desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava republike
TRANSCRIPT
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA
PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
REPUBLIKE HRVATSKE
2014. – 2023.
Predsjednik Uprave
Marin Zovko
Zagreb, svibanj 2014.g.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
SADRŽAJ
1. UVOD ........................................................................................................................ 1
2. OKOLNOSTI I POLAZIŠTA IZRADE PLANA ..................................................................... 2
2.1. ZAKONSKA REGULATIVA .............................................................................................. 2
2.2. STRATEGIJA ENERGETSKOG RAZVOJA I PROGRAM PROVEDBE STRATEGIJE ENERGETSKOG RAZVOJA ........................................................................................................ 3
2.3. PRILIKE NA TRŽIŠTU PLINA U REPUBLICI HRVATSKOJ .................................................. 4
3. TRENUTNO STANJE RAZVIJENOSTI I ISKORISTIVOSTI PLINSKOG SUSTAVA .................. 5
3.1. PLINSKI TRANSPORTNI SUSTAV ................................................................................... 5
3.1.1. Ulazi u transportni sustav ..................................................................................... 7
3.1.2. Izlazi iz transportnog sustava ............................................................................... 9
3.1.3. Najveda dnevna opteredenja .............................................................................. 11
3.2. SUSTAV SKLADIŠTENJA PRIRODNOG PLINA ............................................................... 12
3.3. PLINSKI DISTRIBUCIJSKI SUSTAVI ............................................................................... 14
3.4. DOSADAŠNJI RAZVOJ POTROŠNJE PRIRODNOG PLINA.............................................. 16
3.5. DOSADAŠNJI RAZVOJ IZVORA OPSKRBE PRIRODNOG PLINA – DOMADA PROIZVODNJA I UVOZ ........................................................................................................... 17
4. OSNOVE DALJNJEG RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA ......................... 18
4.1. OČEKIVANE POTREBE DOMADEG TRŽIŠTA PRIRODNOG PLINA I PLANIRANA POTROŠNJA ........................................................................................................................... 18
4.2. OSIGURANJE PRIRODNOG PLINA ZA DOMADE TRŽIŠTE ............................................ 20
4.2.1. Očekivana domada proizvodnja prirodnog plina ............................................... 20
4.2.2. Očekivani uvoz prirodnog plina .......................................................................... 21
4.2.3. Postojedi i novi dobavni pravci ........................................................................... 21
4.3. OČEKIVANI TRANSPORT PRIRODNOG PLINA ZA POTREBE TRŽIŠTA PLINA U OKRUŽENJU RH ..................................................................................................................... 25
4.4. OČEKIVANI TRANSPORT PRIRODNOG PLINA ZA POTREBE SKLADIŠTENJA ................ 27
4.5. UKUPNO OČEKIVANI TRANSPORT PLINSKIM TRANSPORTNIM SUSTAVOM .............. 29
4.6. OSIGURANJE PREDUVJETA SIGURNOSTI POUZDANE OPSKRBE PRIRODNIM PLINOM I ISPUNJAVANJE ZAHTJEVA UREDBE (EU) BROJ 994/2010 O MJERAMA ZA OČUVANJE SIGURNOSTI OPSKRBE PLINOM ............................................................................................ 31
4.7. OSIGURANJE PREDUVJETA RAZVOJA TRŽIŠTA PRIRODNOG PLINA ........................... 34
4.7.1. Osiguranje zahtjeva transparentnosti-dostupnosti informacija korisnicima ..... 34
4.7.2. Uravnoteženje transportnog sustava na tržišnim osnovama ............................ 35
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
4.7.3. Upravljanje zagušenjima transportnog sustava ................................................ 35
4.8. TEHNIČKA I OPERATIVNA USKLAĐENOST S DRUGIM OPERATORIMA TRANSPORTNOG SUSTAVA ................................................................................................... 37
4.9. REKONSTRUKCIJE TRANSPORTNOG SUSTAVA ........................................................... 38
5. PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA .............................................. 39
5.1. INVESTICIJSKI PROJEKTI ............................................................................................. 39
5.2. RAZVOJNI PROJEKTI ................................................................................................... 45
5.2.1. Osnovni plinski transportni sustav ..................................................................... 45
5.2.2. Interkonekcije ..................................................................................................... 50
5.2.3. Ostali projekti ..................................................................................................... 52
6. USKLAĐENOST S NEOBVEZUJUDIM DESETOGODIŠNJIM PLANOM RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA EUROPSKE UNIJE .................................................................. 54
6.1. Usklađenost s neobavezujudim desetogodišnjim planom razvoja plinskog transportnog sustava EU za razdoblje 2011. – 2020. ........................................................... 54
6.2. Usklađenost s neobavezujudim desetogodišnjim planom razvoja plinskog transportnog sustava EU za razdoblje 2013.-2022. ............................................................. 55
7. FINANCIRANJE ......................................................................................................... 56
8. ZAKLJUČAK .............................................................................................................. 57
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
1
1. UVOD
Desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske 2014. – 2023. godine
(u daljnjem tekstu: Desetogodišnji plan) izrađen je od strane hrvatskog operatora transportnog
sustava, tvrtke Plinacro d.o.o., Zagreb, koji je od Hrvatske energetske regulatorne agencije (u
daljnjem tekstu: Agencija) 10. studenog 2003. godine ishodio dozvolu za obavljanje energetske
djelatnosti transporta plina (registarski broj dozvole: 080304171-0030-08/03).
Cilj Desetogodišnjeg plana je ukazati sudionicima na tržištu plina na glavnu transportnu infrastrukturu
koja de se izgraditi ili proširiti u prvom regulatornom razdoblju od 2014. do 2016. godine, na
investicije o kojima je donesena odluka o izgradnji te prikazati projekcije Desetogodišnjeg plana.
Desetogodišnji plan se donosi u trenutku u kojem nije donijeta konačna odluka o ulaganju u projekte:
LNG u Omišlju, Jonsko-jadranski plinovod – IAP/TAP-Trans Adriatic Pipeline i Južni tok (South Stream)
koji su ključni za daljnji razvoj hrvatskog plinskog transportnog sustava.
Prilikom odobravanja Desetogodišnjeg plana Agencija je provjerila njegovu usklađenost sa
Strategijom energetskog razvoja Republike Hrvatske i s neobavezujudim desetogodišnjim planom
razvoja transportnog sustava Europske unije (TYNDP).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
2
2. OKOLNOSTI I POLAZIŠTA IZRADE PLANA
2.1. ZAKONSKA REGULATIVA
Republika Hrvatska se kao članica Europske unije obvezala uskladiti hrvatski energetski sektor i
energetsko zakonodavstvo s Tredim paketom energetskih propisa Europske unije. Osnovni zahtjevi
Tredeg paketa energetskih propisa su: transparentnost, razdvajanje operatora sustava, povedanje
ovlasti i koordinacija regulatora, zaštita potrošača, tretmani dugoročnih ugovora, investicije u
infrastrukturu, pristup skladištu te strateško skladištenje.
U cilju izvršavanja navedene obveze Vlada Republike Hrvatske donijela je paket energetskih zakona:
Zakon o tržištu plina („Narodne novine“ broj 28/2013., 14/2014.), Zakon o energiji („Narodne novine“
broj 120/2012., 14/2014.) i Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti („Narodne novine“ broj
120/2012.).
Navedenim zakonima se u zakonodavstvo Republike Hrvatske prenijela pravna stečevina Europske
unije iz područja energetike, a posebice Direktiva 2009/73/EC Europskog parlamenta i Vijeda od 13.
srpnja 2009. o zajedničkim pravilima za unutarnje tržište prirodnog plina (L 211, 14. 8. 2009.)
Zakonom o tržištu plina uređena je organizacija tržišta, prava, dužnosti i odgovornosti sudionika
tržišta, zaštita kupaca, koncesije u distribuciji prirodnog plina, razdvajanje djelatnosti, organizacija
pristupa plinskom sustavu te prekogranični transport prirodnog plina.
Zakonom o energiji uređene su mjere za sigurnu i pouzdanu opskrbu energijom i njezinu učinkovitu
proizvodnju i korištenje, akti kojima se uređuje i na temelju kojih se provodi energetska politika i
planiranje energetskog razvitka, obavljanje energetskih djelatnosti na tržištu ili kao javna usluga te
osnovna pitanja obavljanja energetskih djelatnosti. Zakonom o regulaciji energetskih djelatnosti
uređena je uspostava i provođenje sustava regulacije energetskih djelatnosti, postupak osnivanja
tijela za regulaciju energetskih djelatnosti te druga pitanja od značenja za regulaciju energetskih
djelatnosti.
Uz navedene zakone i važede opde akte sudionici na tržištu plina dužni su u cijelosti primjenjivati
Uredbu (EZ) broj 715/2009 Europskog parlamenta i Vijeda od 13. srpnja 2009. o uvjetima pristupa
mrežama za transport plina, Aneksa Uredbe broj 685/2010 i Aneksa Uredbe broj 347/2013. Cilj
Uredbi je postavljanje ne diskriminirajudih pravila i uvjeta pristupa sustavima za transport prirodnog
plina, objektima za ukapljeni prirodni plin (LNG) i skladišnim objektima, uzimajudi u obzir posebnosti
nacionalnog i regionalnog tržišta.
Ulaskom Republike Hrvatske u Europsku uniju obvezujuda je i Uredba (EU) broj 994/2010 Europskog
parlamenta i Vijeda od 20. listopada 2010. o mjerama zaštite sigurnosti opskrbe kojom se utvrđuju
odredbe za zaštitu sigurnosti opskrbe stvaranjem pravilnog i potpunog funkcioniranja tržišta plina uz
omogudavanje provođenja izvanrednih mjera kada tržište nije u mogudnosti osigurati potrebnu
opskrbu prirodnim plinom (više u poglavlju 4.).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
3
U nadolazedem razdoblju na tržištu plina de se primjenjivati i sljededa mrežna pravila (Network code):
Capacity Allocation, Congestion Management, Balancing Network Code Interoperability and Data
Exchange Rules.
2.2. STRATEGIJA ENERGETSKOG RAZVOJA I PROGRAM PROVEDBE
STRATEGIJE ENERGETSKOG RAZVOJA
Zakonom o energiji („Narodne novine“ broj 120/2012., 14/2014.) je Strategija energetskog razvitka
definirana kao osnovni akt kojim se utvrđuje energetska politika i planirani energetski razvitak.
Istim je zakonom Program provedbe strategije energetskog razvitka definiran kao osnovni
provedbeni akt kojim se utvrđuju mjere, nositelji aktivnosti i dinamika realizacije energetske politike
i provođenja nacionalnih energetskih programa, način ostvarivanja suradnje s tijelima lokalne i
područne (regionalne) samouprave na području planiranja razvitka energetskog sektora i suradnje s
energetskim subjektima te s međunarodnim organizacijama.
Važeda Strategija energetskog razvoja Republike Hrvatske donesena je na sjednici Hrvatskog sabora
16. listopada 2009. godine. U poglavlju 13, predviđena je izrada Programa provedbe strategije
energetskog razvoja Republike Hrvatske, kojim su se trebale utvrditi mjere i nositelji aktivnosti te
dinamika realizacije energetske politike za period od naredne četiri godine, međutim, taj program
nije usvojen. Činjenica je da je on prepoznat i u Planu gospodarskog oporavka tadašnje Vlade kao
bitna sastavnica i preduvjet daljnjem razvoju i značajnim ulaganjima u energetski sektor. Njegovo
neusvajanje je opravdano potrebom donošenja strateških odluka vezanih na usklađivanje našeg
zakonodavnog okvira s Tredim paketom energetskog zakona EU.
Slijedom navedenog je razvidno da je osnova za izradu Desetogodišnjeg plana, Strategija energetskog
razvoja Republike Hrvatske, koja je donesena za razdoblje do 2020. godine, s pogledom i okvirnom
projekcijom na razdoblje do 2030. godine.
Pored tog strateškog dokumenta uvaženi su stavovi i smjernice razvoja energetskog sektora koje
usmjerava i donosi Vlada Republike Hrvatske.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
4
2.3. PRILIKE NA TRŽIŠTU PLINA U REPUBLICI HRVATSKOJ
Osnovni uvjet za otvaranje tržišta plina u Republici Hrvatskoj je razvijena plinska infrastruktura te
integracija hrvatskog i europskog tržišta prirodnog plina. U trenutku izrade Desetogodišnjeg plana na
tržištu plina Republike Hrvatske pojavilo se deset aktivnih od trinaest registriranih voditelja bilančnih
skupina koji pod istim reguliranim uvjetima i reguliranoj cijeni imaju pravo pristupa transportnom
sustavu poštujudi načela ravnopravnosti, nediskriminacije i transparentnosti. Time je tržište plina iz
dotadašnje faze deklarativno otvorenog tržišta zakoračilo u fazu stvarno otvorenog tržišta a samim
time i u stvarnosti su se počeli provoditi jasno proklamirani ciljevi i zahtjevi Tredeg paketa
energetskog zakona.
Republika Hrvatska se kao zemlja članica Europske unije obvezala poštivati zakonske okvire kojim se
definiraju pravila organizacije i trgovanja plinom na europskom tržištu. Potpunom implementacijom
europskih energetskih zakona i uredbi ostvarit de se liberalizacija tržišta te omoguditi uvjeti za
sudjelovanje na „otvorenom europskom tržištu plina“ što zapravo znači ukidanje pravnih i
administrativnih prepreka za ulazak opskrbljivača i trgovaca plina na tržište Republike Hrvatske. Na
takav de način sadašnji i bududi opskrbljivači i trgovci plinom imati mogudnost potrošačima ponuditi
cijene plina koje se formiraju na tržišnim uvjetima.
Otvoreno tržište plina trebalo bi rezultirati dostizanju konkurentnosti na europskom tržištu plina,
sigurnosti opskrbe prirodnog plina te slobodnom odabiru opskrbljivača plinom bez dodatnih
troškova.
Plinacro, kao jedan od ključnih sudionika tržišta plina na području Republike Hrvatske, u cilju
ostvarenja preduvjeta za liberalizaciju hrvatskog tržišta plina, kroz Desetogodišnji plan razvoja
planira: nastavak plinofikacije Republike Hrvatske u funkciji ravnomjernijega gospodarskog razvoja te
dostupnosti i mogudnosti izbora energenta svim potencijalnih potrošačima plina, pouzdan i siguran
transport prirodnog plina, održavanje pune raspoloživosti plinskoga transportnog sustava i tehničko -
tehnoloških preduvjeta za potpunu liberalizaciju tržišta plina na teritoriju Republike Hrvatske i
integraciju s europskim tržištem plina, odnosno slobodnu trgovinu plinom i kapacitetima kako na
lokalnoj tako i na regionalnoj razini.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
5
3. TRENUTNO STANJE RAZVIJENOSTI I ISKORISTIVOSTI PLINSKOG
SUSTAVA
3.1. PLINSKI TRANSPORTNI SUSTAV
Transportni sustav Republike Hrvatske sastoji se od međunarodnih, magistralnih, regionalnih,
odvojnih i spojnih plinovoda i objekata na plinovodu, radnog tlaka 75 i 50 bar te mjerno-redukcijskih
stanica različitih kapaciteta. Postojedim ustrojem i teritorijalnim rasprostiranjem transportnog
sustava usuglašeni su tehničko – tehnološki aspekti s potrebama korisnika transportnog sustava u
cilju osiguravanja sigurnosti i pouzdanosti transporta i isporuke plina uz optimalizacije troškova
održavanja i poslovanja.
Ukupna duljina plinovoda u transportnom sustavu iznosi 2.662 km, od čega je 952 km plinovoda
radnog tlaka 75 bar, a 1.710 km plinovoda radnog tlaka 50 bar.
Do 2013. godine na plinskom transportnom sustavu izgrađeno je 157 mjerno-redukcijskih stanica s
282 mjernih linija, 81 čistačkih stanica te 137 ostalih objekata (MČS, PČ, OPČS, UMS, MRČ, OČS).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
6
Karta 1. Plinski transportni sustav Republike Hrvatske
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
7
3.1.1. Ulazi u transportni sustav
U transportni sustav Republike Hrvatske plin ulazi iz 2 dobavna pravca (UMS Rogatec i UMS
Dravaszerdahely), iz proizvodnih polja Panona preko 6 ulaznih mjernih stanica (UMS Molve, UMS
Etan, UMS Gola, UMS Hampovica , UMS Ferdinandovac i UMS Legrad), iz proizvodnih polja Sjevernog
Jadrana (UMS Terminal Pula) te iz PSP Okoli tijekom zimskog perioda.
Prikaz količina plina predanih u transportni sustav u 2012. i 2013. godini nalazi se u Tablici 1.
Tablica 1. Količine plina predane u transportni sustav za razdoblje 2012. i 2013. godine
2012. 2013.
(x106 kWh) (x106 kWh) %
UMS RH 15.409 13.120 -14,86%
Uvoz 12.983 12.203 -6,01%
UKUPNO 28.392 25.322 -10,81%
PSP Okoli 2.799 3.361 20,11%
SVEUKUPNO 31.191 28.684 -8,04%
Ukupan tehnički kapacitet ulaza u transportni sustav bez kapaciteta povlačenja iz PSP Okoli iznosi 191,8 mil. kWh/dan. Tehnički kapaciteti te maksimalna iskorištenost kapaciteta pojedinih ulaza u transportni sustav u 2013. godini prikazana je u Tablici 2.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
8
Tablica 2. Kapaciteti na ulazima u transportni sustav u 2013. godini
Tehnički kapacitet Najvedi iskorišteni
kapacitet
Prosječna iskorištenost
kapaciteta
(mil. kWh/dan) (mil. kWh/dan) (mil. kWh/dan)
UMS Rogatec 48,4 45,2 27,8
UMS Terminal Pula 55,3 25,0 18,7
Panon ukupno 19,0 19,0 17,3
UMS Dravaszerdahely 69,1 25,7 5,6
UKUPNO 191,8 115,0 69,4
Prosječna iskorištenost tehničkog kapaciteta UMS Rogatec tijekom 2013. godine iznosila je 57,5 %., a
u sustav je preko UMS Rogatec preuzeto 10,1 mlrd. kWh plina dok je tehnički kapacitet navedenog
ulaza omogudavao preuzimanje 17,7 mlrd. kWh.
Prosječna iskorištenost tehničkog kapaciteta UMS Dravaszerdahely iznosila je 8,13%, a u sustav je u
2013. godini preuzeto ukupno 2,05 mlrd. kWh plina. Tehnički kapacitet navedenog ulaza omogudavao
je preuzimanje 25,2 mlrd. kWh plina.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
9
3.1.2. Izlazi iz transportnog sustava
Iz transportnog sustava u 2013. godini (uključivo s izlazom za PSP Okoli) ukupno je isporučeno 28.715
mil. kWh plina.
Tehnički kapaciteti te maksimalna iskorištenost kapaciteta pojedinih grupa izlaza iz transportnog
sustava u 2013. godini prikazani su u Tablici 3.
Tablica 3. Kapaciteti na izlazima iz transportnog sustava u 2013. godini
Izlazi iz transportnog sustava RH kWh/h
Tehnički kapacitet Maksimalni iskorišteni
kapacitet
Distribucijski sustavi 15.923.359 4.025.770
Krajnji kupci priključeni na TS 5.911.451 2.597.761
PSP Okoli 1.617.600 1.519.349
Prikaz količina plina isporučenih na izlazima iz transportnog sustava u 2012. i 2013. godini prema
kategorijama priključenih sustava nalazi se u Tablici 4.
Tablica 4. Količine plina isporučene na izlazima iz transportnog sustava u 2012. i 2013. godini prema
kategorijama priključenih sustava
2012. 2013.
(x106 kWh) (x106 kWh) %
distributivni potrošači 11.01 10.91 -0,99%
izravni industrijski potrošači 3.61 3.51 -2,70%
energetske transformacije 6.69 5.73 -14,26%
petrokemija 5.73 5.76 0,39%
UKUPNO 27.04 25.91 -4,20%
PSP Okoli 4.25 2.81 -33,77%
SVEUKUPNO 31.29 28.72 -8,22%
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
10
Kada se promatra odnos isporučenih količina plina po županijama u Republici Hrvatskoj, najviše
količine plina isporučuju su na području Grada Zagreba. U nastavku slijedi Tablica 5. iz koje je vidljiv
odnos isporučenih količina plina po županijama u 2013. godini.
Tablica 5. Udio količina plina isporučenih po županijama u 2013. godini
Županija %
Bjelovarsko-bilogorska županija 2,16
Brodsko-posavska županija 1,65
Grad Zagreb 35,77
Istarska županija 0,54
Karlovačka županija 0,57
Koprivničko-križevačka županija 1,41
Krapinsko-zagorska županija 3,39
Međimurska županija 2,12
Osječko-baranjska županija 6,99
Požeško-slavonska županija 0,93
Primorsko-goranska županija 8,67
Sisačko-moslavačka županija 24,87
Varaždinska županija 3,83
Virovitičko-podravska županija 1,83
Vukovarsko-srijemska županija 2,37
Zadarska županija 0,03
Zagrebačka županija 2,87
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
11
3.1.3. Najveća dnevna opterećenja
Podaci o najvedim dnevnim opteredenjima prikupljaju se svakodnevno putem sustava za daljinsko
očitavanje. Na razini sustava tijekom 2013. godine najvede dnevno opteredenje iznosilo je 127 mil.
kWh/dan. Najvede dnevno opteredenje prema kupcima na distribucijskim sustavima iznosilo je 74
mil. kWh/dan, a prema krajnjim kupcima na transportnom sustavu 56 mil. kWh/dan.
Zabilježena najveda dnevna opteredenja u 2013. godini po mjesecima i prema pojedinim grupama
izlaza prikazana su u Slici 1.
Slika 1. Najveda dnevna opteredenja u 2013. godini
Prethodno razmatranje je pokazalo da postojedi plinski transportni sustav zadovoljava sadašnje
potrebe hrvatskog tržišta prirodnog plina.
Međutim, ved u ovom času iskazuje se značajan interes korisnika za transportom na pravcu
postojedih interkonekcija sa Slovenijom (Rogatec/Hum na Sutli). To, kao i starost postojede 50-barske
interkonekcije (izgrađena 1978.g.) namede potrebu izgradnje nove 75-barske dvosmjerne
interkonekcije, Rogatec-Zabok-Lučko.
Također je potrebno osigurati bolje tlačne uvjete u sustavu, što pored osiguranja uvjeta transporta
plina za susjedne zemlje, povedava pouzdanost, učinkovitost i fleksibilnost cjelokupnog sustava. U tu
se svrhu planira izgradnja dviju kompresorskih stanica, od kojih jedne temeljem postojedeg ugovora o
interkonekciji s mađarskim operaterom transportnog sustava.
7470 71
59
15 1611 11
2332
61
72
44
56 56 55
4036 40
45 44 4752 51
115
126 127
114
5248 49 53
68
79
106
121
0
20
40
60
80
100
120
140
siječanj veljača ožujak travanj svibanj lipanj srpanj kolovoz rujan listopad studeni prosinac
Ko
ličin
a /
dan
(x1
06
kWh
)
D.S. Krajnji kupci na TS T.S. Ukupno
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
12
3.2. SUSTAV SKLADIŠTENJA PRIRODNOG PLINA
Stanje i pravci razvoja sustava skladištenja prirodnog plina određeni su Planom razvoja sustava
skladišta plina iz veljače 2014. godine temeljem kojeg je Agencija, energetskom subjektu Podzemno
skladište plina d.o.o., donijela Odluku o odbijanju tarifnih stavki za skladištenje plina te Odluku o
iznosu tarifnih stavki za skladištenje plina kojom je odobrena tarifa za uslugu skladištenja plina za
prvo regulatorno razdoblje.
Sastavni dio tog Plana je analiza potrebe razvoja sustava skladišta plina u Republici Hrvatskoj koja se
temelji na više izvora.
Prva analiza potreba razvoja sustava skladišta plina u Republici Hrvatskoj detaljno je bila prikazana u
planu razvoja sustava skladišta plina koji je izradilo trgovačko društvo Podzemno skladište plina d.o.o
(dokument sa oznakom: 280-2009/UD, od 14.10.2009.), a prema kojoj su trenutni skladišni kapaciteti
nedovoljni. Primarno se to odnosi na isporučivost skladišta, odnosno kapacitet povlačenja plina, čiji je
trenutni deficit na razini od 80 000 m3/h, a isti se za 5 godina procjenjuje na čak 150 000 m3/h. Dakle,
evidentan je nedostatak izlaznih kapaciteta iz skladišta, što namede potrebu povedanja isporučivosti
iz postojedeg skladišta plina u Okolima, ali i izgradnje tzv. vršnog skladišta plina, koje bi služilo
isključivo za pokrivanje potrošnje plina tijekom kritičnih dana tijekom kojih raspoloživi kapaciteti
skladišta u Okolima nisu dovoljni. Ovisno o realizaciji novih infrastrukturnih dobavnih projekata,
može se javiti i potreba za dodatnim skladišnim volumenom, što znači za izgradnjom novog
sezonskog skladišta plina.
Rudarsko geološko naftni fakultet je u srpnju 2012. godine izradio studiju pod nazivom „Analiza
skladištenja plina u EU, uspostava strateških zaliha plina i razvoj sustava skladištenja plina u Republici
Hrvatskoj“. Prema rezultatima te studije, neophodno je daljnje unapređenje sustava skladištenja
prirodnog plina i njegov razvoj u slijededim segmentima:
izgradnja vršnog skladišta plina,
izgradnja novog sezonskog skladišta plina, te
uspostavljanje strateških zaliha plina te planiranje strateškog skladišta kao dijela plinske
infrastrukture za skladištenje plina.
Izgradnja vršnog skladišta plina je neophodna, a objekt bi trebao imati izlazni kapacitet od oko 2 x 106
m3/dan plina (83.000 m3/sat) i omoguditi pokrivanje ekstremne vršne potrošnje u trajanju od
dvadesetak dana.
Prema istoj studiji, a najkasnije do 2020. godine, treba izgraditi novo sezonsko skladište plina radnog
volumena oko 500 x 106 m3, te po mogudnosti u istoj geološkoj strukturi (radi smanjenja ukupnih
troškova izgradnje) osigurati i prostor za strateške zalihe plina volumena oko 300 x 106 m3. Ukupna
isporučivost objekta bi trebala iznositi oko 11 x 106 m3/dan.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
13
Prilikom analize projekcija kretanja potrošnje plina u Republici Hrvatskoj i posljedično projekcija
potrebe za skladišnim kapacitetima, uz navedene studije koje su napravile stručne ustanove, PSP
d.o.o. samostalno izrađuje analize i projekcije koje se temelje ne samo na dostavljenim stručnim
studijama, ved i na stalnim kontaktima s potencijalnim korisnicima koji su ili najvažniji potrošači
prirodnog plina ili opskrbljivači, odnosno trgovci plinom.
Njihove projekcije, odnosno poslovni planovi daju puno egzaktniju sliku bududeg razvoja tržišta plina
na koji de u najvedoj mjeri utjecati ovi momenti:
restrukturiranje Petrokemije kao najvedega pojedinačnog industrijskog potrošača prirodnog
plina na području Republike Hrvatske
investicijski planovi koji se odnose na izgradnju termoelektrana na plinski pogon (dva
potencijalna investitora – HEP d. d. i CRODUX Plin d. o. o.)
strateško repozicioniranje Republike Hrvatske unutar EU, s gledišta tranzitne zemlje preko
koje prolaze dobavni pravci prirodnog plina prema EU (konvencionalni plinski dobavni pravci i
LNG-terminal)
U slučaju provedbe strateških planova (izgradnje LNG-terminala i dobavnog pravca TAP-IAP),
djelatnost skladištenja plina ne treba nužno promatrati kroz prizmu domade potrošnje i potreba za
skladišnim kapacitetima koji je pokrivaju, ved i kroz prizmu važne karike u lancu dobave plina prema
drugim, puno potentnijim tržištima.
Prvi korak u razvoju skladišta plina orijentacija je prema domadoj potrošnji i osiguravanju sigurnosti
opskrbe (kratkoročni plan za sljedede regulacijsko razdoblje), dok drugi korak, koji je znatno
dugoročnijeg karaktera direktno ovisi o razvoju potrošnje plina u regiji, dobavnim pravcima te
bududim interkonekcijama (uvjetni plan razvoja).
U skladu s prethodno navedenim, razvoj sustava skladišta plina planira se realizirati kroz ove tri faze:
1. faza: dogradnja postojedeg skladišta plina u Okolima – u tijeku
2. faza: izgradnja vršnog skladišta plina u Grubišnom Polju – do kraja 2018. g.
3. faza: izgradnja novoga sezonskog skladišta plina u Beničancima – uvjetno.
Navedenim planovima je prilagođen i Desetogodišnji plan. Uključivanje novog vršnog skladišta u
Grubišnom Polju u rad ne zahtjeva dodatna ulaganja u plinski transportni sustav jer se isto nalazi u
neposrednoj blizini postojedeg magistralnog plinovoda Kutina-Virovitica, čiji su kapaciteti dostatni.
U cilju osiguranja što povoljnijih tlačnih uvjeta na ulazu u postojede skladište PSP Okoli nužno je
ostvariti njegovo spajanje i na 75-barski plinski transportni sustav pa se stoga planira izgradnja novog
75-barskog plinovoda PČ Ludina-PSP Okoli (stavka tabličnog prikaza 2.1.26.). Izgradnjom plinovoda
Rogatec-Zabok (stavka tabličnog prikaza 3.1.8.) i Lučko-Zabok (stavka tabličnog prikaza 2.1.19.) de se,
između ostalog, omoguditi i korištenje slobodnih skladišnih kapaciteta od strane slovenskih
opskrbljivača, koje je za sada mogude samo zamjenom količina plina s Inom (virtualnim transportom).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
14
3.3. PLINSKI DISTRIBUCIJSKI SUSTAVI
Distribucija prirodnog plina čini značajnu komponentu sveukupnog plinskog sektora. Energetsku
djelatnost distribucije plina u Republici Hrvatskoj obavlja 36 energetskih subjekata. Ukupne
distribuirane količine plina u 2013. godini u Republici Hrvatskoj iznosile su 10,91 mil. kWh što je za
oko 1% manje u odnosu na distribuirane količine plina u 2012. godini.
Karta 2. Zemljopisni raspored distributera plina Republike Hrvatske u 2012.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
15
Plinacro je sukladno odobrenom „Planu razvoja, izgradnje i modernizacije plinskog transportnog
sustava Republike Hrvatske 2002.-2011. godine“ novim plinskim transportnim sustavom pokrio
gotovo 95% teritorija, ali distribucijski sustav ne prati razvoj transportnog sustava što se najbolje vidi
iz primjera Like i Dalmacije.
Činjenica je da se na novim područjima potencijalne plinofikacije, gdje su izgradnjom novog plinskog
transportnog sustava stvoreni uvjeti za njenu provedbu, razvoj distribucijskih sustava i potrošnja
prirodnog plina, odvijaju sporo. S druge strane na postojedim područjima potrošnje, gdje su i
transportni i distribucijski sustav razvijeni, kao rezultat gospodarske krize i mjera povedanja
energetske učinkovitosti, potrošnja je u padu.
Na područjima Republike Hrvatske gdje su razvijeni distribucijski sustavi potrebno je provesti
određene rekonstrukcije na tehnološkim objektima transportnog sustava kako bi se korisnicima
sustava omogudila sigurna i pouzdana opskrba plinom.
Nastavno na navedeno, Desetogodišnjim planom planirana je rekonstrukcija objekata: PČ Slobodnica
– PČ Slavonski Brod DN 500/75 bar, PČ Kozarec – MRS Lipovica DN 100/50 bar, Kozarac – KS Stružec
DN 100/50 bar, Donji Miholjac – Osijek DN 300/50 bar, Rogatec – Zabok DN 500/50 bar i Zabok –
Kumrovec DN 150/50 (Tablica 15. Osnovni plinski transportni sustav, 2.1. Plinovodi, 2.1.27-2.1.31.) i
MRS Osijek III i MRS Osijek I (Tablica 15. Osnovni plinski transportni sustav, 2.2. Mjerno redukcijske
stanice, 2.2.29.).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
16
3.4. DOSADAŠNJI RAZVOJ POTROŠNJE PRIRODNOG PLINA
Potrošnja prirodnog plina u Republici Hrvatskoj, ne samo da ne prati projekcije rasta zacrtane
Strategijom energetskog razvoja, kojom je prosječni godišnji rast za razdoblje 2006. - 2020. i očekivan
na razini od 5% (u optimističnijem scenariju izgradnje plinskih elektrana čak 6%), nego je u
prethodnom razdoblju 2008. – 2013. praktički u padu. To je najzornije vidljivo iz priloženog tabličnog
prikaza.
Tablica 6. Potrošnja prirodnog plina 2008.-2013.
POTROŠNJA PRIRODNOG PLINA U RH 2008.-2013.
mj.jed. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. 2013.
distributivni potrošači
TWh 12,36 11,93 12,32 11,52 11,01 10,91
10⁹m³ 1,29 1,25 1,31 1,22 1,15 1,13
izravni industrijski potrošači
TWh 4,31 2,86 3,01 3,96 3,61 3,51
10⁹m³ 0,45 0,30 0,32 0,42 0,38 0,37
energetske transformacije
TWh 6,61 5,92 6,40 6,61 6,69 5,73
10⁹m³ 0,69 0,62 0,68 0,70 0,70 0,60
petrokemija
TWh 6,03 5,15 6,02 6,14 5,73 5,76
10⁹m³ 0,63 0,54 0,64 0,65 0,60 0,60
UKUPNO
TWh 29,31 25,86 27,75 28,22 27,04 25,91
10⁹m³ 3,06 2,71 2,95 2,99 2,83 2,70 Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m3 u kWh korišteni su prosječni pretvorbeni faktori iz 2008. godine (9,577), 2009 godine (9,5416), 2010. godine (9,4055) i 2011. godine (9,4397). Za 2012. i 2013. godinu korištene su izmjerene donje ogrjevne vrijednosti kWh/m
3 @15 °C iz kromatografskih analiza plina.
Od ukupne potrošnje od 3,06 mlrd. m³ u 2008. godini, potrošnja je, kroz pojedine godine padova i
oporavaka, u 2013. godini dosegnula samo 2.70 mlrd. m³, što znači da je prosječni godišnji pad u tom
petogodišnjem razdoblju bio 2,5%, a bio je očekivan rast od 5%, odnosno čak 6% u opciji intenzivne
gradnje plinskih elektrana. Iako je priloženi tablični prikaz nešto drugačije strukturiran (na način
pradenja Plinacra), u odnosu na prikaz iz Strategije energetskog razvoja, vidljiv je podbačaj potrošnje
plina u svim sektorima.
U prethodnom razdoblju vidljiv je pad potrošnje distribucijskih potrošača po prosječnoj godišnjoj
stopi od 3% u odnosu na očekivani rast od 3% te pad potrošnje izravnih industrijskih potrošača po
prosječnoj godišnjoj stopi od 4% u odnosu na očekivani rast od 1%. Potrošnja za potrošače
energetskih transformacija je stagnirala u odnosu na očekivani rast po prosječnoj godišnjoj stopi od
3%, odnosno čak 8% u opciji intenzivne gradnje plinskih elektrana. Potrošnja petrokemije je također
stagnirala.
Iz navedenog je vidljivo da je došlo do značajnog višegodišnjeg zastoja u rastu potrošnje prirodnog
plina, odnosno čak do njenog pada.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
17
3.5. DOSADAŠNJI RAZVOJ IZVORA OPSKRBE PRIRODNOG PLINA –
DOMAĆA PROIZVODNJA I UVOZ
Republika Hrvatska ima dugu povijest istraživanja, proizvodnje i potrošnje prirodnog plina i niz godina
je razvoj tog energetskog sektora bio usmjeren samo na vlastite resurse, vlastitu proizvodnju. Iza
1978. počinje i uvoz prirodnog plina iz Ruske Federacije koji praktički nesmetano traje do 2011., kada
glavni hrvatski opskrbljivač PRIRODNI PLIN d.o.o. (INA) potpisuje trogodišnji ugovor s talijanskim ENI-
em.
Niz godina domada proizvodnja je osiguravala približno, ovisno o godini, 60-70%, a samo ostatak bio
je uvoz.
U 2013. godini domada je proizvodnja ostvarena na razini od 1,37 mlrd. m³ (Panon - 0,65 mlrd. m³, a
Sjeverni Jadran/INA - 0,72 mlrd. m³), a uvoz na razini od 1,27 mlrd. m³, s time da je 0,06 mlrd. m³
povučeno iz skladišta.
Valja naglasiti da je navedeni uvoz niz godina ostvarivan preko Slovenije interkonekcijskim
plinovodom Zabok – Rogatec, ali i da je praktički od 2011., izgradnjom interkonekcije s mađarskim
plinskim sustavom na pravcu Dravaszerdahely – Donji Miholjac, uvoz mogud iz tog pravca, ali do sada
uvezene količine daleko su ispod kapaciteta tog plinovoda.
Slika 2. Bilanca prirodnog plina 2013.g.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
18
4. OSNOVE DALJNJEG RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG
SUSTAVA
4.1. OČEKIVANE POTREBE DOMAĆEG TRŽIŠTA PRIRODNOG PLINA I
PLANIRANA POTROŠNJA
Dosadašnji razvoj potrošnje prirodnog plina koji je razmatran u poglavlju 3. ukazao je na
neostvarivanje rasta potrošnje i razvoja tržišta prirodnog plina zacrtanog Strategijom energetskog
razvoja. Glavni uzrok tome je gospodarska kriza, ali i neodlučnost energetskih i političkih subjekata,
da se usmjeri i potakne razvoj cjelokupne energetike, pa i sektora prirodnog plina.
Slika 3. Trend kretanja bruto domadeg proizvoda u Republici Hrvatskoj
U uvjetima stalnog pada bruto domadeg proizvoda (Slika 3 – grafički prikaz trenda kretanja bruto
domadeg proizvoda), koji je ved doveo do pada potrošnje, prikazanog i razmatranog u poglavlju 3.4.,
nije utemeljeno očekivati brzi oporavak tržišta prirodnog plina. Poglavito i stoga što i najnovija
kretanja i projekcije i bruto domadeg proizvoda i industrijske proizvodnje i standarda ukazuju na
daljnji pad.
Stoga je za prve tri godine Desetogodišnjeg plana (od 2014. do 2016. godine), projekcija potrošnje
“zamrznuta” na razini 2013. godine. Za idudih sedam godina također nije planiran rast zacrtan
Strategijom energetskog razvoja, nego umjereniji i primjereniji očekivanoj dinamici gospodarskog
oporavka, kao i rastu svijesti o potrebi provedbe mjera energetske učinkovitosti i štednje energije, a
slijedom toga i njihovoj aktivnoj provedbi.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
19
Tako je za period od 2017. do 2023., razdoblje “oporavka” i rasta potrošnje prirodnog plina, u grupi
distributivnih potrošača planiran prosječni godišnji rast potrošnje od 2%, što je manje od procjene
rasta potrošnje prikazane u Strategiji energetskog razvoja koji je bio 3%. Kod izravnih industrijskih
potrošača je zadržana projekcija rasta iz Strategije energetskog razvoja od 1%. Potrošnja za
energetske transformacije je planirana u skladu s najnovijim službenim očitavanjem HEP-a, dok je
potrošnja Petrokemije zadržana na razini dosegnutoj u 2013. godini, kroz cijelo plansko razdoblje.
Tablica 7. Projekcija potrošnje prirodnog plina u RH 2014.-2023.
PROJEKCIJA POTROŠNJE PRIRODNOG PLINA U RH 2014.-2023.
mj. jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
distributivni potrošači
TWh 10,84 10,84 10,84 11,05 11,27 11,50 11,73 11,96 12,20 12,45
10⁹m³ 1,13 1,13 1,13 1,15 1,18 1,20 1,22 1,25 1,27 1,30
izravni industrijski potrošači
TWh 3,55 3,55 3,55 3,58 3,62 3,66 3,69 3,73 3,77 3,80
10⁹m³ 0,37 0,37 0,37 0,37 0,38 0,38 0,39 0,39 0,39 0,40
energetske transformacije
TWh 5,75 5,75 5,75 8,92 15,63 15,63 15,63 15,63 15,63 15,63
10⁹m³ 0,60 0,60 0,60 0,93 1,63 1,63 1,63 1,63 1,63 1,63
petrokemija
TWh 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75
10⁹m³ 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60
UKUPNO
TWh 25,89 25,89 25,89 29,35 36,25 36,54 36,83 37,11 37,40 37,59
10⁹m³ 2,70 2,70 2,70 3,06 3,78 3,81 3,84 3,87 3,90 3,92 Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m3 u kWh korišten je prosječni pretvorbeni faktori iz 2013. godine (9,590057)
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
20
4.2. OSIGURANJE PRIRODNOG PLINA ZA DOMAĆE TRŽIŠTE
4.2.1. Očekivana domaća proizvodnja prirodnog plina
Zbog nedostupnosti podataka o bududoj proizvodnji prirodnog plina od proizvođača INA d.d. i
nadležnog ministarstva, korištene su projekcije proizvodnje prirodnog plina u Republici Hrvatskoj,
dobivene od Energetskog Instituta Hrvoje Požar.
Iz priloženog tabličnog prikaza vidljivo je da de neto proizvodnja prirodnog plina - plin za tržište, od
1,417 mlrd. m³ u 2014. godine, kontinuirano padati do 0,601 mlrd. m³ u 2023.
Očekivan je podjednak pad i u kopnenoj proizvodnji i u proizvodnji iz podmorja.
Tablica 8. Projekcija proizvodnje prirodnog plina u RH 2014.-2023.
PROJEKCIJA PROZVODNJE PRIRODNOG PLINA U RH 2014.-2023.
mj. jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
PANON
TWh 6,29 5,74 5,25 4,80 4,38 4,01 3,66 3,35 3,06 2,79
10⁹m³ 0,66 0,60 0,55 0,50 0,46 0,42 0,38 0,35 0,32 0,29
JADRAN ( za Inu)
TWh 8,23 7,41 6,98 6,43 5,62 5,07 4,57 4,12 3,72 3,37
10⁹m³ 0,86 0,77 0,73 0,67 0,59 0,53 0,48 0,43 0,39 0,35
BRUTO PROIZVODNJA
TWh 14,52 13,16 12,23 11,23 10,00 9,08 8,24 7,47 6,78 6,16
10⁹m³ 1,51 1,37 1,28 1,17 1,04 0,95 0,86 0,78 0,71 0,64
NETO PROIZVODNJA
TWh 13,59 12,32 11,44 10,51 9,36 8,50 7,71 6,99 6,35 5,76
10⁹m³ 1,42 1,28 1,19 1,10 0,98 0,89 0,80 0,73 0,66 0,60
Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m
3 u kWh korišten je prosječni pretvorbeni faktori iz 2013.
godine (9,590057)
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
21
4.2.2. Očekivani uvoz prirodnog plina
Usporedivši projekcije potrošnje prirodnog plina iz poglavlja 4.1. i domade proizvodnje prirodnog
plina iz poglavlja 4.2.1. dobili samo projekciju potreba za uvozom uz pretpostavku da de sve količine
domadeg prirodnog plina biti iskorištene za potrebe domadeg tržišta. U protivnom bi te uvozne
količine bile vede od ovih prikazanih u Tablici 9.
Tablica 9. Projekcija bilance opskrbe prirodnog plina u Republici Hrvatskoj 2014.-2023.
PROJEKCIJE BILANCE PRIRODNOG PLINA U RH 2014. - 2023.
mj. jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
POTROŠNJA PRIRODNOG PLINA
TWh 25,89 25,89 25,89 29,35 36,25 36,54 36,83 37,11 37,40 37,59
10⁹m³ 2,70 2,70 2,70 3,06 3,78 3,81 3,84 3,87 3,90 3,92
DOMADA PROIZVODNJA
TWh 13,59 12,32 11,44 10,51 9,36 8,50 7,71 6,99 6,35 5,76
10⁹m³ 1,42 1,28 1,19 1,10 0,98 0,89 0,80 0,73 0,66 0,60
UVOZ
TWh 12,30 13,57 14,45 18,84 26,89 28,04 29,12 30,12 31,05 31,83
10⁹m³ 1,28 1,42 1,51 1,96 2,80 2,92 3,04 3,14 3,24 3,32
Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m3 u kWh korišten je prosječni pretvorbeni faktori iz 2013.
godine (9,590057)
Vidljivo je da bi ved 2014. godine za potrebe tržišta trebalo uvesti. 1,413 mlrd. m³, a na kraju ovog
desetogodišnjeg planskog razdoblja, 2023. godine čak 3,359 mlrd m³. To su značajne količine i za
njihovu dobavu treba osigurati i izravne pravce dobave i, prije svega, transportne kapacitete.
4.2.3. Postojeći i novi dobavni pravci
Zbog očekivanog rasta potrošnje prirodnog plina i pada domade proizvodnje, za pretpostaviti je da de
porasti potreba za uvozom plina. Kao što je rečeno, potrebe Republike Hrvatske za uvozom su se do
sada podmirivale uvozom ruskog plina od Gazproma (Gazexporta), a tek zadnje tri godine uvozom od
talijanskog ENI-a i manjih količina od nekih drugih dobavljača.
Republika Hrvatska de se u bududnosti nadi u gotovo istoj situaciji kao najvedi dio Europe čije je, niz
godina izrazito rastude, a tek posljednje dvije stagnirajude, pa čak i padajude, tržište prirodnog plina,
usmjereno na uvoz. Proizvodnja prirodnog plina u Europi je u stalnom padu i tek najnovije
usmjeravanje postojedim vlastitim potencijalima iz nekonvencionalnih izvora otvara neke mogudnosti
smanjivanja ovisnosti o uvozu. Druga činjenica je da se najvede količine prirodnog plina za europsko
tržište uvoze iz Ruske Federacije i da je europska ovisnost o tom plinu velika, a osobito je velika u
zemljama našeg južnoeuropskog okruženja.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
22
Tako velika ovisnost s jedne strane, koja je ved pokazala svoje negativne učinke te činjenica da su
kaspijski i srednjoistočni proizvodni potencijali prerasli ruske, s druge strane, uz očekivani oporavak
europskog tržišta prirodnog plina, usmjerila su Europu prema novim izvorima i dobavnim projektima.
Značajan dio tih projekata se planira i priprema u našem okruženju pa i na samom teritoriju
Republike Hrvatske. To su prije svega, kao što je ved prije navedeno, projekti: Nabucco, South
Stream, TAP+IAP, LNG (Slika 4).
Slika 4. Novi dobavni projekti – regionalno i transregionalno povezivanje
Novoizgrađeni plinski transportni sustav je spreman za povezivanje s navedenim dobavnim
projektima. Plinovodna poveznica, interkonekcija hrvatskog i mađarskog sustava Slobodnica-Donji
Miholjac-Dravaszerdahely-Varosföld je, između ostalog, izgrađena i u svrhu povezivanja s
plinovodima Nabucco i South Stream, iako je za uključivanje u ovaj drugi projekt moguda i izravna
opcija. Uključivanje u projekt TAP (Trans Adriatic Pipeline) putem projekta IAP (Ionian Adriatic
Pipeline), a koji je prerastao u ključni projekt Energetske zajednice jugoistočne Europe, otvorio je
mogudnosti dobave prirodnog plina za Republiku Hrvatsku i zemlje u okruženju, iz kaspijskih i
srednjoistočnih izvora i povedanje učinkovitosti našeg plinskog sustava.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
23
Međutim LNG terminal, koji se planira graditi u Omišlju na otoku Krku, je naš najvedi, regionalni i
transregionalni potencijal. On svojom strateškom pozicijom, zbog izrazitog prodora Jadranskog mora
u europsko kopno, otvara velike dobavne mogudnosti za zemlje šireg okruženja.
Idejom uspostave plinovodne poveznice BALTIK – JADRAN (Slika 5), koja bi svoja uporišta imala u LNG
terminalima u Poljskoj i Hrvatskoj, ovaj projekt bi od regionalnog prerastao u transregionalni i otvorio
još šire razvojne mogudnosti. Zahvat tog koncepta-poduhvata prerasta skupinu zemalja V4+ (Poljska,
Slovačka, Češka, Mađarska i Hrvatska), koje su ga pokrenule, jer su interes za njega pokazale i druge
zemlje u širem okruženju (Ukrajina, Rumunjska)
Slika 5. Zahvat utjecaja poveznice Baltik-Jadran
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
24
Postojedi plinski sustav Republike Hrvatske spreman je za uklapanje u sve navedene dobavne
projekte (Slika 6). Međutim, valja naglasiti da de njegov daljnji razvoj biti u potpunosti određen
opsegom i dinamikom provedbe upravo tih projekata.
Slika 6. Uklapanje plinskog transportnog sustava RH u nove dobavne projekte
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
25
4.3. OČEKIVANI TRANSPORT PRIRODNOG PLINA ZA POTREBE TRŽIŠTA
PLINA U OKRUŽENJU RH
Sagledavajudi mogudnosti transporta prirodnog plina za potrebe tržišta u okruženju Republike
Hrvatske usredotočit demo se na dva dobavna pravca – projekta, LNG i IAP. Najvede mogudnosti se
zasigurno otvaraju za transport prirodnog plina s bududeg LNG terminala na otoku Krku. Sukladno
sadašnjim planovima i saznanjima kapacitet tog LNG terminala bi trebao biti 4-6 mlrd. m³/godišnje, a
početak njegovog rada se planira u 2018. godini.
Glavni pravci za otpremu LNG-a, odnosno njegov transport u susjedne zemlje su:
Omišalj-Zlobin-Bosiljevo-Karlovac-Lučko-Zabok-Rogatec (SLOVENIJA)
Omišalj-Zlobin-Bosiljevo-Sisak-Kozarac-Slobodnica-Donji Miholjac-Dravaszerdahely
(MAĐARSKA) koji uključuje i možebitni odvojak za SRBIJU Slobodnica-Sotin-Bačko Novo Selo
Omišalj-Zlobin-Rupa-Kalce (SLOVENIJA)
Naravno, tu je i mogudnost transporta za BOSNU I HRECEGOVINU na nekoliko bududih interkonekcija,
a i prema CRNOJ GORI plinovodnim sustavom IAP-a. U slučaju značajnog povedanja kapaciteta LNG
terminala u Omišlju moguda je otprema plina i potencijalnom interkonekcijom s ITALIJOM na pravcu
Omišalj-Casal Borsetti.
Slijedom toga planiran je početak tranzita za zemlje u okruženju na razini od 0,5 mlrd. m³ u 2018.
godini i on bi kontinuirano rastao do 4 mlrd. m³ u 2023. godini.
Početak transporta prirodnog plina sustavom IAP-a se planira u 2020.godini, na razini od 0,5 mlrd m3,
a u 2023. godini bi dosegao 1 mlrd. m³. Cjelokupna projekcija transporta za zemlje u okruženju je
vidljiva u Tablici 10.
Transport plina za susjedne zemlje dobavljenog IAP-om ostvarivat de se pravcem Dobreč (CRNA
GORA)-Prevlaka-Dubrovnik-Ploče-Split-Bosiljevo i dalje ved prethodno navedenim pravcima otpreme
LNG-a.
Sve to omogudava brojne opcije transporta plina za zemlje u okruženju, osobito što je ovim planom ,
pored ved postojedih, planiran niz novih interkonekcija – poveznica sa sustavima susjednih zemalja.
Ovako oblikovan sustav s brojnim interkonekcijama omogudava i transport plina za susjedne zemlje i
iz drugih izvora, osim LNG-a i IAP-a, ali navedeni izvori i pravci su ključni.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
26
Tablica 10. Projekcija transporta prirodnog plina za susjedne zemlje 2014.-2023.
PROJEKCIJA TRANSPORTA ZA SUSJEDNE ZEMLJE 2014.-2023.
mj. Jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
LNG
TWh 4,80 14,39 28,77 28,77 38,36 38,36
10⁹m³ 0,50 1,50 3,00 3,00 4,00 4,00
IAP
TWh 4,80 4,80 9,59 9,59
10⁹m³ 0,50 0,50 1,00 1,00
UKUPNO
TWh 4,80 14,39 33,57 33,57 47,95 47,95
10⁹m³ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 1,50 3,50 3,50 5,00 5,00 Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m
3 u kWh korišten je prosječni pretvorbeni faktori iz 2013.
godine (9,590057)
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
27
4.4. OČEKIVANI TRANSPORT PRIRODNOG PLINA ZA POTREBE
SKLADIŠTENJA
Pri procjeni očekivanog transporta prirodnog plina za potrebe skladištenja u podzemnim skladištima
plina (postojedem u Okolima i bududem u Grubišnom Polju) poslužio je prikaz ukupno transportnih
količina za prethodno petogodišnje razdoblje 2008. – 2013. (Tablica 11.)
Tablica 11. Transport prirodnog plina za domade potrebe 2008.-2013.
TRANSPORT PRIRODNOG PLINA ZA DOMAĆE POTREBE 2008.-2013.
mj. jed. 2008. 2009. 2010. 2011. 2012. 2013.
distributivni potrošači
TWh 12,36 11,93 12,32 11,52 11,01 10,91
10⁹m³ 1,29 1,25 1,31 1,22 1,15 1,13
izravni industrijski potrošači
TWh 4,31 2,86 3,01 3,96 3,61 3,51
10⁹m³ 0,45 0,30 0,32 0,42 0,38 0,37
energetske transformacije
TWh 6,61 5,92 6,40 6,61 6,69 5,73
10⁹m³ 0,69 0,62 0,68 0,70 0,70 0,60
petrokemija
TWh 6,03 5,15 6,02 6,14 5,73 5,76
10⁹m³ 0,63 0,54 0,64 0,65 0,60 0,60
PSP Okoli - utiskivanje
TWh 3,74 3,53 4,04 3,02 4,25 2,81
10⁹m³ 0,39 0,37 0,43 0,32 0,44 0,30
UKUPNO
TWh 33,04 29,39 31,79 31,25 31,29 28,72
10⁹m³ 3,45 3,08 3,38 3,31 3,27 3,00 Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m
3 u kWh korišteni su prosječni pretvorbeni faktori iz 2008.
godine (9,577), 2009 godine (9,5416), 2010. godine (9,4055), 2011. godine (9,4397). Za 2012. i 2013. godinu korištene su izmjerene donje ogrjevne vrijednosti kWh/m
3 @15 °C iz kromatografskih analiza plina.
Potrebe za skladištenjem su vezane uz potrošnju prirodnog plina, ali i uz određene komercijalne
aktivnosti korisnika. Slijedom činjenice da se u desetogodišnjoj projekciji potrošnje za razdoblje od
2014. do 2016. godine potrošnja plina “zamrznula” na razini 2013. godine, transport plina za potrebe
skladištenja (utiskivanja) za navedeno razdoblje planiran je iznosu koji je jednak ostvarenju u 2013.
godini (0,30 mlrd m3).
Ta količina je za daljnje razdoblje 2017.-2023. povedavana razmjerno rastu potrošnje, poglavito
distributivnih potrošača, a onda iza 2018. godine, kada se očekuje završetak izgradnje novog
podzemnog skladišta u Grubišnom Polju, bit de u radu za dodatnih 0,05 mlrd. m³/god. Dio skladišnih
kapaciteta, odnosno dio transporta u funkciji skladištenja modi de koristiti i susjedne zemlje (nova
interkonekcija sa slovenskim plinskim transportnim sustavom planira se pustiti u rad 2018.g.).
Projekcija transporta prirodnog plina u funkciji skladištenja prikazana je u Tablici 12.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
28
Tablica 12. Projekcija transporta prirodnog plina u funkciji skladištenja
PROJEKCIJA TRANSPORTA U FUNKCIJI SKLADIŠTENJA 2014.-2023.
mj. jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
UKUPNO
TWh 2,88 2,88 2,88 2,97 3,07 3,26 3,64 4,03 4,41 4,80
10⁹m³ 0,30 0,30 0,30 0,31 0,32 0,34 0,38 0,42 0,46 0,50 Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m
3 u kWh korišten je prosječni pretvorbeni faktori iz 2013.
godine (9,590057)
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
29
4.5. UKUPNO OČEKIVANI TRANSPORT PLINSKIM TRANSPORTNIM
SUSTAVOM
Projekciju ukupnog transporta našim transportnim sustavom dobili smo zbrojivši tri namjenske
grupe transporta:
1. TRANSPORTA PRIRODNOG PLINA U FUNKCIJI DOMADE POTROŠNJE 2. TRANSPORTA PRIRODNOG PLINA U FUNKCIJI SKLADIŠTENJA (glavnina za domade tržište, a
manji dio za okruženje) 3. TRANSPORTA PRIRODNOG PLINA ZA SUSJEDNE ZEMLJE
Tablica 13. Projekcija ukupnog transporta prirodnog plina
PROJEKCIJE TRANSPORTA PLINSKIM SUSTAVOM RH 2014. - 2023.
1. POTROŠNJA PRIRODNOG PLINA
mj. jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
distributivni potrošači
TWh 10,84 10,84 10,84 11,05 11,27 11,50 11,73 11,96 12,20 12,45
10⁹m³ 1,13 1,13 1,13 1,15 1,18 1,20 1,22 1,25 1,27 1,30
izravni industrijski potrošači
TWh 3,55 3,55 3,55 3,58 3,62 3,66 3,69 3,73 3,77 3,80
10⁹m³ 0,37 0,37 0,37 0,37 0,38 0,38 0,39 0,39 0,39 0,40
energetske transformacije
TWh 5,75 5,75 5,75 8,92 15,63 15,63 15,63 15,63 15,63 15,63
10⁹m³ 0,60 0,60 0,60 0,93 1,63 1,63 1,63 1,63 1,63 1,63
petrokemija
TWh 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75 5,75
10⁹m³ 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60
UKUPNO (1)
TWh 25,89 25,89 25,89 29,35 36,25 36,54 36,83 37,11 37,40 37,59
10⁹m³ 2,70 2,70 2,70 3,06 3,78 3,81 3,84 3,87 3,90 3,92
2. TRANSPORT U FUNKCIJI SKLADIŠTENJA
mj. Jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
UKUPNO (2)
TWh 2,88 2,88 2,88 2,97 3,07 3,26 3,64 4,03 4,41 4,80
10⁹m³ 0,30 0,30 0,30 0,31 0,32 0,34 0,38 0,42 0,46 0,50
3. TRANSPORT ZA SUSJEDNE ZEMLJE
mj. Jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
LNG
TWh 4,80 14,39 28,77 28,77 38,36 38,36
10⁹m³ 0,50 1,50 3,00 3,00 4,00 4,00
IAP
TWh 4,80 4,80 9,59 9,59
10⁹m³ 0,50 0,50 1,00 1,00
UKUPNO (3)
TWh 4,80 14,39 33,57 33,57 47,95 47,95
10⁹m³ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,50 1,50 3,50 3,50 5,00 5,00
TRANSPORT SUSTAVOM (1+2+3)
mj. Jed. 2014. 2015. 2016. 2017. 2018. 2019. 2020. 2021. 2022. 2023.
SVEUKUPNO (1+2+3)
TWh 28,77 28,77 28,77 32,32 44,11 54,18 74,04 74,71 89,76 90,34
10⁹m³ 3,00 3,00 3,00 3,37 4,60 5,65 7,72 7,79 9,36 9,42
Napomena: prilikom pretvorbe mjerne jedinice m3 u kWh korišten je prosječni pretvorbeni faktori iz 2013.
godine (9,590057)
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
30
Iz tabličnog je prikaza vidljivo da je u planskom razdoblju 2014.-2023. mogud izuzetno značajan rast
transporta prirodnog plina. Transport prirodnog plina bi od 3,00 mlrd m3 u 2014. godini mogao
narasti na gotovo trostrukih 9,42 mlrd m3 u 2023. godini što bi imalo značajne gospodarske učinke i
zahtijevalo značajna ulaganja u nove dijelove plinskog transportnog sustava.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
31
4.6. OSIGURANJE PREDUVJETA SIGURNOSTI POUZDANE OPSKRBE
PRIRODNIM PLINOM I ISPUNJAVANJE ZAHTJEVA UREDBE (EU) BROJ
994/2010 O MJERAMA ZA OČUVANJE SIGURNOSTI OPSKRBE PLINOM
Uredba (EU) broj 994/2010 o mjerama za očuvanje sigurnosti opskrbe plinom propisuje obvezu
operatora transportnog sustava u pogledu omogudavanja stalnog dvosmjernog kapaciteta na svim
prekograničnim povezivanjima među državama članicama Europske unije te prilagođavanje
funkcioniranja transportnog sustava kako bi se djelomično ili u cijelosti omogudio fizički protok plina
u oba smjera.
Plinski transportni sustav Republike Hrvatske povezan je s plinskim transportnim sustavom Republike
Slovenije jednosmjernim međudržavnim spojnim plinovodom (jednosmjerna interkonekcija preko
UMS Rogatec) i s plinskim transportnim sustavom Republike Mađarske dvosmjernim međudržavnim
spojnim plinovodom (dvosmjerna interkonekcija preko UMS Dravaszerdahely).
Formulom N-1, iz prethodno navedene uredbe, opisuje se tehnički kapacitet infrastrukture za
zadovoljavanje cjelokupne potražnje plina na području izračuna u slučaju poremedaja na jedinstvenoj
infrastrukturi na dan izuzetno visoke potražnje za plinom, koja se statistički događa jednom u 20
godina. Sigurnost opskrbe po tom kriteriju je zadovoljena u slučaju N-1 ≥ 1 odnosno N-1 ≥ 100%.
N-1 (%) = 𝑬𝑷𝒎+𝑷𝒎+𝑺𝒎−𝑰𝒎
𝑫𝒎𝒂𝒙 x 100
gdje je: Dmax – ukupna dnevna potražnja za plinom na dan vrlo velike potražnje za plinom (statistički 1 u 20) EPm – tehnički kapacitet točaka na ulazu graničnih ulaznih točaka Pm – najvedi tehnički kapacitet proizvodnje Sm – maksimalni izlazni kapacitet skladišta Im – tehnički kapacitet najvede plinske infrastrukture uz maksimalni kapacitet za opskrbu područja izračuna
Tako je u 2013 godini bilo:
EPm Rogatec 5,04 mil.m³/d
Dravaszerdahely 7,20 mil.m³/d
Pm Domada proizvodnja 3,75 mil.m³/d
Sm PSP (max zimi) 5,76 mil.m³/d
Im Dravaszerdahely 7,20 mil.m³/d
Dmax 16,32 mil.m³/d
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
32
N-1 (%) = 5,04+7,20+3,75+5,76−7,20
16,32 x 100
N-1 (%) = 89%
Iz prethodnog je vidljivo da u 2013. godini transportni sustav nije zadovoljavao ovaj kriterij. U
slijededim godinama de se stanje samo pogoršavati zbog pada domade proizvodnje.
Kako bi se i ubudude osigurali uvjeti infrastrukturnog standarda (N-1) te standarda sigurnosti opskrbe
i omogudio dvosmjerni protok plina na ulazu u transportni sustav iz Republike Slovenije preko UMS
Rogatec u planu je izgradnja interkonekcije Rogatec – Zabok DN 700/75 bar (Tablica 16.
Interkonekcije, 3. Plinovodi, 3.1.8. Rogatec – Zabok) i plinovoda Lučko – Zabok DN 700/75 bar (Tablica
15. Osnovni plinski transportni sustav, 2.1. Plinovodi., 2.1.19. Lučko – Zabok).
Desetogodišnjim planom razvoja transportnog sustava planirana je i izgradnja dviju kompresorskih
stanica (Tablica 15. Osnovni nacionalni sustav, 2.5.1. KS 1 i 2.5.2. KS 2) kojima bi se postigla veda
efikasnost transportnog sustava te omogudio fizički dvosmjerni, i to povedani, protok plina na
interkonekcijama sa transportnim sustavima susjednih zemalja. Izgradnjom kompresorskih
postrojenja na transportnom sustavu osigurala bi se i mogudnost potpunog zadovoljenja kriterija
„entry-exit“ modela rezervacije ulaznih i izlaznih kapaciteta neovisno o položaju na transportnom
sustavu. Navedena investicija je u fazi izrade "Studije potreba komprimiranja u plinskom
transportnom sustavu Republike Hrvatske i idejno rješenje možebitne kompresorske stanice" kojoj je
cilj odrediti optimalne lokacije za izgradnju kompresorskih stanica na plinskom transportnom sustavu
Republike Hrvatske.
Izgradnjom navedenih objekata, koji bi trebali biti u radu 2019. godine, bitno de se povedati
kapaciteti na oba ulaza i postidi slijedede:
EPm Rogatec 18,74 mil.m³/d (novi plinovod + kompresorska stanica)
Dravaszerdahely 19,20 mil.m³/d (kompresorska stanica)
Pm Domada proizvodnja 2,44 mil.m³/d
Sm PSP (max zimi) 5,76 mil.m³/d
Im Dravaszerdahely 19,20 mil.m³/d
Dmax 16,32 mil.m³/d
N-1 (%) = 18,74+19,20+2,44+5,76−19,20
16,32 x 100
N-1= 165 %
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
33
Drugim riječima, izgradnjom navedenih objekata je dugoročno osigurano zadovoljenje N-1 kriterija i
pouzdanosti opskrbe, tim više što je planirana izgradnja, novog skladišta, kao i otvaranja novih
dobavnih pravaca (IAP i LNG)
Stavkom 7. člankom 6. Uredbe (EU) broj 994/2010 propisano je da de ispitivanje tržišta i procjenu da
li tržište zahtijeva izgradnju navedenih investicija u svrhu izvršavanja propisanih obveza operatora
transportnog sustava osigurati nadležno tijelo Republike Hrvatske.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
34
4.7. OSIGURANJE PREDUVJETA RAZVOJA TRŽIŠTA PRIRODNOG PLINA
Operator transportnog sustava osigurava tehničku i tehnološku infrastrukturu za transport prirodnog
plina u Republici Hrvatskoj te isto tako osigurava informacijsku platformu za prikupljanje,
pohranjivanje i razmjenu podataka neophodnih za provođenje propisanih aktivnosti između
sudionika na tržištu prirodnog plina. U tu svrhu, za evidenciju i kontinuiranu razmjenu podataka sa
subjektima na tržištu plina, za svakodnevnu obradu i pohranjivanje svih podataka potrebnih za
obavljanje usluge transporta plina i uravnoteženja plinskog transportnog sustava, osmišljen je i
uveden informacijski sustav za komercijalno upravljanje kapacitetima (Tablica 15. Osnovni plinski
transportni sustav, 2.6. SUKAP).
Informacijski sustav je neophodna podrška za obavljanje usluge transporta plina, uravnoteženja
plinskog transportnog sustava te za kontinuiranu razmjenu i intenzivnu svakodnevnu i mjesečnu
obradu podataka, izradu izvještaja i obračun naknada za korištenje transportnog sustava. Sustav je
uveden i razvijan sukladno zahtjevima zakonske regulative. Organiziran je modularno na način da
svaki modul podržava pojedini poslovni proces i njegove aktivnosti kao što su rezervacije kapaciteta
transportnog sustava, nominacije korištenja transportnog sustava, prikupljanje i obrada podataka o
izmjerenim i raspodijeljenim količinama plina, izvještavanje i objava podataka, uravnoteženje
transportnog sustava te promjena rezervacija kapaciteta uslijed promjene opskrbljivača krajnjih
kupaca.
4.7.1. Osiguranje zahtjeva transparentnosti-dostupnosti informacija
korisnicima
Zahtjevi za transparentnošdu za operatore transportnog sustava propisani su člankom 18. Uredbe
(EZ) broj 715/2009 Europskog parlamenta i Vijeda od 13. rujna 2009. o uvjetima pristupa mrežama za
transport prirodnog plina, Aneksa Uredbe broj 685/2010 i Aneksa Uredbe broj 347/2013.
Plinacro, kao hrvatski operator transportnog sustava te obveznik Uredbe br. 715/2009, objavljuje
informacije o uslugama koje nudi i o relevantnim važedim uvjetima, zajedno s tehničkim
informacijama koje su potrebne postojedim i bududim korisnicima plinskog transportnog sustava.
Sukladno Uredbi 715/2009. i Aneksima Uredbe navedeni podaci biti de javno objavljeni.
Transparentnost podataka osigurana je iz informatičkog sustava za komercijalnim upravljanjem
kapacitetima.
Desetogodišnjim planom planirana su određena sredstva za daljnji razvoj i izgradnju IT sustava
(Tablica 15. Osnovni plinski transportni sustav, 2.6. SUKAP).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
35
4.7.2. Uravnoteženje transportnog sustava na tržišnim osnovama
Da bi se osigurali nužni uvjeti za siguran, pouzdan i kvalitetan transport plina svim korisnicima
transportnog sustava nužno je transportni sustav kontinuirano održavati u normalnim pogonskim
uvjetima i unutar dopuštenih granica neravnoteže.
Sukladno odredbama važedih opdih akata kojima se definiraju pravila organizacije na tržištu plina u
Republici Hrvatskoj, voditelj bilančne skupine dužan je svakodnevno uravnoteživati količine plina koje
ulaze i izlaze iz transportnog sustava za bilančnu skupinu koju organizira i vodi.
Plinacro svakodnevno, temeljem podataka o nominiranim količinama plina na ulazima i izlazima iz
sustava te podataka o prognoziranoj potrošnji plina, analizira kretanje stanja akumulacije u
transportnom sustavu. Na temelju dobivenih podataka Plinacro provodi dodatne mjere
uravnoteženja.
Uravnoteženje transportnog sustava postiže se upravljanjem akumulacijom plinovoda, korištenjem
energije uravnoteženja i smanjenjem ili obustavom preuzimanja/predaje prirodnog plina pojedinim
korisnicima transportnog sustava prema redoslijedu kojeg je unaprijed dostavio svaki voditelj
bilančne skupine za bilančnu skupinu koju organizira i vodi.
Kako bi se korisnicima transportnog sustava omogudile pravovremene korektivne akcije, operator
transportnog sustava im omogudava dostatne, pravovremene i pouzdane informacije o stanju
uravnoteženja putem podataka iz informatičkog sustava SUKAP (Tablica 15. Osnovni plinski
transportni sustav, 2.6. SUKAP).
Sukladno odredbama Zakona o tržištu plina („Narodne novine“ broj 28/2013., 14/2014.) operator
transportnog sustava dužan je nabaviti i uskladištiti plin za potrebe operativnih zaliha te se istima
koristiti u svrhu osiguranja optimalnog vođenja transportnog sustava.
4.7.3. Upravljanje zagušenjima transportnog sustava
Načela mehanizma za raspodjelu kapaciteta i postupaka upravljanja zagušenjem za operatore
transportnog sustava propisani su člankom 16. Uredbe (EZ) broj 715/2009 Europskog parlamenta i
Vijeda od 13. rujna 2009. o uvjetima pristupa mrežama za transport prirodnog plina, Aneksa Uredbe
broj 685/2010, Aneksa Uredbe broj 490/2012. i Aneksa Uredbe broj 347/2013.
Plinacro, kao operator transportnog sustava, dužan je provoditi i objavljivati nediskriminirajude i
transparentne postupke upravljanja zagušenjima koji de omoguditi prekogranične razmjene
prirodnog plina na nediskriminirajudoj osnovi.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
36
Financijski troškovi izrade odgovarajudeg modularnog informatičkog sustava za podršku upravljanju
zagušenjima transportnog sustava, obuhvadeni su poglavljem 2.6. SUKAP prikazanim u Tablici 15.
Osnovni plinski transportni sustav.
Do sada nije bilo fizičkih zagušenja na plinskom transportnom sustavu Republike Hrvatske, no kako bi
se u bududnosti fizička zagušenja spriječila, planira se daljnji razvoj plinskog transportnog sustava
kroz interkonekciju Rogatec – Zabok DN 700/75 bar i plinovoda Lučko – Zabok DN 700/75 bar te
izgradnju kompresorske stanice na ulazu u transportni sustav iz Republike Mađarske preko UMS
Dravaszerdahely.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
37
4.8. TEHNIČKA I OPERATIVNA USKLAĐENOST S DRUGIM OPERATORIMA
TRANSPORTNOG SUSTAVA
Na interkonekciji s Republikom Mađarskom osigurani su preduvjeti za tehničku i operativnu
usklađenost s uzvodnim operatorom transportnog sustava kroz odgovarajudi Sporazum o
interkonekciji sklopljen 2011. godine. Sporazumom su definirana sva pravila i procedure vezane uz
korištenje kapaciteta transportnih sustava. U narednom periodu se očekuje potreba za
nadogradnjom IT sustava kojom de biti omogudena razmjena podataka u propisanom formatu,
alokacije kapaciteta, ponuda zajedničkog kapaciteta i postupci automatskog usklađivanja nominacija.
Osim navedenog Desetogodišnjim planom predviđena je izgradnja kompresorske stanice kojom de
biti povedan tehnički kapacitet i omoguden protok plina iz Republike Hrvatske u Republiku Mađarsku.
Na interkonekciji s Republikom Slovenijom do početka plinske godine 2014./2015. biti de potpisan
sporazum o interkonekciji kojim de se definirati tehnička usklađenost i operativne procedure. U
narednom razdoblju biti de potrebna određena ulaganja u IT sustav i kromatograf na interkonekciji s
Republikom Slovenijom (troškovi prikazani u Tablici 15. Osnovni plinski transportni sustav, 2.7. Mjerni
sustav).
Slijedom činjenice da je u bududnosti planirano sveobuhvatno povezivanje hrvatskog plinskog
transportnog sustava s plinskim transportnim sustavima svih susjednih zemalja, što je vidljivo iz ovog
plana, na tom području se očekuju značajne aktivnosti.
Valja naglasiti da se ved u pripremnoj fazi projekata interkonekcija, intenzivno surađuje s
operatorima transportnih sustava tih zemalja (slovenski Plinovodi, mađarski FGSZ, srbijanski
Srbijagas, bosanskohercegovački BH-Gas).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
38
4.9. REKONSTRUKCIJE TRANSPORTNOG SUSTAVA
Kako bi operator transportnog sustava mogao sigurno i pouzdano obavljati svoju primarnu djelatnost
u skladu sa zahtjevima korisnika sustava, nužno je provesti u narednom razdoblju niz rekonstrukcija
na tehnološkim objektima transportnog sustava (plinovodi, plinski čvorovi, mjerno – redukcijske
stanice).
Desetogodišnjim planom predviđa se niz rekonstrukcija plinovoda ili pojedinih dionica plinovoda, te
izmještanja određenih dionica plinovoda zbog povedanja sigurnosti i pouzdanosti transporta plina i
isporuke plina korisnicima transportnog sustava. Takvi zahvati na transportnom sustavu su nužni iz
razloga starosti pojedinih plinovoda (40 i više godina), stanja cijevi pojedinih plinovoda koje je
ozbiljno narušeno korozijom (manjkava izolacija i slaba katodna zaštita), te zbog preventivnih razloga
kako bi se izbjegla velika vjerojatnost propuštanja plina u narednim godinama.
Također se predviđaju rekonstrukcije/zamjene pojedinih mjerno – redukcijskih stanica koje su nužne
iz razloga zastarijevanja tehnologije i nemogudnosti rekonstrukcije postojedih stanja kojim bi Plinacro
osigurao pouzdanu isporuku plina korisnicima. Rekonstrukcijama/zamjenama nabrojanih mjerno –
redukcijskih stanica ujedno bi se riješila i zakonska te imovinsko - pravna problematika vezana za te
objekte.
Rekonstrukcijama navedenih plinskih čvorova omogudilo bi se optimalno povezivanje 50 – barskog i
75 – barskog plinskog transportnog sustava, te bi se tim zahvatima osigurali preduvjeti sigurne i
pouzdane opskrbe prirodnim plinom. Upravo bi ti zahvati značajno podigli cjelokupnu fleksibilnost
upravljanja sustavom, te omogudili stvaranje povoljnijih hidrauličkih uvjeta u sustavu za planirane
nove potrošače.
Desetogodišnjim planom također je predviđeno napuštanje pojedinih tehnoloških objekata koji su
van funkcije u cilju pojednostavljenja i racionalizacije transportnog sustava, smanjenja troškova rada i
održavanja, kao i podizanja sigurnosti i pouzdanosti opskrbe.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
39
5. PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
Pri razradi i razmatranju plana razvoja plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske, za ovo
desetogodišnje razdoblje 2014.-2023., mora se uvažiti činjenica da de se unutar njega odvijati i
aktivnosti na određenom broju objekata koji su planirani još Planom razvoja, izgradnje i
modernizacije plinskog transportnog sustava u Republici Hrvatskoj 2002.-2011.
Činjenica je da se zbog određenih okolnosti, svi planirani objekti nisu izgradili unutar planiranih
rokova tog velikog razvojno-ulagačkog ciklusa. Ta skupina objekata nazvana je INVESTICIJSKI
PROJEKTI, jer su oni i s tehničkog i s ulagačkog stajališta u potpunosti definirani.
Sljededa skupina projekata su RAZVOJNI PROJEKTI, koji su osnova ovog planskog dokumenta i kojima
se oblikuje i planira razvoj plinskog transportnog sustava u planskom razdoblju 2014.-2023.
U sklopu grupe razvojnih projekata, projekti su razrađeni u grupi OSNOVNI PLINSKI TRANSPORTNI
SUSTAV, grupi projekata INTERKONEKCIJE te u grupi OSTALI PROJEKTI koji dijelom ne predstavljaju
projekte plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske, ali koji su s njima u neupitnoj vezi.
5.1. INVESTICIJSKI PROJEKTI
Kao što je prethodno rečeno ovu skupinu čine projekti planirani Planom razvoja, izgradnje i
modernizacije plinskog transportnog sustava u Republici Hrvatskoj 2002.-2011., čija je izgradnja i
dovršenje izašlo izvan prvobitno planiranih rokova i ušlo u plansko i provedbeno razdoblje ovog
plana.
Iz priloženog tehničkog prikaza vidljivo je da to nije velik broj objekata. U prvoj grupi objekata
A/Plinovodni sustav Pula – Karlovac preostala je samo mjerno-redukcijska stanica MRS-Omišalj koja
nije izgrađena prije zbog odustajanja od izgradnje plinovoda Kukuljnovo-Omišalj, odnosno
usmjeravanja na izgradnju plinovoda Omišalj – Zlobin, kojim de se riješiti i otprema plina s bududeg
LNG terminala u Omišlju. Svi planirani objekti grupe projekata B/Plinovodni sustav Like i Dalmacije su
izgrađeni. U grupi projekata C/Plinovodni sustav središnje i istočne Hrvatske ostalo je samo dovršenje
plinovoda Kutina – Dobrovac, plinskih čvorova i pogonskih objekata te izgradnja nekoliko zamjenskih
mjerno-redukcijskih stanica.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
41
Tablica 14. Prikaz investicijskih projekata
1 MRS
1.1. Omišalj 100/75 sigurnost opskrbe 2018. Sastavni dio projekta plinovoda Omišalj - Zlobin
(mm) ( " )
1. MAGISTRALNI PLINOVODI + MRS
(mm) ( " )
1. PLINOVODI
1.1. Kutina - Dobrovac 200 8 31,6 50tehnička opravdanost
sigurnost opskrbe2013. 2014.
Izgradnjom plinovoda zamjenit će se veći dio sustava od grada Kutine do Lipika zbog dotrajalosti
starog (postojeći je ujedno i prvi plinovod izgraĎen u RH). Novim plinovodom od Kutine do Dobrovca
povećat će se transportni kapacitet, sigurnost, pouzdanost i opseg dobave prirodnog plina Sisačko-
moslavačke i Požeško-slavonske županije (predviĎa se puštanje u rad 2014.g.)
2. PLINSKI ČVOROVI
2.1. MRČ Ivanja Reka (rekonstrukcija) 2018. 2018.
2.2. MRČ Zagreb istok 2016. 2017.
2.3. MRČ Kozarac (rekonstrukcija) 2014. 2014.
3. MJERNO-REDUKCIJSKE STANICE kapacitet m ³/h
3.1. Zagreb istok II 2x 4000 2016. 2016.
3.2. Šenkovec 2 x 4000 2014. 2014.
3.3. Gradec 2 x 4000 2016. 2016.
3.4. Dugo Selo II 2 x 4000 2015. 2016.
3.5. Križ 2 x 4000 2014. 2014.
3.6. Budrovac 2 x 4000 2016. 2016.
3.7. Donji Andrijevci 2 x 4000 2016. 2016.
3.8. Slavonski Brod 2 x 4000 2016. 2016.
3.9. Magadenovac 2 x 4000 2016. 2016.
3.10. Koška 2 x 4000 2016. 2016.
3.11. Marjanci 2 x 4000 2016. 2016.
3.12. Dubrovčak 2 x 4000 2016. 2016.
3.13. Kutina II 3 x 4000 2016. 2016.
4. POGONSKI OBJEKTI
4.1. Rijeka 2014. 2014.
4.2. Kutina 2013. 2014.
4.3. Čakovec 2013. 2013.
4.4. Benkovac 2013. 2014.
4.5. Split 2013. 2014.
4.6. Ogulin 2013. 2014.
Rekonstrukcje plinskih čvorova se planiraju izgraditi u cilju optimiziranog povezivanja i korištenja 50
barskog i 75-barskog plinskog transportnog sustava te osigurati preduvjete sigurne i pouzdane
opskrbe Zagreba prirodnim plinom. Rekonstrukcija čvora MRČ Kozarac je nužna zbog sigurnosti
opskrbe grada Siska i plinske elektrane (predviĎa se puštanje u rad 2014. i 2015.g.)
Zamjena postojećih MRS sa tipskim MRS, zbog dotrajalosti,
zastarjelosti tehnologije i sigurnosti opskrbe (predviĎa se puštanje u rad 2014. - 2016.g.)
Izgradnja pogonskih objekata je nužna zbog izuzetno povećane izgraĎenosti i geografske raširenosti
plinskog transportnog sustava sustava u posljednja dva investicijska ciklusa, te smanjivanja
troškova operativnog održavanja (predviĎa se završetak izgradnje 2013. - 2014. g.)
Red.
BrojNAZIV PROJEKTA
Radni tlak
(bar)NAPOMENA
NAPOMENA
A / PLINOVODNI SUSTAV PULA – KARLOVAC
B / PLINOVODNI SUSTAV LIKE I DALMACIJE
50.000
Red.
BrojNAZIV PROJEKTA
Nazivni promjer F Dužina
plinovoda
L (km)
Radni tlak
(bar)
kapacitet m³/hRazlog
gradnje
C / PLINOVODNI SUSTAV SREDIŠNJE I ISTOČNE HRVATSKE - REKONSTRUKCIJE I NOVI OBJEKTI NA POSTOJEĆEM SUSTAVU
Dužina
plinovoda
L (km)
Radni tlak
(bar)
Red.
BrojNAZIV PROJEKTA
Nazivni promjer F
tehnička opravdanost
tehnička opravdanost
Godina
početka
izgradnje
Godina
stavljanja
u uporabu
Razlog
gradnje
Godina
početka
izgradnje
Godina
stavljanja
u uporabu
tehnička opravdanost
sigurnost opskrbe
* ZAVRŠENO I SPREMNO ZA RAD ILI VEĆ U RADU
NAPOMENA
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
45
5.2. RAZVOJNI PROJEKTI
Razvojni projekti su planirani i razrađeni u tri grupe projekata: OSNOVNI PLINSKI TRANSPORTNI
SUSTAV, INTERKONEKCIJE i OSTALI PROJEKTI. Jasno je da je plinski transportni sustav jedinstven i
nedjeljiv, ali izdvajanje interkonekcija je razumljivo jer one predstavljaju poveznice sa sustavima
susjednih zemalja i imaju posebnu energetsko-stratešku, tehnološko-tehničku i ekonomski-
financijsku težinu.
5.2.1. Osnovni plinski transportni sustav
Provedbom ved spomenutog Plana razvoja, izgradnje i modernizacije plinskog transportnog sustava u
Republici Hrvatskoj 2002.-2011., koja je ušla u svoju završnicu, dostignuta je visoka razina
pokrivenosti teritorija Republike Hrvatske, modernim i pouzdanim plinskim transportnim sustavom
dostatnih kapaciteta za hrvatsko tržište, ali i za tržište susjednih zemalja. Naravno, kao što je
razmatrano u prethodnim poglavljima, neke tehnički zastarjele dijelove sustava treba rekonstruirati,
a neke, zbog nedostatnih kapaciteta i dograditi. Neke nove dijelove sustava treba izgraditi u svrhu
povedanja učinkovitosti korištenja sustava, a za to su najbolji primjeri kompresorske stanice kojima de
se dizanjem tlaka u sustavu značajno povedati njegova učinkovitost, ali i pouzdanost.
Neupitno je da ima još dosta prostora za poboljšanje i dogradnju postojedeg transportnog sustava, ali
njegov bududi razvoj, kao i razvoj tržišta prirodnog plina u Republici Hrvatskoj, ovisi prije svega o
novim dobavnim projektima. Međutim, o novim dobavnim projektima ovise i tržišta susjednih
zemalja, a strateška pozicija Republike Hrvatske u odnosu na neke od tih projekata, prije svega
projekt LNG u Omišlju i Jonsko- Jadranski plinovod (IAP), otvara mogudnosti značajnog tranzita našim
plinskim transportnim sustavom i može bitno usmjeriti njegov daljnji razvoj.
Opcije otpreme prirodnog plina sa bududeg LNG terminala u Omišlju su usmjerile razvoj značajnog
dijela bududeg plinskog transportnog sustava. Početni otpremni plinovod za LNG Omišalj – Zlobin
nastavljao bi se novim plinovodom Zlobin-Bosiljevo pa dalje , u istočnoj opciji, plinovodnim sustavom
Bosiljevo-Sisak-Kozarac-Slobodnica, gdje bi se priključio na postojedi plinovod Slobodnica-Donji
Miholjac – mađarski plinski transportni sustav. Tim pravcem bi bio mogud transport LNG-a za
Mađarsku, Slovačku, Rumunjsku, Ukrajinu…(Baltik – Jadran sustav), ali i Srbiju. U srednjoj ili sjevernoj
opciji otpreme LNG-a, od Bosiljeva bi se izgradio (fazno) novi plinovodni sustav Bosiljevo-Karlovac-
Lučko-Zabok-Rogatec (Slovenija), koji bi osim dobave na domade tržište omogudio dobavu na
slovensko i austrijsko tržište, ali i tržišta u njihovom okruženju. Dio tog podsustava Lučko-Zabok-
Rogatec ima još jedan dodatni značaj, bolje rečeno osnovni, ključni značaj za bolje uklapanje
Republike Hrvatske u europske tokove prirodnog plina i za pouzdanost opskrbe.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
46
Naravno, pored ove funkcije transporta LNG-ova oba podsustava osiguravaju i mogudnost transporta
- tranzita kaspijskog plina iz IAP-a, putem TAP-a, od Bosiljeva na dalje. Za transport od Splita do
Bosiljeva koristio bi se postojedi sustav, a od crnogorske granice do Splita, novi plinovodni sustav
Dobreč (Crna Gora)-Prevlaka-Dubrovnik-Ploče-Split.
Kao treda opcija otpreme LNG-a je planiran plinovod prema Sloveniji, Zlobin-Rupa-Kalce i to primarno
za talijansko tržište, ali i za slovensko. Taj pravac bi se mogao koristiti i za transport-tranzit plina iz
IAP-a. Naravno, o redoslijedu i dinamici gradnje tih otpremno-tranzitnih pravaca de odlučiti tržište.
Desetogodišnjim planom je to određeno temeljem preliminarnih istraživanja i spoznaja, odnosno
preliminarnih očitovanja potencijalnih korisnika.
Uz ove plinovode, poglavito vezane uz projekte LNG i IAP, planirana je i izgradnja plinovoda
Slobodnica-Sotin koji bi se nadovezao na interkonekciju sa srbijanskim plinskim sustavom Sotin-Bačko
Novo Selo, ali na njihovu izgradnju de ključni utjecaj imati konačna odluka o sudjelovanju ili ne
sudjelovanju Republike Hrvatske, odnosno Plinacra u PROJEKTU SOUTH STREAM (Južni tok).
Osnovne značajke projekata osnovnog plinskog transportnog sustava koji nisu pojedinačno
spomenuti u prethodnom razmatranju, dane su u priloženom tabličnom prikazu.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
47
Tablica 15. Osnovni plinski transportni sustav
(mm) ( " )
2.1. PLINOVODI
2.1.1. Split - Zagvozd 800 32 52 75 2017. 2018.
Plinovod će biti sastavni dio Jadransko - jonskog plinovoda (IAP) te omogućuje daljnju plinofikaciju RH, a izgradnjom bi se
omogućilo i povezivanje sa plinskim sustavom BiH na pravcu Zagvozd - Imotski - Posušje (predviĎa se puštanje u rad 2018.g.) -
Realizacija projekta vezana uz ostvarenje IAP-a i/ili ovisno o ugovoru sa BH Gasom.
2.1.2. Zagvozd - Ploče 800 32 50 75 2017. 2019.
2.1.3. Ploče - Dubrovnik 800 32 103 75 2018. 2020.
2.1.4. Osijek - Vukovar 800 32 30 75 2021. 2023. Povećanje sigurnosti opskrbe plinom cijele istočne Slavonije (predviĎa se puštanje u rad 2023.g.)
2.1.5. Donji Miholjac - Belišće 400 16 20 50 2016. 2016.Povećanje sigurnosti opskrbe grada Osijeka i i stvaranje preduvjeta za izgradnju novog bloka termoelektrane KKPE Osijek
(predviĎa se puštanje u rad 2016.g.)
2.1.6. Kozarac - Sisak 1000 40 20 100tehnička opravdanost
povećanje kapaciteta2018. 2019.
Zamjena dotrajalog i problematičnog plinovoda te otvaranje mogućnosti dobave plina za MaĎarsku iz LNG terminala (predviĎa se
puštanje u rad 2017.g.)
2.1.7. Lička Jesenica - Rakovica 400/500 16 20 75/50 sigurnost opskrbe 2022. 2023. Povezivanje sa plinskim sustavom BiH na pravcu Rakovica - Bihać (predviĎa se puštanje u rad 2023.g.)
2.1.8. Kneginec - Varaţdin II 300 12 25 50 tehnička opravdanost 2018. 2018.
2.1.9. Omanovac - Daruvar 200 8 16 50 tehnička opravdanost 2017. 2018.
2.1.10. Lepoglava - Krapina (Đurmanec) 250 10 18 50 tehnička opravdanost 2019. 2020.
2.1.11. Slatina - Velimirovac 200 8 47 50 tehnička opravdanost 2020. 2022.
2.1.12. Zadvarje - Brela 300 12 15 75 plinofikacija 2017. 2018. Plinofikacija Makarske rivijere (predviĎa se puštanje u rad 2018.g.) vezano uz ostvarenje projekta Split - Zagvozd.
2.1.13. Omišalj - Zlobin 1000 40 18 100 2017. 2018.Otprema plina iz LNG terminala, opskrba postrojenja DINA plinom i plinofikacija otoka Krka (predviĎa se puštanje u rad 2018.g.
ukoliko bude donesena pozitivna investicijska odluka za LNG terminal).
2.1.14. Zlobin - Bosiljevo 1000 40 58 100 2018. 2019.Otprema plina iz LNG terminala (predviĎa se puštanje u rad 2018.g. ukoliko bude donesena pozitivna investicijska odluka za LNG
terminal)
2.1.15. Bosiljevo - Karlovac 700 28 38 75 2017. 2018.
2.1.16. Karlovac - Lučko 500 20 33 75 2021. 2023.
2.1.17. Lučko - Zabok 700 28 43 75 2017. 2018.
Povezivanje sa plinskim sustavom Republike Slovenije dvosmjernim protokom radi mogućnosti povećanja uvoznih količina plina
odnosno povećanja sigurnosti opskrbe, korištenja podzemnog skladišta te otpreme plina iz LNG terminala i IAP sustava (predviĎa
se puštanje u rad 2017.g.)
2.1.18. Bosiljevo - Sisak 1000 40 140 100 2018. 2019.
2.1.19. Kozarac - Slobodnica 800 32 128 75 2022. 2023.
2.1.20. Donji Miholjac - Osijek 800 32 53 75povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe2022. 2023.
Povećanje sigurnosti opskrbe istočne Slavonije, grada Osijeka i i stvaranje preduvjeta za izgradnju novog bloka termoelektrane
KKPE Osijek (predviĎa se puštanje u rad 2023.g.) uz omogućavanje dugoročne sigurnosti opskrbe plinom.
2.1.21. Vukovar - Negoslavci 800 32 11 75povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe2022. 2023.
Povećanje sigurnosti opskrbe plinom cijele istočne Slavonije (predviĎa se puštanje u rad 2023.g.) uz omogućavanje dugoročne
sigurnosti opskrbe plinom.
2.1.22. Slobodnica - Sotin 800 32 97 75povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe2022. 2023. Povećanje sigurnosti opskrbe plinom cijele istočne Slavonije te potencijalno dio Juţnog toka (predviĎa se puštanje u rad 2023.g.)
2.1.23. Odvojni plinovod za MRS Slavonski Brod istok 500 20 2,6 75 povećanje kapaciteta 2017. 2017. Omogućavanje nastajanja i razvoja industrijske zone i luke Slavonski Brod
2.1.24. PČ Ludina - PSP Okoli 500 20 2,6 75 povećanje kapaciteta 2015. 2016. Povezivanje PSP Okoli sa 75 - barskim sustavom
Razlog
gradnje
Godina
početka
izgradnje
Godina
stavljanja
u uporabu
povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe
povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe
povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe
Plinovod će biti sastavni dio Jonsko - jadranskog plinovoda (IAP) i omogućuje daljnju plinofikaciju RH (predviĎa se puštanje u rad
2020.g.) - Realizacija projekta vezana uz ostvarenje IAP-a.
Optimalizacija i podizanje sigurnosti postojećeg 50 barskog sustava (predviĎa se puštanje u rad 2018. - 2022. g.)
Otprema plina iz LNG terminala ovisno o investicijskim odlukama za LNG i/ili IAP sustav
(predviĎa se puštanje u rad - Bosiljevo - Sisak 2019.g.)
(predviĎa se puštanje u rad - Kozarac - Slobodnica 2023. g.)
Otprema plina iz LNG terminala i IAP sustava ovisno o investicijskim odlukama za LNG i/ili IAP sustav
(predviĎa se puštanje u rad - Bosiljevo - Karlovac 2018. g.)
(predviĎa se puštanje u rad - Karlovac - Lučko 2023.g.)
Dužina
plinovoda L
(km)
Radni
tlak
(bar)
2. OSNOVNI (NACIONALNI) PLINSKI TRANSPORTNI SUSTAV
Nazivni promjer F
Red. Broj NAZIV PROJEKTA NAPOMENA
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
48
REKONSTRUKCIJE PLINOVODA
2.1.25. PČ Slobodnica - PČ Slavonski Brod (rekonstrukcija) 500 20 10,5 75povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe2017. 2017.
Povećanje sigurnosti opskrbe plinom cijele istočne Slavonije, Slavonskog Broda i industrijske zone, rekonstrukcijom postojećeg
dotrajalog i problematičnog plinovoda (ex produktovoda) (predviĎa se puštanje u rad 2017.g.)
2.1.26. PČ Kozarac - MRS Lipovica (rekonstrukcija) 100 4 2 50 tehnička opravdanost 2017. 2017.
2.1.27. Kozarac - KS Struţec (rekonstrukcija) 100 4 7 50 tehnička opravdanost 2017. 2017.
2.1.28. Donji Miholjac - Osijek (rekonstrukcija) 300 12 8 50 tehnička opravdanost 2016. 2016.
2.1.29. Rogatec - Zabok ( rekonstrukcija) 500 20 1,2 50 tehnička opravdanost 2016. 2016.
2.1.30. Zabok - Kumrovec (rekonstrukcija) 150 6 2 50 tehnička opravdanost 2016. 2016.
2.2. MJERNO REDUKCIJSKE STANICE Ulazni tlak
(bar)
Izlazni
tlak
(bar)
2.2.1. MRS Brela 75 2017. 2017. Sastavni dio projekta plinovoda Zadvarje - Brela / plinofikacija Makarske rivijere
2.2.2. MRS Zagvozd 75 2017. 2017. Sastavni dio projekta plinovoda Zagvozd - Imotski - Posušje / plinofikacija šireg područja
2.2.3. MRS Ploče 75 2019. 2020.
2.2.4. MRS Pelješac 75 2019. 2020.
2.2.5. MRS Dubrovnik 75 2019. 2020.
2.2.6. MRS Rakovica 75 2022. 2023. Sastavni dio projekta Lička Jesenica - Rakovica / plinofikacija šireg područja
2.2.7. MRS Vrbovsko 75 2022. 2023. Sastavni dio plinovodnog sustava Pula - Karlovac / plinofikacija šireg područja
(mm) ( " )
REKONSTRUKCIJE MRS
2.2.8. MRS Začretje 50 2023. 2023.
2.2.9. MRS Legrad 50 2016. 2016.
2.2.10. MRS Gola 50 2019. 2019.
2.2.11. MRS Hampovica 50 2019. 2019.
2.2.12. MRS Suha Ţbuka 50 2019. 2019.
2.2.13. MRS Podravske Sesvete 50 2019. 2019.
2.2.14. MRS Šandrovac 50 2019. 2019.
2.2.15. MRS Molve Selo 50 2019. 2019.
2.2.16. MRS Narta 50 2019. 2019.
2.2.17. MRS Graberje 50 2016. 2016.
2.2.18. MRS Kloštar Ivanić 50 2016. 2016.
2.2.19. MRS Poljana 50 2016. 2016.
2.2.20. MRS Banova Jaruga 50 2016. 2016.
2.2.21. MRS Veliki GrĎevac 50 2019. 2019.
2.2.22. MRS Končanica 50 2019. 2019.
2.2.23. MRS Kuknjevac 50 2016. 2016.
2.2.24. MRS Brezine 50 2016. 2016.
2.2.25. MRS Sirač 50 2019. 2019.
2.2.26. MRS Okoli 50 2019. 2019.
2.2.27. MRS Sladojevci 50 2016. 2016.
2.2.28. MRS ČaĎavica 50 2019. 2019.
2.2.29. MRS Slavonski Brod Istok 50 2017. 2017. Stvaranje preduvjeta opskrbe KKPE Slavonski Brod i industrijske zone (predviĎa se puštanje u rad 2017.g.)
2.2.29. MRS Osijek III (rekonstrukcija) 50 2015. 2015.
2.2.29. MRS Osijek II (rekonstrukcija) 50 2015. 2015.
plinofikacija
tehnička opravdanost
Sastavni dio projekta plinovoda Ploče - Dubrovnik / plinofikacija šireg područja
Rekonstrukcije zbog dotrajalosti, zastarjelosti tehnologije i sigurnosti opskrbe (predviĎa se puštanje u rad 2016.g.)
Red. Broj NAZIV PROJEKTANazivni promjer F Dužina
plinovoda L
(km)
Radni
tlak
(bar)
Razlog
gradnje
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
Rekonstrukcije postojećih (dionica) plinovoda zbog povećanja sigurnosti opskrbe plinom (predviĎa se puštanje u rad 2016.-
2017.g.)
Zamjena postojećih MRS sa tipskim MRS, zbog dotrajalosti, zastarjelosti tehnologije i sigurnosti opskrbe. (predviĎa se puštanje u
rad 2016.-2023. g.)
Godina
početka
izgradnje
Godina
stavljanja
u uporabu
NAPOMENA
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
Kapacitet (m3/h)
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
120.000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
2 x 4000
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
49
2.3.
2.3.1. Plinovod CPS Pepelana - MRS Suhopolje 150 6 2015. 2015.
2.3.2. Plinovod Ivanić Grad - Kutina300 12
2015. 2015.
2.3.3. Plinovod Bjelovar - Kriţevci 150 6
2015. 2015.
2.3.4. MRS Ilova 2018. 2018.
2.3.5. MRS Novska2018. 2018.
2.3.6. MRS Voloder2018. 2018.
2.3.7. MRS Gračenica2018. 2018.
2.3.8. MRS Repušnica2018. 2018.
2.3.9. MRS Čaginec2018. 2018.
2.4. POGONSKI OBJEKT
2.4.1. ĐurĎevac tehnička opravdanost 2016. 2016.
Pogonski objekt je predviĎen zbog potrebe smještaja 13 zaposlenika te svih materijalnih i tehničkih dobara,
potrebnih za nadzor i odrţavanje cca 400 km plinovoda, 30 MRS, te budućeg odrţavanja planiranog sustava (predviĎa se
završetak izgradnje 2016.g.)
2.5. KOMPRESORSKE STANICE
2.5.1. KS 1 2016. 2017.Kompresorska stanica se predviĎa zbog podizanja fleksibilnosti sustava, te stvaranja hidrauličkih uvjeta
u sustavu u skladu sa zahtjevima postojećih i potencijalnih korisnika (predviĎa se puštanje u rad 2017.g.)
2.5.2. KS 2 2017. 2018.Kompresorska stanica je predviĎena Joint development agreementom izmeĎu Plinacra i FGSZ u scenariju
otpreme plina iz LNG terminala u MaĎarsku (predviĎa se puštanje u rad 2018.g.)
2.6. SUKAP - sustav upravljanja kapacitetom tehnička opravdanost 2014. 2023.PredviĎa se dogradnja Sustava za komercijalno upravljanje kapacitetima transportnog sustava kako bi kontinuirane promjene na
trţištu plina bile adekvatno praćene (sustavna nadogradnja sustava 2014. - 2023.g.)
2.7. MJERNI SUSTAV - (kromatografi, analizatori) tehnička opravdanost 2014. 2015.Sukladno pripremama zakona i podzakonskih akata nuţno je uvoĎenje nove metodologije sustava mjerenja
parametara kvalitete plina, prikupljanja i obrade podataka za fiskalnu primjenu (predviĎa se puštanje u rad 2015.g.)
2.8. MJERNI SUSTAV (SCADA) tehnička opravdanost 2020. 2020. U 2020. godini predviĎa se modernizacija ili zamjena postojećeg SCADA sustava
tehnička opravdanost
PredviĎeno je napuštanje pojednih tehnoloških objekata koji su van funkcije u cilju pojednostavljenja
i racionalizacije transportnog sustava, smanjenja troškova rada i odrţavanja, kao i podizanja sigurnosti i pouzdanosti opskrbe u
razdoblju 2015. - 2018. g.
povećanje kapaciteta
sigurnost opskrbe
NAPUŠTANJE OBJEKATA VAN FUNKCIJE
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
50
5.2.2. Interkonekcije
Kao što je ved rečeno, interkonekcije su, kao poveznice s plinskim transportnim sustavima susjednih
zemalja, sa svojim ključnim značajem za pouzdanu, diverzificiranu i konkurentnu opskrbu i s
otvaranjem mogudnosti za tranzit i korištenje naših skladišnih kapaciteta, od izuzetnog značaja za
razvoj cjelokupnog plinskog transportnog sustava.
Desetogodišnjim planom je planirano novo povezivanje hrvatskog plinskog transportnog sustava sa
sustavima svih susjednih zemalja, izuzev Mađarske s kojom ved imamo novu interkonekciju na pravcu
Donji Miholjac-Dravaszerdahely. Sa Slovenijom smo predvidjeli tri nove interkonekcije od kojih je
ključna ona na pravcu Lučko-Zabok-Rogatec, o čijem je strateškom značaju ved rečeno, dok ona
manja na pravcu Umag-Kopar ima regionalni značaj. Prema Bosni i Hercegovini su planirane čak četiri
interkonekcije, a od onih na pravcima Zagvozd-Imotski-Posušje i Ploče-Mostar, mogude je da se jedna
ne ostvari (ovisno o dinamici gradnje IAP-a, studiji inetrkonekcija WBIF-a i dinamici gradnje
možebitne plinske elektrane u Mostaru). O interkonekciji sa srbijanskim sustavom sve je ved rečeno u
prošlom poglavlju, a interkonekcija s talijanskim plinskim transportnim sustavom na pravcu Omišalj-
Casa Borsetti uključena je samo kao opcija u slučaju proširenja omišaljskog LNG-a.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
51
Tablica 16. Interkonekcije
(mm) ( " )
3. PLINOVODI
3.1.1. Zlobin – Rupa (Kalce) 1000 40 33,8 100 2022. 2023.
Izgradnjom plinovoda ostvariti će se povezanost hrvatskog i slovenskog plinovodnog sustava u svrhu otpreme plina iz LNG terminala (predviĎa se puštanje u rad
2023.g.)
Realizacija projekta je vezana uz ostvarenje LNG terminala.
3.1.2. Omišalj – Casal Borsetti 800 32 146 150 2023.
Izgradnjom plinovoda ostvariti će se povezanost hrvatskog i talijanskog plinovodnog sustava u svrhu otpreme plina iz LNG terminala (predviĎa se puštanje u rad iza
2023.g.)
Realizacija projekta je vezana uz ostvarenje LNG terminala.
3.1.3. Umag - Koper 300 12 8 50 2022. 2022. Izgradnjom plinovoda ostvariti će se regionalna povezanost hrvatskog i slovenskog plinovodnog sustava (predviĎa se puštanje u rad 2022.g.)
3.1.4. Ploče - Mostar 500 20 7 75 2020. 2020.Izgradnjom plinovoda ostvariti će se povezanost hrvatskog i plinovodnog sustava BiH (predviĎa se puštanje u rad 2020.g.)
Realizacija projekta je vezana uz ostvarenje IAP projekta.
3.1.5. Zagvozd - Imotski - Posušje 500 20 22 75 2017. 2018.Izgradnjom plinovoda ostvariti će se povezanost hrvatskog i plinovodnog sustava BiH (predviĎa se puštanje u rad 2018.g.)
Realizacija projekta vezana uz ostvarenje IAP-a i/ili ovisno o ugovoru sa BH Gasom.
3.1.6. Dubrovnik – Prevlaka - Dobreč 800 32 47 75 2019. 2020.
Plinovod će biti sastavni dio Jonsko - jadranskog plinovoda (IAP) te će se izgradnjom plinovoda ostvariti povezanost hrvatskog i plinovodnog sustava Crne Gore
(predviĎa se puštanje u rad 2020.g.)
Realizacija projekta je vezana uz ostvarenje IAP projekta.
3.1.7. Rakovica - Bihać 400/500 16/20 10 75/50 2022. 2023.Izgradnjom plinovoda ostvariti će se povezanost hrvatskog i plinovodnog sustava BiH (predviĎa se puštanje u rad 2023.g.)
Realizacija projekta ovisna o ugovoru sa BH Gasom.
3.1.8. Rogatec - Zabok 700 28 34 75 2017. 2018.Izgradnjom plinovoda ostvariti će se povezanost hrvatskog i slovenskog plinovodnog sustava u svrhu podizanja sigurnosti opskrebe, mogućnosti pristupa skladišnim
kapacitetima te eventualne otpreme plina iz IAP sustava i LNG terminala (predviĎa se puštanje u rad 2018.g.)
3.1.9. Slobodnica - Bosanski Brod 700 28 5,1 75 2018. 2019. Izgradnjom plinovoda ostvariti će se povezanost hrvatskog i plinovodnog sustava Republike Srpske i BiH (predviĎa se puštanje u rad 2019.g.)
3.1.10. Sotin - Bačko Novo Selo 800 32 5 75 2018. 2019.Povećanje sigurnosti opskrbe plinom cijele istočne Slavonije, povezivanje sa plinovodnim sustavom Republike Srbije te potencijalno dio Juţnog toka (predviĎa se
puštanje u rad 2019.g.)
Razlog
gradnje
Godina
početka
izgradnje
Godina
stavljanja
u uporabu
sigurnost
opskrbe
/
povećanje
iskoristivosti
Radni tlak
(bar)
3. INTERKONEKCIJE
Nazivni promjer FRed.
BrojNAZIV PROJEKTA
Dužina
plinovoda
L (km)
NAPOMENA
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
52
5.2.3. Ostali projekti
U ovoj skupini projekata se nalaze projekti koje nije bilo mogude svrstati u prethodne dvije skupine,
ali koji su u neupitnoj vezi s njima i od bitnog značaja za daljnji razvoj plinskog transportnog sustava.
Projekt LNG u Omišlju je projekt u koji je nakon uzastopnih neuspješnih pokušaja razvoja i ostvarenja,
čak dvaju konzorcija, hrvatska vlada usmjerila društva u njenom 100%-tnom vlasništvu Plinacro d.o.o.
i HEP d.d. Slijedom toga ova dva društva su utemeljila društvo LNG HRVATSKA d.o.o. s jednakim
vlasničkim udjelima (50% : 50%) i pokrenula pripremne aktivnosti. Te aktivnosti se trenutačno,
najznačajnijim dijelom odvijaju kroz izradu sveobuhvatne studije izvedivosti, od strane
konzultantskog tima predvođenog danskom tvrtkom COWI, a financirane (s 1 mil. EUR-a) od strane
Okvira za investicije na zapadnom Balkanu (Western Balkan Investment Framework - WBIF)
sredstvima koja su u tu svrhu odobrena na zahtjev Plinacra. Rezultati te studije, koja je praktički u
završnoj fazi izrade i niza aktivnosti koje, uz navedene tvrtke, poduzima Ministarstvo gospodarstva, a
i sama Vlada Republike Hrvatske, de usmjeriti daljnji razvoj projekta, odnosno njegove oblikovane,
vremenske, ekonomsko financijske i provedbene sastavnice. Planirani rok ostvarenja ovog projekta je
2018. godina.
Za daljnji razvoj plinskog transportnog sustava od izuzetnog je značaja i projekt Jonsko – jadranskog
plinovoda (IAP), kojim se namjerava, povezivanjem hrvatskog plinskog transportnog sustava, ved
izgrađenog do Splita, s plinovodom TAP (Trans Adriatic Pipeline), na lokaciji Fier u Albaniji, omoguditi
transport prirodnog plina iz kaspijskih i srednjoistočnih izvora, preko Albanije i Crne Gore, do tržišta
tih zemalja i tržišta Bosne i Hercegovine i, naravno, Hrvatske.
Pored diversificirane dobave prirodnog plina za hrvatsko tržište, ostvario bi se i značajan tranzit za
susjedne zemlje. Za hrvatski dio plinovodnog sustava koji bi se uklopio u Jonsko – jadranski plinovod,
a to su plinovodi Split – Zagvozd – Ploče i Ploče – Dubrovnik – Prevlaka/Dobreč, obavljene su opsežne
pripremne aktivnosti, sve do ishođenja pozitivnih Rješenja o prihvatljivosti za okoliš.
Za cjelokupni plinovodni sustav, od Splita do Crne Gore i Albanije, do spoja s TAP-om u albanskom
Fieru, u završnoj fazi je izrada sveobuhvatne studije izvedivosti, isto od strane konzultantskog tima
predvođenog danskom tvrtkom COWI, a također financirane (s čak 3,5 mil. EUR) od strane Okvira za
investicije na zapadnom Balkanu sredstvima koja su također odobrena na zahtjev Plinacra. Završetak
te studije očekuje se početkom 2014. godine, ali za daljnji nastavak aktivnosti na tom projektu ipak
ključna je sudbina TAP-a.
Međunarodni konzorcij koji je nositelj razvoja i proizvodnje velikog azerbajdžanskog plinskog polja
SHAH DENIZ II je donio odluku kojom je za transportni projekt odabran plinovod TAP, čime je i Jonsko
– jadranski plinovod dobio nužni zamah i mogud je njegov početak rada ved 2020. godine.
Tredi u ovoj skupini projekata je projekt kojim bi se Republika Hrvatska uključila u projekt Južni tok
(South Stream).
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
53
Slijedom Međudržavnog ugovora o suradnji na izgradnji i korištenju plinovoda na državnom području
Republike Hrvatske potpisanog 2.3.2010. između Ruske Federacije i Republike Hrvatske, Plinacro
d.o.o. i ruski OAO GAZPROM su potpisali Ugovor o studiji izvedivosti za provedbu projekta JUŽNI TOK,
16.5.2011. Tom zajednički financiranom studijom obrađena je opcija odvojka plinovodu JUŽNI TOK za
tržište Republike Hrvatske, na pravcu Bačko Novo Selo (Srbija)-Sotin (Hrvatska)-Slobodnica. Rezultati
te studije su uključeni u konsolidiranu studiju izvedivosti GAZPROM-a za cjelokupni projekt JUŽNI
TOK. Slijedom toga su nastavljene zajedničke aktivnosti s ciljem utemeljenja zajedničke tvrtke JUŽNI
TOK HRVATSKA d.o.o. ( PLINACRO d.o.o 50% : GAZPROM 50%) koja bi trebala provesti taj projekt.
Provedba navedenih aktivnosti je imala svojih padova i ponovnih uzleta, a osnovna je prepreka
nužnost usklađenja provedbe projekta s europskom regulativom iz područja prirodnog plina (Tredi
paket energetskih zakona). To se ne odnosi samo na provedbu tog projekta na području Republike
Hrvatske, nego na područjima svih zemalja Europske unije.
Taj problem se rješava generalno, na razini Europske unije i Ruske Federacije i bez njihovog
usuglašavanja nije za očekivati stvarni početak provedbe cjelokupnog projekata.
Konačno, zadnji u ovoj skupini su projekti razvoja novih tehnologija koji su od interesa, kako za razvoj
plinskog transportnog sustava, tako i za cjelokupni sektor prirodnog plina. Kao jedan od primjera
može se navesti projekt primjene stlačenog prirodnog plina (SPP) u prometu, a aktivnosti Plinacro
d.o.o. bi bile usmjereni isključivo na studijsko – promotivnu fazu.
Tablica 19. Ostali projekti
4.1. LNG
Plinacro d.o.o. je suosnivač društva LNG Hrvatska d.o.o.
i sudjelovao je u istražno - studijskoj fazi projekta.
O daljnjoj provedbi i financiranju biti će odlučeno po
donošenju konačne odluke o ulaganju.
4.2.IAP / Jonsko -
jadranski plinovod Ulaganja u studijsku fazu - sredstva WBIF-a
4.3. JUŽNI TOK HRVATSKA Ulaganje u zajedničku tvrtku Plinacro-a i Gazproma
4.4.PROJEKTI RAZVOJA
NOVIH TEHNOLOGIJA
tehnička
opravdanostUlaganja u studijsku fazu
sigurnost
opskrbe
Razlog
gradnje
Red.
BrojNAZIV PROJEKTA NAPOMENA
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
54
6. USKLAĐENOST S NEOBVEZUJUĆIM DESETOGODIŠNJIM PLANOM
RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA EUROPSKE UNIJE
Neobavezujudi desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava EU (TYNDP) predstavlja
skup razvojnih infrastrukturnih planova (projekata) prikupljenih od europskih operatora transportnih
sustava i promotora posebnih projekata.
Glavni cilj TYNDP-a je osigurati stalno pradenje europske plinske infrastrukture, ukazati na
potencijalne nedostatke u bududoj investiciji te pokušava obuhvatiti širu dinamiku europskog
plinskog tržišta s pogledom na potencijal dobave, integraciju tržišta i sigurnost dobave.
Podaci o razvojnim projektima i potrebama za plinom, dobiveni od europskih operatora transportnih
sustava koriste se u modeliranju plinske transportne i tranzitne mreže u desetogodišnjem razdoblju.
Modeliranjem se predviđaju tokovi plina u bududnosti s obzirom na situacije mogude dobave i
potražnje za plinom po pojedinim zemljama i regijama. Razmatraju se slučajevi tokova plina, mogudih
transportiranih količina i tranzita za normalne uvjete kao i za krizne ili izvanredne situacije (obustava
isporuke iz Rusije, poremedaji isporuke preko Ukrajine ili Bjelorusije, prekid isporuke iz Alžira itd.).
Prate se i analiziraju iskazane godišnje potrebe za plinom kao i vršne dnevne potrebe za plinom po
zemljama. Analizira se i ovisnost pojedinih zemalja o izvoru dobave plina na godišnjoj bazi, te se
promatra kako se to mijenja realizacijom pojedinih ili svih predviđenih razvojnih projekata.
6.1. Usklađenost s neobavezujućim desetogodišnjim planom razvoja
plinskog transportnog sustava EU za razdoblje 2011. – 2020.
Izrada prvog TYNDP započela je u vrijeme kada je Plinacro završavao drugi razvojno-ulagački ciklus,
2007.-2011., Plana razvoja, modernizacije i izgradnje plinskog transportnog sustav u Republici
Hrvatskoj, od 2002. do 2011. godine.
Projekti koji su se mogli nominirati u prvi TYNDP bili su isključivo projekti za koje je bila donesena
konačna odluka o ulaganju, a u tom trenutku jedini projekt koji je zadovoljavao navedeni kriterij bio
je plinovod Dravaszerdahely – Donji Miholjac – Slobodnica. Navedeni plinovod jedini je razvojni
projekt Plinacra koji je zadovoljavao kriterije da bude uvršten u prvu verziju TYNDP 2011.-2020.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
55
6.2. Usklađenost s neobavezujućim desetogodišnjim planom razvoja
plinskog transportnog sustava EU za razdoblje 2013.-2022.
Plinacro je u neobavezujudi desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava EU 2013. -
2022. nominirao sljedede projekte:
Interkonekcija HR/RS/BiH Slobodnica - Bosanski Brod - Zenica
Interkonekcija HR/SRB Slobodnica - Sotin - Bačko Novo Selo
Interkonekcija HR/SLO Bosiljevo - Karlovac - Lučko - Zabok – Rogatec
Interkonekcija HR/ITA Omišalj - Casal Borsetti
Jonsko-jadranski plinovod (Ionian Adriatic Pipeline)
LNG evakuacijski sustav Omišalj - Zlobin - Rupa (SLO)
LNG glavni evakuacijski sustav (dio koridora Sjever-jug) Zlobin – Bosiljevo – Sisak – Kozarac -
Slobodnica
Projekt LNGRV
Navedeni projekti planirani su Desetogodišnjim planom, ali različitom dinamikom u odnosu na
neobavezujudi desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava EU 2013. - 2022. Stoga de
Plinacro za sljededi neobavezujudi desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava EU
2015. - 2024. nominirati projekte s dinamikom sukladno Desetogodišnjem planu.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
56
7. FINANCIRANJE
Investicijski projekti za koje je planirana izgradnja u prvom regulacijskom razdoblju od 2014. do 2016.
financirati de se iz odobrenih tarifnih stavki za transport plina.
Plinacro je iskoristio mogudnost korištenja pretpristupnih fondova Europske unije te je preko Okvira
za investicije na zapadnom Balkanu (Western Balkans Investment Framework – WBIF) dobio sredstva
za projekte:
1. Jonsko jadranski plinovod - regionalni projekt (u suradnji s Albanijom, Crnom Gorom i BiH,
pod koordinacijom EZ-a; RH, tj. Plinacro – nositelj prijave) – studija izvodljivosti, SUO i
socijalni utjecaj zahvata
2. LNG projekt u Hrvatskoj – idejno rješenje, studija izvodljivosti i idejni projekt
3. LNG evakuacijski plinovod Omišalj – Zlobin – Rupa – studija isplativosti
Bosanskohercegovački operator transportnog sustava, BH Gas, u suradnji s Plinacrom, dobio je od
istog okvira sredstva za projekte:
1. INTERKONEKCIJA Zenica – Brod (BiH) – Slavonski Brod (Hrvatska) – studija izvodljivosti i idejni
projekt
2. JUŽNA INTERKONEKCIJA Bosna i Hercegovina / Hrvatska (Ploče – Mostar ili Zagvozd – Imotski
– Posušje) – studija predizvodljivosti
Ulaskom u Europsku uniju otvorila se mogudnost dodjele bespovratnih sredstava iz fondova Europske
unije. Vedina novijih energetskih projekata u Europskoj uniji barem se djelomično financirala putem
EU fondova. Međutim, gospodarska kriza nije zaobišla ni proračun Europske komisije, pa de tako i
količina i visina bespovratnih sredstava EU fondova biti ograničena. Ipak, Europska komisija je našla
način kako barem djelomično sufinancirati i pomodi projektima koji izravno utječu na pouzdanost i
diversifikaciju opskrbe prirodnog plina u EU, a za to je ključno utvrđivanje projekata od zajedničkog
interesa (PCI) i projekata od interesa Energetske zajednice (PECI). To su projekti koji su neophodni za
pouzdanost opskrbe unutar europskih koridora, tj. karike koje nedostaju u tom lancu.
Razvojni projekti planirani Desetogodišnjim planom nalaze se na konačnoj listi PCI (Uredba komisije
(EU) br. 1391/2013 od 14. listopada 2013. o izmjeni Uredbe (EU) br. 347/2013 Europskog parlamenta
i Vijeda o smjernicama za transeuropsku energetsku infrastrukturu u vezi s popisom projekata od
zajedničkog interesa Unije) i listi PECI projekata. Sukladno tome, Plinacro namjerava sve razvojne
projekte nominirati za bespovratna sredstva Europske unije gdje je mogude ostvariti financiranje i do
75% ukupne investicije projekta.
DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA
57
8. ZAKLJUČAK
Prvi vremenski dio Desetogodišnjeg plana, pored završetka izgradnje objekata desetogodišnjeg Plana
razvoja, modernizacije i izgradnje plinskog transportnog sustava u Republici Hrvatskoj od 2002. do
2011. bit de obilježen dogradnjama i rekonstrukcijama osnovnih dijelova plinskog transportnog
sustava godine i sveobuhvatnim pripremnim aktivnostima za uključivanje u nove strateške projekte
(LNG, IAP, JUŽNI TOK) i projekte povezane s njima.
Provedbom Desetogodišnjeg plana, koji je ušao u svoju završnicu i kojim de se dosegnuti svi planirani
ciljevi, postignuta je visoka razina razvijenosti osnovnog nacionalnog plinskog transportnog sustava.
Potrebno je još izgraditi neke njegove dijelove, i ništa manje važno, obnoviti neke postojede, a sve u
cilju postizanja potrebne teritorijalne i tržišne pokrivenosti, operativne pouzdanosti i sigurnosti
plinskog transportnog sustava.
Međutim, izuzetna dinamika na plinskoj sceni u našem okruženju, pradena velikim brojem
transportno-dobavnih projekata, zahtjeva naše uključivanje i sveobuhvatne i intenzivne razvojne
aktivnosti. Sve u cilju uključivanja Republike Hrvatske u regionalne i europske tokove prirodnog plina.
Valja naglasiti, da smo se, što je i iz ovog poslovnog dokumenta vidljivo, ved uključili u mnoge
projekte, a neke smo čak i mi sami pokrenuli. Tome je usmjeren drugi dio ovog plana, koji ima
najvedu financijsku težinu.
Postojedi financijski potencijal PLINACRO d.o.o. nije dovoljan za provedbu svih planiranih projekata
pa de, uz prihode ostvarene odobrenim iznosima tarifnih stavki za transport plina, biti nužno potražiti
i osigurati druge izvore financiranja.