inertgaaside (N2, CO2,) osamahtude tagamisega lubatud piirväärtuste piires. Inertgaasid on võrgugaasi ballastained, mis vähendavad kütteväärtust. CO2 koos veeauru kondenseerumise, H2S ja O2 põhjustavad torustiku korrosiooni. Piirväärtused CO2≤ 2,5 mol % ja N2≤ 2 mol %. Inertgaaside osamahud saadakse gaaskromatograafi mõõtetulemusena;
  • metaanarvu tagamisega lubatud piirväärtuste piires (≥65). Metaanarvu piirväärtusest kõrgemal hoidmine on vajalik seoses Eestis võrgugaasi kasutamisega mootorkütusena (surugaasi tanklad). Võrgugaasi metaanarv on analoogne bensiini oktaanarvuga ja piirväärtuse esitamine peab välistama gaasimootorites detonatsiooni tekkimist. Madal metaanarv on seotud gaasis kõrgemate süsivesinike suurema osakaalu tulemusena. Metaanarv arvutatakse standardi EVS-EN 16726 kohaselt gaaskromatograafi mõõtetulemuste alusel;
  • kütteväärtus on võrgugaasi mahu või massiühiku põletamisel maksimaalselt saadav energiahulk. Kütteväärtuse määramine on vajalik võrku sisestatud ja võrgust väljastatud gaasi energia määramiseks ning Wobbe arvu arvutamiseks. Kütteväärtusele ei ole otseselt esitatud piirväärtusi, kuid need on seotud gaasi osamahtude ja parameetrite määratletud piirväärtustega. Kütteväärtus, suhteline tihedus, Wobbe arv, süsivesinike kuni C6 ja inertgaaside osamahud saadakse gaaskromatograafi mõõtetulemusena.

Vältimaks selliste ainete võrku sisestamist, mis võivad kahjustada inimesi, vara või keskkonda on määratletud ained ja nende piirväärtused:

  • Süsivesinike kastepunkt (≤ -2 0C, absoluutsel rõhul kuni 70 baari). Süsivesinike kondenseerumise vältimine on väga oluline võrgugaasi ohutu transportimise ja tarnekindluse tagamisel. Kondensaadi tekkimine võib kahjustada gaasiseadmeid, eriti gaasi voo- ja rõhu regulaatoreid, sulgeseadmeid ja mõõtesüsteeme. Süsivesinike kastepunkt on funktsioon kõrgemate süsivesinike osamahtudest ja gaasi absoluutsest rõhust. Maksimaalne süsivesinike kastepunkti väärtus on võrgugaasi rõhuvahemikus 20 kuni 50 baari (joonis 20). Süsivesinike kastepunkt määratakse analüsaatori või gaaskromatograafi alusel.

Joonis 19 Süsivesinike olek sõltuvalt gaasi temperatuurist ja rõhust

Joonis 20 Süsivesinike olek sõltuvalt gaasi temperatuurist ja rõhust

  • Veeauru kastepunkt (≤ -8 C, absoluutsel rõhul kuni 70 baari). Veeauru kondenseerudes võib vesi koguneda torustikku, mõõtesüsteemidesse ja teistesse gaasiseadmetesse põhjustades seal korrosiooni, moodustades koos teiste gaasis leiduvate ainetega happeid, mis kahjustavad torustikku ning sellega ühendatud gaasiseadmeid. Mõõtesüsteemis kondenseerunud vesi põhjustab olulisi mõõtmise vigasid. Kui gaasi temperatuur on alla 0°C tekivad jääkorgid, mis vähendab torustiku läbilaske võimet. Jääkorgid tekitavad rõhulangu, mis omakorda alandab gaasi temperatuuri ja soodustab veeauru kondenseerumist ning see protsess võib lõppeda torustiku kinni külmumisega. Veeauru kastepunkti mõõdetakse niiskuse analüsaatoriga või kastepunkti määramise seadmega. Veeauru kastepunkt on funktsioon gaasi niiskusest ja gaasi rõhust (joonis 21).

Joonis 20 Veeauru kastepunkt sõltuvalt gaasi niiskuse sisaldusest ja rõhust

Joonis 21 Veeauru kastepunkt sõltuvalt gaasi niiskuse sisaldusest ja rõhust

  • Vesiniksulfiid ja muud väävliühendid. Väävel võib esineda mitmes molekulaarses vormis, vesiniksulfiid H2S on kõige kahjustavama toimega gaasitorustikule ning gaasiseadmetele sh eriti gaasiturbiinidele ja gaasi kompressoritele. Peale selle on H2S suuremas kontsentratsioonis ohtlik inimestele ja keskkonnale. Väävelvesiniku ja karbonaatse väävli sisaldus (H2S + COS) ei tohi ületada 0,007 mg/m3. Üldise väävli sisaldus ilma odorandita (S) ei tohi ületada 0,03 mg/m3. Merkaptaanväävli sisaldus ilma odorandita (RSH) ei tohi ületada 0,016 mg/m3. On mitmeid erinevaid meetodeid väävli komponentide mõõtmiseks, millel igaühel on oma eelised ja puudused. Väävli mõõtesüsteemi lahutamatud osad on kalibreerimise ja proovi käitlussüsteemid.

Täpsemalt saab võrgugaasi kvaliteedinõute kohta lugeda Lisast 5.


23 Gas infrastructure – Quality of gas

24Test gases Test pressures. Appliance categories

4. Gaasiturg

4. Gaasiturg

Viide lehele
4.1. Euroopa gaasituru areng

4.1. Euroopa gaasituru areng

4.1. Euroopa gaasituru areng

1960.-1970. aastatel kasvas gaasi tarbimine nii oluliselt, et kodumaine tootmine Euroopa suuremates riikides (Prantsusmaa, Saksamaa, Itaalia) ei suutnud enam kogu nõudlust katta. Holland, peale Groningeni maardla avastamist, nägi selles võimalust ning alustas laiaulatuslikku eksporti naaberriikidesse, millega algas rahvusvaheliste gaasi ülekandevõrkude väljaehitamine. Vaid Suurbritannia suutis toota kogu tarbitava gaasi oma maardlates ning säilitas „saare“ staatuse kuni 1990ndate lõpuni, mil alustas gaasi eksporti Kesk-Euroopasse.

Rahvusvaheliste pikamaa tarnete tegemiseks (eelkõige Hollandist Itaaliasse) oli vaja rajada kõrgsurve transiittorustikke. Torustike rajamine eeldas suuri investeeringuid, mille riskide maandamiseks kasutati netback printsiipi. Netback printsiip tähendas, et gaasi ostuhind lõpp-punktis jäi seotuks konkureeriva kütuse (nafta) hinnaga ning müüja tulu vähenes transpordikulu võrra ehk müüja maksis kinni kõik transpordikulud ning trassid kuulusid eraomandisse. Sellest tulenevalt tahtis gaasimüüja sõlmida pikaajalised lepingud kestusega 20-30 aastat. Pikaajaliste lepingute tingimustest saab täpsemalt lugeda punktis 4.4. Hollandlaste välja töötatud lepingud kujunesid nii populaarseks, et sama põhimõtte võtsid edaspidi kasutusele ka Venemaa ja Norra gaasimüüjad.

Konkureerivate gaasitrasside ehitusele andis hoogu juurde 1973. aasta esimene naftakriis, mille põhjustas OPECi25 riikide naftaembargo vastuseks USA otsusele toetada Iisraeli sõjaväge Yom Kippuri sõjas. Nafta hinna tõus kasvatas gaasi konkurentsivõimet ning nõudlust. Kuigi 1973. aastal rajati esimene gaasitrass Norrasse, siis ka Siberi suured gaasimaardlad suutsid pakkuda Euroopale OPECist sõltumatut energiaallikat. Vaatamata külmale sõjale otsustasid Euroopa suurriigid kuni 30% gaasist tarnida Venemaalt. Teine naftakriis (1979) vaid tugevdas Vene gaasi konkurentsivõimet Euroopa kütusteturul.

Kõrgete gaasi hindadega kaasnes uute maardlate ja tehnoloogiate (LNG) arendamine toodangu suurendamiseks ja efektiivsete transpordiviiside leidmiseks. See viis 1980. aastate keskpaigas gaasi ülepakkumiseni ja hinnad Euroopas langusesse. 1989. aasta Nõukogude Liidu lagunemise ning kohaliku tarbimise langus suurendas Venemaa gaasi pakkumust Euroopas veelgi. Seega oli kujunenud Euroopas gaasiturule märkimisväärne konkurents erinevate pakkujate vahel: Holland, Norra, Venemaa, Alzeeria ning Suurbritannia. 1992. aastal allkirjastatud Maastrichti leping käsitles muuhulgas ka gaasituru avamist konkurentsile, et tugevdada Euroopa üldist konkurentsivõimet.

Kuigi Euroopa esimene gaasibörs NBP26 avamiseni 1996. aastal viis Thatcheri valitsuse juhtimisel alguse saanud riigifirmade erastamine ja gaasituru liberaliseerimine, oli Kesk-Euroopa gaasiturgude avamise survestajaks 1998. aastal loodud esimene Gaasituru Direktiiv. Euroopa gaasiturgude avanemine ja ühendamine kestab tänaseni (vaata ka joonist 3 punktis 1.4). Gaasituru regulatsiooni arengust saab täpsemalt lugeda punktis 4.5.

USAs algas turu liberaliseerimine juba 1970. aastatel ja kauplemispunkti ( hub) põhine kauplemine sai alguse 1990.aastal (Henry HUB).

Euroopa Liidu energiapoliitika aluspõhimõtteid, Euroopa ühtset gaasituru mudelit ning Euroopa Liidu energiataristu arengut kirjeldasime täpsemalt esimeses peatükis. Seejuures mängib turu arengus erilist rolli Euroopa Liidu gaasituruga seotud võrgueeskirjade väljatöötamine.

 

25 Naftat eksportivate riikide organisatsioon

26 National Balancing Point

4.2. Eesti gaasituru avanemine ja sellega kaasnev kasu

4.2. Eesti gaasituru avanemine ja sellega kaasnev kasu

Eesti gaasituru korraldus sai alguse 1998. aastal koos energiaseaduse jõustumisega, mis sätestas vabatarbijaks kõik gaasitarbijad välja arvatud kodutarbijad. Vabatarbija staatus tähendas, et gaasi võis osta ükskõik milliselt müüjalt. 2003. aasta 1. juulil jõustunud maagaasiseadus sätestas küll vabatarbijateks tarbijad aastase tarbimisega üle 200 tuh m3, kuid sisuliselt ei muutnud see avatud turu osakaalu. Alates 1. juulist 2007 on kõik tarbijad vabatarbijad ehk ka kodutarbijatel on õigus valida endale sobiv gaasimüüja ning turg oli näiliselt 100% avatud. Tegelikkuses oli turul vaid üks gaasi importija ja monopoolses seisundis müüja – AS Eesti Gaas. AS Eesti Gaas importis gaasi oma aktsionärilt Gazpromilt Venemaalt pikaajalise take-or-pay lepingu alusel. AS-ile Eesti Gaas kuulusid ka gaasisüsteemihaldur (toonase ärinimega EG Võrguteenus) ning suurim jaotusvõrguettevõtja Eestis (ärinimega AS Gaasivõrgud).

Direktiivi 2009/73/EÜ artikkel 49 näeb Eestile ette erandi ega nõua, et Eesti teostaks ülekandesüsteemi omandilist eraldamist gaasi tootjast ja müüjast seni, kui mistahes Balti riik või Soome ei ole otseselt ühendatud muu liikmesriigi kui Eesti, Läti, Leedu ja Soome ühendatud maagaasi võrku. Turu tegelik avanemine saigi alguse 2012. aastal, kui jõustus maagaasiseaduse muudatus, millega Riigikogu tegi otsuse direktiivis 2009/73/EÜ nimetatud erandi mitterakendamise kohta ülekandesüsteemi omandilise eraldamise osas ning valis direktiivi täitmiseks täieliku omandilise eraldamise tee. Süsteemihalduril oli aega kolm aastat, et viia end kooskõlla seaduse nõuetega.

Eesti maagaasiturule tekkis tegelik konkurents 2015. aastal kahe olulise aspekti mõjul. Esiteks toimus süsteemihalduri täielik eraldamine turul monopoolses seisundis olevast gaasi müüjast ja importijast. See võimaldas kõigi turuosaliste (müüjate/ kauplejate) võrdse ligipääsu Eesti gaasisüsteemile. Teiseks lisandus 2014. aasta detsembrist turule Leedus Klaipeda LNG avamisega Baltikumi uus tarneallikas. Sellega tekkis Gazpromile konkurent, mis ei suuda küll tekitada täielikku hinnakonkurentsi, kuid on tekitanud turule n-ö hinnalae. 2015. aastal imporditi juba 20% Eestis tarbitud gaasist Leedust, kus tegutseb ka Baltikumi seni ainuke gaasibörs GET Baltic. Samas pärssis turu arengut ka Gazpromi lepingutes turuosalistele (gaasi ostjale) rakendatud keeld ostetud gaasi edasi müüa.

Eesti gaasituru avamine ja regionaalse turu väljaarendamine teenib järgmisi eesmärke:

  • konkurentsipõhine ja läbipaistev turupõhine hind tarbijatele ja müüjatele;
  • energiajulgeoleku tagamine;
  • varustuskindluse suurenemine läbi ainsa tarnija riski kõrvaldamise;
  • potentsiaal gaasitarbimise kasvuks;
  • gaasi infrastruktuuri efektiivsem ärakasutamine;
  • kütuste konkurents energiatootmisel (elekter, soojus);
  • võrdsed võimalused turuosalistele ligipääsuks gaasi infrastruktuurile;
  • läbipaistvad ja ühetaolised reeglid üle riigipiiride kauplemiseks;
  • tarbijatel võimalus valida müüjat;
  • uued ärivõimalused energiaturu osalistele;
  • maagaas kui puhtaim fossiilne kütus aitab kaasa kliimapoliitika eesmärkide saavutamisele.

4.3. Eesti gaasituru arendamine

4.3. Eesti gaasituru arendamine

Viide lehele
4.3.1. Regionaalne gaasituru koordinatsioonigrupp

4.3.1. Regionaalne gaasituru koordinatsioonigrupp

4.3.1. Regionaalne gaasituru koordinatsioonigrupp

Baltikumi (ning Soome) ja teiste Euroopa Liidu riikide vahel puuduvaid gaasiühendusi ja gaasivarustust mõjutavaid arenguid silmas pidades on olulise tähtsusega võtta tarvitusele meetmed, mis vähendaksid regiooni sõltuvust dominantsest gaasitarnijast, mitmekesistada tarneallikaid arendamaks gaasiturgu ning tagamaks gaasi varustuskindlus. Eelnevat arvesse võttes otsustasid Balti riikide peaministrid 2014. aasta 5. detsembril, et regiooni jaoks on äärmiselt oluline Euroopa Liidu kolmanda energiapaketi rakendamine, mis tagaks selged ja läbipaistvad reeglid infrastruktuurile juurdepääsuks igas Balti riigis.

Eesmärkide saavutamiseks nähti ette huvirühmade koostöö edendamist, mille tulemusena moodustati 2015. aasta 14. jaanuaril Regionaalne gaasituru koordinatsioonigrupp (RGMCG - Regional Gas Market Coordination Group), mis koondab gaasituru teemadega tegelevate ministeeriumite, regulaatorite ning infrastruktuuri operaatorite (süsteemihaldurid, hoidlate ja terminalide operaatorid) esindajad. Osalema kutsuti ka Soome vastavad esindajad.

4.3.2. Eleringi tegevused

4.3.2. Eleringi tegevused

Tulenevalt faktist, et Eestil pole peale ühenduste Venemaa ja Läti gaasisüsteemi ühendust ühegi teise Euroopa Liidu liikmesriigiga, kehtib Eestile Euroopa-üleste regulatsioonide rakendamise osas erand ning kõikide vastavate nõuete rakendamine ei ole kohustuslik. Siiski oleme tegutsemas selle nimel, et erand võimalikult kiiresti kaotada, mis praktikas tähendab seda, et erandi kaotamisest tulenevaid muudatusi, mis turgu ei toeta, Eestis enne regionaalse turu tekkimist (ehk Balticconnectori valmimist) ei rakendata, kuid turgu toetavad initsiatiivid rakendame esimesel võimalusel.

Alates 2015. aastast on Eestis gaasituru korralduses toimunud mitmeid uuendusi:

  • Konkurentsiameti otsusega nr 7.1-11/16-001 15.01.2016 on kooskõlastatud Eleringi bilansilepingu tüüptingimused, mis kehtestavad bilansivastutuse põhimõtted, mh bilansivastutuse ajakava, süsteemihalduriga bilansilepingu sõlminud turuosaliste õigused ja kohustused jm. Gaasi bilansilepingu tüüptingimused rakendusid alates 1.04.2016. 2018. aasta 1. juuli seisuga on Eleringiga bilansilepingu sõlminud üheksa turuosalist.
  • Alates 1. juulist 2018.a. hakkas kehtima Konkurentsiameti poolt kinnitatud „Gaasi ülepiirilise ülekandeteenuse tüüptingimused“ (asendades alates 1. oktoobrist 2016.a. kehtiva „Gaasi ülekandevõimsuse jaotamise ja ülekoormuse juhtimise metoodika ning tingimused piiriülesele taristule juurdepääsuks“.  Tüüptingimuste kohaselt peavad kõik turuosalised, kes teevad tarneid piiriüleselt või ülekandesüsteemist lõpptarbijale ja/või jaotusvõrku, sõlmima Eleringiga gaasi ülekandevõimsuse jaotamise lepingu ning iga tarne jaoks läbi konkurentsiameti poolt kinnitatud asjaomaste punktide võimsuse eelnevalt reserveerima.Võimsust võimalik reserveerida bilansiplaani esitamisega järgmiseks päevaks või päevasiseselt bilansiplaani uuendusega. Lisaks on tingimuste kohaselt võimalik reserveerida üheaastast, kvartaalset ja kuist võimsust.  Rohkem infot peatükis 4.5.4.
  • Alates 2016. aasta detsembrikuust hakkas tööle gaasi Andmeladu (https://gaasiandmeladu.elering.ee/). Tegemist on andmevahetuskeskkonnaga gaasiturul osalejate jaoks, mis katab kolm põhiprotsessi: (1) tarnijavahetuse ja seda kirjeldav sõnumite vahetamise protsess, (2) mõõtepunkti andmete ja mõõteandmete esitamise protsess, sh prognoosandmete esitamine ning (3) kodeerimise protsess. Lisaks sisaldab Andmeladu bilansiselgituseks vajalike mõõteandmete kalkuleerimise funktsionaalsust. Rohkem infot peatükis 5.4.3.
  • Alates  2017. aasta augustist hakkasid kehtima maagaasiseaduse muudatused ja uus gaasituru toimimise võrgueeskiri, mille alusel muutus kohustuslikuks korraldada gaasituru andmevahetus läbi gaasi andmelao. Sellised arengud on oluliselt lihtsustanud tarnijavahetuse protsessi ja gaasituru andmevahetuse korraldust.

 

Oluliseks väljakutseks viimastel aastatel (2017-2018)  on töö regionaalsel tasandil, et 2020. aastaks oleks regioonis ühine Balti-Soome sisend-väljund süsteem (vaata punkti 4.3.3) ning ühtlasi Eesti gaasiturgu vastavusse viimine Euroopas kehtestatud nõuetega (s.t. erandi lõppemine).

4.3.3. Balti-Soome gaasiturg 2020 ja regionaalne tegevuskava

4.3.3. Balti-Soome gaasiturg 2020 ja regionaalne tegevuskava

Seoses Baltikumi ja Soome gaasiturgude liberaliseerimise väljakutsetega tellis BASREC (Baltic Sea Region Energy Cooperation) 2015. aastal koostöös riikide gaasisüsteemihalduritega gaasituru arendamise teemalise uuringu. Uuringus käsitleti Baltikumi ja Soome gaasiturgude liberaliseerimisega seotud valikuid ja anti suunised optimaalseteks lahendusteks. Uuringu tulemusena valmis ka teekaart Baltikumi ja Soome gaasiturgude liberaliseerimiseks ja ühendamiseks, nii et olemasolevat infrastruktuuri kasutataks kõige efektiivsemal moel ja läbi konkurentsiolukorra saaksid tarbijad endale parimad gaasihinnad. Uuringu esimestes osades kaardistati mitmeid Baltikumi ja Soome gaasiturgude arendamise valikukohti. Olulisemad valikukohad on:

1. Soovitus on liikuda kohe ühise Balti-Soome sisend-väljund tsoonini.

  • Sisuline olulisus seisneb sisend ja väljundtariifide kogumises tsooni piiridel. Ülekandevõrgu tariifid peaksid olema võimsuspõhised ja rakenduma ülekandevõrku sisenemisel või sellest väljumisel. Ühise sisend-väljund tsooni puhul makstakse tariife ainult Baltikum-Soome süsteemi sisenemisel või sellest väljumisel (ka tarbimiseks), kuid iga riigipiiri ületamine tsooni sees on tariifivaba.
  • Ühe suure sisendväljund tsooni peamisteks eelisteks on lihtsamast kauplemissüsteemist tekkiv suurem konkurents ja suurem majanduslik efektiivsus, sest ülekandetariifid ei moonuta tsooni siseselt gaasi hinda. Kuna iga riigipiiri peal ei ole vaja broneerida ülekandevõimsust ja maksta tariife, on turuosalistel lihtsam tegutseda. Majanduslikku efektiivsust suurendab see, et gaas ostetakse tsooni alati madalaima hinnaga allikast.
  • Ühise tsooni peamisteks puudusteks on selle keeruline ülesseadmine, mis nõuab palju riikidevahelist regulatsioonide harmoniseerimist ning kokkuleppeid, ja keerulisem ülekoormuste juhtimine, millega tsooni sees peavad tegelema süsteemihaldurid.

2. Ülekandetariifid peaksid olema võrdsed kõigis sisendpunktides ja võrdsed kõigis väljundpunktides, tagamaks erinevate tarneallikate ja tarbijate omavahelist võrdsust. Mitme riigi tariifide ühtlustamisel on oluliseks tariifide jaotumisefektid, mille tasandamiseks võib kasutada erinevat sisend-väljund tariifide jaotust ning süsteemihaldurite vahelisi kompenseerimismehhanisme.

 

3. Bilansihaldus peaks olema koordineeritud ja harmoniseeritud. Üks sisend-väljundtsoon peaks eelistatavalt moodustama ka ühe bilansitsooni. Selliseks turukorralduseks tuleb moodustada nn turupiirkonna haldur (market area manager), kelleks võib olla nii süsteemihaldurite ühisomanduses olev ettevõte või üks süsteemihalduritest.

 

4. Gaasibörside arv ning ülesehitus regionaalsel gaasiturul sõltub konsultantide hinnangul sellest, kuidas turg end organiseerib (milline platvorm suurima likviidsuse saavutab). Praegu on Soome ja Baltikumi piirkonnas kaks gaasibörsi (Kaasupörssi Soomes ja GET Baltic Baltikumis).

 

2016. aasta 11. mail lepiti RGMCG-s kokku Balti-Soome regionaalse gaasituru ehk ühise sisend-väljund (entry-exit) tsooni loomine aastaks 2020. Kokkuleppe deklaratsiooni allkirjastasid ka kolme Balti riigi gaasivaldkonna eest vastutavad ministrid 9. detsembril 2016. Ühtlasi moodustati järgmised töörühmad:

  • Gaasi ülekandeteenuse hinnastamise ja süsteemihaldurite vahelise kompensatsiooni-mehhanismi rakendamine regioonis (eestvedajaks regulaatorid);
  • Ühise virtuaalse kauplemiskeskuse (VTH – virtual trading hub) ja regionaalse gaasibörsi loomine (eestvedajaks süsteemihaldurid);
  • Turukorraldus (eestvedajaks süsteemihaldurid) – hõlmab süsteemi operatiivjuhtimist, bilansihaldust jmt;
  • Infrastruktuuri (LNG terminalid ja hoidla) hinnastamine ja kulude sotsialiseerimine (eestvedajaks regulaatorid).

2017. aasta lõpuks valmis regulaatorite töögrupis olemasolevate tariifimehhanismide ning Euroopa Liidu regulatsioonide analüüsi tulemusel tariifimetoodikate aluste harmoniseerimise ettepanek. 2018. aastal jätkub töö ühise tariifimetoodika ja võimaliku süsteemihaldurite vahelise kompensatsiooni¬mehhanismi ettepaneku osas, mis tuleb plaani kohaselt ellu viimiseks 2019. aasta jooksul seadusandluses kehtestada.

Erinevate potentsiaalselt varustuskindlust pakkuvate taristuobjektide teenuste hinnastamise ja kulude võimalikku sotsialiseerimist uuriv regulaatorite teine töörühm on seadnud eesmärgiks 2018. aasta lõpuks hinnata erinevate objektide rolli regionaalsel gaasiturul varustuskindlust silmas pidades. Vastavalt sellele hinnangule pakutakse vajadusel välja võimalikud kulude sotsialiseerimispõhimõtted.

Süsteemihaldurite töörühm töötab ühise tööplaani alusel  mõlema süsteemihaldurite poolt veetava teema osas. 2017. aasta lõpuks jõuti ühise kontseptsioonini keskse regionaalse virtuaalse kauplemiskeskuse ja koordineeritud bilansipiirkonna mudeli osas, samuti arendati välja ühised koostalituseeskirjad (interoperability rules) ja sõlmiti neil põhinevad ühenduslepingud esialgu kuni aastani 2020. 2018. aastal on plaanis koostada ühine võrgueeskiri, milles sisalduvad virtuaalse kauplemiskeskuse ligipääsureeglid ja võrgule ligipääsu reeglid. Paralleelselt käib töö ühiste bilansireeglite väljatöötamise osas, mis saavad olema aluseks regiooni süsteemi planeerimise, juhtimise ja bilansihalduse osas. Kui ühise virtuaalse kauplemiskeskuse loomisel saab oluline roll olema regionaalsel gaasibörsil kui kesksel kauplemisplatvormil, siis süsteemi koordineeritud bilansihalduse teostamise osas on ühiste kesksete funktsioonide täideviimiseks väljaarendamisel süsteemihaldurite vaheline koostöömudel, mille läbi on võimalik ellu viia turupiirkonna halduri ehk market area manager’i rolli detsentraliseeritult ilma, et turule tekiks selle rolli teostamiseks eraldi ettevõte.  

Üleminekuetapina sõlmisid Balti süsteemihaldurid aastal 2016 koostöölepingu kaudse (implicit) võimsuste jaotamise mudeli rakendamiseks Baltikumi-sisestel piiridel, mis alustas tööd 2017. aasta 1. juulil. Kaudne võimsuste jaotamise mudel tähendab, et lühiajaline piiriülene võimsus (järgmise päeva ja päevasisene võimsus) jaotatakse regionaalsel gaasibörsil samaaegselt koos müüdud gaasiga. Antud mudeli rakendamine oliesimeseks sammuks Eesti, Läti ja Leedu gaasiturgude ühendamisel aidatessuurendada likviidsust ja parandada konkurentsiolukorda Baltikumi turul. Mudeli implementeerimine pani aluse ka GET Balticu laienemisele regionaalseks gaasibörsiks, kusjuures kauplemine toimub kolmes erinevas kauplemisstsoonis (Eesti, Läti ja Leedu piirkonnad). Mudelist on täpsemalt veel juttu peatükis 4.5.4.

4.4. Gaasiga kauplemise viisid

4.4. Gaasiga kauplemise viisid

Nagu peatükis 4.1 kirjutasime, kasutati Euroopas kuni 1990. aastate keskpaigani gaasi ostuks-müügiks vaid pikaajalisi kahepoolseid lepinguid. Maaklerite poolt pakuti füüsilise gaasiga kauplemise otselepinguid ( OTC). Alles 2000. aastate alguses arenesid välja kauplemispunktid ehk hub-id. Hub-ides sai kaubelda maakleri vahendusel kahepoolselt ( OTC) kui ka börsidel. Samas säilis ka võimalus sõlmida kahepoolseid lepinguid ilma vahendajat kasutamata.

Kauplemist hub-des korraldasid süsteemihaldurid või nende poolt volitatud turuoperaatorid, kelleks võib olla ka börs. Hub-ide loomisega lisandus turule läbipaistvust eelkõige kaubeldavate koguste osas, kuid paljud hub-id avaldasid ka tehingute keskmise hinna. Seejuures gaasibörsid mängivad gaasituru arengus olulist rolli pakkudes viite olulist funktsiooni: hindade arvutamist, hinna läbipaistvust, pakkumise ja hinna kujunemise paindlikkust, bilansiteenust, finantsriskide juhtimise võimalust läbi finantslepingute. Joonisel 22 ja tabelis 5 on kujutatud erinevate kauplemisviiside võrdlus ja milliseid tooteid seal pakutakse. Järgnevalt vaatame igat kauplemisviisi eraldi.

Joonis 21 Gaasiga kauplemise viisid

Joonis 22 Gaasiga kauplemise viisid

 

Tabel 5 Gaasiga kauplemise viisidTabel 5 Gaasiga kauplemise viisid

4.4.1. Kahepoolsed lepingud

4.4.1. Kahepoolsed lepingud

Gaasiga kauplemine algas kahepoolsete lepingutega, mis esialgu sõlmiti äärmiselt pikaks ajaks. Pikaajalised lepingud pidid tagama omanikele investeeringute katmise gaasitrasside ehitamisesse ning samas tagama ostjale pikaajaliselt gaasi tarne kindluse ja konkurentsivõimelise hinna võrreldes alternatiivse kütusega. Lepingute struktuur oli tavapäraselt järgmine:

  • Kestus: 20-30 aastat (vastates investeeringu tasuvusajale);
  • Take-or-pay põhimõte: ostjal oli kohustus kokkulepitud gaasi koguse eest maksta olenemata tegelikult tarbitud kogusest;
  • Väärtuse printsiip: gaasi ostuhind oli ühendatud ostja jaoks alternatiivse kütuse hinnaga (indeksiga);
  • Netback hind: transpordikulu lahutati maha tootja tulust. Lepingutes on sätestatud, et gaas tagatakse lepingulises tarnepunktis, olenemata kust turult see osteti;
  • Lepingulise hinna korrigeerimise klausel (tavapäraselt 3-aastase välbaga): põhimõte lisandus lepingutesse 1980datel, et tagada lepingulise hinna vastamist turuväärtusele.

Selliste lepingute läbirääkimised võisid võtta äärmiselt kaua aega ning võis olla keeruline leida endale sobiv usaldusväärne vastaspool. Samuti puudus lepingutel läbipaistvus – turul puudus läbipaistev hinnareferents. Lepingust taganemine või koguste muutmine tähendas taas pikaajalisi läbirääkimisi. Lepingu või ostetava gaasi edasi müümine ei olnud tihtipeale lubatud.

Gazprom müüs ka Baltikumis (Eestis AS-ile Eesti Gaas) maagaasi kütteõlihindadega seotud hinnavalemi alusel pikaajalise take-or-pay lepingutega. Kui Eesti ja Leedu lepingud lõppesid 2015. aastal, siis Lätis lõppeb Latvijas Gāze AS leping Gazpromiga aastal 2030. Lisaks oli nimetatud lepingutes piirang, mille kohaselt ostja tohtis gaasi edasi müüa vaid oma (riigi) territooriumil, mis piiras riikidevahelise kaubanduse arengut.

4.4.2. OTC lepingud

4.4.2. OTC lepingud

Otselepingute ( OTCOver The Counter) aluseks on standardsed kahepoolselt kokkulepitud tingimused, mida vahel vahendab mõlema poole jaoks usaldusväärne maakler. Tihti kasutatakse hinnamääramiseks sarnaselt pikaajaliste lepingutega referentshinda või erinevatest referentsidest koostatud hinnavalemit. Referentsiks võib olla nii alternatiivkütuse hind (maailmaturu õli hindadega siduv hinnavalem), finantstoodete hind või koguni gaasibörsi järgmise päeva (spot-turu) toote hind. Otselepingud sõlmitakse tavapäraselt suurtarbija ja tootja vahel, et üheltpoolt saada endale sobiv tarnegraafik ning teisalt vähendada tehinguga kaasnevaid täiendavaid kulutusi ja vastaspoole riski. Tihti sisaldab leping ka transpordi korraldamise kokkuleppeid. Näiteks võib müügipunkt olla ka ostja tarbimiskohas ning ostja ei pea muretsema, kuidas gaas reaalselt temani tarnitakse.

4.4.3. Gaasibörside spot-turg

4.4.3. Gaasibörside spot-turg

2008. aasta ülemaailmse majanduskriisiga kaasnenud gaasi tarbimise langus ning LNG terminalide ja USA kildagaasi tehnoloogia areng viis Euroopas gaasi ülepakkumiseni, samas kui naftahinnad (ja sellega koos ka kütteõlihinnad) tõusid. Seega oli vastuolu õlihinnaga seotud gaasilepingute ja tegeliku turul toimuva ülepakkumise vahel. Turule tekkis nõudlus lepingute järele, kus gaasi hind ei oleks seotud õlihinnaga. 2013. aastaks oli juba üle 50% Kesk-Euroopa gaasi lepingutest sõlmitud börsidel ning õlihindadega seotud lepingute osakaal jätkab vähenemist.

Eelnimetatut toetas ka seadusandluse areng. Euroopa ühise turumudeli ( GTM) kohaselt on varustuskindluse tagamise eelduseks hästi toimiv, konkurentsivõimeline, likviidne ja läbipaistev gaasiturg. Kui ajalooliselt on gaasi ostetud pikaajaliste kahepoolsete tarnelepingute alusel näeb GTM ette, et igas bilansipiirkonnas peab olema turuosalistel võimalik kaubelda likviidsel gaasibörsil ning seejuures on kõrvaldatud piirangud kauplemiskeskuste ühendamiseks ( hub-to- hub model).

Seega asenduvad kahepoolsed lepingud kauplemisega gaasibörsidel, mis lisab turule paindlikkust, läbipaistvust ning lihtsustab uutel kauplejatel turule sisenemist, kuna alati on olemas usaldusväärne vastaspool. Samas toimub gaasi üleminek ostajale alati kauplemispunktis ( hub-is) ning lisaks tuleb korraldada gaasi transport vastavalt riiklikule gaasisüsteemile (vajadusel ka eksport/import teise riiki või bilansialasse). Nagu eelpool mainitud, siis GTM-i kohaselt on eesmärk kauplemispunktid omavahel ühendada, et transport oleks turuosalistele võimalikult lihtne.

Gaasibörsil kehtivad kauplejatele standardsed kauplemistingimused (sh toote tarne aeg). Lisaks ei tea lepingupooled kunagi, kes oli tegelik müüja/ostja, sest tehingu vastaspooleks on alati börs. Kuna ka arveldamine toimub börsiga, puudub sellisel kauplemisel vastaspoole risk. Samas kaasnevad börsil kauplemisega kulud vastavalt iga börsi hinnakirjale. Paljud börsid pakuvad ka lisateenuseid ( REMIT määruse kohast ostu/müügitehingute raporteerimist, bilansihaldus jms).

Kauplemine ja hinna kujunemine erinevatel börsidel võib toimuda erinevate matemaatiliste algoritmide alusel. Kui elektribörsidel kujuneb järgmise päeva toodete hind oksjonil marginaalhinna ( marginal pricing) alusel, siis gaasibörsidel kasutatakse pidevkauplemise ( continuous trading) põhimõtet. Elektrisüsteem peab olema igal ajahetkel täpselt tasakaalus. Marginaalhinnaga enampakkumise korral esitavad kõik huvitatud osapooled kindla ajavahemiku jooksul (tavaliselt eelmisel päeval) oma ostu ja müügipakkumused ning algoritm reastab need hinna alusel. Kõigi tehingute hinnaks kujuneb viimase edukaks osutanud tehing hind. Sellisel viisil lepitakse juba eelmisel päeval järgmise päeva igaks tunniks kokku kõigi turuosaliste tootmine ja tarbimine, mille alusel turuosalised esitavad bilansiplaanid, mis on süsteemihalduril süsteemi planeerimise ja juhtimise aluseks. Erinevalt elektrisüsteemist on gaasisüsteemis mahuvaru, mis annab süsteemile paindlikkuse ja ei ole nii oluline, et igal ajahetkel oleks tootmine ja tarbimine tasakaalus. Pidevkauplemise korral (analoogselt aktsiabörsiga) sõlmitakse tehing peale igat sobiva vastaspoole pakkumise tekkimist (matching) ehk igal tehingul on „oma“ hind.

2015. aasta septembris teatas ka Gazprom oksjoni korraldamisest gaasi müügiks Euroopa turul. Seni on Gazprom müünud kogu gaasi Euroopas pikaajaliste hinnavalemi põhiste lepingute alusel. Gazprom ei kasutanud küll gaasi müügiks ühtegi börsi vaid korraldas ise marginaalhinna põhimõttel enampakkumise, millel said osaleda vaid varasemalt kvalifitseerunud turuosalised. Oksjonile pandi umbes 2% Euroopasse tarnitavast gaasist ehk 3,24 miljardit m3 (BCM). Edukalt müüdi sellest kõrgete baashindade tõttu vaid kolmandik. 2016. aasta märtsis korraldas Gazprom esmakordselt gaasi oksjoni ka Balti gaasitarneteks. Gaasioksjonil osales edukalt kuus turuosalist. Oksjonile pandi 560 miljonit m3 gaasi 2016. aasta teiseks, kolmandaks ja neljandaks kvartaliks. Edukalt müüdi sellest kõrgete baashindade tõttu vaid 75% ehk 420 miljonit m3. Lisaks korraldati 2016. aastal üks oksjon ka Kesk-Euroopas.

4.4.4. Gaasituru finantsinstrumendid

4.4.4. Gaasituru finantsinstrumendid

Kui füüsilise kauba turg on küllalt arenenud hakkavad börsid ja maaklerid pakkuma ka finantsinstrumente. Seda tingib tarbijatepoolne nõudlus oma finantsriskide maandamiseks ning teisalt on olemas alusvarana füüsilise kauba turu lepingud ja nende referentshind (hind hub-is). Esimese börsina pakkus gaasi OTC finantslepinguid 1997. aastal ICE-Endex (toonase nimega The International Petroleum Exchange - IPE).

Siinkohal on vajalik rõhutada, et finantslepingud on efektiivsed vaid juhul, kui mõlemal osapoolel on usaldus, et kauplemispunkti ( hub-i) hind kajastab gaasi tegelikku turuväärtust (iseloomustab likviidsus). Börsidel pakutakse eelkõige spot-turu hinnal põhinevaid optsioone ja futuure, mille kestus võib ulatuda isegi 10 aastat ette. Tänaseks ongi tüüpiline viis gaasilepingute sõlmimiseks füüsilise tarne koguse kokku leppimine kogu tarne perioodi ajaks, kuid hind kujuneb alles tarne hetkel börsihinna indeksi alusel ning hinnarisk kaetakse eraldi finantslepinguga.

4.4.5. Gaasibörsid ja kauplemispunktid Euroopas

4.4.5. Gaasibörsid ja kauplemispunktid Euroopas

Tabelis 6 on toodud Euroopa kauplemispunktid ( hub-id), nendes toimetavad gaasibörsid ning pakutavad tooted 2016. aasta augusti seisuga. Eestis on alates 2017. aasta 1. juulist turuosalistel võimalik kaubelda Balti gaasibörsi GET Baltic Eesti hinnapiirkonnas.

Tabel 6 Kauplemispunktid Euroopas

Tabel%206.PNG

 

 

4.5. Piiriüleste gaasivoogude ülekanne

4.5. Piiriüleste gaasivoogude ülekanne

Maagaasi siseturu väljakujundamiseks tuleb saavutada piisav gaasivõrkude piiriülese ühendusvõimsuse tase ja edendada turgude integreerimist. Tugevdamaks konkurentsi likviidsete gaasi hulgimüügiturgude abil, on oluline, et gaasiga saaks kaubelda, olenemata selle asukohast võrgus. GTM kohaselt tuleb selle saavutamiseks anda võrgu kasutajatele vabadus reserveerida eraldi sisse- ja väljavooluvõimsusi, nii et lepinguliste marsruutide asemel tekib gaasi transport tsoonist tsooni. Seejuures ei tohi tariifid sõltuda marsruudist. Joonisel 23 kujutatud Eesti gaasisüsteemi sisse- ja väljavoolupunktid.

 

Joonis 22 Eesti gaasisüsteemi sisse- ja väljavoolupunktid

Joonis 23 Eesti gaasisüsteemi sisse- ja väljavoolupunktid

 

Maagaasi ülekandevõrkudele juurdepääsu tingimusi ja võimsuse jaotamise põhimõtteid käsitlevad nii määrus 715/2009 kui ka CAM. Kui esimene on Eestile vastavalt maagaasiseadusele kohalduv, siis CAM rakendub alles peale erandi lõppemist.

4.5.1. Määrus 715/2009

4.5.1. Määrus 715/2009

Määruse 715/2009 kohaselt on ülekandesüsteemi halduri kohustus:

  • tagada, et nende pakutavad teenused oleksid kõigi võrgu kasutajate jaoks mittediskrimineerivad;
  • võimaldada nii kindlaid kui ka katkestatavaid juurdepääsuteenuseid kolmandatele isikutele;
  • pakkuda võrgu kasutajatele nii pika- (vähemalt aasta) kui ka lühiajalisi (alla aasta, aga eelkõige järgmise päeva) teenuseid.

Kindel võimsus on ülekandesüsteemi halduri poolt lepingu kohaselt katkestamatuna tagatav maagaasi ülekandevõimsus. Süsteemihaldur võib kindlat võimsust piirata või katkestada sellest 42 päeva ette teatades või Force Majore olukorras. MGS § 17 lg 7 kohaselt ei hüvita süsteemihaldur eeltoodud piiramisest või katkestamisest turuosalisele tekkinud kulutusi. Katkestatav võimsus tähendab, et ülekandesüsteemi haldur võib katkestada ülekandelepingus sätestatud tingimustel võimsuse kasutamist.

Ülekandesüsteemi haldurid rakendavad ja avaldavad ülekoormusega tegelemise mittediskrimineeriva ja läbipaistva korra, mis tagab et:

  • lepingutega ülekoormamise korral pakub ülekandesüsteemi haldur esmasel turul kasutamata võimsust vähemalt eeloleva ööpäeva ning katkestatava võimsuse alusel. Katkestatav võimsus tähendab, et ülekandesüsteemi haldur võib katkestada ülekandelepingus sätestatud tingimustel võimsuse kasutamist.
  • võrgu kasutajatel on soovi korral võimalik oma kasutamata lepingujärgset võimsust järelturul edasi müüa või edasi rentida.

Olgu veel öeldud, et ülekandesüsteemi haldurid on kohustatud enne eelnimetatud korra väljatöötamist konsulteerima ka võrgu kasutajatega ja lepivad selle kokku reguleeriva asutusega. Kusjuures lepingulise ülekoormuse sätteid võidakse kohaldada ka kolmandate riikide sisenemis- ja väljumispunktide suhtes, kui asjaomase riigi reguleeriv asutus niimoodi otsustab.

4.5.2. CAM võrgueeskiri

4.5.2. CAM võrgueeskiri

CAM võrgueeskirjas (määrus 984/2013) kirjeldatud süsteemi eesmärgiks on tagada kõigi osapoolte võrdne turupõhine ligipääs ülekandesüsteemile ning vältida lepingulise ülekoormuse teket, mis põhjustaks ülekandesüsteemi ebaefektiivset kasutamist. Samas on nimetatud süsteemi ülalpidamine üsna kallis ja ajamahukas kõigile osapooltele.

CAM reguleerib gaasi ülekandesüsteemide standardiseeritud võimsuse jaotamise mehhanisme Euroopa Liidu siseste asjakohaste ühenduspunktide jaoks ning pakutavaid ja jaotatavaid piiriüleseid standardvõimsustooteid, sisaldades nii üldiseid kaubanduseeskirju kui ka võimsuse jaotamise mehhanismidega seotud tehnilisi eeskirju. Võimsust tuleb pakkuda vähemalt igas ülakandesüsteemi (tsooni) sisenevas ja sealt väljuvas asjaomases punktis. Täpselt on ära määratud milliseid tooteid ja millal tuleb oksjonile panna, ning kuidas tuleb oksjon läbi viia. Iga standardvõimsustoote suhtes rakendatakse eraldi jaotamisalgoritmi ja käsitletakse üksteisest sõltumatult. Standardvõimsustooted on toodud tabelis 7.

Tabel 7 Standardvõimsustoodete kirjeldused

Tabel 7 Standardvõimsustoodete kirjeldused

Siinkohal selgitame, kuidas toimuvad erinevad oksjoni algoritmid:

  • Pikeneva lõpuga enampakkumised võimaldavad võrgukasutajatel esitada pakkumise kogusele, arvestades järgnevates pakkumisvoorudes tõusva hinnaga ning alustada baashinnast P0. Esimese pakkumisvooru, millega seotud hind võrdub baashinnaga P0, kestus on kolm tundi. Järgnevate pakkumisvoorude kestus on üks tund. Ajavahemik pakkumisvoorude vahel on üks tund. Suur hinnasamm ja väike hinnasamm määratletakse iga ühenduspunkti ja standardvõimsustoote kohta ning avaldatakse enne asjakohast enampakkumist. Kui leiab aset esimese korra alamüük, alandatakse hinda ja avatakse järgmine pakkumisvoor. Järgmises pakkumisvoorus on hind võrdne esimese korra alamüügile eelnenud pakkumisvoorus kohaldatud hinnaga, millele lisandub väike hinnasamm. Kui pikeneva lõpuga enampakkumine ei ole lõppenud ajaks, mil algab (vastavalt enampakkumiskalendrile) järgmine, sama ajavahemikku hõlmava võimsuse enampakkumine, siis esimene enampakkumine lõpeb ja võimsust ei jaotata. Võimsust pakutakse järgmisel asjaomasel enampakkumisel.
  • Ühtse hinna enampakkumisel on üks pakkumisvoor, milles võrgukasutajad esitavad pakkumise nii hinnale kui ka kogusele. Konkreetse enampakkumise pakkumisvooru käigus võivad võrgukasutajad esitada kuni kümme pakkumist. Iga pakkumist käsitletakse teistest pakkumistest sõltumatult. Pärast pakkumisvooru lõppemist ei saa ülejäänud pakkumisi muuta ega tagasi võtta. Enampakkumishind määratletakse kui madalaima eduka pakkumise hind, juhul kui nõudlus ületab pakkumise baashinna juures ( marginal pricing). Kõikidel muudel juhtudel on enampakkumishind võrdne baashinnaga.

Kõrvutiasuvate piirkondade süsteemihaldurid pakuvad ühiselt kogu kindla võimsuse ühendvõimsusena mõlemal pool ühenduspunkti olemasoleva kindla võimsuse ulatuses ühtse jaotamismenetluse kaudu. Kui mis tahes ajavahemikus on ühel pool ühenduspunkti rohkem kindlat võimsust kui teisel pool, siis võib süsteemihaldur, kellel on rohkem kindlat võimsust, pakkuda võrgukasutajatele lisavõimsust eraldatud tootena kooskõlas enampakkumiskalendriga ja varasemalt kokkulepitud tingimustel.

CAM annab ka teise võimaluse võimsuste jaotamiseks. Nimelt lisaks eeltoodule võib regulaatori otsusel implicit oksjoni kasutamisel eeltoodud otseste oksjonite süsteemi mitte rakendada. Implicit oksjoni korral kaubeldakse naabersüsteemi virtuaalsete kauplemispunktide vahel kaudseid oksjoneid kasutades. See tähendab, et sõlmides börsil gaasiostu/müügi tehingu sisaldub selle hinnas ka gaasi ülekanne teise kauplemispunkti. Gaasi tegeliku transportimise kauplemispunktide vahel organiseerib süsteemihalduriga vastava lepingu sõlminud turuoperaator või börs.

Implicit oksjoni kasutamine on mõistlik olukorras, kus süsteemis ja kauplemispunktide vahel ei esine tavaolukorras ei lepingulist ega füüsilist ülekoormust. Kui turgude vaheline kauplemine käib osaliselt (näiteks järgmise päeva toodetega) implicit oksjoni vahendusel, võib pikaajalist võimsust jagada näiteks first-come-first-served või pro-rata põhimõttel.

4.5.3. Euroopa ülekandevõimsuse jaotamise platvormid

4.5.3. Euroopa ülekandevõimsuse jaotamise platvormid

Lisaks eeltoodule sätestab CAM, et võimsust pakutakse ühe või piiratud arvu ühiste veebipõhiste reserveerimisplatvormide abil, mida süsteemihaldur haldab ise või tellides seda kolmandalt osapoolelt. Mistahes ühenduspunkti või kauplemispunkti võimsust on lubatud pakkuda ainult ühe reserveerimisplatvormi kaudu. Nimetatud platvorm peab pakkuma turuosalistele võimaluse järelkaubanduseks, kuid lisaks sellel pakuvad paljud platvormid ka lisateenuseid, mis eelkõige on seotud bilansihaldusega.

Euroopas tegutseb 2016. aasta lõpu seisuga kolm sellist platvormi: PRISMA European Capacity Platform, GSA Platform ja Regional Booking Platform (RBP), mille tegutsemispiirkonnad ja pakutavad teenused on toodud joonisel 24. *

Joonis 23 Ülekandevõimsuse jaotamise platvormid Euroopas

Joonis 24 Ülekandevõimsuse jaotamise platvormid Euroopas

4.5.4. Ülekandevõimsuse jaotamine Eestis ja naaberriikides

4.5.4. Ülekandevõimsuse jaotamine Eestis ja naaberriikides

Vastavalt maagaasiseadusele on Eestis süsteemihalduri kohustuseks täita Euroopa Parlamendi ja nõukogu määruses (EÜ) nr 715/2009 ülekandevõrgu haldurile sätestatud nõudeid võimsuse jaotamise põhimõtete, ülekoormuse juhtimise reeglite ja võimsustega kauplemise kohta. Seejuures peab võrguettevõtja Konkurentsiametile esitama tingimused piiriülesele taristule juurdepääsuks ning metoodika võimsuse jaotamiseks ja ülekoormusega tegelemiseks. Võrguettevõtja muudab Konkurentsiameti põhjendatud ettepanekul nimetatud tingimusi ja metoodikat.

Eesti gaasisüsteemi haldur Elering lõpetas 19. detsembril 2015 avaliku konsultatsiooni „Gaasi ülekandevõimsuse jaotamise ja ülekoormuse juhtimise metoodika ning tingimused piiriülesele taristule juurdepääsuks“ kavandi üle ning esitas avaliku konsultatsiooni tulemuste põhjal täiendatud metoodika ülevaatamiseks Konkurentsiametile. Peale Konkurentsiameti muudatusettepanekute sisseviimist leppisid süsteemihaldur ja Konkurentsiamet kokku metoodika lõplikus tekstis, mida Elering rakendab alates 1. oktoobrist 2016. a.

Alates 1. juulist 2017.a. hakkas kehtima metoodika täiendatud versioon, kuhu lisati kaudse võimsuse (implicit) jaotamise põhimõtted ja teised täiendused. Alates 1. juulist 2018.a. aga asendas metoodika Konkurentsiameti poolt kinnitatud „Gaasi ülepiirilise ülekandeteenuse tüüptingimused“, kusjuures metoodika alusel sõlmitud ülekandevõimsuse jaotamise lepingud  jäid kehtima ja neile kohanduvad käesolevad tüüptingimused. 2018. aasta 1. juuli  seisuga on vastava lepingu Eleringiga sõlminud kaheksa turuosalist.

Tüüptingimusi rakendatakse kõigis Eesti gaasisüsteemi asjaomastes punktides sh 3ndate riikide piiril. Ülekandevõimsuse reserveerimiseks asjaomastes sisend–väljund punktides peab turuosalisel olema süsteemihalduriga sõlmitud maagaasi ülekandevõimsuste jaotamise või transiidi leping. Turuosalistele pakutakse ühe-aastast, kvartaalset, kuis, järgmise päeva ja päevasisest võimsust ning jaotamine toimub pro-rata põhimõttel.

Ühe aastase võimsusena (perioodiks 1. okt kuni 30. sept.) jaotab süsteemihaldur kuni 60% aasta planeeritavast madalaimast tehnilisest ülekandevõimsusest normaaltalitusel. See on mõeldud turuosalistele, kes soovivad ülekanderiske vähendada pikema-ajaliselt ette. Aastatootest kasutatavamad aga on kvartaalne ja kuine toode, mille pakkumine lisandus alles metoodika täiendatud versioonis 2017.a. Kuna Eesti gaasisüsteemi asjaomastes punktides ülekoormust tavaliselt ei esine, siis on tüüptingimuste alusel võimsust  järgmiseks päevaks võimalik reserveerida bilansiplaani esitamisega või päevasiseselt bilansiplaani uuendamisega.ning lisaks gaasitarne nominatsioonile esitatakse samaaegselt ka võimsuse reserveerimise avaldus. Nii saab turuosaline alati vajaliku koguse ülekandevõimsust.

Kui mingil põhjusel peaks siiski süsteemi tekkima ülekoormus, on tüüptingimustes nähtud ette erinevad võimalused selle lahendamiseks. Lepingulise ülekoormuse korral pakub süsteemihaldur järgmise-päeva ja päevasiseses ajaraamis ka katkestatavat võimsust. Samuti on võimalik turuosalistel kaubelda võimsusega järelturul ning ostetud võimsust süsteemihaldurile tagastada.

Reserveeritud võimsuse mittekasutamise korral toimub päev-ette ajaraamis automaatne varasemalt broneeritud võimsuse süsteemihaldurile tagastamine ning kuna Eestis ei ole ülekandevõimsusele kehtestatud hinda, siis tüüptingimuste alusel on võimalik rakendada alakasutustasu süsteemihaldurile tagastatud võimsuse ulatuses, mida süsteemihaldur ei ole suutnud teistele turuosalistele ümber jaotada. Tuleb tähele panna, et ümberjaotamine saab teoks vaid juhul, kui kogu vaba võimsus on ära kasutatud ehk turul on võimsust puudu. 1. juuli 2018. aasta seisuga ei ole süsteemihaldur alakasutustasu veel rakendanud.Kui ilmneb, et turuosaline teadlikult ja süstemaatiliselt tekitab kunstlikku lepingulist ülekoormust, on süsteemihalduril Konkurentsiameti nõudel õigus ka kogu järgnevateks perioodideks pikaajaliselt reserveeritud võimsus tagasi võtta ja nõuda turuosaliselt alakasutustasu maksmist kogu äravõetud võimsuse ulatuses.

Elering on loomas veebipõhist rakendust, mille vahendusel on turuosalisel  kõiki eelnevalt kirjeldatud protsesse lihtsam hallata. Esitada oma võimsuse reserveerimisega seotud avaldusi ja bilansiplaane. Rakendus sisaldab nii elektri- kui ka gaasisüsteemi bilansiplaane, mis võimaldab turuosalisel kogu oma portfelli hallata ühest kohast ning samas saada tagasisidet Eleringilt. Väga olulise aspektina tooks välja, et rakendus võimaldab nii käsitsi andmete sisestust kui ka masinliidestust, mis tagab võrdsed võimalused nii suurtele kui ka väikestele alles turule sisenevatele turosalistele.

Balti riikide gaasisüsteemihaldurid Amber Grid Leedust, Conexus Baltic Grid Lätist ja Elering sõlmisid 2016. aasta jaanuaris leppe ühtse implicit ehk kaudse võimsuse jaotamise mudeli rakendamiseks gaasi ülekandevõimsuse jaotamisel Balti riikide omavahelistel piiridel. Võimsuste kaudse jaotamise meetodi korral saab börsil kaubelda naabersüsteemi virtuaalse kauplemispunktiga, sõlmides koos gaasi ostu-müügitehinguga automaatselt tehingu ka gaasi ülekandmiseks. Gaasi tegeliku transpordi kauplemispunktide vahel organiseerib süsteemihalduriga lepingu sõlminud börs. Sel viisil oleksid gaasiturud vaba ülekandevõimsuse ulatuses omavahel ühendatud.

See eeldas, et börsi poolt tuli luua virtuaalne kauplemispunkt ka Eesti ja Läti bilansipiirkonna joaks (Leedus juba tegutses üks gaasibörs, kes osutus kolme Balti süsteemihalduri ühishanke tulemusel teenusepakkujaks olles hankel ainus osaleja). Võimsuse kaudse jaotamise mudel ja Eesti gaasibörsi virtuaalne kauplemispunkt alustas tööd  2017. aasta 1. juulil suvel, kus esmalthakati implicit meetodil kauplema vaid järgmise-päeva toodetega. Täpselt aasta hiljem 2018. aasta 1. juulil lisandusid päevasisesed tooted.

Olgu veel öeldud, et süsteemihaldurid jätkavad võimsuse pakkumist tarnete tegemiseks Balti riikide vahel ka kahepoolsete lepingute alusel.  Tulevikus, kui luuakse ühtne Balti-Soome ühine sisend-väljund süsteem (vt ka peatükk 4.3.1 BASREC uuring) tekib kogu piirkonna peale üks ühine virtuaalne kauplemispunkt ja riikidevahelist võimsust enam jaotada (sh kaudsel meetodil) ei ole vaja. Sellisel juhul tekivad asjaomased sisend-väljund punktid ühtse tsooni piiridele Venemaa, Valgevene ja Poolaga.

4.6. Võrdse kohtlemise printsiibid, läbipaistvus ja turumanipulatsioon

4.6. Võrdse kohtlemise printsiibid, läbipaistvus ja turumanipulatsioon

Vastavalt määrusele 715/2009 ja maagaasiseadusele on Elering kohustatud avalikustama turuosalistele kõik andmed, mis on vajalikud tõhusaks konkurentsiks ja turu tõhusaks toimimiseks. Elering pakub veebilehe kaudu kõikidele turuosalistele vajaminevat informatsiooni üheaegselt, läbipaistvalt ja kasutajasõbralikult olles võrgu kasutajate suhtes erapooletu ning järgides võrdse kohtlemise põhimõtet.

Kuna Eesti gaasisüsteem on väike, siis turuareng ja suurema konkurentsi loomine toimub üksnes koostöös naaberriikide ja teiste põhivõrguettevõtjatega.

Määrus 715/2009 sätestab kõikidele Euroopa Liidu liikmesriikidele andmete avalikustamise tingimused, mida Elering oma veebilehel ka täidab. Avalikustatavateks andmeteks on:

  • gaasimõõtejaamade tegelike gaasivoogude andmed iga päeva kohta järgmisel päeval;
  • piiriüleste asjaomaste punktide tegelikud rõhuandmed iga päev järgmisel päeval;
  • gaasisüsteemi planeerimata katkestuste aeg ja mõju ulatus asjaomastes punktides kohe, kui info on teada süsteemihaldurile;
  • gaasisüsteemi planeeritud katkestuse (sh hooldustööde) aeg ja ulatus kohe, kui info on teada süsteemihaldurile, aga hiljemalt 42 päeva enne katkestust;
  • asjaomaste punktide tehniline ülekandevõimsus kummaski suunas 24 kuud ette iga päeva kohta;
  • asjaomaste punktide lepinguline kindel ja katkestatav võimsus kummaski suunas 24 kuud ette iga päeva kohta;
  • asjaomaste punktide saadaolev kindel ja katkestatav võimsus kummaski suunas 24 kuud ette iga päeva kohta;
  • juriidiliselt kehtivad, vähemalt ühe kuise kestusega rahuldamata taotlused kindla võimsuse teenuse reserveerimiseks, sh taotluste arv ja maht;
  • teave järelturu tehingute kohta;
  • bilansigaasi hind ja kogused;
  • süsteemi mahuvaru;
  • tingimused süsteemiga liitumiseks;
  • süsteemi arengut ja varustuskindlust puudutavad andmed;
  • ja palju muud, mis on turul olulised nii pika- kui ka lühiajalise planeerimise jaoks.

Kuna Euroopas toimub turgude integreerimine ja tekib üha rohkem võimalusi ka teiste riikide turul kauplemiseks, siis on oluline, et kõikidel Euroopa turuosalistel oleks võrdne juurdepääs andmetele. Euroopa Komisjoni määruse nr 715/2009 alusel ENTSO-G poolt lood Transparency Platform27 alustas tööd 2014. aastal. Platvorm koondab endas kõigi Euroopa gaasisüsteemide andmeid ja on vabalt ligipääsetav kõigile inimestele.

ENTSO-G andmete avalikustamise platvorm võimaldab süsteemihalduril esitada ACER´le süsteemi üldandmeid määruse nr 1227/2011 ( REMIT) ja 1348/2014 nimetatud korras. Nimetatud määrused reguleerivad energia (sh gaasi) hulgituru terviklikkust ja läbipaistvust ning kehtestab eeskirjad, mis keelavad energia hulgimüügiturge mõjutavad kuritarvitused ja tagavad energia hulgimüügiturgude nõuetekohase toimimise. Määruses nähakse ette, et järelevalvet energia hulgimüügiturgude üle teostab ACER tihedas koostöös riiklike reguleerivate asutustega, milleks Eestis on Konkurentsiamet. REMIT rakendusaktis (määruses 1348/2014) loetletakse ACER-ile esitatavate energia hulgimüügitoodete andmed ning täpselt andmete esitamise eeskirjad. Ühtlasi kehtestatakse sellega asjakohased kanalid andmete esitamiseks, sh aruannete esitamise tähtaeg ja sagedus. Lisaks süsteemihaldurile peavad ka kõik turuosalised, kas ise või läbi volitatud isiku (näiteks süsteemihaldur või börs), ACER-ile esitama informatsiooni kõigi hulgiturul tehtud tehingute kohta. Nende andmete alusel analüüsib ACER koostöös Konkurentsiametiga gaasi hulgimüügiturul kauplemise reeglite rikkumist ning turumanipulatsiooni esinemist.

 

5. Kauplemine Eesti gaasiturul ja andmevahetuse korraldus

5. Kauplemine Eesti gaasiturul ja andmevahetuse korraldus

Viide lehele
5.1. Tegevusluba

5.1. Tegevusluba

5.1. Tegevusluba

Vastavalt maagaasiseadusele, peab ettevõtjal olema tegevusluba järgmistel tegevusaladel tegutsemiseks:

  • gaasi müük ( avatud tarnija ja bilansihaldur);
  • gaasi ülekande teenuse osutamine (ülekandevõrguettevõtja);
  • gaasi jaotamise teenuse osutamine (jaotusvõrguettevõtja);
  • gaasi import (s.t import kolmandatest riikidest);
  • veeldatud gaasi terminali haldamine;
  • gaasi hoiustamise teenuse osutamine.

Tegevusluba ei ole vaja isikul, kes müüb gaasi ainult oma liikmetele, rentnikele või üürnikele, kui selline müük ei ole tema põhitegevus ning toimub ühe kinnistu või vallasasjaks oleva ehitise ja selle teenindamiseks vajaliku maa piires. Tegevusloa taotluseks tuleb esitada vastava avaldus Konkurentsiametisse, kes tegeleb vastavate avalduste menetluse ja lubade väljastusega.

Kõik ettevõtjad, kes omavad ülaltoodud tegevuseks tegevusluba, on avaldatud riiklikus majandustegevuslubade registris, mis on leitav aadressilt https://mtr.mkm.ee/

5.2. Lepingute tüübid gaasiturul tegutsemiseks

5.2. Lepingute tüübid gaasiturul tegutsemiseks

Kauplemist Eesti gaasuturul reguleerivad järgmised lepingud:

Võrguga liitumise lepingu sõlmimine - Võrguga liitumiseks sõlmivad võrguettevõtja ja võrguga liidetava paigaldise omanik või tema volitatud esindaja kirjaliku lepingu, mille alusel määratakse kindlaks liitumispunkt, mõõtesüsteemi asukoht ja mõõtevahendite tüüp, liitumistasu suurus ja lepingu täitmise (liitumise) tähtaeg.

Võrguteenuse osutamise leping (võrguleping) - Võrguteenuse osutamiseks sõlmib võrguettevõtja võrgu kasutamist taotleva turuosalisega võrguteenuse osutamise lepingu (edaspidi võrguleping). Võrgulepingu tüüptingimused peavad võrguettevõtjal olema kooskõlastatud Konkurentsiametiga ja avaldatud võrguettevõtja veebilehel. Kui turuosalisel ( tarbija/tootja) ei ole liitumispunkti kohta kehtivat võrgulepingut, loetakse võrguühendus katkestatuks ning klient gaasi tarbida ei saa.

Avatud tarne leping - Iga turuosaline peab sõlmima ühe müüjaga (avatud tarnijaga) lepingu, mis tagab turuosalisele avatud tarne ( avatud tarne leping). Avatud tarne tähendab müüja poolt turuosalisele kogu vajaliku gaasikoguse müümist või turuosalisele tema bilansi tagamiseks bilansiperioodil puudu jääva gaasikoguse müümist või temalt bilansiperioodil ülejääva gaasikoguse ostmist. Gaasi tarbija ja tootja saavad sõlmida avatud tarne lepingu kehtiva võrgulepingu alusel (mõõtepunktide lõikes). Võrguettevõtja kui turuosaline ning avatud tarnija kui turuosaline peavad sõlmima ühe avatud tarnijaga lepingu kogu oma tegevuspiirkonna kohta.

Määratud tarne leping - Määratud tarne on enne bilansiperioodi algust kokkulepitud tarnitava gaasi kogus. Määratud tarne lepingut omavad reeglina suurtarbijad, kelle tarbimiskogus on ette planeeritav. Samuti on määratud tarne leping igasugune mitme portfelli vaheline gaasikaubanduse leping, sh ka piiriülene tarne ja gaasibörsilt kaubandus. Siinjuures:

  • Määratud tarnet saab osta mitme müüja käest samal ajal.
  • Iga avatud tarnija, sh bilansihaldur, määrab kindlaks korra, mida järgides tuleb teda teavitada määratud tarnetest sellele turuosalisele, kelle bilanssi bilansihaldur hoiab.
  • Süsteemihaldur määrab kindlaks korra, mida järgides teavitatakse teda neist määratud tarnetest, mis mõjutavad bilansihaldurite vahelist bilanssi või mis toimuvad piiriüleste asjaomaste punktide kaudu.

Bilansileping – Süsteemihalduri ja bilansihalduri vaheline avatud tarne leping, mille tüüptingimused kinnitab Konkurentsiamet ning need on avalikud ja samad kõikidele bilansihalduritele. Bilansilepinguga võtab süsteemihaldur endale kohustuse müüa bilansihaldurile tema bilansiportfellis bilansiperioodil puudujääv gaasikogus ja osta bilansihaldurilt bilansiperioodil ülejääv gaasikogus (edaspidi bilansigaasi ost ja müük). Bilansihaldur võtab oma avatud tarne ahelas olevate turuosaliste ees bilansivastutuse. Ta vastutab, et tema bilansiportfellis turuosaliste poolt bilansiperioodil ostetud ja/või võrku antud gaasi kogus ning turuosaliste poolt samal bilansiperioodil müüdud ja/või võrgust võetud gaasi kogus oleks tasakaalus.

Kuidas kõik ülaltoodud lepingud on kajastatud bilansivastutuse ahelas, on toodud välja punktis 6.1.

5.3. Gaasi hind

5.3. Gaasi hind

Viide lehele
5.3.1. Gaasi ostu kulu tarbijale

5.3.1. Gaasi ostu kulu tarbijale

5.3.1. Gaasi ostu kulu tarbijale

Gaasiteenuse kogumaksumuse puhul on oluline eristada selle erinevaid komponente. Lisaks gaasi enda hinnale sisaldab arve ka võrgutasu, aktsiisi ning käibemaksu. Võrgutasu, mille kooskõlastab Konkurentsiamet, moodustab tüüpilise kodutarbija arvest ligikaudu 10%, kulud gaasile moodustavad arvest umbes kaks kolmandikku. Võrgutasu ja gaasi osakaal konkreetse kliendi puhul sõltub sellest, millise võrguteenuse pakkuja võrgupiirkonnas klient asub ja millise paketi on ta valinud. Lisaks moodustavad suure osa arvest maksud. Joonisel 25 on toodud graafik arve kujunemisest: maksud 22%, gaas 68 % ja võrk 10% (mis jaguneb põhivõrk 40% ja jaotusvõrk 60%).

Joonis%2025%20Kodutarbija%20gaasiarve%20komponendid%202017%20aastal.PNG

Joonis 25 Kodutarbija gaasiarve komponendid 2017. aasta seisuga

5.3.2. Gaasi hinna mõjurid

5.3.2. Gaasi hinna mõjurid

Kuna paljud gaasi ostu-müügi lepingud on seotud alternatiivsete kütuste hindadega, siis olulisemad gaasihindade mõjuriks on kütuste maailmaturuhinnad ja euro/dollari kurss. Maagaas konkureerib turul eelkõige kütteõliga. Näiteks Gazpromilt ostetava maagaasi leping seob ostuhinna maailmaturu kerge kütteõli (Gasoil 0,1%) ja raske kütteõli (FuelOil 1,0%) viimase üheksa kuu keskmise hinnaga. Kütteõlihinnad on otseselt seotud nafta maailmaturuhinnaga. Kuna kütuste hinnad maailmaturul määratakse USA dollarites, mõjutab impordihinda ka euro ja USD kurss – dollari tugevnemine muudab kütuse kallimaks.

2015. aastal toimus maailmaturul nafta hinna langus 12 aasta tagusele tasemel, mis kajastus ka maagaasi hinna languses. Toornafta hinnad hakkasid 2014. aasta sügisel langema ülepakkumise tõttu ja langus kiirenes peale OPECi otsust mitte kärpida tootmismahte turgude tasakaalustamise eesmärgil. Joonisel 26 on esitatud juuli 2017 - juuli 2018 gaasibörsi GET Baltic kuu keskmine tehinguhind. Kuigi Eestis gaasibörsi veel ei ole, on turuosalistel võimalik kaubelda Leedu gaasibörsil GET Baltic. Kuni likviidse gaasibörsi tegutsemise alguseni või kuni AS Eesti Gaas, kui turgu valitsev gaasi müüja, ei hakka avaldama oma gaasi impordihinna suurusjärku, ei ole Eestis gaasi hinnad kuigi läbipaistvad. See raskendab uute kauplejate sisenemist turule ja seega mõjub halvasti konkurentsile.

Võrdluse huvides on joonisel 26 esitatud ka Saksamaa EEX GasPool gaasibörsi järgmise päeva tehingute kuu keskmine hind ning Brent toornafta hinnad.

Joonis%2027%20GBET%20hinnad.png

Joonis 26 Keskmised hinnad

Lisaks mõjutavad gaasi hinda ühenduste olemasolu naaberturgudega. Eestil on täna ühendus vaid Venemaa ja Lätiga (ning sealt Leeduga). Rajamisel on uued ühendused Leedu ja Poola (GIPL) ning Soome-Eesti (Balticconnector) vahele. Uute ühendustega suureneb konkurents ning selliselt on tarbijatele tagatud parim hind.

Muidugi ei saa üle ega ümber ka keskkonna mõjust. Kliima mõjutab gaasiturgu eelkõige läbi nõudluse muutuse. Eestis on tarbimine suurem külmemate temperatuuride korral, sest suur osa gaasist kasutatakse kütmiseks.

5.4. Tarkvõrk ja andmevahetus avatud gaasiturul

5.4. Tarkvõrk ja andmevahetus avatud gaasiturul

Energiasüsteem on revolutsioonilises muutuses nii Euroopas kui kogu maailmas. Olulistest trendidest on võimalik välja tuua energiaturgude integreerumine (ühtne Euroopa energiaturg, aga ka piiride kadumine elektri-, gaasi- ja soojusenergia turgude vahel) ning kliimapoliitika ja energiatõhususe eesmärkide ühtlustumine ja karmistumine. Tootmisseadmete ja tehnoloogiate arengus võib täheldada mitteplaneeritava tootmistsükli ja hajusalt paiknevate seadmete massilist lisandumist energiasüsteemi ning akumuleerimise ja tarbimise juhtimise võimaluste kasvu. Turuosaliste hulgas on näha uut tüüpi osapoolte lisandumist (ESCO-d ehk energiateenusettevõtjad, energiaühistud, agregaatorid, virtuaalsed jõujaamad, tarbijast-tootjad ehk prosumer´id), tarbijate teadlikkuse kasvu ja nõudlust uut tüüpi teenuste järele.

Nimetatud trendidega kaasnevad üha enam ettearvamatud energiavood, aga ka eksponentsiaalselt kasvavad andmevood energiasüsteemis. Energiavõrkude haldamine peab uute oludega kohanema, võrgud peavad muutuma targemaks. Tarkvõrk tähendab kombineeritud muutusi energiasüsteemis, mis tulenevad info- ja kommunikatsioonitehnoloogiate laialdasest kasutuselevõtust, võimaldades energia tootjaid, haldureid, müüjaid, tarbijaid, teenuse pakkujaid jne ühele platvormile või integreeritud platvormidele  liita ja seal andmeid vahetada ning seeläbi pakkuda tarbijatele uusi teenuseid. Inimesed ei vaja mitte elektrit ja gaasi, vaid toasooja ja valgust ning teisalt taskukohaseid energiaarveid. Selleks tuleb leida võrgus üles efektiivsus ning tagada turulepääs neile osalistele, kes seda efektiivsust soovivad pakkuda. Odavaim, keskkonnasõbralikuim ja kindlaim energia on tarbimata energia.

Eelnev seab ka energiasüsteemihalduri valiku ette, kuidas hallata muutuvat ja oluliselt nutikamat energiasüsteemi. Juhtimaks energiasüsteemi ümberkujundamist, on Elering loonud ettevõtetest võrgustiku, mille abil välja arendada nutikas tarkvõrgu andmevahetusplatvorm Estfeed. Platvorm võimaldab lõpptarbijatel, energiateenuste pakkujatel, hajutatud (väike)tootjatel ja võrguettevõtjatel energiatarbimise reaalajalähedaste andmete vahetuse abil energia tootmise, transportimise ja tarbimise tõhusust kasvatada. Läbi selle kujuneb Eleringist lisaks elektri- ja gaasisüsteemide haldurile ka energeetika tarkvõrgu haldur.

5.4.1. Estfeed

5.4.1. Estfeed

Eleringi tarkvõrgu tehniliseks baasiks on andmevahetusplatvorm Estfeed. Estfeed võimaldab sõnumite turvalist vahetamist energiasektoris (Joonis 27) – platvormiga saavad liidestuda erinevad andmeallikad ja neid andmeid kasutada soovivad rakendused (Joonis 28). Estfeed koosneb juriidilisest, tarkvaralisest ja riistvaralisest lahendusest, millega hallatakse energia mõõteandmete vahetamist turuosaliste vahel, toetatakse energia tarnijate vahetuse protsessi avatud turul ja võimaldatakse tarbija poolt volitatud tarkvaralistele rakendustele ligipääsu mõõteandmetele (nt tarbimise monitoorimiseks ja juhtimiseks).

Estfeed tagab energia mõõteandmete standardse ja turvalise vahetamise ja töötlemise ning võimaldab turuosalistele luua rakendusi, mis aitavad visualiseerida ja mõtestada tarbimise ja tootmisega seotud infot. Estfeed loob unikaalse väärtuspakkumise, aidates koguda hoone elektrija gaasi kaugmõõtjate lugemid ning edastades need tarbijale või tema poolt volitatud isikule. Eelenev võimaldab energiasäästu, alandada operatiivkulusid ja potentsiaalselt tekitada ka uusi tulusid. Võtmeks uute rakenduste jaoks on tarbija nõusolekupõhine kvaliteetsete ja reaalajalähedaste andmete kättesaadavus, mida saab kasutada otsustamisel, automatiseerimisel ja optimeerimisel.

Joonis%2028%20Estfeedi%20lihtsustatud%20struktuur.png

Joonis 27 Estfeedi lihtsustatud arhitektuur

Joonis%2029%20Andmete%20liikumine%20ja%20ligip%C3%A4%C3%A4su%C3%B5iguste%20haldus.png

Joonis 28 Andmete liikumine ja ligipääsuõiguste haldus

Estfeed platvorm on võimeline integreerima erinevaid andmeallikaid (nt tulevikus ka kaugkütte jm kaugmõõtjate ja sensorite andmeid) ja pakkuma sobivaid teenuseid andmete muutmisel väärtuslikuks informatsiooniks tarbimise juhtimisel, paindlikkuse haldamisel, auditeerimisel ja võrdlemisel. Nt on Estfeediga liidestatud gaasi ja elektri andmelaod, Äriregister, Rahvastikuregister, Foreca ilmainfo, ENTSO-E Transparency platvorm elektri hinna saamiseks. Piloteerimisel on Levikom AS-i IoT (Internet of Things) platvormiga ühendatud teiste alammõõtjate ja sensorite andmete vahendamine üle Estfeedi platvormi. Estfeed on platvorm, millele arendajad saavad ehitada energiasektoriga seotud äppe. Estfeed’i teeb unikaalseks tema eksklusiivne seotus Eesti Vabariigi keskse infosüsteemide andmevahetuskihiga X-tee. X-tee on tehniline ja organisatsiooniline keskkond, mis võimaldab Eesti vabariigis korraldada turvalist internetipõhist andmevahetust riigi infosüsteemide vahel.

Estfeedil on kolm kasutajaliidest:

  1. Rakenduste liidestumiseks mõeldud Estfeedi liikmeportaal, mis juhendab rakendused läbi liidestumise protsessi, annab ülevaate protsessist ja koondab vajalikud abimaterjalid;
  2. Estfeedi administreerimisrakendus Estfeedi ja rakenduste administraatoritele;
  3. Kliendiportaal e-elering, mis koondab kõik Eleringi e-teenused jm hulgas võimaldab mõõteandmete omanikul anda volitusi oma andmete kasutamiseks energiateenuste pakkujatele.

Tarkvõrgu platvormi Estfeed saab füüsilisest ja juriidilisest isikust tarbija oma  andmete haldamiseks ja andmete jagamiseks vajalike volituste andmiseks kasutada läbi e-eleringi kliendiportaali. E-elering koondab kõik Eleringi e-teenused ja teiste energiateenuse pakkujate rakendused. E-elering on unikaalne, sest võimaldab tarbija nõusoleku alusel personaalsete andmete jagamist (rakendustele, eraisikutele ja energiamüüjatele), elektri ja gaasi tarbimise võrdlemist ühes graafikus ning koodnab Eesti tarbijale pakutavadsobivaid tarkvõrgu rakendused.

Tarkvõrgu kliendiportaal võimaldab:

  • juurdepääsu kasutaja energiatarbimise ja -tootmisega seotud andmetele ja võrrelda oma tarbimist ja tootmist teistega;
  • jagada oma mõõteandmeid ja mõõtepunkti tehnilisi andmeidtarbimisandmeid kolmandate osapooltega (energiamüüjad, rakendused, eraisikud) ja vaadata, kes on andmeid kasutanud;
  • vaadata müügi- ja võrgulepingute kehtivuse infot;
  • anda esindusõigusi õiguse andja nimel kliendiportaalis tegutsemiseks;
  • leida ühest kohast kõik Eleringi pakutavad teenused;
  • valida endale sobivaid Eestis pakutavaid energiateenusepakkujate rakendusi.

5.4.2. Andmeladu

5.4.2. Andmeladu

Vastavalt maagaasiseadusele on võrguettevõtjate mõõteandmete kogumise ja edastuse kohustus sätestatud allolevalt:

  • Võrguettevõtja tagab tema võrku siseneva ja sealt väljuva gaasi koguse kindlaksmääramise, mõõteandmete kogumise ja nende töötlemise.
  • Võrguettevõtja on kohustatud esitama bilansihaldurile ja süsteemihaldurile mõõteandmed, mis on vajalikud bilansi selgitamiseks.
  • Võrguettevõtja teisendab mõõdetud gaasikogused energiaühikutesse. Energiaühikuna kasutatakse kilovatt-tundi (kWh).

Ülaltoodud kohustuse ning gaasituru efektiivsuse tagamiseks arendas süsteemihaldur välja gaasituru andmevahetusplatvormi, edaspidi Andmeladu.

Andmeladu on digitaalne keskkond, mille kaudu toimub alates jaanuarist 2017 gaasiturul andmevahetus avatud tarnija vahetamiseks, mõõteandmete edastamiseks turuosaliste vahel, nende säilitamiseks ning turuosalisele seadusega pandud kohustuste täitmiseks ja talle antud õiguste tagamiseks. Keskse platvormi eesmärk on turuosaliste võrdse kohtlemise printsiipe arvestav efektiivse andmevahetuse protsessi tagamine avatud gaasiturul.

Andmelao arenduse eest vastutab Elering, kelle ülesandeks on ka kogu süsteemi edaspidine hooldus. Võrguettevõtjad vastutavad sisestatud andmete mahu ja nende kvaliteedi, mõõteandmete täpsuse, bilansiperioodide põhise jaotuse ja sisestatud kliendiinfo korrektsuse eest. Avatud tarnijad vastutavad sisestatud gaasimüügi avatud tarne lepingute info õigsuse eest.

5.4.3. Gaasituru Andmelao põhifunktsionaalsus

5.4.3. Gaasituru Andmelao põhifunktsionaalsus

Andmeladu kui süsteem katab kolm põhiprotsessi gaasiturul ja need on järgmised:

  1. tarnijavahetuse ja seda kirjeldav sõnumite vahetamise protsess
  2. mõõtepunkti andmete ja mõõteandmete esitamise protsess
  3. kodeerimise protsess

Lisaks sisaldab Andmeladu bilansiselgituseks vajalike mõõteandmete kalkuleerimise funktsionaalsuse (vaata ka joonist 29).

Joonis 27 Andmelao põhiprotsessid

Joonis 29 Andmelao põhiprotsessid

 

Andmelao kasutajate tegevused on alljärgnevad.

Võrguettevõtja edastab:

  • päringu turuosalise andmetega EIC koodi saamiseks;
  • turuosalise EIC koodi koos uuendatud mõõtepunkti metaandmetega;
  • mõõtepunkti metaandmed (uue lisandumisel või olemasoleva andmete muutumisel) sh: mõõtepunkti EIC kood, mõõtepunkti tüüp, aadress, võrgulepingu sõlminud turuosalise EIC kood, kliendi tüüp, võrgulepingu algus- ja lõppkuupäev;
  • võrguühenduse katkemise ja taastamise;
  • mõõtepunkti kohta mõõteandmed (kWh ja m3).

Avatud tarnija edastab:

  • Mõõtepunktide lõikes avatud tarne lepingute info, sh lepingu alguse ja lõpu aeg;
  • tarnelepingu lõppemise/katkemise kuupäeva;
  • päringu turuosalise EIC koodi järgi tema mõõtepunktide leidmiseks;
  • päringu turuosalise EIC koodi leidmiseks;
  • kinnituse turuosalise volitusest 12 kuu mõõteandmete saamiseks;
  • päringu turuosalise 12 kuu mõõteandmete saamiseks.

Turuosaline saab Andmelao veebiliidese kaudu:

  • hallata volitusi avatud tarnijatelt pakkumise saamiseks ehk enda 12 viimase kuu mõõteandmete pärimiseks Andmelaost;
  • hallata oma kontaktandmeid volituse alusel tehtud pakkumise saamiseks avatud tarnijale;
  • vaadata enda mõõtepunktide mõõteandmeid;
  • vaadata Andmelaos olevat infot oma avatud tarne ja võrgulepingute kohta;
  • esindada juriidilist isikut, kelle esindusõigust kontrollitakse äriregistris ettevõtte poolt esitatud juhatuse liikmete nimekirja alusel.

Andmelao funktsionaalsus:

  • edastab võrguettevõtjale tema päringule vastates registreeritud turuosalise EIC koodi;
  • edastab võrguettevõtjalt saabunud mõõteandmed edasi vastaval ajahetkel antud mõõtepunkti avatud tarnijale ja teistele selleks õigust omavatele turuosalistele;
  • saadab avatud tarnijale turuosalise 12 kuu mõõteandmed volituse olemasolul või eitava vastuse volituse puudumisel;
  • saadab avatud tarnijale kinnituse lepingu sõlmimise registreerimisest või selle ebaõnnestumisest tingimuste mittesobimise korral;
  • saadab võrguettevõtjale info avatud tarne lepingu lisandumisest või muutmisest mõõtepunktis;
  • saadab avatud tarnija bilansihaldurile info avatud tarne lepingu lisandumisest või muutmisest mõõtepunktis;
  • kodeerib kõik turuosalised;
  • saadab avatud tarnijale turuosalise EIC koodi, mõõtepunkti EIC koodi ja isiku kontaktandmed, kes on andnud volituse oma mõõtepunkti 12 kuu mõõteandmete alusel pakkumiste tegemiseks;
  • arvutab bilansiselgituseks vajalikud koondraportid:
    • Võrguettevõtja võrgust edastatud gaasi kogused koondmõõteandmetena avatud tarnijate lõikes;
    • Avatud tarnijate portfellis koondmõõteandmed võrguettevõtjate lõikes;
    • Bilansihalduri portfellis olevate avatud tarnijate bilansiselgituse mõõtepunktide koondandmed, mis arvatakse bilansihalduri bilansiselgituse piirkonda;

Võrguettevõtja portfelli arvutuseks arvutab Andmeladu võrguettevõtja võrku sisenenud gaasikogused ja võrguettevõtja võrgust väljunud gaasikogused kehtivate võrgulepingute ning teiste avatud tarnijate gaasilepingute alusel, vahe võrdub võrguettevõtja portfelli kogus.

5.4.4. Kodeerimine

5.4.4. Kodeerimine

Euroopa ühtse energiaturu protsesside, objektide ja osaliste identifitseerimiseks on ENTSO-E (elektri süsteemihaldurite ühendus) välja töötanud ühtse kodeerimise süsteemi ( EIC - Energy Identification Coding). Süsteemi eesmärgiks on tagada harmoniseeritud elektroonne andmevahetus olukorras, kus turuosalistel on võimalus osaleda erinevatel turgudel (nt elektri- ja gaasiturul) ning süsteemioperaatorid peavad omavahel ning ka turuosaliste endiga nende kohta infot vahetama. Selles tulenevalt on peamine nõue EIC koodidele, et need on ajas stabiilsed. Lisaks kehtivad järgmised nõuded:

  • Eraldatud kood peab olema globaalselt unikaalne (üle Euroopa);
  • Eraldatud koodi muudetakse ainult siis, kui objekti staatus muutub (see tähendab, et kui näiteks ettevõtte nimi muutub, siis EIC koodi ei muudeta).

Kodeerimist administreeritakse kahel tasandil:

  • Keskse koodikeskuse (CIO – Central Issuing Office) ülesandeks on väljastada lokaalsete koodikeskuste (LIO-de) identifitseerimise koode (esimesed kaks numbrit EIC koodis), süsteemioperaatorite või piirkondade EIC koode (nt Eleringi EIC kood on 10X1001A1001A39W), ning nende haldamine.
  • Lokaalsed koodikeskused (LIO – Local Issuing Office) tegutsevad CIO agentidena väljastades vastavalt taotlustele erinevate objektide jaoks EIC koode. Eestis tegutseb LIO-na Elering.

EIC koodid on 16-kohalised ning koosnevad inglise tähestiku tähtedest (A-Z), numbritest (0-9) ja miinusmärkidest (-):

  • 2-kohaline numbriline kood, mis identifitseerib koodi väljastanud organisatsiooni (Eesti puhul 38)
  • Objekti tüübi määrav täht:
    • X – turuosaline (nö X-kood)
    • Y – piirkond (nö Y-kood)
    • Z – mõõtepunkt (nö Z-kood)
    • W – ressurss (nt tootmisüksus) (nö W-kood)
    • T – ühendusliin (eri bilansipiirkondade vahel)
    • V – asukoht
    • 12-kohaline identifitseerimiskood (tähed, numbrid, miinused)
    • 1 kontrolltäht/number (täht või number)

Näiteks EIC koodi 38ZEE-1000007L-E puhul võib öelda, et see on mõõtepunkti (Z) EIC kood, mille on väljastanud Elering (38).

Kodeerimise nõuetekohasuse tagamiseks on Elering nii elektri kui gaasi Andmelao juurde (vastavalt https://andmeladu.elering.ee ja https://gaasiandmeladu.elering.ee) loonud tsentraliseeritud kodeerimissüsteemi, mis pakub järgmisi teenuseid:

  • korrektsete koodide väljastamine;
  • koodinimistute haldus (päringud, aktiveerimine/deaktiveerimine, modifitseerimine);
  • vastavate kodeeritud organisatsioonide kontaktandmete väljastus.

EIC koodid on aluseks Andmelao süsteemi kasutamise õiguste määramiseks ja nende kontrollimiseks. Igal turuosalisel (tootja, tarbija, müüja jne) on oma EIC kood, millega seostatakse kõik tema tegevused turul. 

EIC koodide alusel määratakse kindlaks avatud tarnijate piirkonnad ja turuosaliste õigused andmetele juurdepääsuks. Lisaks seadusega määratud juurdepääsudele on turuosalisel õigus juurde pääseda ka nendele (mõõte)andmetele, mille kohta on süsteemis omaniku kinnitus (s.t.volitus). Mõõteandmetele juurdepääsu õiguste haldamise eest vastutab Elering.

6. Bilansihaldus

6. Bilansihaldus

See peatükk kirjeldab bilansivastutuse ahelat ning bilansivastutuse protsesse läbi planeerimise, juhtimise ja selgitamise. Samuti ebabilansi arvutamist ning ebabilansi katteks bilansigaasi hinnakujundust.

6.1. Gaasituru bilansivastutuse ahel

6.1. Gaasituru bilansivastutuse ahel

Vastavalt maagaasiseadusele on bilansivastutus igal turuosalisel. Siinjuures kui turuosaline sõlmib gaasi müüjaga avatud tarne lepingu, on bilansivastutuse kandja turuosalise eest vastav avatud tarnija. Ka kodutarbija eest on bilansivastutuse kandja tema gaasi müüja.

Bilansivastutus tähendab tasakaalu tagamist turuosalisele bilansiperioodiks kokkulepitud gaasikoguse ning bilansiperioodil turuosalisele tegelikult tarnitud gaasikoguse vahel. Siinjuures:

  • turuosalisele temaga bilansiperioodiks kokkulepitud gaasikoguse tarnimist nimetatakse määratud tarneks;
  • turuosalisele bilansiperioodil mõõteandmete alusel gaasi müümine või ebabilansina puudujääva gaasi müümine või ülejääva gaasi ostmine on nimetatud avatud tarneks;
  • bilansiperiood on 24-tunnine periood ehk päev (alates 1. augustist 2017 on bilansiperioodiks ajavahemik, mis algab vööndiaja järgi hommikul kell 07.00 ja lõpeb järgmise päeva hommikul kell 07.00). Arvestama peab kellakeeramist, sh suveajale üleminekul on üleminekupäev 23-tunnine ja talveajale üleminekul päev 25-tunnine.

Turuosalise avatud tarne suurus ning bilansist kõrvalekaldumine tehakse kindlaks bilansi selgitamise protsessina tema avatud tarnija poolt. Siinjuures avatud tarnija on avatud tarnet osutav süsteemihaldur, gaasi müüja (sh bilansihaldur) või avatud tarne lepingu katkemisel võrguettevõtja nimetatud müüja, kelle võrguga on tarbija gaasipaigaldis ühendatud.

Bilansivastutus gaasisüsteemis tagatakse joonisel 30 toodud ahela ja vastutuste jaotusega järgmiselt:

Turuosaline on füüsiline või juriidiline isik, kes tarnib gaasi võrku või kellele võrgust gaasi tarnitakse.

  • Kui turuosaline tarnib gaasi võrku või võrgust läbi süsteemihalduri asjaomaste punktide, peab turuosalisel olema bilansileping süsteemihalduriga olles edaspidi bilansihaldur.
  • Kui turuosaline tarnib gaasi kasutamata süsteemihalduri asjaomaseid punkte, peab turuosalisel olema avatud tarne leping mõne avatud tarnijaga.
  • Iga gaasi tarbija ja tootja on turuosaline igas oma mõõtepunktis.
  • Iga võrguettevõtja ja avatud tarnija on turuosaline juriidilise isikuna (mitte mõõtepunktiti).

Avatud tarnija on gaasi müüja, kes osutab kliendile avatud tarnet.

  • Juhul, kui avatud tarnija ei ole ise bilansihaldur, sõlmib ta omakorda avatud tarne lepingu hierarhiliselt kõrgemal oleva avatud tarnijaga/bilansihalduriga.
  • Juhul kui tarbijal ja/või tootjal puudub avatud tarne leping, on tema avatud tarnijaks tema mõõtepunkti võrguettevõtja.

Bilansihaldur on turuosaline, kes tarnib gaasi võrku või kellele võrgust gaasi tarnitakse läbi süsteemihalduri asjaomaste punktide ning, kes omab süsteemihalduri ees bilansivastutust ja on selleks sõlminud bilansilepingu süsteemihalduriga.

  • Ainult bilansihaldur saab teostada piiriülest kaubandust või teostada tehinguid virtuaalses kauplemispunktis.
  • Kui piiriülese kaubanduse soovib teostada turuosaline, kes ei ole bilansihaldur, kajastatakse vastav kaubandustarne turuosalise bilansihalduri bilansiplaanis.

Võrguettevõtjal on gaasi bilansihalduse korralduses kolm olulist rolli:

  • Iga võrguettevõtja on turuosaline oma võrgukadudega. Seetõttu peavad kõik võrguettevõtja piirimõõtepunktid kuuluma ühte bilansiportfelli.
    • Juhul kui jaotusvõrguettevõtja on ülekandevõrguga ühendatud rohkem kui ühes liitumispunktis, peavad kõik jaotusvõrguettevõtja mõõtepunktid, kus gaas siseneb teisest võrgust tema võrku, kuuluma samasse bilansiportfelli (vastavaid mõõtepunkte nimetatakse võrguettevõtja piirimõõtepunktideks).
  • Võrguettevõtja tegutseb ka gaasi müüjana. Seetõttu peab võrguettevõtja gaasi müügi portfell kuuluma ühe bilansihalduri bilansiportfelli. Kui tarbijal ei ole gaasi müüjat, siis on tema avatud tarnijaks tema võrguettevõtja.
  • Iga võrguettevõtja vastutab oma võrgupiirkonna mõõteandmete kogumise ja edastamise eest bilansiselgituse jaoks süsteemihaldurile, avatud tarnijale/bilansihaldurile ning Andmelattu.

Süsteemihaldur on ülekandevõrgu omanik, kes tagab gaasisüsteemi bilansi hankides selleks süsteemi vajalikus koguses tasakaalustamisgaasi. Süsteemihaldur selgitab bilansihaldurite ebabilansid ning ostab/müüb selle katteks bilansihaldurile bilansigaasi.

Joonis 28 Bilansivastutuse ahel

Joonis 30  Bilansivastutuse ahel

6.2. Bilansivastutuse üldpõhimõtted

6.2. Bilansivastutuse üldpõhimõtted

Viide lehele
6.2.1. Bilansivastutuse asjaomased punktid

6.2.1. Bilansivastutuse asjaomased punktid

6.2.1. Bilansivastutuse asjaomased punktid

Süsteemihaldur vastutab Eesti gaasisüsteemi varustuskindluse ja bilansi eest vastavalt õigusaktides sätestatule. Bilansihaldur vastutab oma bilansiportfelli bilansi eest.

Bilansihalduri poolt süsteemi tarnitud gaasikogus võib olla:

  • teistest süsteemidest tarnitud gaasikogus;
  • sisemaiselt teise bilansiportfelli kuuluvalt turuosaliselt tarnitud gaasikogus kahepoolse gaasi ostu-müügi lepingu alusel;
  • börsi kauplemispunkt;
  • tootmise/LNG virtuaalne kauplemispunkt, mida Eesti gaasiturul hetkel ei ole.

Bilansihalduri poolt süsteemist välja tarnitud gaasikogus võib olla:

  • teistesse süsteemidesse tarnitud gaasikogus;
  • sisemaiselt teise bilansiportfelli tarnitud gaasikogus kahepoolse gaasi ostu-müügi lepingu alusel;
  • ülekandevõrguga ja/või jaotusvõrguga ühendatud tarbijatele tarnitud gaasikogus, kes on bilansihalduri avatud tarne ahelas.

Bilansivastutuse ahela toimimiseks on süsteemihalduri poolt defineeritud süsteemihalduri hallatavad asjaomased punktid, mille kaudu toimub süsteemist gaasikoguste sisestamine ja väljavõtt.

Kui turuosaline tarnib gaasi võrku või võrgust läbi süsteemihalduri asjaomaste punktide, peab turuosalisel olema bilansileping süsteemihalduriga, välja arvatud kui turuosaline on delegeerinud bilansivastutuse teisele süsteemihalduriga bilansilepingut omavale bilansihaldurile.

Süsteemihalduri hallatavad asjaomased punktid on alljärgnevad:

  • Ühenduspunkt Läti gaasisüsteemiga: Karksi GMJ. Naabersüsteemihaldur: JSC Conexus Baltic Grid;
  • Ühenduspunktid Venemaa gaasi­süsteemiga: Värska GMJ ja Ivangorodi GMJ. Naabersüsteemihaldur: OOO Gazprom transgaz Sankt-Peterburg.
  • Eestis tarbitud gaasi väljavoolu koondpunkt, sh:
    • Ülekandevõrguga ühendatud jaotusvõrguettevõtted on Adven Eesti AS, AS Gaasivõrgud, AS Termox, Gaasienergia AS, Tarbegaas OÜ;
    • Ülekandevõrguga ühendatud tarbijad on Eastman Specialties OÜ, Enefit Taastuvenergia OÜ, Enefit Energiatootmine AS, Elering AS (Kiisa avariireservelektrijaam), AS Nitrofert, Remeksi Keskus AS;
    • Ülekandevõrgu omatarve;
    • Jaotusvõrkudega ühendatud turuosalised.
  • Eestis toodetud gaasi sissevoolu koondpunkt.
  • Misso transiitpunkt (ehk Misso- Korneti ja Misso-Izborsk punktid).
  • Riigisisene virtuaalne kauplemispunkt.
  • Gaasihoidla punktid ning LNG punktid hetkel süsteemis puuduvad.

NB! Bilansihalduritel tuleb süsteemihaldurile esitada planeeritud tarned asjaomaste punktide lõikes. Süsteemihaldur selgitab iga asjaomase punkti kohta bilansi (bilansihaldurite lõikes).

6.3. Bilansivastutuse protsessid

6.3. Bilansivastutuse protsessid

Bilansihalduses tagatakse Eesti gaasisüsteemi bilansivastutus läbi bilansi planeerimise, juhtimise ja selgitamise etappide.

Bilansi planeerimine sisaldab tulevikku suunatud bilansiplaani koostamist, mis sisaldab oma portfellis tootmise ja tarbimise prognoosi ning vastavate tarnete hankimiseks määratud tarnete tehinguid. Bilansi juhtimise eesmärk on tagada reaalajas Eesti gaasisüsteemi bilanss. Bilansi selgitamise etapis võetakse arvesse iga bilansihalduri bilansipiirkonda kuuluvate mõõtepunktide mõõteandmed.

6.3.1. Bilansi planeerimine

6.3.1. Bilansi planeerimine

Süsteemi planeeritud bilanss moodustub bilansihaldurite poolt esitatud bilansiplaanide alusel, milles esitatakse määratud tarnetega planeeritud gaasivood, mida soovitakse süsteemi sisestada ning süsteemist välja võtta.

Bilansihaldur esitab süsteemihaldurile bilansiplaani talle edastatud vormi ja formaadi alusel, mis sisaldab järgmist teavet:

  • asjaomane punkt;
  • gaasivoo suunad;
  • bilansihalduri identifitseerimiskood;
  • tarne vastaspoole identifitseerimiskoodid;
  • bilansiperioodid, mille kohta gaasikogused esitatakse;
  • ülekantava gaasi kogused.

Bilansihalduril tuleb bilansiplaan esitada nii, et planeeritav bilansiportfelli sisenev ja väljuv gaasivoog oleks tasakaalus:

  • teistest gaasisüsteemidest tarnitav gaasivoog esitatakse ühenduspunktide lõikes;
  • sisemaiselt teise bilansihalduriga kaubeldud gaasikogus kahepoolse gaasi ostu-müügi lepingu alusel esitatakse virtuaalse kaubanduspunkti tehinguna;
  • ülekandevõrguga ja/või jaotusvõrguga ühendatud tarbijatele/tootjatele tarnitav gaasikogus, kes on bilansihalduri avatud tarne ahelas, esitatakse bilansihalduri prognoosandmetena;
  • bilansihaldur esitab süsteemihaldurile bilansiplaani eeldusel, et toodud tarned on alati enne süsteemihaldurile esitamist tarnete vastaspoolega kooskõlastatud.

Määratud tarnete esitamist illustreerib joonis 31.

Joonis 29 Bilansiportfellide vaheliste määratud tarnete esitamine

Joonis 31 Bilansiportfellide vaheliste määratud tarnete esitamine

 

Bilansiplaanide esitamise ajakava on järgmine:

  • Järgmise kuu bilansiplaan andmetega bilansiperioodide lõikes tuleb esitada hiljemalt viis (5) tööpäeva enne arvestuskuu algust kella 15.00-ks. Süsteemihaldur ei kinnita kuu bilansiplaani, vaid võtab vastava info gaasivoogude planeerimisel aluseks.
  • Järgmise päeva bilansiplaan (edaspidi: D-1 plaan) tuleb esitada iga päev kella 15.00-ks. Süsteemihaldur kinnitab D-1 plaani hiljemalt bilansiperioodile eelneva päeva kella 17.00-ks, näidates ära, kas bilansiplaanis näidatud gaasikoguseid on vähendatud võrdlemisprotseduuri tulemusel.
  • Kui bilansihalduri D-1 plaan on kinnitatud, on bilansihalduril võimalik esitada bilansiplaani muudatus järgmiselt:
    • bilansiperioodi suhtes D+1 kella 15.00ks saab bilansiplaani muudatust kinnitada vaid määratud tarnete kohta, millel on olemas identne taotlus tarne vastaspoolelt.
    • Alates „D-1“ plaani kinnitamisest on võimalik taotleda kinnitatud bilansiplaani muutmist enne „D-1“ plaanis käsitletava bilansiperioodi lõppu, kui süsteemihalduri hinnangul tagab muudetud bilansiplaan täpsema süsteemi bilansi ning bilansihaldur kinnitab, et on olemas selleks vajalik gaasi tarnija nõusolek.
    • Süsteemihaldur kinnitab bilansiplaanis esitatud määratud tarne muudatuse vaid juhul, kui muudatus on läbinud võrdlemisprotseduuri, teatades bilansihaldurile kinnituse hiljemalt kahe (2) tunni jooksul. Kui süsteemihaldur lükkab bilansiplaani muudatuse tagasi, saadab süsteemihaldur bilansihaldurile vastavasisulise teate hiljemalt kahe (2) tunni jooksul.

Gaasikoguste võrdlemisprotseduur toimub järgmiselt: süsteemihaldur võrdleb iga piiriülese punkti kohta esitatud määratud tarneid teise süsteemihalduri gaasisüsteemist üle kantavate määratud tarnetega ning virtuaalses kauplemispunktis esitatud määratud tarneid vastaspoole määratud tarnetega. Kui esitatud kogused ei võrdu, rakendatakse gaasikogustele väiksema mahu printsiipi. Erinevuse korral vähendab süsteemihaldur gaasi kogust bilansihaldurile, kelle poolt esitati suurema väärtusega määratud tarne.

Süsteemihalduril on õigus bilansiplaan mitte kinnitada ja tagasi lükata, kui:

  1. bilansihalduri poolt esitatud bilansiplaanis ei võrdu bilansiportfelli sisenev gaasikogus tema plaanitud väljuva gaasikogusega, ja bilansihaldur ei ole süsteemi­halduri teatele reageerides oma bilanssi tasakaalu viinud ning süsteemihalduri hinnangul on mittetasakaalus bilansiplaan süsteemi varustuskindluse ja talituse seisu­kohast mittelubatav;
  2. bilansiplaani esitab turuosaline, kes ei ole ise bilansihaldur;
  3. bilansiplaani kinnitamine tooks kaasa füüsilise negatiivse gaasivoo ühenduspunktis, kus gaasimõõtejaam ei võimalda kahesuunalist füüsilist gaasivoogu;
  4. bilansiplaan ületab bilansihaldurile (või tema bilansiportfellis olevale turuosalisele) jagatud võimsust ja nimetatud asjaomases punktis puudub vaba võimsus;
  5. bilansiplaani kinnitamisega kaasneks oht gaasisüsteemi varustuskindlusel

Süsteemihaldur loob võimsuse jaotamiseks korra koos veebipõhise keskkonnaga broneeringute tegemiseks ja bilansiplaanide esitamiseks. Nimetatud keskkond sisaldab ka võimalust broneeritud võimsust edasi müüa või tagastada (pikemalt peatükis 4).

Piiriülese kaubanduse korraldus läbi Läti gaasi ülekandesüsteemi

Kaubanduse korraldus Läti gaasisüsteemiga toimub läbi Karksi sisend-väljund punkti. Karksi sisend-väljund punktist tulev gaasi füüsiline voog on võimalik Lätist Eestisse, virtuaalne voog on lubatav mõlemal suunal. Siinjuures bilansiplaani kogus sisend-väljund punktis Läti gaasisüsteemiga virtuaalsel suunal Eestist Lätti peab olema bilansiperioodil väiksem või võrdne füüsilise gaasivooga, mis on bilansihaldurite poolt bilansiplaaniga esitatud ja süsteemihaldurite poolt kinnitatud.

Eesti ja Läti vahelise kaubanduse puhul jaotatakse bilansihalduri gaasikoguseks bilansi­plaaniga esitatud ja süsteemihalduri poolt kinnitatud vastav määratud tarne. Erinevused gaasi määratud tarnete ja samas punktis mõõdetud tarnete vahel kantakse mõlema süsteemihalduri operatiivbilansi kontole. Siinjuures:

  • Kui süsteemihaldurid on bilansihalduri bilansiplaani kinnitanud, kuid tarne teostamine süsteemihaldurite poolt on süsteemihaldurite vahelise kokkuleppena toimunud mõnel teisel bilansiperioodil kui turuosalise poolt esitatud plaan, tagavad süsteemihaldurid bilansihaldurile tarned vastavalt kinnitatud bilansiplaanile ülekandesüsteemi mahuvaru baasil ning turuosalisele sellest ebabilansi kogust ei teki.
  • Eelmises punktis kirjeldatud võimalust kasutavad süsteemihaldurid vaid ulatuses, et oleks tagatud gaasisüsteemi tõrgeteta toimimine ja varustuskindlus.

Kaubanduse korraldus Venemaa gaasi ülekandesüsteemist gaasi tarnimiseks

Kaubanduse korraldus Venemaa gaasi ülekande­süsteemiga toimub läbi Värska ja Narva sisend-väljund punktide. Narva ja Värska sisend-väljund punkte läbiv gaasi füüsiline voog on võimalik suunal Venemaalt Eestisse. Sisend-väljund punktis jaotatakse mõõtmistulemuste alusel kasutatav gaasikogus järgmiste põhimõtete alusel:

  • Kui vastavas sisend-väljund punktis tarnib gaasi ainult üks tarnija, jaotatakse kogu selles punktis mõõtmistulemuste alusel kasutatav gaasikogus vastavale bilansihaldurile.

Kui vastavas sisend-väljund punktis tarnib gaasi mitu tarnijat, järgitakse im­porditud gaasikoguse jaotamisel põhimõtet, mille kohaselt süsteemist bilansi­perioodil ülekandevõrku tarnitud gaasikoguse ja reaalselt ülekandevõrgust väljavõetud gaasikoguse erinevus jaotatakse proportsionaalselt vastavast süsteemist tarne teostanud bilansihalduritele.

6.3.2. Bilansi juhtimine

6.3.2. Bilansi juhtimine

Süsteemihaldur juhib bilansiperioodil gaasisüsteemi bilanssi vastavalt bilansihaldurite esitatud bilansiplaanidele, siinjuures kasutades tehnilisi ning operatiivbilansi tasa­kaalustamise vahendeid koostöös naabersüsteemihalduritega.

Süsteemihaldur tagab gaasisüsteemi bilansi allolevate võimalustega:

  • tasakaalustab bilansiperioodi jooksul Eesti gaasisüsteemi ebabilanssi ülekande­süsteemi mahuvaru arvelt;
  • ostab ja müüb börsil ja/või kahepoolsete lepingute alusel tasakaalustamisgaasi. Tasakaalustamisgaas on ülekandevõrku sisenev ja ülekandevõrgust väljuv gaas, mida gaasisüsteemi bilansi hoidmise eesmärgil ostab või müüb süsteemihaldur.;
  • annab bilansihalduritele bilansi tasakaalustamiseks kohustuslikke korraldusi tema bilansi tasakaalu viimiseks, kui bilansihalduri bilansiportfellis ebabilanss ohustab süsteemi varustuskindlust;
  • kui eelnevalt loetletud meetmed ei vii süsteemi bilanssi tasakaalu ning on oht varustus­kindlusele, piirab süsteemihaldur tarbimist ja/või kasutab süsteemihalduri hallata olevaid varusid (kaitstud tarbijate varu) gaasisüsteemi või selle osade varustus­kindluse tagamiseks.

Tasakaalustamisgaasi ostes ja müües on süsteemihalduri eesmärgiks teha tehinguid turupõhiselt, arvestades nõudlust süsteemi tasakaalustamiseks vajamineva gaasi järele. Süsteemihaldur avaldab oma veebilehel informatsiooni ostetud ja müüdud tasa­kaalustamisgaasi kohta.

Tasakaalustamisgaasi ostuks ja müügiks sõlmib süsteemihaldur avaliku pakkumise alusel vastavad lepingud, mille esemeks on süsteemihaldurile pakkuja poolt vajaliku gaasikoguse müümine või ostmine. Gaasikoguse hoiustamise tagamine ei ole lepingu ese.

Süsteemihaldur valib aktiveerimiseks antud perioodi soodsaima pakkumise, võttes arvesse infot pakkumiste realiseeritavuse osas täies ulatuses või osaliselt. Süsteemihaldur aktiveerib pakkumise, arvestades süsteemi toimimise tagamiseks ning tasakaalustamistoimingute tegemiseks vajalikku gaasikogust.

Kui soodsaim pakkumine on realiseeritav vaid täies ulatuses, kuid süsteemi toimimise tagamiseks ning tasakaalustamistoimingute tegemiseks on vajalik väiksem kogus, siis valib süsteemihaldur aktiveerimiseks hinna poolest järgmise pakkumise, mida on võimalik vajalikus mahus aktiveerida.

Süsteemihaldur võib aktiveerida samaks perioodiks mitu pakkumist. Kui soodsaima pakkumise gaasikogus ei kata kogu süsteemi toimimise tagamiseks ning tasakaalustamistoimingute tegemiseks vajaminevat kogust, siis aktiveerib süsteemihaldur (vajadusel ja võimalusel) osaliselt hinna poolest järgmise pakkumise, mida on võimalik vajalikus mahus aktiveerida.

6.3.3. Bilansi selgitamine

6.3.3. Bilansi selgitamine

Bilansi selgitamise eesmärk on selgitada mõõdetud tarnete alusel bilansihalduri bilansi­portfelli tegelik bilanss ning selgitada selle alusel tema bilansiportfelli ebabilanss.

Süsteemihaldur jaotab iga asjaomase sisend- ja väljundpunkti kohta bilansihaldurite lõikes tema bilansiportfelli sisenenud ja väljunud gaasi koguse. Füüsiliste tarnete jaotust illustreerib joonis 32.

Joonis 30 Füüsiliste tarnete jaotus asjaomaste punktide lõikes

Joonis 32 Füüsiliste tarnete jaotus asjaomaste punktide lõikes

 

Süsteemihaldur võtab bilansiselgitusel aluseks bilansihalduri avatud tarne ahelas olevate bilansiselgituse mõõtepunktide mõõteandmed. See tähendab, et:

  • võrguettevõtja bilansihalduri bilansiportfelli arvestatakse sisse selle võrguettevõtja mõõtepunktid ja vastavad gaasikogused, kus gaas siseneb teisest võrgust tema võrku ning arvestatakse välja kõik mõõtepunktid ja vastavad gaasikogused, kus selle võrguettevõtja võrguga ühendatud tootja või tarbija on mõne teise bilansihalduri bilansiportfellis. Igal võrguettevõtjal peab olema üks bilansihaldur, kes tema bilansi eest vastutab, kui võrguettevõtja ei ole ise bilansihalduriks;
  • tootja ja tarbija bilansihalduri bilansiportfelli arvestatakse sisse vastava turuosalise mõõteandmed, mille edastas tema mõõtepunkti võrguettevõtja;
  • bilansiselgituse tulemusena jaotatakse asjaomastes punktides mõõdetud gaasi­kogused bilansihaldurite lõikes.

Bilansiperioodil bilansiportfellist sisemaiselt välja võetud ja sisenenud gaasikoguse arvestamise üldpõhimõtted on järgmised:

  • süsteemihaldur vastutab ülekandevõrgu mõõtepunktidest bilansiselgituseks vajaliku mõõteandmete edastamise eest;
  • jaotusvõrguettevõtja vastutab jaotusvõrgu mõõtepunktidest bilansiselgituseks vajaliku mõõteandmete edastuse eest.

Bilansiselgituse tulemusena määratakse igaks bilansiperioodiks müüdava ja ostetava bilansigaasi kogus ja hind.

Kui bilansi selgitamise tulemusena on bilansihalduri ebabilanss:

  • negatiivne, siis loetakse, et süsteemihaldur on sellel perioodil müünud bilansihaldurile bilansigaasi koguses, mis oli vajalik bilansihalduri ebabilansi katteks;
  • positiivne, siis loetakse, et süsteemihaldur on sellel perioodil ostnud bilansihaldurilt bilansigaasi koguses, mis oli vajalik bilansihalduri ebabilansi katteks.

Arvestuskuu bilansi selgitamine toimub alljärgnevalt:

  • süsteemihaldur ja jaotusvõrguettevõtja esitavad bilansihaldurile hiljemalt kuu seitsmendaks (7) kuupäevaks eelmise kuu bilansiperioodide lõikes lõplikud mõõte­andmed mõõtepunktide kohta, mis kuuluvad bilansihalduri bilansiportfelli;
  • süsteemihaldur esitab bilansihaldurile hiljemalt kümnendaks (10) kuupäevaks eelmise kuu bilansiperioodide lõikes kuu bilansiaruande, mis sisaldab:
  • bilansigaasi ostu- ja müügihinnad (EUR/MWh);
  • süsteemihalduri poolt bilansihaldurile müüdud bilansigaasi kogus ja maksumus;
  • bilansihalduri poolt süsteemihaldurile müüdud bilansigaasi kogus ja maksumus;
  • süsteemihaldur koostab bilansiselgituse alusel arvestuskuu bilansigaasi akti;
  • kui võrguettevõtja korrigeerib mõõteandmeid pärast arvestuskuu bilansi selgitamist, siis koostab süsteemihaldur bilansihaldurile bilansiaruande korrektsiooni hiljemalt kolme (3) kuu jooksul pärast kuu lõppu.

Lisas 6 on toodud näidis bilansiaruande vorm ja lisas 7 bilansigaasi akt.

 

6.3.4. Bilansigaasi hinna määramise metoodika

6.3.4. Bilansigaasi hinna määramise metoodika

„Bilansigaasi hinna määramise metoodika“ (edaspidi: metoodika) baseerub Konkurentsiameti poolt kooskõlastatud Bilansigaasi hinna metoodikale lähtudes maagaasiseaduse § 12 lõikest 10.

Süsteemihaldur arvutab metoodika järgi igaks bilansiperioodiks hinnad nii ostetud kui müüdud bilansigaasile. Süsteemihaldur avaldab bilansiperioodi bilansigaasi hinnad bilansiperioodile järgneva tööpäeva kella 17.00-ks.

Süsteemihaldur kujundab bilansigaasi hinna selliselt, et see võimaldab tal:

  • katta tasakaalustamisgaasi soetamiseks ja hoidmiseks tehtavad kulud;
  • katta bilansigaasi ostuks tehtud põhjendatud kulud;
  • katta bilansi selgitamisega seotud kulud;
  • katta bilansigaasi ostuks ja müügiks kasutatava reguleeritava vara kapitali kulu, mida ei ole võrguteenuse tariifides arvestatud;
  • tagada põhjendatud tulukuse.

Bilansigaasi hinna metoodika bilansiperioodi kohta baseerub järgmisel:

  • Bilansigaasi müügihind (süsteemihalduri müük) bilansiperioodi kohta baseerub vastavaks bilansiperioodiks tasakaalustamisgaasi soodsaimal ostupakkumise (või aktiveeritud tehingu) hinnal (gaasi ost ülekandevõrku), millele süsteemihaldur lisab (+) marginaali põhjendatud kulude katteks.
  • Bilansigaasi ostuhind (süsteemihalduri ost) bilansiperioodi kohta baseerub vastavaks bilansiperioodiks tasakaalustamisgaasi kalleimal müügipakkumise (või aktiveeritud tehingu) hinnal (gaasi müük ülekandevõrgust välja), millele süsteemihaldur lisab (-) marginaali põhjendatud kulude katteks. Juhul kui vastavaks bilansiperioodiks ei ole tasakaalustamisgaasi müügipakkumisi, on vastava bilansiperioodi bilansigaasi ostuhinna referentshinnaks gaasibörsi vastava bilansiperioodi hind.

6.3.5. Bilansileping

6.3.5. Bilansileping

Bilansilepinguga võtab süsteemihaldur endale kohustuse müüa bilansihaldurile tema bilansiportfellis bilansiperioodil puudujääv gaasikogus ja osta bilansihaldurilt bilansiperioodil ülejääv gaasikogus (edaspidi: bilansigaasi ost ja müük).

Bilansihaldur võtab oma avatud tarne ahelas olevate turuosaliste ees bilansivastutuse. Ta vastutab, et tema bilansiportfellis turuosaliste poolt bilansiperioodil ostetud ja/või võrku antud gaasi kogus ning turuosaliste poolt samal bilansiperioodil müüdud ja/või võrgust võetud gaasi kogus oleks tasakaalus.

Bilansilepingu sõlmimiseks tuleb süsteemihaldurile esitada vastav avaldus, milles esitatakse:

  • Bilansihalduri ärinimi;
  • Bilansihalduri volitatud kontaktisikud;
  • Bilansipiirkond vastavalt avatud tarne ahela teatamise korrale ja vormile;
  • Enne bilansilepingu sõlmimist tuleb esitada bilansilepingu tüüptingimustega sätestatud püsigarantii.

Bilansileping jõustub pärast lepingu allkirjastamist järgneva kuu esimesel (1) bilansiperioodil tingimustel, et bilansilepingu osapooleks olev bilansihaldur on täitnud tüüptingimustes toodud garantiikohustuse ja et bilansihaldur ei oma ühtegi teist avatud tarnijat peale süsteemihalduri.

Bilansilepingul on selle sõlmimisel järgmised lisad:

  1. Bilansihalduri bilansiportfellis avatud tarne ahela muudatuse kord; ja
  2. Andmevahetuse vormid.

6.3.6. Bilansihalduri bilansiportfelli avatud tarne ahela muudatuste kord

6.3.6. Bilansihalduri bilansiportfelli avatud tarne ahela muudatuste kord

Bilansihalduri bilansiportfell on määratletud bilansihalduri avatud tarne ahelas bilansiselgituse mõõtepunktidega.

Bilansiportfellide avatud tarne piirkonna moodustamise reegel on järgmine: bilansihalduri avatud tarne piirkond on määratud turuosaliste mõõtepunktidega, millistes see bilansihaldur ei ole samal ajal ka turuosalise võrguettevõtja bilansihaldur.

Tarbija ja/või tootja mõõtepunkti kuuluvus bilansihalduri bilansiselgitusse on määratletud tabel 8 kohaselt.

 

Tabel 8 Tarbija ja tootja mõõtepunkti kuuluvus bilansihalduri bilansiselgitusse

Turuosalise mõõtepunkt on Bilansihalduri avatud tarne ahelas

Mõõtepunkti haldav võrguettevõtja on Bilansihalduri avatud tarne ahelas

Mõõtepunkti kuuluvus Bilansihalduri bilansiselgitusse

(+) mõõtepunktis kogused lisatakse

(-) mõõtepunktis kogused lahutatakse

Jah

Jah

Ei

Jah

Ei

Jah (+)

Ei

Jah

Jah (-)

Ei

Ei

Ei

Võrguettevõtja piirimõõtepunkti kuuluvus bilansihalduri bilansiselgitusse on määratletud tabel 9 kohaselt.

 

Tabel 9 Võrguettevõtja piirimõõtepunkti kuuluvus bilansihalduri bilansiselgitusse

Võrguettevõtja on Bilansihalduri avatud tarne ahelas

Võrguettevõtjast hierarhiliselt kõrgemal olev võrguettevõtja (tema piiripunktide haldaja) avatud tarnija on Bilansihaldur

Mõõtepunkti kuuluvus Bilansihalduri bilansiselgitusse

(+) mõõtepunktis kogused lisatakse

(-) mõõtepunktis kogused lahutatakse

Jah

Jah

Ei

Jah

Ei

Jah (+)

Ei

Jah

Jah (-)

Ei

Ei

Ei

Süsteemihaldur avaldab oma veebilehel võrguettevõtjate lõikes avatud tarne ahela, milles on toodud iga võrguettevõtja avatud tarnija, tema bilansihaldur ja vastava võrguettevõtja ülem- võrguettevõtja, kelle võrgust siseneb gaas võrguettevõtja võrku.

7. Biometaan

7. Biometaan

See peatükk räägib biometaani omadustest, selle tootmispotentsiaalist Eestis ja valdkonna arengutest Euroopas. Samuti anname ülevaate Eesti ja Euroopa Liidu eesmärkidest biometaani valdkonnas, gaasi päritolutunnistuste süsteemist, biometaani turu arengust ja riiklikest toetusskeemidest ning riikliku tegevuskava ettevalmistava tööna 2016. aastal valminud uuringust.

7.1. Biogaas ja biometaan

7.1. Biogaas ja biometaan

Biogaas on gaasiline kütus, mis on saadud anaeroobse kääritamise teel. Vajadusel saab seda toota ka tehislikult luues selleks sobilikud tingimused. Biogaasi saab toota põllumaal kasvavast biomassist kui ka tootmises tekkivast biomassist. Põllumajanduslikult kasvavaks biomassiks on biomass kasutamata maadelt ja poollooduslikelt kooslustelt ning energiakultuurid. Põllumajandustootmise jääkideks võib olla sõnnik, sealäga ja muud põllumajanduslikud jäägid. Lisaks saab toota biometaani tööstuslike protsesside jäätmetest, prügilagaasist ja olmejäätmetest.28

Eestis on töösse rakendatud hulk biogaasijaamu, kuid antud jaamades toodetud biogaasi kasutatakse soojuse ja elektri koostootmiseks (vaata joonis 33). Kui biogaasi puhastada, saab sellest toota keskkonnasõbralikku taastuvkütust - biometaani. Biogaasi puhastamise käigus vähendatakse süsinikdioksiidi ja teiste ebavajalike ainete osa ja tõstetakse metaani sisaldust biogaasis. Samuti tõuseb puhastamise käigus biogaasi kütteväärtus ja väheneb korrosiooni tekke võimalus süsteemides. Eestis kasutatava maagaasi metaani sisaldus on ligi 98%, mis tähendab, et biometaani segamisel maagaasiga või selle sisestamisel gaasivõrku peab Eesti tingimustes biometaan sisaldama vähemalt 98% metaani.

Kui biometaani kvaliteet vastab maagaasi omale, siis võib seda kasutada kõikjal kus kasutatakse maagaasi, sh surugaasi kasutatavates sõidukites. Surugaasil sõitva auto puhul tuleb arvestada tihedama tankimisega kui vedelkütuste puhul, samas on surugaasi jaehind võrreldes vedelkütuste hinnaga odavam. Biometaani saab kasutada autokütusena nii gaasiautodes kui ka tavaautodes, millele on lisatud täiendav gaasiseadmestik ja kütusemahuti. Nii gaasiautod kui ka gaasiseadmed tavaautodele on Eesti turul juba olemas, kuid tänu vähesele teadlikkusele ja tanklate arvule on surugaasi sõidukid Eestis vähepopulaarsed.

Joonis 31 Biogaasi tootmisprotsessi ja kasutusalade põhimõtteline skeem

Joonis 33 Biogaasi tootmisprotsessi ja kasutusalade põhimõtteline skeem 29 

Maagaas ja biometaan on teineteist toetavad tooted, mistõttu aitab juba turul pakutav surugaas kasvatada turgu biometaanile. Biometaani saab sisestada ja transportida läbi olemasoleva gaasivõrgu, mis loob lisaks võimaluse biometaani tarbimiseks kõigil tarbijatel, kes on gaasivõrku ühendatud. Biometaani võrku sisestamisel on oluline, et see vastaks maagaasi kvaliteedile ja nõuetele.

Biogaasi puhastamisel biometaaniks on saadaval mitmesuguseid meetodeid:

  • kõikuvrõhuadsorber (PSA) – adsorbendiks on aktiivsüsi või silikageel, alumiiniumoksiid või muu vajalike omadustega aine. Süsinikdioksiid adsorbeerub rõhu all ja gaasi jääb alles metaan. Seda tehnoloogiat kasutades peab enne eraldama vee ja väävelvesiniku, sest vesi rikub adsorbendi struktuuri ja väävelvesinik ei eraldu regenereerimise käigus. Regenereerimiseks kasutatakse rõhu alandamist, mille käigus eraldubki süsinikdioksiid.
  • füüsikaline absorbtsioon – see tehnoloogia kasutab ära erinevate gaaside lahustuvuse sõltuvuse vee temperatuurist, eriti jahedas vees lahustub süsihappegaas hästi. Et süsihappegaas lahustub vees hästi ja metaan mitte siis on saadusteks süsihappegaasirikas vesi ja metaan. Protsess on lihtne ja sobib eriti reoveepuhastusjaamadele, kus on palju vett ja selle korduvkasutus ei ole vajalik. Protsessiga on võimalik saavutada 98%-line metaani sisaldus ja on enamlevinud tehnoloogia.
  • orgaanilis-füüsikaline puhastus – sama põhimõte, mis füüsikalise absorptsiooni puhul, kuid adsorbeeriv aine pole vesi vaid polüetüleenglükool. Eemaldab gaasist vee, väävelvesiniku, hapniku ja lämmastiku.
  • keemiline puhastus – süsinikdioksiid mitte ainult ei adsorbeeru lahusesse, vaid reageerib lahuses olevate amiinidega. Regeneratsioon toimub lahuse soojendamise teel. Kui gaasis leidub ka väävelvesinikku, kulub regenereerimiseks rohkem soojust.
  • Membraanpuhastus – kasutab ära gaasimolekulide erinevaid suurusi. Metaani kaotused suhteliselt suured. Uuemad membraani tehnoloogiad on suutnud kaotusi mõnevõrra vähendada. 30

Lähtuvalt Eesti maagaasivõrkudes kasutatava maagaasi kvaliteedist, tuleks kasutada tehnoloogiaid ja seadmeid, mis võimaldavad tehnilis-majanduslikult optimaalselt ja keskkonnasäästlikult biogaasi puhastada meil kasutatava maagaasi kvaliteedini. Tallinna Tehnikaülikooli poolt läbiviidud uuringus selgus, et Eesti tingimustesse on kõige sobivamad puhastustehnoloogiad füüsikaline absorbtsioon, mis on maailmas üks levinumaid tehnoloogiaid ja membraanpuhastus - tehnoloogia mille hinnad pidevalt langevad ja kasutustõhusus tõuseb.31

 
 
 

28 Eesti biometaani ressursside kasutuselevõtu analüüs; http://www.arengufond.ee/wp-content/uploads/2015/10/Eesti_biometaani_re…

29 Mõnus Minek OÜ

30 TTÜ; „Eesti tingimustesse sobivate biogaasi metaaniks puhastamise tehnoloogiate rakendatavus ning keskkonna ja majanduslikud mõjud“

31 TTÜ; „Eesti tingimustesse sobivate biogaasi metaaniks puhastamise tehnoloogiate rakendatavus ning keskkonna ja majanduslikud mõjud“

7.2. Biometaan Euroopas

7.2. Biometaan Euroopas

Biometaani tootmine Euroopas on kasvanud 752 GWh-ilt 2011. aastal 17 264 GWh-ni 2016. aastal. Ainuüksi 2016. aastal kasvas biometaani tootmine Euroopas 4971 GWh-i võrra ehk üle 40%. Nüüdne kasv sektoris on olnud väga kiire. Kõige olulisemat arengut biometaani tootmises 2016. aastal nägid Saksamaa, Prantsusmaa ja Rootsi, kus kasvasid tootmismahud 900 GWh, 133 GWh ja 78 GWh, vastavalt 30 2018. aasta alguseks oli biometaanijaamasid Euroopas üle 50031.

Euroopa Liit propageerib ja toetab biometaani arengut läbi erinevate projektide, millest üks olulisemaid on BIOSURF - Euroopa Liidu toetatud projekt Horisont 202032 programmi raames. BIOSURF projekti eesmärgiks on kasvatada biometaani tootmist ja kasutamist gaasi võrku sisestamisel ja transpordikütusena eemaldades mitte tehnilised takistused ja sillutades teed Euroopa ühtse biometaani turu tekkeks. Mõnedeks olulisteks eesmärkideks BIOSURF projektil on biometaani tootmise väärtusahela analüüsimine, biometaani registri, päritolutunnistuste ja kaubanduse edendamine, keskkondliku kriteeriumi ja kvaliteedi standardite adresseerimine ning parimate praktikate (regulatsioonide, toetusskeemide, tehniliste standardite) tuvastamine üle Euroopa.

 

32Horisont 2020 on Euroopa Liidu teadusuuringute ja innovatsiooni rahastamisprogramm 

 

7.2.1. Euroopa Liidu eesmärgid biometaani valdkonnas

7.2.1. Euroopa Liidu eesmärgid biometaani valdkonnas

Eesti riigi eesmärk biometaani kasutuselevõtuks tuleb Euroopa Liidu taastuvenergia direktiivist 2009/28/EÜ. Direktiiv näeb ette, et aastaks 2020 kataks Euroopa Liit vähemalt 20% oma kogu energia tarbimisest taastuvenergiaga. Samuti peavad kõik liikmesriigid tagama aastaks 2020, et vähemalt 10% transpordikütustest oleks biokütused, mis on toodetud taastuvatest energiaallikatest, nagu näiteks biometaan. Vastavalt taastuvenergia direktiivile peab biokütuse tootmine olema säästlik, mis tähendab, et biokütused, mida kasutatakse taastuvenergia eesmärkide saavutamiseks ja mis saavad kasu riiklikest toetuskavadest peavad vastama säästlikkuse kriteeriumitele, millele viitab Eesti välisõhu kaitse seadus. Taastuvenergia direktiivi kohaselt peab Eesti võtma vastu meetmeid, et aidata kaasa biometaani laiemale levikule ja tagada biometaani tootjatele juurdepääs gaasivõrgule.

Lisaks pannakse alternatiivkütuste taristu kasutuselevõtu direktiiviga 2014/94/EL liikmesriikidele kohustus rajada alternatiivkütuste (sh maagaas ja biometaan) kasutuselevõtuks minimaalne taristu. Direktiivi kohaselt peab liikmesriigi poliitika tagama üldkasutatavate tanklate rajamise mootorsõidukite varustamiseks gaasilises olekus surugaasi või surubiometaaniga. Samuti propageerib antud direktiiv liikmesriigi sisest biometaani tootmist.

Aastal 2010 andis Euroopa Komisjon välja mandaadi (M/475), mille alusel alustas Euroopa Standardimiskomitee ( CENEuropean Committee for Standardization) ettevalmistusi töötamaks välja Euroopa standardit mootorsõidukites kasutatava biometaani kvaliteedi kohta kui ka Euroopa tehnilist spetsifikatsiooni maagaasivõrku sisestatava biometaani kvaliteedi kohta. Töö läbiviimiseks loodi CEN-is tehniline komisjon, mis omakorda moodustas ekspertgrupid dokumentide koostamiseks. Euroopa standardikavandid nii biometaani sisestamisele maagaasi võrku (prEN 16723-1) kui ka biometaani kasutamisele autokütusena (prEN 16723-2) on olemas, kuid lõplikud standardid on veel valmimata.

7.3. Biometaani tootmine ja potentsiaal Eestis

7.3. Biometaani tootmine ja potentsiaal Eestis

Eestis alustati biometaani tootmist 2018. aasta aprillis. Esimesena alustas biometaani tootmist Kundas Lääne-Viru maakonnas asuv Rohegaas OÜ, kes toodab biometaani reoveesettest. 2018. juulis alustas tootmist ka teine tootja Biometaan OÜ, kes toodab biometaani sõnnikust ja biomassist Koksveres Viljandi maakonnas. Kui aprillis 2018 oli Eestis toodetud biometaani kogus veel 353 MWh, siis maikuus ulatus vastav näitaja juba 2642 ning juunis 5087 MWh-ni. 2018. aasta II kvartalis toodeti Eestis kokku 8082 MWh biometaani, millest 7941 MWh toodeti reoveesettest ja 141 MWh loomsest sõnnikust ja biomassist. Kogu 2018 II kvartalis toodetud biometaan tarbiti ära transpordisektoris autokütusena.

Eesti riigi eesmärk on kasutada aastaks 2020 transpordis 10% taastuvkütuseid, millest 3% (36 miljonit m3) on plaanis katta biometaaniga33 Eesti Arengufond on hinnanud biometaani potentsiaalset aastast tootmiskogust Eestis 450 miljoni Nm3-le34 Kõige suurema potentsiaaliga ressursiks on rohtne biomass põllumajandusmaadelt ja põllumajandustootmise jäägid, aga ka tööstusprotsesside jäätmed. Vähesema potentsiaaliga on prügilagaas ja muud jäätmed nagu reoveesetted ja biojäätmed. Biometaani potentsiaal toormeliikide kaupa on toodud joonisel 34.


 

Joonis%2034%20Biometaani%20potentsiaal%20toormeliikide%20kaupa.PNG

Joonis 34 Biometaani potentsiaal toormeliikide kaupa

 

Biometaani lõpphind erineb märkimisväärselt olenevalt sellest, millist toorainet on kasutatud. Kõige odavama lõpphinnaga biometaani saab toota prügila ja munitsipaaljäätmetest ning seejärel reoveest ja orgaanilistest tööstusjäätmetest. Kõige kallim aga on toota biometaani põllumajandustootmise jääkidest ja biomassist põllumajandusmaadelt.

Kuigi biomassi rikkaid põllu-ja rohumaid on Eesti palju, siis on need tihti pindalalt väikesed ja paiknevad hajutatult, mis tähendab, et ressursi kokku kogumine ja transport võib olla kulukas ning majanduslikult tasuv biometaani kogus tegelikult väiksem kui esialgu hinnatud. Sellegipoolest on Eestis piisavalt ressursse, et toota aastaks 2020 vähemalt 36 miljonit Nm3 biometaani aastas, mis kataks ära ligi 3% kütuse kogutarbimisest Eestis.

Transpordikütuseid tarbitakse Eestis kokku 8,5 TWh ulatuses, millest 67% moodustab diislikütus ja 33% bensiin. Elektri, LPG, CNG ja biokütuste tarbimine transpordisektoris on seni olnud marginaalne. Eesti on eesmärgi täitmiseks võtnud suuna välja arendada kohalikul toormel põhineva biometaani tootmise ja hakata biometaani laialdaselt kasutama transpordisektoris. Biometaani tootmise käivitumine toob gaasiturule juurde uue kohalikul toorainel põhineva varustusallika ja avab gaasitarbimise osas transpordisektoris uue valdkonna.35

Lisaks sellele, et biometaani kasutamine mootorikütusena vähendab kordades keskkonna saastamist, suurendaks biometaani kasutuselevõtt ühiskonna jõukust ja vähendaks riigi sõltuvust importkütustest avaldades positiivset mõju varustuskindlusele. Eesti Arengufondi andmetel oleks biometaani kasutuselevõtt kasumlik vaid siis, kui biometaani tootmine ja tarbimine on korraldatud efektiivselt. See tähendab, et biometaani tootmisüksused on suurema mahuga kui 5 miljonit Nm3 aastas, tarnimine toimub juba eksisteeriva infrastruktuuri baasil (tanklad ja gaasitrassid) ja kütuse asendus on suunatud peamiselt bensiini tarbivale turusegmendile.36

 

 
 

33 Energy Research Center of the Netherlands; Biomethane market development in Estonia. 2016.

34 Biometaani tootmine ja kasutamine transpordikütusena- väärtusahel ja rakendusettepanekud 2015; Eesti Arengufond; http://www.arengufond.ee/wp-content/uploads/2015/10/Eesti_Arengufond_Bi…

35 Eesti gaasiülekandevõrgu arengukava 2016-2025; http://gaas.elering.ee/wp-content/uploads/2016/03/Gaasi%C3%BClekandev%C…

36 Eesti energiamajandus 2015, Eesti Arengufond; http://www.arengufond.ee/wp-content/uploads/2015/11/EAF._Eesti_energiam…

7.3.1. Eesti eesmärgid ja tegevuskavad biometaani valdkonnas

7.3.1. Eesti eesmärgid ja tegevuskavad biometaani valdkonnas

Täitmaks Eesti biometaani eesmärke on riigil plaanis arendada biometaani turgu ja luua selle jaoks vajalikud tingimused. Biometaan on oluline taastuvkütus, mida saab vajadusel segada maagaasiga ning mis võiks tulevikus asendada transpordisektoris kasutatavaid fossiilkütuseid. Biometaanituru arengut soodustavad järgnevad määrused, seadused ja arengukavad:

2015. aastal võeti vastu määrus „Biometaani transpordisektoris tarbimise toetamise tingimused,“ 38 mille eesmärgiks on anda toetust biometaani tarnimise ja tarbimise käivitamiseks Eestis ning taastuvenergia eesmärgi saavutamiseks transpordisektoris. Määrus soodustab biometaanile kui taastuvkütusele nõudluse tekkimist ja biometaani tootmist kohalikust ressursist. Toetamise tingimuste oodatavaks tulemuseks on 2020. aastal 4000 tonni õliekvivalendi väärtuses biometaani aastane tootmine ja tarbimine transpordisektoris, mis on ligi 4,7 miljonit m3 biometaani aastas.

„Alkoholi-, tubaka-, kütuse- ja elektriaktsiisi seaduse“39 („ATKEAS“) muutmise seaduse eelnõu kohaselt tõstetakse aktsiismaksu veeldatud naftagaasile (LPG) ja kehtestatakse aktsiismaks surumaagaasile (CNG) alates 2017. aastast. Eelnõu kohaselt jääb biometaan aktsiisimaksu vabaks vähemalt 2018. aastani. Majandus- ja Kommunikatsiooniministeerium on andnud mõista, et metaankütustele transpordis on vaja kehtestada kindel, stabiilne ja pikaajaline maksupoliitika ja seadusandlik regulatsioon, et tagada investorite ja turuosaliste kindlus tanklataristustesse investeerimisel ja sõidukite soetamisel.

Gaasile sätestatud nõuded kehtivad Maagaasiseaduse40 (MGS) kohaselt ka biogaasile, biomassist saadavale gaasile ja muud liiki gaasile, kui need vastavad gaasi kvaliteedinõuetele ning neid saab tehniliselt ja ohutult sisestada gaasivõrku ja selle kaudu transportida. See tähendab, et nende tingimuste täitmise korral on biometaani tootjatel õigus sisestada oma biometaani Eesti gaasivõrku ning turuosalistel on õigus sellist biometaani läbi gaasivõrgu transportida, osta ja müüa.

Lisaks Eestis kehtestatud määrustele ja seadustele soodustavad biometaani arengut ja kasutuselevõtmist transpordisektoris ka transpordi arengukava, taastuvenergia tegevuskava ja energiamajanduse arengukava.

Transpordi arengukava 2014-2020 41 kohaselt on perioodi üheks suurimaks arenguvajaduseks suurendada taastuvate kütuste osakaalu transpordisektoris ning eelistatult kasutada Eestis toodetud kütuseid. Arengukava kohaselt tuleb transpordisüsteemi arendamisel eelistada väiksema keskkonnamõjuga kütuseid ning üks oluline oodatav muudatus transpordis aastal 2020 on taastuvenergial sõitvate sõidukite suurem osakaal kogutranspordis. Sealjuures peaks peamiseks alternatiivseks kütuseks olema Eestis kodumaisest biomassist ja jäätmetest toodetud biometaan.

Eesti taastuvenergia tegevuskava aastani 2020 42 näeb ette biometaani tootmise ja tarbimise toetamist ja taastuvatest allikatest toodetud energia kasutamise edendamist transpordi valdkonnas. Esimeste sammudena nähakse surugaasibusside kasutuselevõttu, mis aitaks luua esmase kriitilise nõudluse gaasilise kütuse järele ning soodustaks seeläbi teiste surugaasil töötavate sõidukite turupõhist kasutuselevõttu ning seejärel biometaanile üleminekut.

Vastavalt Eesti energiamajanduse arengukavale aastani 2030 43 (ENMAK) võiks olla üheks otstarbekaks tegevuseks biometaani propageerimisel Eestis ühistranspordi hanked, kus läbi hanketingimuste kohustatakse transpordiettevõtjaid kasutama teatud osakaalus biometaani. Lisaks näeb arengukava vajadust pikaajalise aktsiisipoliitika järele, mis on paljude turuosaliste sõnul üks peamisi turutõkkeid valdkonna arengus. Selleks, et hoida ära biometaani tootmisega kaasnevaid võimalikke jätkusuutlikkuse probleeme, „planeeritakse sektori toetamist juhtudel, kus on eelnevalt kindlaks määratud ahel biogaasi tootmisest kuni tarbijani jõudmiseni, võimaldades toetust saada ettevõtjatel, kes asuvad ükskõik millises ahela osas, eeldusel, et toetusvajadus on põhjendatud.“44 Samas on juba teostatud analüüside põhjal jõutud järelduseni, et biometaani tootmise toetamine fikseeritud müügihinna ehk feed-in tariff kaudu ei ole otstarbekas.

7.4. Gaasi (biometaani) päritolutunnistused

7.4. Gaasi (biometaani) päritolutunnistused

Biometaani tootmise ja tarbimise soodustamisel Eestis on oluline roll gaasi põhivõrgu omanikul ja süsteemihalduril Eleringil. Elering saab kaasa aidata toodetud biometaani transportimisel tarbijateni ning biometaani arvestusel. Selleks, et biometaan jõuaks tarbijateni peab Elering looma biometaani tootjatele efektiivsed tingimused gaasivõrguga liitumiseks, nõustama tootjaid liitumisvõimaluste leidmisel ja võimaldama tanklatel kiirelt ühineda olemasolevate ja uute gaasivõrkudega. Sealjuures tuleb rakendada biometaani kvaliteedinõudeid ja tekitada võimekus mõõta ja monitoorida võrku vastuvõetava biometaani koguseid ja kvaliteeti.

Tagamaks biometaani transporti tarbijateni on Elering loonud päritolutunnistuste süsteemi gaasi (biometaani) päritolu tõendamiseks tarbijatele, mis hõlmab ka võrguga mitteühenduses olevate tootjate poolt toodetud biometaani arvestust. Gaasi päritolutunnistuste register on mõeldud gaasi päritolu tõendamiseks lõpptarbijale. Selles infosüsteemis toimub päritolutunnistuste väljastamine tootjale, ülekandmine ühelt kontolt teisele ehk lihtsamalt kauplemine ning kustutamine tarbija vastu, mis tähendab, et tarbija on tarbinud rohegaasi. Lisaks aitab vastav päritolutunnistuste süsteem Eesti riigil arvestust pidada tarbitud taastuvatest energiaallikatest pärineva transpordikütuste osas.

Toodetud biometaani ülepiirilise kaubanduse võimaldamiseks ja tarbijate ühtsetel alustel informeerimiseks toodetud gaasi (biometaani) päritolu kohta on seatud Euroopa Liidus sisse päritolutunnistuste süsteem. Liikmesriikidelt nõutakse registri või vastava andmebaasi loomist, mis võimaldaks taastuvallikaist energia tootmist usaldusväärselt tõestada. Liikmesriigid või määratud pädevad asutused seavad sisse asjakohased mehhanismid tagamaks, et päritolutunnistused antakse välja, kantakse üle ja tühistatakse ehk kustutatakse elektrooniliselt ja et need on täpsed, usaldusväärsed ja pettusekindlad44.

 

7.5. Biometaanituru areng

7.5. Biometaanituru areng

Biometaani, kui kohalikust taastuvast ressursist transpordi kütuse tootmine ja tarbimine vähendaks CO2 heitmeid transpordis, soodustaks efektiivsemat jäätmekäitlust, ergutaks majandust maapiirkondades luues uusi töökohti ja vähendaks sisseostetava kütuse hulka. Biometaani potentsiaali on tõestanud juba mitmed Arengufondi tööd ja uuringud, kuid gaasilise kütuse turg Eestis on tänaseni vähearenenud. Biometaanituru arengut Eestis takistavad mitmed tegurid.

Üheks takistavaks teguriks biometaanituru arengus on tootmisega kaasnevad suured alginvesteeringud. Biogaasi tootmisüksuse ja puhastusjaama rajamine, biometaani transpordisüsteemide (torustik, surubiometaani transportivad veokid) loomine, tanklate rajamine, biojäätmete jäätmekäitlussüsteem (konteinerid, kokku kogumine, transport biogaasijaamani) toovad kaasa märkimisväärsed kulud ja pika tasuvusaja. Pikk tasuvusaeg teeb investorid ettevaatlikuks ja võib muuta ilma toetusskeemideta biometaani tootmise majanduslikult ebamõistlikuks.

Samuti on üheks turu takistuseks tankimiskohtade vähesus. Eestis on hetkel 10 surugaasi tanklat, mis on oluline piirang tarbijaskonna tekkimisel. Samas on tanklate arv tõusuteel ning tanklaoperaatorid on kindlalt väitnud, et igal aastal on plaanis surugaasitanklaid juurde ehitada. Keskkonnainvesteeringute Keskus (KIK) on tänaseks toetanud 15 surugaasi tankla rajamist, mille tulemusel saavad vajaliku taristuga kaetud pea kõik Eesti regioonid45.

Oluliseks turutõkkeks on ka riigi visiooni puudumine biometaani valdkonnas. Eesti riigil ei ole veel selgeid eesmärke, reegleid ja investeerimistingimusi, mis annaks turuosalistele kindla teadmise riigi edasistest plaanidest. Ka pikaajalise aktsiisipoliitika puudumine teeb tootjad ja tarbijad ettevaatlikuks biometaani valdkonda investeerimises ja surugaasil sõitvate autode soetamises.

Biometaani tegevuskava

2016. aasta lõpuks valmis Eleringi tellimusel riikliku tegevuskava ettevalmistava tööna transpordisektorile fokusseeritud uuring biometaani kasutamisvõimaluste edendamisest Eestis. Uuring Development of Biomethane Based Fuel Market in Estonia46, mille töötas välja Hollandi Energiauuringute Keskus koostöös Hollandi, Rootsi ja Eesti ekspertidega, koosneb 12-st praktilisest ja kuluefektiivsest meetmest. Tegevuste eesmärgiks on asendada 3% (ehk ligi 35,8 miljoni Nm3) transpordisektoris kasutatavast kütusest biometaaniga aastaks 2020. Raportis välja toodud meetmed hõlmavad kogu biometaani väärtusahela aspekte: tarbijad, tanklad, sõidukid, biometaani tootmine ning kuluefektiivne fiskaalne raamistik, mis tagab konkurentsivõimelise kütusehinna tarbijatele.

Uuringust selgub, et kõige suuremaks väljakutseks eesmärgi saavutamisel on kütuse kõrge hind võrreldes imporditud maagaasiga. Tänu suurele biometaani ja maagaasi hinnavahele ei ole biometaani tootmine veel majanduslikult tasuv. Et aga jõuda ambitsioonika eesmärgini on vaja esmalt parandada biometaani tootmise ja tarbimise majanduslikku tasuvust ning seejärel laiendada ja kasvatada turgu. Selline lähenemine vähendab kulusid ning võimaldab lahendada üleskerkinud küsimusi ja probleeme enne kui turg on küps.

Uuringu kohaselt on vaja toetada biogaasi tanklate rajamist ja biometaani tootjate ühendamist gaasivõrku. Samuti tuleb käivitada süsteem biometaani tootjate toetamiseks, et tagada biogaasi konkurentsivõime maagaasiga. Lisaks on vaja turu arendamise eesmärgil ühendada kõik biometaaniga tegelevad osapooled ühtsesse võrgustikku toetamaks infovahetust ja koostööd ning seeläbi ärivõimaluste teket ja arendamist. Selleks, et kütusemüüjad saaksid kasutada biometaani neile määratud taastuvenergia eesmärkide täitmiseks, tuleb rakendada biometaani päritolutunnistuste süsteem.

Oluline on riikliku kava koostamine biometaani kasutamiseks transpordis, mis fikseerib eesmärgid, reeglid ja tingimused investeeringute tegemiseks sektorisse. Peale selle on vajalik biometaani tanklate rajamise strateegia välja töötamine, mis paneks muu hulgas paika tanklate optimaalse tiheduse ja paiknemiskohad. Uuringu kohaselt tuleb biometaani turu arendamise eesmärki arvesse võtta ka riigihangete korraldamisel. Selleks tuleks välja töötada kriteeriumid avalikele transpordi hangetele, et metaani kasutavad sõidukid suudaksid konkureerida teistel kütustel sõitvate sõidukitega.

Uuring peab samuti oluliseks, et turule jõudev kütus oleks 100% biometaan, mitte segu biometaanist ja maagaasist, sest just sel viisil muutub biometaan majanduslikult tasuvaks. Lisaks on kahe kütuse segu müümisel vaja proportsionaalselt suuremat sõidukiparki ja rohkem tanklaid kui 100% biometaani müümisel ning selle saavutamine enne aastat 2020 oleks erakordselt keeruline.

Nimetatud uuring saab olema oluliseks sisendiks ja töövahendiks Eesti riikliku kava koostamisel biometaani kasutamiseks transpordis.

 

46 Development of Biomethane Based Fuel Market in Estonia, 2016

7.5.1. Riiklikud toetused

7.5.1. Riiklikud toetused

Tänaseks hetkeks on riik välja töötanud toetusmääruse „Biometaanituru arendamise toetamise toetuse kasutamise tingimused ja kord“. Määrusest tulenevalt makstakse toetust biometaani tootjale tõendatud biometaani tarne eest. Toetuse andmise eesmärk on aidata kaasa biometaani tarbimise ja tootmise hoogustamisele ning toetada tegevusi, mis aitavad panustada eesmärki, et aastaks 2020 moodustab transpordikütuste tarbimises taastuvatest energiaallikatest toodetud kütus 10 protsenti. Antud meedet rahastatakse CO2 kvoodimüügist saadava tuluga kuni aastani 2020. CO2 kvoodimüügist rahastatav roheline investeerimisskeem (vt välisõhu kaitse seadus) tähendab riigi lubatud heitkoguse ühikutega kauplemisest saadavate vahendite suunamist keskkonnasäästlikesse projektidesse nagu näiteks biometaanituru arendamisse Eestis. Sõlmitud haldusleping Keskkonnaministeeriumi ja KIKi vahel seab KIKi ülesandeks CO2 heitkoguste ühikutega ehk AAU-ga (Assigned Amount Unit) kauplemise ning rohelise investeerimisskeemi rakendamise ehk saadud tulust toetuse jagamise. AAU müügireeglid näevad ette, et kvoodimüügist saadud tulu tuleb suunata CO2 ja teiste kasvuhoonegaaside emissiooni vähendavatesse keskkonnasõbralikesse projektidesse.

Lisaks on riigi poolt välja töötatud toetusmäärus „Biometaani transpordisektoris tarbimise toetamise tingimused“ tanklate rajamise ja gaasibusside kasutuselevõtmise toetmiseks. Toetuse eesmärgiks on biometaani tarbimise ja tarnimise käivitamine, tekitades taastuvatest energiaallikatest toodetud kütustele nõudluse ja soodustades biometaani kasutuselevõttu transpordisektoris. Toetatavad tegevused on:

  • võimekuse rajamine biometaani tarnimiseks ja tankimisvõimaluse pakkumiseks avalikus lahus- või võrgutanklas;
  • avaliku liiniveo korraldamisel biometaani tarbivate gaasibusside kasutuselevõtt.

 Toetusemeedet rahastatakse Euroopa Liidu Ühtekuuluvusfondist, mille eesmärgiks on vähendada majanduslikke ja sotsiaalseid ebavõrdsusi liikmesriigis ja propageerida jätkusuutlikku arengut. Ühtekuuluvusfondi raha jagab Keskkonnainvesteeringute Keskus (KIK).

8. Lisad

8. Lisad

Viide lehele
8.1. Lisa 1. Mõisted

8.1. Lisa 1. Mõisted

8.1. Lisa 1. Mõisted

ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) – Euroopa Parlamendi ja nõukogu määrusega (EÜ) nr 713/2009 asutatud Energeetikasektorit Reguleerivate Asutuste Koostööamet, millesse kuulub ka Eesti Konkurentsiamet.

Asjakohane ühenduspunkt (asjaomased punktid) – Süsteemihalduri hallatavad punktid gaasivoogude sisestamiseks või väljavõtmiseks gaasisüsteemist (vt punkti 5.2.1).

Avatud tarne leping – Avatud tarnija (sh bilansihaldur) ja turuosalise vaheline leping, mille alusel avatud tarnija (sh bilansihaldur) ostab ja müüb turuosalisele avatud tarnet.

Avatud tarne (Open Supply) – Bilansiperioodil turuosalisele kogu temale vajaliku energiakoguse müümine või turuosalise bilansi tagamiseks kauplemisperioodil talle puudujääva energiakoguse müümine või temalt ülejääva energiakoguse ostmine ebabilansina.

Avatud tarnija (Open Supplier) – Müüja või bilansihaldur, kes osutab kliendile avatud tarnet eesmärgiga tagada müüdud ja ostetud energiakoguste tasakaal kliendi bilansipiirkonnas.

BEMIP (Baltic Energy Market Interconnection Plan) – Läänemere energiaturgude ühendamise kava, mis on suunatud toimiva ja integreeritud energia siseturu väljaarendamisele ja energiasaarte kaotamisele koos selleks vajaliku elektri- ja gaasi infrastruktuuri ja piiriüleste ühenduste arendamisega Läänemere piirkonnas.

Bilansihaldur (Balance Provider) – Juriidiline isik, kes on oma bilansi tagamiseks sõlminud süsteemihalduriga bilansilepingu.

Bilansileping (Balance Agreement) – Süsteemihalduri ja bilansihalduri vahel sõlmitud avatud tarne leping, mille alusel süsteemihaldur müüb bilansihaldurile või ostab temalt igal kauplemisperioodil bilansi tagamiseks vajaliku koguse bilansienergiat.

Bilansiperiood – 24 tunnine periood. 2016. aastast alates on bilansiperioodiks ajavahemik, mis algab vööndiaja järgi hommikul kell 9.00 ja lõpeb järgmise päeva hommikul kell 9.00.

Bilansiplaan – Andmed bilansihalduri bilansiportfelli prognoosandmete ja määratud tarnete kohta bilansiperioodil.

Bilansiportfell – Bilansihalduri bilansivastutuspiirkond (bilansihalduri sisse- ja väljavoolude komplekt).

Bilansiselgituse mõõtepunkt – Mõõtepunkt, kus tarbija või tootja bilansihaldur erineb tema võrguettevõtja bilansihaldurist (vaata punkti 5.3.1).

Bilansivastutus – Turuosalise kohustus tagada bilanss igal bilansiperioodil.

Bilanss – Bilansiperioodis bilansiportfelli sisenenud ja bilansiportfellist väljunud gaasi koguste tasakaal.

Biogaas – Anaeroobsel kääritamisel saadud gaasiline taastuvkütus, mis koosneb metaanist (45-70%), süsinikdioksiidist (30-40%) ja teistest komponentidest nagu N2, O2, NH4, H2S.

Biomass – Põllumajandusest (nii taimsetest kui ka loomsetest ainetest), metsatööstusest ja sellega seotud tootmisest, kalandusest ja vesiviljelusest saadav bioloogilise päritoluga toodete, jäätmete ja jääkide bioloogiliselt lagunev fraktsioon ning tööstus- ja olmejäätmete bioloogiliselt lagunev fraktsioon.

Biometaan – Orgaanilistest allikatest saadud taastuv looduslik gaas, mis on algselt biogaas, kuid mida seejärel puhastatakse biogaasi biometaaniks muundamise protsessis, mille käigus eemaldatakse biogaasis sisalduvad lisandid, nagu süsinikdioksiid, siloksaanid ja vesiniksulfiidid (H2S).

CEN (European Committee for Standardization) – Regionaalne standardimisorganisatsioon, mis korraldab Euroopas standardimist kõigis valdkondades, välja arvatud elektrotehnika ja telekommunikatsioon.

Energiakultuurid – Põllumajanduslik tooraine, mille kasutuseesmärk on transportkütuste, soojuse- ja elektrienergia tootmine.

ENTSOG (European Network of Transmission System Operators for Gas) – Euroopa maagaasi ülekandesüsteemi haldurite võrgustik.

EBA (European Biogas Association) – Euroopa juhtiv assotsiatsioon biogaasi ja biometaani tootmise valdkonnas.

EIC (European Identification Coding) kood – ühtse kodeerimissüsteemi alusel määratud unikaalne identifikaator, mis on vajalik gaasiturul infovahetuse automatiseerimiseks. EIC koodide register asub Andmelaos.

First-come-first-served – „Kes-ees-see-mees“ põhimõte, mille kohaselt esimesena saabunud taotlus/pakkumus rahuldatakse esimesena (st taotlused järjestatakse laekumise aja alusel ja muid tingimusi ei võrrelda nt hind).

Gaasi leppekoguse mõõtur (LKM) – Gaasiarvestiga ühilduv mõõtevahend, mis automaatselt teisendab mõõtetingimustel mõõdetud gaasi koguse leppetingimustele vastavaks gaasi koguseks. LKM võib ka kompenseerida gaasiarvesti ja ühilduvate mõõtemuundurite veakõveraid.

Gaasiarvesti – Mõõtevahend seda arvestit läbinud gaasi koguse (mahu) mõõtmiseks, salvestamiseks ja esitamiseks.

Gaasibörs – Organiseeritud standardsete toodetega turg gaasisüsteemis oleva gaasiga kauplemiseks virtuaalses kauplemispunktis.

Gaasijaotusjaam (GJJ) – Jaotusjaam, kus toimub ülekandevõrgust väljuva gaasi rõhu redutseerimine, mõõtmine, lõhnastamine ja kokkulepitud tarbimisrežiimi tagamine.

Gaasikoguste jaotamine – Bilansihaldurile süsteemihalduri poolt eraldatud gaasi kogus tema bilansiportfelli sisenenud ja väljunud gaasi koguse arvestusega bilansiperioodi kohta ebabilansi koguse arvutamise eesmärgil, väljendatuna kilovatt-tundides ja/või kuupmeetrites.

Gaasimõõtejaam (GMJ) – Kahe riigi vahelises ühenduspunktis asuv mõõtejaam, kus toimub ülekandevõrku siseneva gaasi mõõtmine ja gaasi kvaliteedi määramine.

Gas Regional Investment Plan (GRIP) – BEMIP regiooni gaasi investeeringute plaan.

Gas Target Model (GTM) – ACER-i defineeritud Euroopa ühine turumudel, mis paneb paika nägemuse ja arengusuunad toimiva gaasituruni jõudmiseks ehk nn visioon Euroopa tuleviku gaasiturust.

Kalibreerimine – Menetlus, mis teatud tingimustel esmalt määrab kindlaks seose etalonide abil esitatud suuruse väärtuste ja mõõtemääramatuste ning vastavate näitude ja mõõtemääramatuste vahel, ning seejärel kasutab seda infot seose fikseerimiseks, et näidu alusel saada lõplik mõõtetulemus.

Kalibreerimiskõver – Näidu ja sellele vastava mõõtesuuruse väärtuse vahelise seose väljendus.

Katkestatav võimsus – Maagaasi ülekandevõimsus, mille kasutamise võib ülekandesüsteemi haldur katkestada vastavalt ülekandelepingus sätestatud tingimustele.

Kaudne jaotamismeetod (Implicit method) – Jaotamismeetod, mille korral jaotatakse samaaegselt nii ülekandevõimsust kui ka vastavat gaasikogust, tehes seda vajadusel enampakkumise vahendusel.

Kaugloetav mõõtepunkt – Mõõtepunkt, kus mõõteandmed bilansiperioodiks kogutakse vähemalt kord päevas mõõtmistega.

Kauplemispunkt ehk Hub – Süsteemihalduri või tema poolt määratud kolmanda osapoole – näiteks turuoperaatori (MAM - Market Area Manager) – poolt hallatav kauplemispunkt, kus bilansihaldurid saavad teha bilansiportfellide vahelisi tehinguid. Kauplemispunktid jagunevad füüsiliselt määratud asukohaga või virtuaalseteks kauplemispunktideks.

Kindel võimsus – Ülekandesüsteemi halduri poolt lepingu kohaselt katkestamatuna tagatav maagaasi ülekandevõimsus.

Kinnitatud kogus – Gaasi kogus bilansiperioodil, mille süsteemihaldur on tarne vastaspoolega kooskõlastanud ning bilansihaldurile kinnitanud.

Kooskõlastamine – Bilansihalduri poolt esitatud määratud tarnete vastavusse viimine tarne vastaspoole andmetega.

Korrigeerimine – Tähendab korrigeerimata mõõtetulemuse korrigeerimist süstemaatilise vea võrra.

Korrigeerimise tegur – Suurus, millega korrutatakse korrigeerimata mõõtetulemust gaasiarvesti veakõvera korrigeerimiseks.

Lepingutega ülekoormamine (ülekoormus) – Olukord, kus kindla võimsuse nõudluse tase ületab tehnilist võimsust.

Leppekoguse mõõtur tüüp 1 (LKM 1 terviksüsteem) – LKM-i vastavuse hindamist teostatakse terviksüsteemile (sh temperatuuri- ja rõhu mõõtemuundurile). Teisendamise viga määratletakse täies ulatuses teisendusteguri järgi.

Leppekoguse mõõtur tüüp 2 – LKM koosneb eraldi osadest: heakskiidetud mõõtemuunduritest temperatuurile ja/või rõhule ning eraldi arvutusseadmest. Teisendamise viga määratletakse eraldi osade (mõõtemuundurite ja arvutusseadme) vigade järgi.

Leppetingimused – Määratletud tingimused, millesse teisendatakse mõõdetud gaasikogus. Leppetingimused on gaasi temperatuur 20 °C ja gaasi absoluutne rõhk 1,01325 baari.

Mahuvaru – Ülekandetorustikus paiknev gaasi kogus, mis on vajalik süsteemi toimimise tagamiseks ning tasakaalustamistoimingute teostamiseks. Mahuvaru on süsteemihalduri omanduses.

Maksimaalselt lubatav mõõtehälve (lubatav piirviga) – Mõõtevahendi või -süsteemi spetsifikatsioonides või eeskirjades lubatav mõõtehälbe maksimaalne väärtus suuruse mingi teadaoleva tugiväärtuse suhtes.

Mittekaugloetav mõõtepunkt – Mõõtepunkt, kus mõõteandmed bilansiperioodiks kogutakse harvemini kui kord päevas mõõtmistega.

Mõõtemeetod – Mõõtmisel kasutatavate menetluste loogilise korrastamise üldine kirjeldus.

Mõõtemääramatus (määramatus) – Olemasoleva info põhjal mõõtesuurusele omistatud suuruse väärtuste hajuvust iseloomustav mittenegatiivne parameeter.

Mõõteprotseduur (mõõtemetoodika) – Mõõtmise üksikasjalik kirjeldus kooskõlas ühe või mitme mõõteprintsiibi ja kindla mõõtemeetodiga, mis tugineb mõõtemudelile ja hõlmab kõiki mõõtetulemuse saamiseks vajalikke arvutusi.

Mõõtesüsteem – Väljaehitatud mõõtevahendite ja lisaseadmete kogum ning dokumenteeritud sätted, mis on vajalikud energia määramiseks. Dokumenteeritud sätteid kasutatakse, et tõendada mitteseadmete põhiste tulemuste täpsust, usaldusväärsust ja jälgitavust. Kui mõõtesüsteemis kasutatakse energia määramiseks dokumenteeritud sätteid, siis need sätted on mõõtesüsteemi osa.

Mõõtetingimused – Tingimused, millistes gaasikogus on mõõtepunktis mõõdetud (gaasi temperatuur ja rõhk).

Mõõtetulemus – Suuruse väärtuste kogum, mis koos kogu muu saadaoleva asjakohase infoga omistatakse mõõtesuurusele.

Mõõtmise nihutatus (nihe) – Süstemaatilise mõõtehälbe hinnang.

Määratud tarne – Bilansihalduri poolt turuosalisele temaga bilansiperioodiks kokkulepitud sellise gaasikoguse tarnimine, millest on süsteemihaldurile bilansiplaani alusel ja ajakavas ette teatatud.

N-1 – Varustuskindluse kriteeriumi infrastruktuuri norm, mis näitab, kui jätkusuutlik on gaasisüsteem selle süsteemi kõige suurema läbilaskevõimega elemendi tööst väljasolekul.

Nm3 (STP - Standard Temperature and Pressure) – Gaasi mahu mõõtühik normaal- ehk standardtingimuste juures, milleks on temperatuur 273,15 kelvinit ja rõhk 101,3 kilopaskalit (ehk temperatuuril 0 °C ja absoluutsel gaasi rõhul 1,01325 baari).

Operatiivbilansi konto – Konto, mida haldavad kaks kokkupuutuvat süsteemihaldurit eesmärgiga registreerida, kooskõlastada ja jaotada ühenduspunkti läbinud gaasimahtude kogused.

Operatiivbilansi leping – Kokkupuutuvate süsteemihaldurite omavaheline leping tehnilise bilansi korraldamiseks.

OTC leping (Over-the-Counter) – Kahepoolselt sõlmitud energia ostu-müügi leping, mis tähendab seda, et tehingut ei tehta läbi tsentraalse toimumiskoha nagu on börsid.

Pidevkauplemine (Continuous trading) – Kauplemise algoritm gaasibörsil, kus tehing sõlmitakse kohe peale sobiva ostu ja müügiorderi kokkuviimist (matching) ehk igale tehingule tekib „oma“ hind.

Piiriülene sisend-väljund punkt – Koht, kus gaas siseneb süsteemi naabersüsteemist või kus gaas väljub virtuaalselt naabersüsteemi.

Pikeneva lõpuga enampakkumine – Enampakkumine, mille raames võrgukasutaja teeb pakkumise kindlaksmääratud, järjestikku teatatavate hinnasammude kohta.

Power to Gas (P2G) – tehnoloogia, mis võimaldab elektrit gaasiks muundada.

Projects of Common Interest (PCI) – Euroopa Komisjon nn ühishuvi projektide nimekiri, milles olevatele objektidele plaanib Euroopa Liit iga-aastases taotlusvoorus jagada kindlaks määratud summas toetusi.

Pro-rata põhimõte – Maagaasi ülekandevõimsuse jaotamise põhimõte, kus vaba ülekandevõimsus jaotatakse reserveerimisavalduse esitanud turuosaliste vahel proportsionaalselt vastavalt taotletud võimsusele.

Päritolutunnistus (GoO - Guarantee of Origin) – Elektrooniline dokument, mille süsteemihaldur annab tootjale taotluse alusel ja mis tõendab, et tootja on tootnud energiat taastuvast energiaallikast või tõhusa koostootmise režiimil.

REMIT – Euroopa parlamendi ja nõukogu määrus (EL) nr 1227/2011, 25. oktoober 2011, energia hulgimüügituru terviklikkuse ja läbipaistvuse kohta, millega kehtestatakse eeskirjad, mis keelavad energia hulgimüügiturge mõjutavad kuritarvitused ja on sidusad finantsturgudele kohaldatavate eeskirjadega ning tagavad kõnealuste energia hulgimüügiturgude nõuetekohase toimimise, võttes sealjuures arvesse nende iseärasusi. Määruses nähakse ette, et järelevalvet energia hulgimüügiturgude üle teostab ACER tihedas koostöös riiklike reguleerivate asutustega ning võttes arvesse heitkogustega kauplemise süsteemi ja energia hulgimüügiturgude vastastoimet.

Sertifitseeritud etalonaine (sertifitseeritud referentsmaterjal) – Pädeva asutuse poolt väljastatud dokumentatsiooniga varustatud etalonaine, mis kasutades kehtivaid protseduure annab ühe või mitme kindla omaduse suuruse väärtused, seotud määramatused ja jälgitavused.

Sisendpunkt – Koht, kus gaas siseneb süsteemi naabersüsteemist või LNG-terminalist ja kus algab gaasi ülekanne läbi gaasi ülekandesüsteemi.

Sisend-väljund tsoon (Entry-exit zone) – Geograafiline piirkond, kus gaas saab vabalt (ilma lisanduvate ülekandetariifideta) liikuda; gaasi tsooni sisestades tuleb maksta nn sisendtariifi (entry tariff) ja tsoonist välja võttes nn väljundtariifi (exit traiff), kuid tsoonisiseselt liikudes (ka üle riigipiiride) ülekandetariifi ei lisandu. Sisend-väljund tsoonis on ühised turureeglid (sh virtuaalne kaubanduspunkt, ühine bilansihaldus, tasakaalustamine ja võimsuste jaotamise mehhanism). Sisend-väljund tsoon koos sellega kaasneva reeglistiku ja protsessidega moodustab sisend-väljund mudeli.

Surubiometaan (CBM – Compressed Biomethane) – Kokkusurutud biometaan, mida transporditakse ja kasutatakse nagu surugaasi, segatuna koos maagaasiga ükskõik mis vahekorras või surugaasist sõltumatult.

Surugaas (CNG - Compressed Natural Gas) – Kokkusurutud maagaas, mida tangitakse surugaasisõiduki gaasimahutitesse automootori käivitamiseks.

Süsteemihaldur (Transmission System Operator) – Põhivõrguettevõtja, kellel lasub süsteemivastutus ja kelle kohustus on tagada sõlmitud lepingute kohaselt igal hetkel süsteemi varustuskindlus ja bilanss.

Süstemaatiline mõõtehälve – Mõõtehälbe komponent, mis korduval mõõtmisel jääb konstantseks või muutub ettearvatavalt.

Take-or-pay leping – Gaasi ostu-müügi leping, mille järgi ostjal on kohustus kokkulepitud gaasi koguse eest maksta olenemata tegelikult tarbitud kogusest.

Tarbija – Isik, kes ostab võrgu kaudu jaotatavat gaasi oma tarbeks.

Tasakaalustamisgaas – Ülekandevõrku sisenev ja ülekandevõrgust väljuv gaas, mida gaasisüsteemi bilansi hoidmise eesmärgil ostab või müüb süsteemihaldur.

Tiputarbimine – Süsteemi päevane maksimaalne tarbimine.

TYNDP (Ten-Year Network Development Plan) – Euroopa süsteemihaldurite koostöös ning ENTSOG eestvedamisel iga kahe aasta järel koostatav gaasivõrgu kümne aasta arengukava.

Valideerimine – Tõendamine, et kindlaksmääratud nõuded on ettenähtud kasutussihiks adekvaatsed.

Vastaspool – Naabersüsteemihaldur või sisemaine turuosaline, kes tarnib gaasi bilansihaldurile ja/või kellele bilansihaldur ise tarnib gaasi asjaomastes punktides.

Veeldatud maagaas (LNG – Liquefied Natural Gas) – Gaas, mis saadakse maagaasi jahutamisel kuni -160°C. Veeldatud gaasi energiatihedus on kolm korda suurem kui surugaasil.

Virtuaalne kauplemispunkt – Süsteemihalduri hallatav füüsiliselt määratlemata asukohaga kauplemispunkt, mis paikneb peale kõiki süsteemi sissevoolupunkte ja enne väljavoolupunkte, kus bilansihaldurid saavad teha bilansiportfellide vahelisi tehinguid.

Võrguettevõtja – Ettevõtja, kes osutab võrguteenust.

Võrgukadu – Võrku sisenevate ja väljuvate gaasikoguste vahe, mille moodustavad ehitus- ja hoolduskulud, mõõtemääramatused, lekked ning omatarve.

Võrgugaas – Ülekande ja jaotusvõrgu kaudu edastatav kehtestatud kvaliteedinõuetele vastav gaaskütus, mis võib olla maagaas (NG – Natural Gas), regasifitseeritud veeldatud maagaas (LNG – Liquified Natural Gas), biometaan (BM - Biometan) või sünteetiline gaas (SNG – Synthetic Natural Gas).

Väiksema mahu printsiip – Tähendab põhimõtet, mille kohaselt süsteemihaldur võrdleb bilansihalduri poolt esitatud määratud tarned asjaomastest punktides vastaspoole kogustega ning erinevuse korral vähendab gaasi kogust bilansihaldurile, kelle poolt esitati suurema väärtusega määratud tarne.

Väljundpunkt – Koht, kus gaasi ülekanne lõpeb ja kus gaas edastatakse naabersüsteemi või jaotussüsteemi või ülekandevõrguga ühendatud turuosalisele. Kui jaotusvõrk on ülekandevõrguga ühendatud mitmes punktis, siis arvestatakse kõiki vastavaid ühenduspunkte koos ühe väljundpunktina.

Ühenduspunkt – Kahe riigi vaheline gaasi toruühendus, läbi mille on võimalik gaasi ühest riigist teise transportida.

Ühendvõimsus – Standardvõimsustootele vastav kindlal alusel pakutav võimsus, mis koosneb sisse- ja väljavooluvõimsusest iga ühenduspunkti mõlemalt poolelt.

Ühtse hinna ehk marginaalhinna enampakkumine (Marginal pricing) – Enampakkumine, kus võrgukasutajad esitavad ühes pakkumisvoorus vabalt pakkumise nii hinnale kui ka kogusele. Algoritm reastab need hinna alusel, kõrvutab pakkumise ja nõudluse. Kõik edukad ostjad maksavad madalaima eduka pakkumise hinna.

Ülemine kütteväärtus – Soojushulk, mis eraldub 1 m3 leppetingimustele teisendatud gaasi koguse täielikul põlemisel õhus selliselt, et rõhk, mille juures protsess toimub on 1,01325 baari ja kõik põlemisproduktid on tagastunud temperatuurile 25 °C, kõik põlemisproduktid gaasilises olekus, väljaarvatud põlemise tulemusel moodustunud vesi, mis on kondenseerunud vedelikuks ja tagastunud ka samale temperatuurile 25 °C.

8.2. Lisa 2. Regulatsioonid

8.2. Lisa 2. Regulatsioonid

Direktiiv 2009/28/EÜ – Taastuvatest energiaallikatest toodetud energia kasutamise edendamise kohta.

Direktiiv 2009/73/EÜ – Käsitleb maagaasi siseturu ühiseeskirju.

Direktiiv 2014/32/EL – Mõõtevahendite turul kättesaadavaks tegemist käsitlevate liikmesriikide õigusaktide ühtlustamise kohta.

Direktiiv 2014/94/EL – Alternatiivkütuste taristu kasutuselevõtu kohta.

Määrus (EL) 2015/703 – Kehtestatakse võrgueeskiri koostalitlus- ja andmevahetuseeskirjade kohta.

Määrus 1227/2011 – ( REMIT) energia hulgimüügituru terviklikkuse ja läbipaistvuse kohta.

Määrus 1348/2014 – ( REMIT Implementation Acts) milles käsitletakse andmete esitamist ja millega rakendatakse

energia hulgimüügituru terviklikkust ja läbipaistvust käsitleva Euroopa Parlamendi ja nõukogu määruse (EL) nr

1227/2011 artikli 8 lõikeid 2 ja 6

Määrus 617/2010 – Käsitleb komisjoni teavitamist Euroopa Ühenduse energeetika infrastruktuuri investeerimisprojektidest.

Määrus 713/2009 – Millega luuakse Energeetikasektorit Reguleerivate Asutuste Koostööamet ( ACER).

Määrus 714/2009 – Võrkudele juurdepääsu tingimuste kohta piiriüleses elektrikaubanduses ning millega tunnistatakse.

Määrus 715/2009 – Maagaasi ülekandevõrkudele juurdepääsu tingimuste kohta.

Määrus 994/2010 - Käsitleb gaasivarustuse kindluse tagamise meetmeid.

8.3. Lisa 3. Gaasi normiviited

8.3. Lisa 3. Gaasi normiviited

EVS 758:2009. Metrology: terms and definitions.

EVS-EN 12261. Gas metes – Turbine gas meters.

EVS-EN 12405-1. Gas meters – Conversion devices – Part 1: Volume conversion.

EVS-EN 12405-2. Gas meters – Conversion devices – Part 2: Energy conversion

EVS-EN 12480. Gas meters – Rotary displacement gas meters.

EVS-EN 1776. Gas infrastructure – Gas measuring systems – Functional requirements.

EVS-EN 437. Test gases. Test pressures. Appliance categories.

EVS-EN ISO 10101. Natural gas - Determination of water by the Karl Fischer method.

EVS-EN ISO 10723. Natural gas - Performance evaluation for on-line analytical system.

EVS-EN ISO 11541. Natural gas - Determination of water content at high pressure.

EVS-EN ISO 13443. Natural gas - Standard reference conditions.

EVS-EN ISO 18453. Natural gas - Correlation between water content and water dew point.

EVS-EN ISO 19739. Natural gas - Determination of sulfur compounds using gas chromatography.

EVS-EN ISO 6141. Gas analysis - Requirements for certificates for calibration gases.

EVS-EN ISO 6142. Gas analysis - Preparation of calibration gas mixtures -Gravimetric method.

EVS-EN ISO 6143. Gas analysis - Comparison methods for determining and checking the composition of calibration gas mixtures.

EVS-EN ISO 6326. Natural gas - Determination of sulfur compounds.

EVS-EN ISO 6327. Gas analysis - Determination of the water dew point of natural gas - Cooled surface condensation hygrometers.

EVS-EN ISO 6570. Natural gas - Determination of potential hydrocarbon liquid content - Gravimetric methods.

EVS-EN ISO 6974-1. Natural gas - Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatography - Part 1: General guidelines and calculation of composition.

EVS-EN ISO 6974-2. Natural gas - Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatography - Part 2: Uncertainty calculations.

EVS-EN ISO 6974-3. Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 3: Determination of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon dioxide and hydrocarbons up to C8 using two packed columns.

EVS-EN ISO 6974-4. Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 4: Determination of nitrogen, carbon dioxyde and C1 to C5 and C6+ hydrocarbons for a laboratory and on-line measuring system using two columns.

EVS-EN ISO 6974-5. Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 5: Determination of nitrogen, carbon dioxide and C1 to C5 and C6+ hydrocarbons for a laboratory and on-line process application using three columns.

EVS-EN ISO 6974-6. Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 6: Determination of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon dioxide and C1 to C8 hydrocarbons using three capillary columns.

EVS-EN ISO 6975. Natural gas - Extended analysis - Gas-chromatographic method.

EVS-EN ISO 6976. Natural gas - Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe index from composition.

EVS-EN ISO/IEC 17025. General requirements for the competence of testing and calibration laboratories.

ISO 17089-1. Measurement of fluid flow in closed conduits. Ultrasonic meters for gas. Meters for custody transfer and allocation measurement.

ISO 23874. Natural gas -Gas chromatographic requirements for hydrocarbon dewpoint calculation.

ISO/IEC GUIDE 99:2007. International vocabulary of metrology. Basic and general concepts and associated terms VIM).

ISO/TR 11150. Natural gas - Hydrocarbon dew point and hydrocarbon content

ISO/TR 22302:2014. Natural gas - Calculation of methane number.

OIML R 137-1 and 2. Gas meters.

OIML R140. Measuring systems for gaseous fuel.

8.4. Lisa 4. Valemid mõõtetingimustes mõõdetud gaasivoo arvutamiseks leppetingimustele ja energiaks.

8.4. Lisa 4. Valemid mõõtetingimustes mõõdetud gaasivoo arvutamiseks leppetingimustele ja energiaks.

Järgnevalt on loetletud lühendid, mida kasutatakse valemites gaasi koguse arvutamiseks:

r - gaasi tihedus mõõtetingimustel
r0 - gaasi tihedus leppetingimustel
E - energia
Hs,m - kütteväärtus leppetingimustel, massi alusel
Hs,v - kütteväärtus leppetingimustel, mahu alusel
M - mass
Mm - moolmass
p - rõhk mõõtetingimustel
p0- rõhk leppetingimustel
Ra - universaalne gaasikonstant
T - temperatuur mõõtetingimustel
Tb - temperatuur leppetingimustel
V - maht mõõtetingimustel
Vb - maht leppetingimustel
Z - gaasi kokkusurutavus mõõtetingimustel
Zb - gaasi kokkusurutavus leppetingimustel

Esitatud valemeid kasutatakse:

  1. leppetingimustel gaasikoguse (mahu) arvutamiseks;
  2. massi arvutamiseks;
  3. energia arvutamiseks.

Arvutamise eelduseks mõõtetingimustes gaasi mahu V (m3) mõõtetulemus.

Mahu arvutamine

Esimese võimalusena võib leppetingimustel gaasi mahu Vb arvutamiseks kasutada valemit, kus leppetingimustele teisendamine toimub gaasi tiheduste alusel (nimetatakse ka tiheduste kaudu teisendamiseks):

tiheduste kaudu teisendamine

Arvestades, et gaasi tiheduse mõõtetingimustel ρ saab arvutada:

%CF%81.png

saame teise võimalusena leppetingimustel gaasi mahu arvutamiseks valemi, mida nimetatakse ka PTZ teisenduseks:

PTZ teisendus.png

Massi arvutamine

Mass M arvutatakse:

Mass M.png

 

või kui asendame tiheduse valemi (2) avaldisega:

asendame%20tiheduse%20valemi%20(2)%20avaldisega.png

Energiahulga arvutamine

Energiahulka E võib arvutada kas mahu või massi alusel, korrutades selle vastava kütteväärtusega Hs

Mahu alusel arvutades valemiks on:

Mahu alusel arvutades valemiks on

 

kus Vb saab kas valemist (1) või valemist (3).

Massi alusel arvutades valemiks on:

Massi alusel arvutades valemiks on.png

 

kus M saab valemi (4) või (5) alusel.

Tegurid gaasi mahu ja parameetrite teisendamiseks erinevatele temperatuuri tingimustele

Tabelis 12 on toodud tegurid gaasi mahu ja parameetrite teisendamiseks erinevatele põlemisproduktide tagastumistemperatuuridele ja koguse mõõtmise määratletud leppetemperatuuridele

Tabel 12 Teisendustegurid48

Tagastumistemperatuur °C / leppetemperatuur °C

25/20 kuni 25/0

25/20 kuni 15/15

25/20 kuni 0/0

25/0 kuni 15/15

25/0 kuni 0/0

15/15 kuni 0/0

Mahupõhine reaalgaasi ülemine kütteväärtus

1,0738

1,0185

1,0766

0,9486

1,0026

1,0570

Mahupõhine reaalgaasi alumine kütteväärtus

1,0738

1,0176

1,0741

0,9477

1,0003

1,0555

Wobbe'i arvu reaalgaasi väärtus

1,0736

1,0185

1,0764

0,9487

1,0026

1,0569

 

 

48 EVS-EN ISO 13443: Natural gas - Standard reference conditions

8.5. Lisa 5. Võrgugaasi kvaliteedinõuded

8.5. Lisa 5. Võrgugaasi kvaliteedinõuded

Viide lehele
8.5.1. Kütteväärtus ja Wobbe arv

8.5.1. Kütteväärtus ja Wobbe arv

8.5.1. Kütteväärtus ja Wobbe arv

Ülekandevõrku sisestatavale gaasile esitatud nõuded kütteväärtusele ja Wobbe arvule (tabel 10) vastavad standardiga EVS-EN 437 määratud teise perekonna H grupi gaasile. Parameetrite väärtused määratakse lähtuvalt standardist EVS-EN ISO 6976 gaaskromatograafiga.

 

Tabel 10 Kütteväärtusele ja Wobbe arvule esitatavad nõuded

Parameeter

Ühik

Aktsepteeritav väärtus

Põlemisproduktide tagastumistemperatuur/

Leppetingimustes temperatuur

°C

15/15

25/0

25/20

Min.

Max.

Min.

Max.

Min.

Max.

Alumine kütteväärtus Hi

kWh/m3

≥ 9,00

-

≥ 9,49

-

≥ 8,83

-

MJ/m3

≥ 32,41

-

≥ 34,17

-

≥ 31,82

-

kcal/m3

≥ 7741

-

≥ 8162

-

≥ 7600

-

Ülemine kütteväärtus Hs

kWh/m3

≥ 9.87

-

≥ 10,41

-

≥ 9.69

-

MJ/m3

≥ 35,52

-

≥37,48

-

≥ 34,87

-

kcal/m3

≥ 8483

-

≥ 8952

-

≥ 8329

-

Wobbe arv WI

 

kWh/m3

13,3

14,71

14,02

15.51

13,06

14,44

MJ/m3

47,89

52,94

50,48

55,84

47,02

12415

kcal/m3

11438

12645

12057

13336

11231

12561

8.5.2. Kvaliteedinäitajad

8.5.2. Kvaliteedinäitajad

Tabelis 11 on esitatud nõuded ülekandevõrku sisestatavale gaasile lubatud ainete sisaldusele ja parameetritele.

 

Tabel 11 Nõuded lubatud ainete sisaldusele ja parameetritele

Nr

Näitajad

Ühik

Lubatav väärtus

Määramise metoodika

1

Metaani sisaldus - CH4

% mol

90

EN ISO 6974

EN ISO 6975

2

Lämmastiku sisaldus - N2

% mol

≤ 3

EN ISO 6974-1 kuni 6

EN ISO 6975

3

Süsihappegaasi sisaldus - CO2

% mol

≤ 2,5

EN ISO 6974-1 kuni 6

EN ISO 6975

4

Hapniku sisaldus - O2

% mol

≤ 0,02  49

EN ISO 6974-3

EN ISO 6974-6

N ISO 6975

5

Vesiniku sisaldus - H2

% mol

≤ 0,1

EN ISO 6974

EN ISO 6975

6

Üldise väävli sisaldus ilma odorandita - S

 

g/m3

0,03

EN ISO 6326-5

EN ISO 15970

7

Väävelvesiniku ja karbonaatse väävli sisaldus H2S + COS

g/m3

≤ 0,007

EN ISO 6326-1

EN ISO 6326-3

EN ISO 19739

8

Merkaptaanväävli sisaldus ilma odorandita

RSH

g/m3

≤ 0,016

EN ISO 6326-3

EN ISO 19739

9

Saasteainete osakeste sisaldus

g/m3

≤ 0,001

 

10

Vee ja süsivesinike vedelate osakeste sisaldus

g/m3

Mitte lubatav

 

11

Metaanarv

 

65

ISO 15403-1

12

Suhteline tihedus - d

-

0.55 – 0,75

 

EN ISO 6976

EN ISO 15970

13

Süsivesinike kastepunkti temperatuur - HC DP

°C

≤ -2

(rõhul 0.1 – 7 MPa)

EN ISO 23874

ISO 12148

14

Vee kastepunkti temperatuur - H2O DP

°C

≤ - 8

(rõhul 7 MPa)

 

EN ISO6 327

EN 18453

EN ISO 10101 – 1 kuni 3

 

49 Biometaani korral lähtutakse piirnormi määratlemisel punktis 14.3 toodud tingimustest

8.5.3. Kvaliteedinäitajad ülekandevõrku sisestatavale biometaanile

8.5.3. Kvaliteedinäitajad ülekandevõrku sisestatavale biometaanile

Ülekandevõrku sisestamise punktis võib biometaani hapniku sisaldus ületada tabelis 6 punkti 4 väärtust ja olla 0,5 (% mol) tingimusel, et ülekandevõrgu kõikides väljundpunktides on torustikus segunenud gaasi hapniku sisaldus lubataval tasemel 0,02 (% mol). Biometaani temperatuur peab olema piirides 0°C kuni 40°C.

Eestis toodetud biometaani ülekandevõrku sisestamise korral, lisaks tabelis 10 ja tabelis 11 esitatud kvaliteedinõuetele, on Süsteemihalduril õigus määratleda:

  • biometaani sisestamise tehnoloogia;
  • tehnilised ja metroloogilised nõuded mõõtesüsteemidele kooskõlas Süsteemihalduri poolsete tehniliste tingimustega, nagu gaaskromatograafi paigaldamise ja kasutamiselevõtu nõuded;
  • ohutusabinõud vältimaks nõuetele mittevastava biometaanist põhjustatavaid kahjustusi gaasivõrkudele ja –seadmetele;

8.6. Lisa 6. Bilansiaruande vorm

8.6. Lisa 6. Bilansiaruande vorm

Bilansi-periood

Bilansiportfelli sisenenud kogus

Bilansiportfellist väljunud kogus

Ebabilansi kogus

Ebabilansi kogus

Bilansigaasi hind

Ebabilansi maksumus

Müük

Ost

Müük

Ost

Müük

Ost

   

 

             

Kokku:

 

 

             

8.7. Lisa 7. Bilansigaasi akt

8.7. Lisa 7. Bilansigaasi akt

1. Bilansihalduri bilansiportfelli sisenenud import:

   

m3

MWh

 

Karksi GMJ:

   

m3

MWh

 

Värska GMJ:

   

m3

MWh

 

Narva GMJ:

 

m3

MWh

 

Misso GJJ:

   

m3

MWh

 

Kuu keskmine ülemine kütteväärtus:

MJ/m3

 

2. Tehingud riigisisese virtuaalse kauplemispunkti kaudu

m3

MWh

Bilansiportfelli sisenenud kogus

 

m3

MWh

Bilansiportfellist väljunud kogus

m3

MWh

3. Sisemaiselt bilansiportfelli jaotatud gaas läbi GJJ-de:

     
  1. sisse arvatud mõõtepunktidest kogused +)
 

m3

MWh

  1. välja arvatud jaotusvõrkude mõõtepunktidest kogused -)

m3

MWh

4. Bilansihalduri bilanss:

         
 

Bilansiportfelli sisenenud kogus

 

m3

MWh

 

Bilansiportfellist väljunud kogus

m3

MWh

5. Bilansigaasi akt:

Bilansigaasi müük bilansihaldurile

 

m3

MWh

 

Bilansigaasi ost bilansihaldurilt

 

m3

MWh