desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava republike

DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA

DESETOGODIŠNJI PLAN RAZVOJA

PLINSKOG TRANSPORTNOG SUSTAVA

REPUBLIKE HRVATSKE

2014. – 2023.

Predsjednik Uprave

Marin Zovko

Zagreb, svibanj 2014.g.


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


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


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).


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.).


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.


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.


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).


6

Karta 1. Plinski transportni sustav Republike Hrvatske


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.


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.


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%


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


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


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.


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).


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.


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.).


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.


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.


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.


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.


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


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


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)


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)


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.


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.


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


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


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.


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


godine (9,590057)


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.


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


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


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.


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


godine (9,590057)


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.


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


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


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)


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.


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


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 %


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.


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).


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.


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.


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).


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.


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.


40


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


Godina

početka

izgradnje

Godina

stavljanja

u uporabu

Razlog

gradnje

Godina

početka

izgradnje

Godina

stavljanja

u uporabu


sigurnost opskrbe

* ZAVRŠENO I SPREMNO ZA RAD ILI VEĆ U RADU

NAPOMENA


42


43


44


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.


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.


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


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


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


sigurnost opskrbe


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


48

REKONSTRUKCIJE PLINOVODA

2.1.25. PČ Slobodnica - PČ Slavonski Brod (rekonstrukcija) 500 20 10,5 75povećanje kapaciteta


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


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


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


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.


sigurnost opskrbe

NAPUŠTANJE OBJEKATA VAN FUNKCIJE


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.


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


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).


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


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.


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.


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.


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.

Documents

desetogodišnji plan razvoja plinskog transportnog sustava republike