završno savjetovanje o prijedlogu metodologije za ... · 19. „transportne usluge” znači...
TRANSCRIPT
Hrvatska energetska regulatorna agencija
Završno savjetovanje o prijedlogu metodologije za utvrđivanje
referentne cijene plinskih transportnih usluga sukladno članku 26. Uredbe (EU) 2017/460
Ovaj dokument usvojen je Odlukom o pokretanju završnog savjetovanja o prijedlogu metodologije za utvrđivanje referentne cijene sukladno članku 26. Uredbe Komisije (EU) 2017/460, od 16. ožujka 2017., o uspostavljanju mrežnih pravila o usklađenim strukturama transportnih tarifa
za plin, klasa: 310-03/18-02/2, urbroj: 371-04-18-1, od 18. prosinca 2018.
Zagreb, prosinac 2018.
2
SADRŽAJ
IZJAVA O ODRICANJU ............................................................................................................................. 4
DEFINICIJE POJMOVA ............................................................................................................................. 6
1. UVOD ............................................................................................................................................. 8
2. OKVIRNE SMJERNICE MREŽNIH PRAVILA O USKLAĐENIM STRUKTURAMA TRANSPORTNIH TARIFA ZA PLIN OBUHVAĆENE OVIM SAVJETOVANJEM .................................................................. 10
2.1. Transportne i netransportne usluge ........................................................................................ 10
2.2. Procjena raspodjele troškova (CAA) ........................................................................................ 11
2.3. Prilagodba referentne cijene i dozvoljeni popusti .................................................................... 11
2.4. Rezervne cijene za negodišnje standardne kapacitetne proizvode ............................................ 11
2.5. Dozvoljeni prihodi operatora transportnog sustava ................................................................. 12
2.6. Regulatorni račun ................................................................................................................... 12
2.7. Određivanje cijena spojenog kapaciteta i kapaciteta na virtualnim interkonekcijskim točkama .............................................................................................................................. 13
2.8. Postignuta i zadana cijena na interkonekcijskim točkama ........................................................ 13
2.9. Zahtjevi u pogledu savjetovanja .............................................................................................. 14
3. OPIS TRANSPORTNOG SUSTAVA I PREDLOŽENE METODOLOGIJE ZA UTVRĐIVANJE REFERNTNE CIJENE .......................................................................................................................................... 15
3. 1. Postojeći zakonski okvir tržišta plina u Republici Hrvatskoj ..................................................... 15
3.2. Karakteristike plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske ............................................ 16
3.3. Upravljanje transportnim sustavom Republike Hrvatske .......................................................... 20
3.4. Obuhvat Uredbe 2017/460 u dijelu transportnih i netransportnih usluga ................................. 22
3.4.1. Transportne tarife ............................................................................................................................... 22 3.4.2. Transportne tarife temeljene na količini ............................................................................................. 23 3.4.3. Informacije o dozvoljenom prihodu operatora za transportne usluge ............................................... 23
3.5. Opis predložene metodologije za utvrđivanje referentne cijene za transportne usluge ............. 25
3.5.1. Elementi predložene referentne cijene .............................................................................................. 25 3.5.2. Homogene skupine točaka i kapaciteti sustava .................................................................................. 26 3.5.3. Opis metodologije za utvrđivanje referentne cijene za transportne usluge ....................................... 30 3.5.4. Raspodjela prihoda od ulaznih i izlaznih tarifa ................................................................................... 31 3.5.5. Odnos kapacitetnog i robnog prihoda ................................................................................................ 32
3.6. Implementacija pristupa fiksne zadane cijene ......................................................................... 33
3.6.1. Uvjeti za nuđenje fiksne cijene u Open Season postupku .................................................................. 33 3.6.2. Izračun fiksne zadane cijene ............................................................................................................... 34 3.6.2.1. Premija rizika .................................................................................................................................... 35 3.6.2.2. Indeksacija fiksne cijene ................................................................................................................... 35 3.6.3. Postupak nuđenja kapaciteta na interkonekcijskim točkama ............................................................. 37
3.7. Prilagodbe transportnih tarifa na ulaznim i izlaznim točkama sustava ...................................... 38
3.7.1. Predloženi iznosi popusta na ulaznim i izlaznim točkama skladišta plina .......................................... 38 3.7.2. Predloženi iznosi popusta na ulaznim točkama terminala za UPP ..................................................... 38
3.8. Procjena raspodjele troškova i faktor utjecaja na troškove ...................................................... 39
3.9. Procjena predložene metodologije za utvrđivanje referentne cijene za transportne usluge ...... 42
3
3.9.1. Mogućnost izračuna indikativnih referentnih cijena i njihovo predviđanje........................................ 43 3.9.2. Razmatranje stvarnih troškova nastalih pružanjem transportnih usluga uz razinu
kompleksnosti transportne mreže ..................................................................................................... 43
3.10. Usporedba predložene metodologije za utvrđivanje referente cijene i CWD metodologije ...... 45
4. INDIKATIVNE REFERENTNE CIJENE SUKLADNO PREDLOŽENOJ METODOLOGIJI POŠTANSKE MARKE ......................................................................................................................................... 47
4.1. Indikativne referentne cijene za razdoblje od 2021. – 2026. ..................................................... 47
4.2. Usporedba referentnih cijena primjenjivih u trenutačnom tarifnom razdoblju te referentnih cijena za razdoblje 2021.-2026. .......................................................................... 50
5. OSTALE USLUGE OPERATORA TRANSPORTNOG SUSTAVA KOJE SE NE KLASIFICIRAJU UNUTAR OBUHVATA UREDBE 2017/460 ...................................................................................................... 52
5.1. Usluga priključenja na transportni sustav ili povećanja priključnog kapaciteta ......................... 53
5.2. Nestandardne usluge .............................................................................................................. 54
6. POPIS TABLICA I SLIKA ...................................................................................................................... 56
6.1 Popis tablica ........................................................................................................................ 56
6.2. Popis slika .............................................................................................................................. 56
4
Izjava o odricanju Sukladno Zakonu o regulaciji energetskih djelatnosti („Narodne novine“, br. 120/12 i 68/18) te člancima 26. i 27. Uredbe Komisije (EU) 2017/460, od 16. ožujka 2017. o uspostavljanju mrežnih pravila o usklađenim strukturama transportnih tarifa za plin (dalje: Uredba 2017/460) Hrvatska energetska regulatorna agencija (dalje: HERA) provodi savjetovanja sa zainteresiranom javnošću u postupku donošenja propisa i metodologija iz djelokruga svoga rada, a posebno o svim informacijama iz članka 26. Uredbe 2017/460.
Svrha savjetovanja je prikupljanje informacija o interesima, stavovima i prijedlozima zainteresirane javnosti kako bi se podigla razina razumijevanja i prihvaćanja novih propisa, ali i radi uočavanja slabosti i negativnih učinaka predloženog propisa.
Svrha ovog dokumenta je provođenje završnog savjetovanja o predloženoj metodologiji za utvrđivanje referentne cijene transportnih usluga u skladu s predloženom metodologijom propisanom člancima 26. i 27. Uredbe 2017/460. Završno savjetovanje odnosi se na razdoblje od 2021. do 2026. godine, pri čemu 2021. godina predstavlja novo tarifno razdoblje u odnosu na važeću Odluku o iznosu tarifnih stavki za transport plina za godine drugog regulacijskog razdoblja 2019. – 2021., koju je HERA donijela 7. prosinca 2018., a s obzirom na planirani početak rada terminala za ukapljeni prirodni plin na Krku (dalje: terminala za UPP) od 1. siječnja 2021.
S ciljem transparentnosti i informiranja korisnika transportnog sustava o očekivanom kretanju transportnih tarifa, završnim savjetovanjem također je obuhvaćeno i tarifno razdoblje 2022. – 2026., koje ujedno predstavlja i treće regulacijsko razdoblje u plinskom sektoru Republike Hrvatske.
Završno savjetovanje provest će se u trajanju od dva mjeseca, a u skladu s člankom 26. Uredbe 2017/460. U roku od mjesec dana od završetka savjetovanja, HERA će objaviti odgovore primljene u okviru savjetovanja i njihov sažetak budući da izmjene u ovom dokumentu, obzirom na predviđenu proceduru navedenu u Uredbi 2017/460 nisu moguće.
Nadalje, u skladu s člankom 27. Uredbe 2017/460, HERA će nakon pokretanja završnog savjetovanja proslijediti dokumente za savjetovanje Agenciji za suradnju europskih energetskih regulatora (dalje: ACER). U roku od pet mjeseci od završetka završnog savjetovanja, djelujući u skladu s člankom 41. stavkom 6. točkom (a) Direktive 2009/73/EZ, HERA će donijeti utemeljenu odluku o svim stavkama iz članka 26. stavka 1. Uredbe 2017/460 (dalje: Odluka), te je objaviti i dostaviti ACER-u i Europskoj komisiji.
Postupak koji se sastoji od završnog savjetovanja, Odluke, izračuna tarifa na temelju Odluke te objavljivanja tarifa u skladu s poglavljem VIII. Uredbe 2017/460 mora se okončati najkasnije 31. svibnja 2019., a ponavlja se barem svakih pet godina.
U dokumentu se navode indikativne referente cijene za transportne usluge koje nisu obvezujuće uzevši u obzir da su temeljene na procjenama dozvoljenog prihoda operatora te procjenama zakupa kapaciteta i korištenja transportnog sustava, pri čemu do primjene metodologije u tarifnom razdoblju koje će započeti 1. siječnja 2021. godine, a na temelju Odluke iz članka 27. Uredbe 2017/460, indikativne transportne tarife mogu biti promijenjene.
5
Bitna pretpostavka modela za utvrđivanje referentne cijene sukladno predloženoj metodologiji je početak rada terminala za ukapljeni prirodni plin na otoku Krku od 1. siječnja 2021. Ukoliko nakon završetka savjetovanja i objave Odluke iz članka 27. Uredbe 2017/460 bude izvjesno da se projekt terminala za UPP neće realizirati do 1. siječnja 2021. godine, HERA će provesti postupak novog savjetovanja o metodologiji ili će temeljem odluke iz članka 27. Uredbe 2017/460 donijeti nove iznose tarifnih stavki temeljene na korigiranim dozvoljenim prihodima i kapacitetima, a prije nastupa narednog tarifnog razdoblja. Slijedom navedenog, obvezujućim se smatraju iznosi tarifa koje će HERA donijeti odlukom o iznosu tarifnih stavki za transport plina, najmanje trideset dana prije godišnje aukcije godišnjeg kapaciteta za interkonekcijske točke, odnosno najmanje trideset dana prije početka odgovarajućeg tarifnog razdoblja. Ovaj postupak savjetovanja ponavlja se barem svakih pet godina počevši od 31. svibnja 2019.
6
Definicije pojmova
Pojmovi koji se koriste u ovom dokumentu imaju značenja utvrđena propisima kojim se uređuje energetski sektor, regulacija energetskih djelatnosti i tržište plina.
Pojedini pojmovi korišteni za potrebe ovog dokumenta imaju sljedeća značenja:
1. „aukcijska premija” znači razlika između postignute cijene i rezervne cijene na aukciji;
2. „ciljani prihod” znači zbroj očekivanog prihoda iz transportnih usluga izračunan u skladu s načelima iz članka 13. stavka 1. Uredbe (EZ) br. 715/2009 i očekivanog prihoda iz netransportnih usluga za usluge koje je operator transportnog sustava pružio u određenom razdoblju u zadanom regulatornom razdoblju u okviru režima s gornjom granicom cijene;
3. „dozvoljeni prihod” znači zbroj prihoda iz transportnih usluga i prihoda iz netransportnih usluga za usluge koje je operator transportnog sustava pružio u određenom razdoblju u zadanom regulatornom razdoblju i koji operator transportnog sustava ima pravo uprihoditi na temelju režima bez gornje granice cijene i koji se određuje u skladu s člankom 41. stavkom 6. točkom (a) Direktive 2009/73/EZ;
4. „faktor koji utječe na troškove” znači ključni element aktivnosti operatora transportnog sustava koji je u korelaciji s troškovima operatora transportnog sustava, na primjer udaljenost, predviđeni ugovoreni kapacitet ili tehnički kapacitet;
5. „fiksna zadana cijena” znači cijena izračunana u skladu s člankom 24. točkom (b) Uredbe 2017/460 ako se rezervna cijena ne smije prilagođavati;
6. „homogena skupina točaka” znači skupina sastavljena od jedne od sljedećih vrsta točaka: ulazne interkonekcijske točke, izlazne interkonekcijske točke, domaće ulazne točke, domaće izlazne točke, ulazne točke u skladišta plina, izlazne točke iz skladišta plina, ulazne točke u terminal za UPP, izlazne točke iz terminala za UPP i ulazne točke iz proizvodnih postrojenja;
7. „izlaz iz transportnog sustava” znači fizička ili virtualna točka transportnog sustava koja je predmet ugovaranja usluge transporta za isporuku plina u transportni sustav susjedne zemlje, distribucijski sustav, sustav skladišta plina ili krajnjem kupcu;
8. „klaster ulaznih ili izlaznih točaka” znači homogena skupina točaka ili skupina sastavljena od blisko lociranih ulaznih točaka ili izlaznih točaka koja se za potrebe primjene metodologije za utvrđivanje referentne cijene smatra jednom ulaznom ili izlaznom točkom;
9. „metodologija za utvrđivanje referentne cijene” znači metodologija koja se primjenjuje na dio prihoda iz transportnih usluga koji se treba ubirati transportnim tarifama temeljenima na kapacitetu kako bi se izvele referentne cijene;
10. „množitelj” znači množitelj koji se primjenjuje na odgovarajući udio referentne cijene kako bi se izračunala rezervna cijena za negodišnji standardni kapacitetni proizvod;
11. „netransportne tarife” znači naknade koje korisnici mreže trebaju platiti za netransportne usluge koje su im pružene;
7
12. „netransportne usluge” znači regulirane usluge koje pružaju operatori transportnog sustava koje nisu transportne usluge ni usluge regulirane Uredbom (EU) br. 312/2014;
13. „promjenjiva zadana cijena” znači cijena izračunana u skladu s člankom 24. točkom (a) Uredbe 2017/460 ako se rezervna cijena smije prilagođavati, na primjer usklađivanjem prihoda, prilagođavanjem dozvoljenih prihoda ili prilagođavanjem predviđenog ugovorenog kapaciteta;
14. „regulatorni račun” znači račun na kojem se u režimu bez gornje granice cijene prikupljaju barem nedovoljna ili prekomjerna ubiranja za transportne usluge;
15. „režim s gornjom granicom cijene” znači regulatorni režim u kojem se najviša transportna tarifa temeljena na ciljanom prihodu određuje u skladu s člankom 41. stavkom 6. točkom (a) Direktive 2009/73/EZ;
16. „scenarij protoka” znači kombinacija jedne ulazne i jedne izlazne točke koja odražava upotrebu transportnog sustava na temelju vjerojatnih obrazaca ponude i potražnje, a za koju postoji barem jedna plinovodna ruta koja omogućuje protok plina u transportnu mrežu na toj ulaznoj točki i iz transportne mreže na toj izlaznoj točki, neovisno o tome je li kapacitet ugovoren na toj ulaznoj točki i na toj izlaznoj točki;
17. „sezonski faktor” znači faktor kojim se odražava promjena potražnje unutar godine i koji se može primijeniti u kombinaciji s odgovarajućim množiteljem;
18. „tarifno razdoblje” znači razdoblje tijekom kojega je primjenjiva određena razina referentne cijene, pri čemu je njegovo najkraće trajanje godinu dana, a najdulje regulatorno razdoblje;
19. „transportne usluge” znači regulirane usluge koje operator transportnog sustava pruža unutar ulazno-izlaznog sustava u svrhu transporta;
20. „ulaz u transportni sustav” znači fizička ili virtualna točka transportnog sustava koja je predmet ugovaranja usluge transporta za preuzimanje plina iz transportnog sustava susjedne zemlje, mreže proizvodnih plinovoda, sustav skladišta plina ili terminala za UPP.
8
1. UVOD
Ovaj dokument temelji se na implementaciji Uredbe 2017/460 o uspostavljanju mrežnih pravila o usklađenim strukturama transportnih tarifa za plin u Republici Hrvatskoj, koja je u cijelosti obvezujuća, i koja se izravno primjenjuje u svim državama članicama Europske unije.
Ova Uredba, zajedno s Uredbom (EZ) 715/2009 daje naglasak na nužnost uspostavljanja mrežnih pravila o usklađenim strukturama transportnih tarifa za prirodni plin na razini cjelokupnog područja Europske unije, a u cilju razvoja i integracije tržišta, sigurnosti opskrbe prirodnim plinom te međusobnog povezivanja plinskih mreža kao ključnih ciljeva trećeg energetskog paketa u dijelu tržišta plina.
Transparentnost struktura transportnih tarifa, kao i sam postupak utvrđivanja transportnih tarifa potrebno je povećati na razini cjelokupne Europske unije. Stoga, navedena regulativa navodi smjernice za objavu informacija povezanih s načinom utvrđivanja prihoda operatora transportnih sustava na temelju koji se utvrđuju transportne i netransportne tarife. Na taj način korisnici transportnog sustava imaju uvid i mogu predvidjeti troškove na kojima se temelje transportne tarife.
Slijedom navedenog, transportne tarife trebaju se temeljiti na dosljednoj i transparentnoj metodologiji za utvrđivanje referentne cijene.
O predloženoj metodologiji za utvrđivanje referentne cijene potrebno je provesti javno savjetovanje u opsegu predviđenom člankom 26. i 27. Uredbe (EU) 2017/460, od strane nacionalnog regulatornog tijela ili operatora transportnog sustava.
U skladu s navedenim člancima 26. i 27. Uredbe 2017/460, na sjednici Upravnog vijeća HERA-e 3. studenoga 2017. godine donesena je Odluka kojom se HERA određuje za stranu koja će provoditi redovita savjetovanja o metodologiji za utvrđivanje referentne cijene plina za kapacitetni proizvod za stalni kapacitet trajanja od godinu dana te koja je primjenjiva na ulaznim i izlaznim točkama plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske.
Osim toga, sukladno članku 28. Uredbe 2017/460, HERA kao nacionalno regulatorno tijelo provodi i savjetovanje o popustima, množiteljima i sezonskim faktorima s nacionalnim regulatornim tijelima svih izravno povezanih država članica Europske Unije i relevantnim dionicima i to istodobno sa završnim savjetovanjem prema članku 26. Uredbe 2017/460.
Nadalje, Odlukom HERA-e od 3. studenoga 2017. godine, energetski subjekt PLINACRO d.o.o. koji je nacionalni operator transportnog sustava određen je kao strana koja će, sukladno članku 29. i 30. Uredbe 2017/460, objavljivati propisane informacije prije godišnje aukcije godišnjeg kapaciteta plinskog transportnog sustava i prije tarifnog razdoblja u Republici Hrvatskoj. Navedene propisane informacije operator transportnog sustava1 objavit će na svojoj internetskoj stranici te na temelju članka 31. stavka 1. Uredbe 2017/460, na platformi Europske mreže operatora transportnih sustava za plin (eng. European Network Of Transmission System Operators For Gas - ENTSOG) (dalje: ENTSOG) objavit će se poveznica na internetsku stranicu operatora.
Nakon pokretanja završnog savjetovanja u skladu s člankom 26. Uredbe 2017/460, a prije donošenja konačne odluke o izabranoj metodologiji prema članku 27. stavku 4., HERA dokumente za savjetovanje prosljeđuje ACER-u na analizu i donošenje zaključka.
Predviđeni rok za donošenje analize i zaključka ACER-a je dva mjeseca od završetka savjetovanja, a slijedom istog HERA ima obvezu donošenja utemeljene odluke o svim sastavnicama iz članka 26.
1 Informacije se objavljuju na hrvatskom i engleskom jeziku na poveznici http://www.plinacro.hr/default.aspx?id=893
9
stavka 1. Uredbe 2017/460 u roku od pet mjeseci po okončanju završnog savjetovanja. Nakon objavljivanja odluke, HERA odluku dostavlja ACER-u i Europskoj komisiji.
Cjelokupan postupak je potrebno završiti najkasnije do 31. svibnja 2019. godine, a nove referentne cijene koje će biti utvrđene i objavljene prema odobrenoj metodologiji stupiti će na snagu 1. siječnja 2021. godine.
10
2. OKVIRNE SMJERNICE MREŽNIH PRAVILA O USKLAĐENIM STRUKTURAMA TRANSPORTNIH TARIFA ZA PLIN OBUHVAĆENE OVIM SAVJETOVANJEM
Pravila ili mrežni kodeksi (eng. Network Codes - NC) predstavljaju tehnička pravila koja prema odrednicama okvirnih smjernica priprema ENTSOG i koja provode regulatorne politike i uredbe Europske komisije u operativna pravila.
Cilj donošenja Uredbe 2017/460, odnosno tarifnih mrežnih pravila je ujednačavanje strukture transportnih tarifa u Europskoj uniji, uvođenje objektivnosti te transparentnosti kod utvrđivanja transportnih tarifa.
Temelj Uredbe 2017/460 je metodologija za izračun tarifnih stavki temeljena na referentnoj cijeni (eng. Reference Price Methodology - RPM) kojom se određuju tarife za standardni godišnji proizvod, uz obvezu valoriziranja metodologije alternativnom metodologijom koja se temelji na udaljenosti ponderirane kapacitetom (eng. Capacity Weighted Distance - CWD) (dalje: CWD metodologija) te procjenom raspodjele troškova koji se odnose na transportne usluge.
Metodologija za izračun tarifnih stavki temeljena na referentnoj cijeni treba:
biti transparentna u svim sastavnicama kako bi omogućila korisnicima da sami dobiju isti izračun referentnih cijena te da u određenoj mjeri mogu i predvidjeti buduća kretanja istih;
uzeti u obzir stvarne troškove nastale pružanjem transportnih usluga uz uzimanje u obzir razine kompleksnosti transportne mreže;
osigurati nediskriminiranje i spriječiti neopravdano unakrsno subvencioniranje, uzimajući u obzir procjenu raspodjele troškova (eng. Cost Allocation Assessment - CAA) (dalje: CAA) između unutarsustavnih i međusustavnih upotreba mreže;
osigurati da znatan količinski rizik povezan s transportnom preko ulazno-izlaznog sustava ne snose krajnji kupci unutar tog ulazno-izlaznog sustava;
osigurati da dobivene referentne cijene ne narušavaju prekograničnu trgovinu.
2.1. Transportne i netransportne usluge
U sklopu obuhvata primjene TAR NC definirano je da se usluga smatra transportnom ukoliko su ispunjena sljedeća dva uvjeta:
a) troškovi usluge uzrokovani su faktorima koji utječu na troškove za tehnički i predviđeni ugovoreni kapacitet i udaljenost;
b) troškovi usluge povezani su s ulaganjem u infrastrukturu koja je dio regulirane imovine (eng. Regulated Asset Base – RAB) za pružanje transportnih usluga te s radom te infrastrukture.
Prihod iz transportnih usluga ostvaruje se putem transportnih tarifa temeljenim na kapacitetu, no predviđa se da se iznimno, i uz odobrenje regulatora, dio prihoda može ostvariti i naknadom temeljenom na protoku plina, odnosno količini plina.
Prihodi od netransportnih usluga ostvaruju se od netransportnih tarifa, koje:
a) trebaju odgovarati troškovima te biti nediskriminirajuće, objektivne i transparentne;
b) naplaćivati se korisnicima određene netransportne usluge u cilju što manjeg unakrsnog subvencioniranja među korisnicima mreže u državi članici Europske unije i/ili izvan nje.
11
2.2. Procjena raspodjele troškova (CAA)
CAA je jedna od najvažnijih komponenti Uredbe 2017/460 koja omogućuje procjenu razine subvencioniranja između unutarsustavne (domaći korisnici transportnog sustava) i međusustavne (kupci povezani na neki drugi transportni sustav odnosno izvoz) uporabe transportnog sustava i koja u konačnici ukazuje na stupanj unakrsnog subvencioniranja između korisnika mreže temeljem predložene metodologije za utvrđivanje referentne cijene.
U članku 5. Uredbe 2017/460 nadvedeno je da faktori koji utječu na procjenu raspodjele troškova mogu biti tehnički kapacitet sustava, predviđeni ugovoreni kapacitet, ponderirana prosječna udaljenost ulaza do izlaza te količina protoka plina i udaljenost, odnosno scenariji protoka.
Sukladno navedenim faktorima, HERA provodi procjenu raspodjele troškova po propisanim izračunima iz članka 5., točke 3., 4. i 5.
Ukoliko rezultati indeksa raspodjele troškova temeljenih na kapacitetu, odnosno količini, premašuju 10%, obveza je HERA-e da u svojoj zaključnoj odluci obrazloži rezultate analize. Rok za donošenje navedene odluke propisan je u članku 27. Uredbe te iznosi 5 mjeseci po isteku savjetovanja odnosno najkasnije do 31. svibnja 2019.
2.3. Prilagodba referentne cijene i dozvoljeni popusti Uredba 2017/460 u članku 9. predviđa i implementaciju prilagodbe tarife temeljene na kapacitetu na ulaznim i izlaznim točkama skladišta plina, na ulaznim točkama terminala za UPP te na ulaznim i izlaznim točkama ostale infrastrukture sagrađene radi prekidanja izoliranosti transportnih sustava država članica.
Razina popusta određena je u minimalnom iznosu od 50% na ulaznim i izlaznim točkama skladišta plina, dok se iznos minimalnog popusta za ulazne točke iz terminala za UPP Uredbom 2017/460 ne određuje.
Nadalje, Uredba 2017/460 u članku 6. omogućuje i prilagodbu primjene metodologije za utvrđivanje referentne cijene na svim ulazima i izlazima radi postizanja:
a) konkurentnosti tarifa (benchmarking) – utvrđuju se mjerila na temelju kojih se referentne cijene na određenoj ulaznoj ili izlaznoj točki prilagođavaju kako bi dobivene vrijednosti bile na konkurentnoj razini referentnih cijene;
b) ujednačenja tarifa (eng. equalisation) - može se provesti ujednačavanje na temelju kojeg se ista razina referente cijene primjenjuje na neke ili sve točke u homogenoj skupini točaka;
c) prilagođavanja tarifa (eng. rescaling) - moguća je prilagodba iznosa referentne cijene na način da se referentne cijene na svim ulaznim točkama i/ili izlaznim točkama prilagođavaju množenjem konstantom, dodavanjem konstante ili oduzimanjem konstante.
U primjeni može biti jedna ili više navedenih prilagodbi.
2.4. Rezervne cijene za negodišnje standardne kapacitetne proizvode
Uzevši u obzir da Uredba 2017/460 predviđa referentnu cijenu za standardni stalni godišnji
kapacitet, nužno je za negodišnje standardne kapacitetne proizvode utvrditi rezervne cijene,
12
sukladno određenim množiteljima i sezonskim faktorima, pri čemu isti trebaju biti unutar propisanih
raspona i izračunati sukladno člancima 14., 15. i 16., dijela III Uredbe 2017/460, kako je prikazano u
Tablici 1.
Tablica 1. Najviši dopušteni iznosi množitelja za negodišnje standardne kapacitete
Negodišnji standardni kapacitet Najviši dopušteni iznos množitelja M
TROMJESEČNI 1 < M > 1,5
MJESEČNI 1 < M > 1,5
DNEVNI* 1 < M > 3
UNUTARDNEVNI* 1 < M > 3
* u primjereno obrazloženim slučajevima razina množitelja može biti niža od 1, ali ne manja od 0 ili viša od 3
Uredba predviđa mogućnost da se najviša razina množitelja za dnevne i unutardnevne standardne kapacitetne proizvode ograniči na najviše 1,5 do 1. travnja 2023. godine temeljem preporuke ACER-a u skladu s Uredbom br. 713/2009.
Preporuka ACER-a u tom slučaju treba biti izdana do zaključno 1. travnja 2021. godine, a koja se temelji na analizi rezervacijskog ponašanja korisnika mreže, razlici tarifa u primjeni za dva uzastopna tarifna razdoblja, potencijalnom subvencioniranju korisnika godišnjeg i negodišnjeg proizvoda te konačnom učinku na prihode iz transportnih usluga prije i nakon 31. svibnja 2019.
2.5. Dozvoljeni prihodi operatora transportnog sustava
Regulacija energetske djelatnosti transporta plina uključuje postavljanje okvira planiranih dozvoljenih prihoda koji bi trebali biti dostatni za pokriće opravdanih troškova poslovanja koji se ostvaruju pri obavljanju energetske djelatnosti transporta plina te osigurati operatoru prinos od reguliranih sredstava.
Regulacija se provodi korištenjem režima (a) bez gornje granice cijene (režim dozvoljenog prihoda, stope povrata, cost plus režim) ili (b) s gornjom granicom cijene.
Uredba predviđa da se u okviru režima bez gornje granice nedovoljno ili prekomjerno ubiranje prihoda iz transportnih usluga treba svesti na minimum uz izbjegavanje značajnih odstupanja u razini tarifa za dva uzastopna tarifna razdoblja te se predviđa i mogućnost uvođena regulatornog računa.
Kod regulacije u okviru režima s gornjom granicom cijene ili fiksne određene cijene, nema usklađivanja prihoda te su svi rizici povezani s prekomjernim ili nedovoljnim ubiranjem prihoda prenose na premiju za rizik operatora.
2.6. Regulatorni račun
U cilju ujednačenog prikupljanja dozvoljenog prihoda kod regulacije bez gornje granice cijene, a koja je u primjeni u Hrvatskoj temeljena na metodi dozvoljenog prihoda (eng. revenue cap), Uredba 2017/460 u člancima 18. i 19. predviđa model regulatornog računa na kojem se evidentiraju nedovoljno ili prekomjerno prikupljeni prihodi unutar istog tarifnog razdoblja, odnosno razlika između ostvarenog prihoda povezanog s pružanjem transportnih usluga i dozvoljenih prihoda iz
13
transportnih usluga temeljem odluke regulatora. Na regulatornom računu mogu se evidentirati i druge informacije, poput razlike između očekivanih i stvarnih troškova.
Regulatorni račun se uspostavlja odlukom regulatornog tijela u skladu s člankom 41. stavkom 6. točkom (a) Direktive 2009/73/EZ, a ukoliko su uvedeni mehanizmi za poticanje prodaje kapaciteta, samo se dio nedovoljnog ili prekomjernog ostvarivanja prihoda od strane operatora transportnog sustava pripisuje na njegov regulatorni račun. Svaki operator transportnog sustava upotrebljava samo jedan regulatorni račun, koji se usklađuje na način da operator razliku zadržava ili plaća prema potrebi.
2.7. Određivanje cijena spojenog kapaciteta i kapaciteta na virtualnim interkonekcijskim točkama
Uredba 2017/460 u članku 21. definira rezervnu cijenu proizvoda spojenog kapaciteta kao zbroj rezervnih cijena kapaciteta od kojih je taj proizvod sastavljen. Prihodi i aukcijske premije iz prodaje proizvoda spojenog kapaciteta pripisuju se u skladu s dogovorom među operatorima transportnog sustava koji je prethodno odobren od strane nacionalnih regulatornih tijela.
Ukoliko su uspostavljene virtualne interkonekcijske točke, cijena koja se primjenjuje izračunava se na temelju primijenjene metodologije. Ukoliko primijenjena metodologija omogućava uzimanje u obzir uspostavljene virtualne točke, tada se primjenjuje referentna cijena, odnosno u slučaju kada se ista točka ne uzima u obzir, tada se cijena izračunava temeljeno na ponderiranom prosjeku rezervnih cijena svake interkonekcijske točke uključene u tu virtualnu interkonekcijske točku.
2.8. Postignuta i zadana cijena na interkonekcijskim točkama
Postignuta cijena na interkonekcijskim točkama može se razlikovati od rezervne cijene za iznos aukcijske premije, ukoliko ista postoji.
Zadana cijena standardnog kapacitetnog proizvoda na interkonekcijskim točkama izračunava se ovisno o primjeni fiksne ili promjenjive zadane cijene.
Kod primjene pristupa promjenjive zadane cijene, zadana cijena se sastoji od rezervne cijene za standardni kapacitetni proizvod primjenjiv u trenutku kad se proizvod može iskoristiti, uvećan za aukcijsku premiju.
Kod primjene pristupa fiksne zadane cijene, godišnja rezervna cijena za standardni kapacitetni proizvod koja se objavljuje u trenutku kad se proizvod nudi na aukciji se multiplicira omjerom vrijednosti odabranog indeksa (CPI, PPI ili dr.) u trenutku korištenja proizvoda te njegove vrijednosti u trenutku kad se proizvod ponudi na aukciji. Dobiveni iznos uvećava se za premiju za rizik te aukcijsku premiju, ukoliko postoje.
U ovisnosti o režimu poslovanja operatora transportnog sustava, uvjeti za nuđenje pristupa zadane cijene (fiksne ili promjenjive) ovise o vrsti ponuđenog kapaciteta, odnosno da li se nudi samo postojeći i/ili prošireni kapacitet na istoj aukciji.
Članak 25. Uredbe 2017/460 uvjetuje da je:
- u režimu bez gornje granice cijene, prilikom nuđenja samo postojećeg kapaciteta potrebno
primijeniti pristup promjenjive cijene,
- kod nuđenja proširenog kapaciteta (eng. incremental capacity), osim pristupa promjenjive
cijene, može se ponuditi i pristup fiksne zadane cijene jedino ukoliko se upotrebljava
14
alternativni mehanizam raspodjele kapaciteta iz članka 30. Uredbe Komisije (EU) 2017/459
ili ukoliko je projekt uvršten na popis projekata od zajedničkog interesa Europske unije.
2.9. Zahtjevi u pogledu savjetovanja
Visina transportnih tarifa, kao i metodologija određivanja istih ima izravan utjecaj na korištenje
transportnog sustava i aktivnosti energetskih subjekata u sustavu.
Slijedom navedenog, Uredbom 2017/460 je implementiran izmijenjen način odobravanja
metodologije, koji zahtjeva javno savjetovanje sa zainteresiranom javnošću, ali i istovremenu
dostavu ACER-u svih materijala uz dokument o završnom savjetovanju. Zaključci javnog savjetovanja
uzimaju se u obzir prilikom donošenja utemeljene odluke regulatora o metodologiji za utvrđivanje
referentne cijene.
15
3. OPIS TRANSPORTNOG SUSTAVA I PREDLOŽENE METODOLOGIJE ZA UTVRĐIVANJE REFERNTNE CIJENE
3. 1. Postojeći zakonski okvir tržišta plina u Republici Hrvatskoj
Hrvatsko tržište plina prvenstveno je uređeno Zakonom o tržištu plina („Narodne novine“, broj 18/18), kojim se u zakonodavstvo Republike Hrvatske implementirao treći energetski paket Europske unije, odnosno Direktiva 2009/73/EZ Europskog parlamenta i Vijeća od 13. srpnja 2009. o zajedničkim pravilima za unutarnje tržište prirodnog plina i stavljanju izvan snage Direktive 2003/55/EZ.
Zakonom o tržištu plina osigurala se i provedba povezanih direktiva EU:
- Uredba (EZ) br. 715/2009 Europskog parlamenta i Vijeća od 13. srpnja 2009. o uvjetima za pristup mrežama za transport prirodnog plina i stavljanju izvan snage Uredbe (EZ) br. 1775/2005 (dalje: Uredba 715/2009)
- Uredba (EU) 2017/1938 Europskog parlamenta i Vijeća od 25. listopada 2017. o mjerama zaštite sigurnosti opskrbe plinom i stavljanju izvan snage Uredbe (EU) br. 994/2010 (dalje: Uredba 2017/1938)
Na temelju odredbi novog Zakona o tržištu plina, HERA je, nakon provedenih javnih savjetovanja, u travnju i svibnju 2018. godine, donijela značajan broj podzakonskih i provedbenih propisa:
- Opće uvjete opskrbe plinom („Narodne novine“, br. 50/18),
- Mrežna pravila plinskog distribucijskog sustava („Narodne novine“, br. 50/18),
- Metodologiju utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za javnu uslugu opskrbe plinom i zajamčenu opskrbu („Narodne novine“, br. 48/18),
- Metodologiju utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za transport plina („Narodne novine“, br. 48/18 i 58/18),
- Metodologiju utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za distribuciju plina („Narodne novine“, br. 48/18),
- Metodologiju utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za skladištenje plina („Narodne novine“, br. 48/18),
- Metodologiju utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za prihvat i otpremu ukapljenog prirodnog plina („Narodne novine“, br. 48/18),
- Metodologiju utvrđivanja naknade za priključenje na plinski distribucijski ili transportni sustav i za povećanje priključnog kapaciteta („Narodne novine“, br. 48/18) i
- Metodologiju utvrđivanja cijene nestandardnih usluga za transport plina, distribuciju plina, skladištenje plina, prihvat i otpremu ukapljenog prirodnog plina i javnu uslugu opskrbe plinom („Narodne novine“, br. 48/18).
Nadalje, sukladno odredbama novog Zakona o tržištu plina, HERA je, nakon provedenih javnih savjetovanja, dala suglasnost na sljedeće podzakonske propise vezane uz transport plina:
- Mrežna pravila transportnog sustava („Narodne novine“, br. 50/18),
- Pravila o organizaciji tržišta plina („Narodne novine“, br. 50/18),
- Pravila korištenja sustava skladišta plina („Narodne novine“, br. 50/18) i
- Pravila korištenja terminala za ukapljeni prirodni plin („Narodne novine“, br. 60/18).
Navedenim aktima osiguran je transparentan i jasno utvrđen zakonski okvir tržišta plina te harmonizacija hrvatske energetske regulative s europskim propisima.
16
3.2. Karakteristike plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske
Transport prirodnog plina je regulirana energetska djelatnost koja se obavlja kao javna usluga. Operator plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske je energetski subjekt PLINACRO d.o.o., Zagreb, koji je u vlasništvu Republike Hrvatske.
Transportni sustav Republike Hrvatske sastoji se od međunarodnih, magistralnih, odvojnih i spojnih plinovoda i objekata na plinovodu te mjerno-redukcijskih stanica različitih kapaciteta.
PLINACRO d.o.o. upravlja sustavom plinovoda kojima se prirodni plin iz domaće proizvodnje (sjeverni dio kontinentalne Hrvatske i sjeverni Jadran) i iz uvoza, preko interkonekcija sa Slovenijom (Zabok – Rogatec) i Mađarskom (Donji Miholjac – Dravaszerdahely), transportira do izlaznih mjerno-redukcijskih stanica (dalje: MRS) na kojima se predaje u distribucijske sustave i krajnjim (industrijskim) kupcima koji su izravno priključeni na transportni sustav. Plinski transportni sustav Republike Hrvatske prikazan je na Slici 2.
Rad transportnog sustava, na koji su priključena plinska proizvodna polja Panona i Sjevernog Jadrana, Podzemno skladište plina Okoli, 35 distribucijskih sustava i 19 aktivnih krajnjih kupaca izravno priključenih na transportni sustav, kontinuirano se nadzire i vodi iz nacionalnog dispečerskog centra operatora transportnog sustava PLINACRO d.o.o. u Zagrebu, opremljenog suvremenim sustavom za nadzor, upravljanje i prikupljanje podataka SCADA.
Ukupna duljina plinskog transportnog sustava u Republici Hrvatskoj na kraju 2017. godine iznosila je 2.693 km, od čega je:
952 km plinovoda radnog tlaka 75 bar, promjera od DN 200 do DN 800 mm i
1.741 km plinovoda radnog tlaka 50 bar, promjera od DN 80 do dn 500 mm.
Plin se u transportni sustav može preuzimati na 9 priključaka na ulaznim mjernim stanicama, od kojih je šest aktivnih priključaka u funkciji prihvata plina iz proizvodnih polja na teritoriju Republike Hrvatske, dok su dva priključka međunarodna i u funkciji su prihvata plina iz uvoznih dobavnih pravaca, a jedan priključak je u funkciji povlačenja plina iz podzemnog skladišta plina PSP Okoli.
U nastavku se daje strukturni prikaz transportne mreže s navedenim ulaznim točkama u sustav te
plinovodima ovisno o promjeru i nazivnom tlaku, plinskim čvorištima i mjerno redukcijskim
stanicama. U prikaz su uključene i infrastrukture čija je izgradnja u toku, a za koje se očekuje da će
biti u funkciji do 2021. godine – terminal za UPP na otoku Krku s priključnim 100 barskim plinovodom
te kompresorska stanica u Velikoj Ludini u blizini PSP Okoli.
Plin se iz transportnog sustava isporučuje na 195 priključaka: na 157 izlaznih mjerno-redukcijskih stanica na kojima je priključeno 36 distribucijskih sustava i 19 industrijskih krajnjih kupaca plina priključenih na transportni sustav, a jedan je priključak u funkciji utiskivanja plina u podzemno skladište plina PSP Okoli.
U nastavku na Slici 1. prikazan je shematski prikaz ulaza u transportni sustav i izlaza iz transportnog sustava.
17
Slika 1. Shematski prikaz ulaza u transportni sustav i izlaza iz transportnog sustava
Izvor: PLINACRO d.o.o.
18
Na Slici 2. prikazan je transportni i distribucijski sustav Republike Hrvatske u 2017. godini s ulazima
u transportni sustav i izlazima iz transportnog sustava.
Slika 2. Transportni i distribucijski sustav Republike Hrvatske u 2017. godini s ulazima u transportni sustav i izlazima iz transportnog sustava
Izvor: PLINACRO d.o.o.
Osim navedenih plinovoda i mjerno-redukcijskih stanica, transportni sustav se sastoji i od:
- plinskih čvorova, - odašiljačko prihvatnih čistačkih stanica, - blokadnih stanica, - katodne zaštite, - sustava za daljinsko očitavanje fiskalnog mjerenja: 156 komunikacijskih uređaja s
pripadajućom računalnom i programskom opremom, - sustava za daljinski nadzor, upravljanje i prikupljanje podataka (SCADA), - komunikacijskog sustava (optički, radijski), - sustava za računalnu simulaciju (SIMONE),
19
- sustava za upravljanje kapacitetima transportnog sustava (rezervacije transportnih kapaciteta, nominacije, raspodjele izmjerenih količina, izvještavanja).
Uslugu transporta plina u 2017. godini koristila su 49 opskrbljivača plinom udružena u 13 bilančnih
skupina2.
Osnovni podaci o transportnom sustavu Republike Hrvatske prikazani su u Tablici 2.
Tablica 2. Osnovni podaci o transportnom sustavu Republike Hrvatske
Broj operatora transportnog sustava 1
Ukupna duljina cjevovoda plinskog transportnog sustava
2.693 km
Interkonekcije / operator transportnog sustava o Rogatec / Plinovodi d.o.o. (SLO) o Drávaszerdahely / FGSZ Ltd. (HU)
Podzemno skladište plina / operator sustava skladišta plina:
Okoli / Podzemno skladište plina d.o.o.
Ulazi iz domaće proizvodnje / proizvođač plina o UMS CPS Molve / INA - d.d. o UMS Etan, Ivanić Grad / INA - d.d. o UMS PS Ferdinandovac / INA - d.d. o UMS PS Gola / INA - d.d. o UMS PS Hampovica / INA - d.d. o UMS Terminal Pula / INAGIP d.o.o
Broj priključaka za krajnje kupce priključene na transportni sustav:
36
Broj priključaka za distribucijske sustave: 158
Broj operatora distribucijskih sustava: 35
Transportirane količine (povijesni podaci) (IMRS +PSP)
(u GWh) 2017: 32.340 2016: 27.648 2015: 26.371 2014: 25.240 2013: 28.715 2012: 31.259 2011: 31.679 2010: 32.425 2009: 30.147
2 Broj bilančnih skupina na dan 31. prosinca 2017. godine.
20
3.3. Upravljanje transportnim sustavom Republike Hrvatske
Prema podacima operatora plinskog transportnog sustava Republike Hrvatske PLINACRO d.o.o., ukupno transportirane količine plina u Republici Hrvatskoj u 2017. godini iznosile su 32,3 TWh, čime transportirane količine plina rastu treću godinu za redom, a kao posljedica temperaturnih uvjeta, odnosno relativno jačih zima početkom kalendarske godine.
Ukupni tehnički kapacitet svih ulaza u transportni sustav, na dan 31. prosinca 2017. godine, iznosio je 11.216.850 kWh/h, dok je najveća količina transportiranog plina u danu za krajnju potrošnju3
iznosila 157.805.080 kWh/dan.
Tehnički kapaciteti utvrđeni za najveće ulaze u transportni sustav su:
- Dravaszerdahely – 2.880.000 kWh/h, - Terminal Pula – 2.592.996 kWh/h, - PSP Okoli – 2.273.923 kWh/h i - Rogatec – 2.016.000 kWh/h.
Maksimalni iskorišteni kapacitet na svim ulazima u transportni sustav u satu u 2017. godini iznosio je 6.792.617 kWh/h, pri čemu je maksimalni iskorišteni kapacitet u godini na razini pojedinih ulaza u transportni sustav ostvaren na ulazu PSP Okoli i to u iznosu 2.085.529 kWh/h.
Sa stanovišta sigurnosti opskrbe tijekom proteklih godina nije bilo poteškoća u radu plinskog transportnog sustava te nisu zabilježena ugovorna ili fizička zagušenja. Kapaciteti transportnog sustava omogućavali su da se u potpunosti zadovolje potrebe tržišta plina. Transportirane količine plina u Republici Hrvatskoj od 2007.-2017. godine vidljive su na Slici 3.
Slika 3. Transportirane količine plina u Republici Hrvatskoj od 2007.-2017. godine
Izvor: PLINACRO d.o.o.
Gledano unatrag 10 godina, potrošnja plina u kućanstvima se postupno smanjivala, povezano s temperaturnim kretanjima u zimskim mjesecima. U 2014. godini zabilježene su gotovo rekordne pozitivne vrijednosti temperatura u siječnju diljem zemlje, što se odrazilo i na znatno manju potrošnju plina te godine. S druge strane, početak 2017. godine donio je nove apsolutne temperaturne rekorde za najniže temperature zraka, čime je i potrošnja plina rekordno porasla.
U 2017. godini ukupna količina prirodnog plina na ulazu u transportni sustav iznosila je 32.348 milijuna kWh. Od toga je iz domaće proizvodnje u transportni sustav ušlo 11.193 milijuna kWh
32.167
33.048
30.147
32.425
31.67931.259
28.715
25.241
26.37127.648
32.340
24.000
26.000
28.000
30.000
32.000
34.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Transportirane količine plina u RH od 2007. - 2017., u GWh
21
prirodnog plina, odnosno 34,6% ukupno transportirane količine, iz uvoza je u transportni sustav ušlo 17.956 milijuna kWh prirodnog plina, odnosno 55,5% ukupno transportirane količine, a iz PSP Okoli je u transportni sustav ušlo 3.199 milijuna kWh prirodnog plina, odnosno 9,9% ukupno transportirane količine.
U 2017. godini ukupna količina prirodnog plina na izlazu iz transportnog sustava iznosila je 32.340 milijuna kWh. Od toga je krajnjim kupcima koji su izravno spojeni na transportni sustav isporučeno 16.955 milijuna kWh prirodnog plina, odnosno 52,4% ukupne količine, kupcima na distribucijskom sustavu isporučeno je 11.173 milijuna kWh prirodnog plina, odnosno 34,5% ukupne količine, te je u skladište PSP Okoli isporučeno 4.212 milijuna kWh prirodnog plina.
U 2017. godini još uvijek nije zabilježen transport plina na izlazima iz Hrvatske, s obzirom da postojeća infrastruktura ne omogućava isporuku plina na interkonekcijama, stoga su ukupni ulazi plina u transportni sustav isporučeni korisnicima unutar Republike Hrvatske.
Također, s obzirom da se domaća proizvodnja plina smanjuje, ista se nadoknađuje uvozom te skladištenjem u PSP Okoli radi korištenja za vrijeme vršnih opterećenja potrošnje.
Uredba (EU) 994/2010 o mjerama za očuvanje sigurnosti opskrbe plinom propisivala je obvezu operatora transportnog sustava u pogledu omogućavanja stalnog dvosmjernog kapaciteta na svim prekograničnim povezivanjima među državama članicama Europske unije te prilagođavanje funkcioniranja transportnog sustava kako bi se djelomično ili u cijelosti omogućio fizički protok plina u oba smjera.
Kao što je prethodno navedeno i prikazano na Slici 1., plinski transportni sustav Republike Hrvatske povezan je s plinskim transportnim sustavom Slovenije jednosmjernim interkonekcijskim plinovodom preko UMS Rogatec te plinskim transportnim sustavom Mađarske dvosmjernim interkonekcijskim plinovodom preko UMS Dravaszerdahely/Donji Miholjac.
Po uvođenju koncepta ulazno-izlaznog sustava Uredbom 715/2009, ulazni i izlazni kapaciteti se mogu ugovarati odvojeno te korisnici mreže mogu transportirati plin od bilo koje ulazne točke do bilo koje izlazne točke. Hrvatski transportni sustav trenutno se sastoji od dvije navedene interkonekcijske točke na kojima je omogućen dotok (uvoz) plina u transportni sustav.
Budući da na interkonekciji s Mađarskom nije ostvaren dvosmjerni protok, odnosno nije ostvaren protok plina iz Hrvatske u Mađarsku, u cilju unaprjeđenja međusustavne upotrebe mreže ulazno/izlaznih usluga, uvedena je nova nestandardna usluga korištenja prekidivog kapaciteta na interkonekciji Hrvatska → Mađarska te će se ista nuditi sve dok se ne osigura dugotrajno i cjelovito operativno rješenje osiguranja kapaciteta transporta plina za smjer iz Hrvatske u Mađarsku - izgradnjom kompresorske stanice Velika Ludina u Republici Hrvatskoj čije je puštanje u rad planirano krajem 2019. godine.
Omogućavanje navedenih dvosmjernih interkonekcija uključeno je na popis projekata od zajedničkog interesa Europske unije, u dijelu Prioritetnog koridora plinske interkonekcije između sjevera i juga u srednjoistočnoj i jugoistočnoj Europi (NSI Istok – plin), projekt Klaster Krk – terminal za UPP sa spojnim i evakuacijskim plinovodima prema Mađarskoj i šire (broj projekta 6.5.) te projekt Klaster Hrvatska-Slovenija-Austrija (broj projekta 6.26.).
Realizacija projekta terminala za UPP, kojeg zajednički provode PLINACRO d.o.o. i LNG Hrvatska d.o.o., biti će od značajnog utjecaja na budući razvoj transportnog sustava Hrvatske i Europske unije, obzirom da projekt osim izgradnje terminala za UPP na otoku Krku, uključuje i izgradnju novih plinovoda za otpremu plina s terminala za UPP te razvoj interkonekcija.
Izgradnjom terminala za UPP na otoku Krku i otpremnih plinovoda, osigurat će se i novi dobavni pravac plina, kako za tržište Republike Hrvatske, tako i za tržišta drugih zemalja Srednje i Jugoistočne
22
Europe čime Republika Hrvatska postaje važno plinsko središte za povećanje sigurnosti opskrbe i diversifikaciju pravaca opskrbe plinom u Europskoj uniji.
Trenutno je u tijeku Open Season postupak ugovaranja kapaciteta transportnog sustava duž cijelog pravca od terminala za UPP do mađarskog tržišta, a u postupak je uključen i mađarski operator transportnog sustava FGSZ d.o.o. Zajednička komercijalna i tehnička pravila na tržištu plina vezano za upravljanje kapacitetima usklađena su s Uredbom Komisije (EU) 2017/459 оd 16. ožujka 2017. o uspostavljanju mrežnih pravila za mehanizme raspodjele kapaciteta u transportnim sustavima za plin i stavljanju izvan snage Uredbe (EU) br. 984/2013 (dalje: Uredba 2017/459), a operator transportnog sustava rezervaciju kapaciteta na interkonekcijama provodi putem informatičkih platformi PRISMA za interkonekciju Rogatec, odnosno RBP za interkonekciju Dravaszerdahely. Uravnoteženje transportnog sustava je usklađeno s odredbama Uredbe Komisije (EU) br. 312/2014 o uspostavljanju mrežnih pravila o uravnoteženju plina transportnih mreža.
3.4. Obuhvat Uredbe 2017/460 u dijelu transportnih i netransportnih usluga
3.4.1. Transportne tarife Sukladno članku 4. Uredbe 2017/460 usluga se smatra transportnom ukoliko su ispunjena sljedeća dva uvjeta kumulativno:
(a) troškovi usluge uzrokovani su faktorima koji utječu na troškove za tehnički i predviđeni ugovoreni kapacitet i udaljenost te,
(b) troškovi usluge povezani su s ulaganjem u infrastrukturu koja je dio regulirane imovine za pružanje transportnih usluga te s radom te infrastrukture
Ukoliko neki od kriterija iz točaka a) i b) nije ispunjen, usluga se može svrstati u transportne ili netransportne usluge, ovisno o odluci regulatornog tijela u postupku savjetovanja odnosno odluci iz članka 26. i 27.
Temeljem tako definiranih uvjeta za transportne usluge, operator transportnog sustava u Republici Hrvatskoj PLINACRO d.o.o. pruža transportnu uslugu - transport plina, te se za istu uslugu primjenjuje naknada za korištenje transportnog sustava sukladno Metodologiji utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za transport plina.
Operator transportnog sustava PLINACRO d.o.o. osim navedene usluge transporta plina, pruža i sljedeće usluge sukladno Zakonu o tržištu plina i Mrežnim pravilima transportnog sustava:
a) uslugu priključenja na transportni sustav i povećanja priključnog kapaciteta;
b) nestandardne usluge.
Usluge priključenja i nestandardne usluge koje ne utječu na predviđeni ugovoreni kapacitet niti se ulaganja povezana s njima uključuju u reguliranu imovinu operatora, klasificiraju se kao ostale usluge operatora transportnog sustava, a njihov obuhvat i način obračuna reguliran je zasebnim podzakonskim aktima.
Obzirom da se dozvoljeni prihod operatora dijeli na dio koji se ostvaruje iz tarifnih stavki za kapacitet i na dio koji se ostvaruje iz tarifne stavke za količinu plina, u primjeni nema usluga koje bi se klasificirale kao netransportne.
Navedene usluge se ne smatraju transportnim ili netransportnim kako ih definira Uredba 2017/460, stoga će se iste u nastavku dokumenta u 3. dijelu navesti i pojasniti, no neće biti predmetom savjetovanja u sklopu Uredbe 2017/460, nego će se o istima raspravljati prilikom mogućih izmjena
23
regulative koja se odnosi na Zakon o tržištu plina, Mrežna pravila transportnog sustava ili samih metodologija kojima su iste usluge pobliže utvrđene i obuhvaćene.
3.4.2. Transportne tarife temeljene na količini
Dio prihoda iz transportnih usluga može se ostvariti i transportnim tarifama temeljenim na količini prema članku 4. točka 3. (a) Uredbe 2017/460, odnosno naknadom temeljenom na protoku, a koja se:
- obračunava radi pokrivanja troškova koji prvenstveno ovise o količini protoka plina; - izračunava na temelju predviđenih i/ili povijesnih protoka te se određuje tako da bude
jednaka na svim ulaznim točkama i da bude jednaka na svim izlaznim točkama; - izražena je u novcu ili naravi.
Operator plinskog transportnog sustava PLINACRO d.o.o. u trenutnom tarifnom razdoblju primjenjuje transportne tarife temeljene na količini (naknada za količinu) na izlazima iz transportnog sustava u Hrvatskoj te na izlazima na interkonekciji, pri čemu se 90% prihoda od ukupno dozvoljenih prihoda energetskog subjekta PLINACRO d.o.o. ostvaruje primjenom tarifnih stavki za kapacitet, a 10% primjenom tarifnih stavki za količinu.
Uzevši u obzir da Uredba 2017/460 stavlja naglasak na transparentnost i jednostavnost izračuna i budućih projekcija kretanja referentnih cijena, HERA smatra da ukidanje naknade za količinu upravo pridonosi ostvarenju ta dva cilja, budući da korisnici nisu u mogućnosti predvidjeti količinu plina koju će svi korisnici sustava i ostvariti, dok su s druge strane rezultati godišnjih aukcija i ugovaranja kroz dulji niz godina dostupni putem platformi za zakup kapaciteta.
Dodatno, Uredba 2017/460 u članku 7. propisuje da je pri izboru metodologije potrebno osigurati da znatan količinski rizik povezan s transportom preko ulaznog-izlaznog sustava ne snose krajnji kupci unutar tog ulazno-izlaznog sustava. Ukidanjem naknade za količinu izbjegava se mogućnost izostanka ostvarenja protoka po ugovorenim zakupima kapaciteta, te da se nedovoljno ostvareni prihodi od protoka u narednom tarifnom razdoblju odraze na povećanje transportnih tarifa temeljenih na kapacitetu domaćih korisnika.
Ovaj je rizik posebno prisutan u slučaju primjene fiksne referentne cijene za kapacitete u Open Season postupku (obrazložit će se detaljnije u nastavku dokumenta), s obzirom da u slučaju primjene fiksne cijene i naknade za količinu, Uredba 2017/460 u članku 19. stavak 5. i u članku 20., predviđa da se prihod od ostvarenog protoka usklađuje jedino na način da se odrazi na transportne tarife, koji bi u ovom slučaju bile promjenjive tarife korisnika koji ne koriste kapacitet ugovoren u sklopu Open Season postupka.
3.4.3. Informacije o dozvoljenom prihodu operatora za transportne usluge
Prema Metodologiji utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za transport plina planirani dozvoljeni prihod operatora transportnog sustava sastoji se od: - planiranih operativnih troškova, - amortizacije i - prinosa na regulirana sredstva. Tako dobiveni iznos dodatno se umanjuje za planirane prihode od naknade za priključenje i povećanje priključnog kapaciteta, planirane prihode od nestandardnih usluga i planirane ostale poslovne prihode, koji se ne odnose na osnovno poslovanje operatora.
24
Izravnati dozvoljeni prihodi, prema kojima se određuju iznosi tarifnih stavki za transport plina, koriste se u svrhu ublažavanja velikih oscilacija u dozvoljenim prihodima te rezultirajućih iznosa tarifnih stavki.
Izravnati dozvoljeni prihodi izračunavaju se na način da je neto sadašnja vrijednost (NPV) izravnatih dozvoljenih prihoda za godine regulacijskog razdoblja jednaka neto sadašnjoj vrijednosti planiranih dozvoljenih prihoda za isto razdoblje, pri čemu je za prvu godinu regulacijskog razdoblja izravnati dozvoljeni prihod jednak planiranom dozvoljenom prihodu, a za utvrđivanje izravnatih dozvoljenih prihoda u narednim godinama koristi se koeficijent izravnavanja koji se utvrđuje iterativnim postupkom (α).
Nadalje, HERA je 2018. godine, u skladu s Metodologijom utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za transport plina, provela analizu ekonomske efikasnosti reguliranih sredstava operatora transportnog sustava PLINACRO d.o.o., pri čemu je kao ključni parametar primijenjena iskorištenost kapaciteta transportnog sustava, koja predstavlja relevantan pokazatelj ekonomske opravdanosti uloženih sredstava u dugotrajnu imovinu, a na osnovu koje se računa amortizacija i prinos od reguliranih sredstava koji su elementi za izračun dozvoljenog prihoda.
Pritom je opravdana vrijednost reguliranih sredstava izračunata kao udio u ukupnoj vrijednosti reguliranih sredstava, i to primjenom linearne funkcije prema kojoj se opravdana vrijednost reguliranih sredstava mijenja u ovisnosti o iskorištenosti kapaciteta transportnog sustava.
Kao pokazatelj iskorištenosti kapaciteta transportnog sustava primijenjena je iskorištenost kapaciteta svih izlaza iz transportnog sustava koja je izračunata korištenjem ostvarenih elemenata maksimalne iskorištenosti kapaciteta, ugovorenih kapaciteta i tehničkih kapaciteta izlaza iz transportnog sustava u prethodnim godinama, a zatim je planirana iskorištenost kapaciteta svih izlaza iz transportnog sustava za naredne godine projicirana prema planiranim ugovorenim kapacitetima i tehničkim kapacitetima svih izlaza iz transportnog sustava.
Planirani indikativni izravnati dozvoljeni prihod operatora transportnog sustava koji se ostvaruje iz indikativne tarifne stavke za kapacitet i količinu plina za godine 2019.-2026. prikazani su u Tablici 3.
Tablica 3. Planirani indikativni izravnati dozvoljeni prihod operatora transportnog sustava koji se ostvaruje iz indikativne tarifne stavke za kapacitet i količinu plina za godine 2019.-2026
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
DPαP
t – indikativni izravnati dozvoljeni prihod u regulacijskoj godini t (kn)
386.294 393.847 417.440 405.049 397.212 389.526 381.989 374.598
DPKAP – indikativni ukupni DP na temelju tarifne stavke za kapacitet (kn)
347.665 354.462 417.440 405.049 397.212 389.526 381.989 374.598
DPKOL – indikativni ukupni DP na temelju tarifne stavke za količinu plina (kn)
38.629 39.385 0 0 0 0 0 0
25
3.5. Opis predložene metodologije za utvrđivanje referentne cijene za transportne usluge
3.5.1. Elementi predložene referentne cijene
Uredba 2017/460 definira referentnu cijenu kao cijenu za kapacitetni proizvod za stalni kapacitet trajanja od godinu dana koja je primjenjiva na ulaznim i izlaznim točkama i koja se upotrebljava za određivanje transportnih tarifa temeljenih na kapacitetu.
Metodologija za utvrđivanje referentne cijene određuje način na koji će se dozvoljeni prihod operatora transportnog sustava rasporediti na ulazne i izlazne točke sustava.
Iznos tarifne stavke za transport plina za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaznu ili izlaznu točku sustava predstavlja referentnu cijenu.
Temeljem provedenih simulacija sukladno elementima koje predviđa Uredba 2017/460, HERA predlaže zadržati postojeću metodologiju koja se temelji na principu poštanske marke (eng. Postage Stamp Methodology) za utvrđivanje referentne cijene za transport plina, a koja, radi specifičnosti transportnog sustava Republike Hrvatske i načina korištenja sustava u obzir ne uzima udaljenost ulaznih i izlaznih točaka pri određivanju razine transportnih cijena.
Svi elementi za izračun referentne cijene bit će u primjeni od 1. siječnja 2021. godine.
Referentna cijena će se objavljivati odlukom HERA-e o iznosu tarifnih stavki po pojedinoj vrsti tarifne stavke, izražena u službenoj valuti Republike Hrvatske kn/kWh/dan, zaokružena na četiri decimale.
Za interkonekcijske točke cijena indikativno može biti objavljena i u valuti EUR, preračunavanjem primjenom indikativnog tečaja od 1 EUR=7,5 HRK.
U Tablici 5. je prikazan pregled ključnih elemenata koji su korišteni za izradu prijedloga metodologije za utvrđivanje referentne cijene.
Tablica 4. Pregled elemenata prijedloga metodologije za utvrđivanje referentne cijene
Elementi metodologije prema Uredbi Prijedlog implementacije
Metoda regulacije (a) maksimalno dozvoljeni prihod operatora uz
primjenu promjenjive cijene
(b) za zakupljene kapacitete kroz Open Season
postupak pristup fiksne zadane cijene
Metodologija za utvrđivanje referentne cijene princip poštanske marke – ulazno izlazne tarife
za homogene skupine točaka po principu
poštanske marke koja nije ovisna o udaljenosti
ulaza do izlaza
Faktor utjecaja na troškove Planirani ugovoreni kapacitet
Transportne usluge Usluga transporta plina
Naknada temeljena na količini Ne
Netransportne usluge Ne
Entry/Exit podjela prihoda 60%-40%
Popust na skladište 90% na ulaz u transportni sustav;
100% na izlaz iz transportnog sustava
Popust na terminal za UPP 15% na ulaz u transportni sustav iz terminala
za UPP
26
Multiplikatori/sezonski faktori Da, predlaže se primjena multiplikatora i
sezonskih faktora
Rezervna cijena za inkrementalni kapacitet Mogućnost primjene fiksne cijene uz
indeksaciju sukladno članku 25. stavku 1.(b)
isključivo za Open Season postupak
Vrsta zadane cijene na interkonekcijskim
točkama
Pristup promjenjive i fiksne cijene sukladno
članku 24. i 25. Uredbe 2017/460
3.5.2. Homogene skupine točaka i kapaciteti sustava
Homogene skupine točaka obuhvaćaju skupinu sastavljenu od jedne od sljedećih vrsta točaka:
(a) ulazne interkonekcijske točke;
(b) izlazne interkonekcijske točke;
(c) domaće ulazne točke;
(d) domaće izlazne točke;
(e) ulazne točke u skladište plina;
(f) izlazne točke iz skladišta plina;
(g) ulazne točke u terminal za UPP;
(h) izlazne točke iz terminala za UPP i,
(i) ulazne točke iz proizvodnih postrojenja.
Prilikom objedinjavanja točaka, nije nužno da iste služe u svrhu transporta prema istom ulazno-izlaznom sustavu. Primjerice, skladište ''A'' može biti namijenjeno isključivo za međusustavnu upotrebu mreže, a skladište ''B'' u najvećem dijelu za unutarsustavno korištenje mreže. Unatoč različitim namjenama, svi izlazi iz skladišta plina mogu se smatrati kao homogena grupa točaka.
Kod razmatranja homogenizacije točaka, moguće je provesti i homogenizaciju određene skupine blisko lociranih ulaznih ili izlaznih točaka koje se za potrebe primjene metodologije za utvrđivanje referentne cijene smatraju jednom ulaznom ili izlaznom točkom. Takvo povezivanje naziva se klaster točaka, a čime se stvara određena virtualna točka unutar sustava.
Radi smanjenja broja ulazno-izlazno kombinacija, povezivanje točaka unutar istog lokalnog područja u klaster korišteno je u modelu u svrhu pojednostavljenja modela za procjenu raspodjele troškova te izračuna referentne cijene prema CWD metodologiji sukladno obvezi iz članka 5. i 8. Uredbe 2017/460.
U Tablici 6. je prikazana analitika priključnih točaka i 16 točaka klastera koje su nastale objedinjavanjem pojedinih priključnih točaka te njihovih tehničkih kapaciteta.
27
Tablica 5. Pregled klastera i priključnih točaka klastera
ID NAZIV KLASTERA I POJEDINIH PRIKLJUČNIH TOČAKA TEH. KAPACITET (kWh/d)
1253 Baranja 1.778.064
882 Beli Manastir - 3 bar - Beli Manastir
728 Mece - 3 bar - Mece
1252 Bjelovar 3.422.760
879 Bjelovar - 3 bar - Bjelovar
852 Nova Rača - 3 bar - Bjelovar
803 Rovišće - 3 bar - Bjelovar
1287 Dugo Selo 2.812.944
899 Trstenik - 3 bar - Asf. baza Trstenik
900 Trstenik - 3 bar - Trstenik
873 Rugvica - 3 bar - Rugvica
719 Rugvica - 3 bar - BC Institut
866 Dugo Selo - 3 bar - Dugo Selo
1254 Đakovo 2.267.016
760 Đakovo - 3 bar - Đakovo
834 Đakovo - 6 bar - Đakovo
835 Strizivojna - 3 bar - Strizivojna
1250 Ivanić Grad 2.178.120
891 Graberje - 1,5 bar - Graberje
869 Ivanić III - 3 bar - Ivanić Grad
892 Kloštar Ivanić - 2 bar - Kloštar Ivanić
845 Novoselec - 2 bar - Križ
1302 Konjščina 1.800.288
912 Konjščina - 25 bar - Zlatar Bistrica
808 Konjščina - 3 bar - Konjščina
1286 Kutina 6.783.144
838 Banova Jaruga - 3 bar - Banova Jaruga
820 Kutina I - 3 bar - Kutina
821 Kutina II - 3 bar - Kutina
871 Lipovica - 3 bar - Ludina
895 Ravnik Popovača - 5,5 bar - Popovača
1259 Međimurje 8.834.712
827 Mihovljan - 4 bar - Mihovljan
906 Mursko Središće - 3 bar - Mursko Središće
1184 Nedelišće - 4 bar - Čakovec, Kuršanec, Šenkovec
907 Nedelišće - 4 bar - Nedelišće
1288 Nova Gradiška 4.778.544
844 Lipovljani - 4 bar - Lipovljani
767 Nova Gradiška - 4 bar - Nova Gradiška
889 Nova Kapela - 4 bar - Nova Kapela
1289 Novi Marof 2.311.488
913 Novi Marof - 3 bar - Novi Marof
757 Tuhovec - 3 bar - Tuhovec
809 Podrute - 5 bar - Podrute
1255 Osijek 10.890.576
782 Bizovac - 3 bar - Bizovac
918 Osijek I - 3 bar - Osijek
737 Osijek I - 3 bar - Sarvaš
739 Osijek III - 3 bar - Osijek
1256 Požega 3.689.472
786 Ferovac - 3 bar - Ferovac
740 Požega - 3 bar - Požega
1257 Slatina 2.000.328
940 Sladojevci - 3 bar - Sladojevci
28
887 Slatina - 3 bar - Slatina
1251 Varaždin 13.068.720
798 Cerje Tužno - 3 bar - Cerje Tužno
800 Jalžabet - 3 bar - Jalžabet
773 Lepoglava - 3 bar - Lepoglava
724 Ludbreg - 3 bar - Ludbreg
804 Varaždin I - 3 bar - Varaždin
876 Varaždin II - 3 bar - Varaždin
1285 Vukovar 5.289.720
816 Vukovar - 3 bar - Vukovar
864 Vukovar - 6 bar - Borovo
735 Negoslavci - 3 bar - Negoslavci
1249 Zagreb 53.675.040
780 Zagreb istok - 6 bar - Zagreb
858 Zagreb jug - 6 bar - Zagreb
810 Zagreb zapad - 6 bar - Zagreb
Slijedom navedenog u transportnom sustavu Hrvatske uvedene su sljedeće homogene grupe točaka – ulaza i izlaza za koje će se utvrditi zasebne tarife, kako je prikazano u Tablici 6. Tablica 6. Homogene grupe točaka transportnog sustava u Republici Hrvatskoj i pripadajuće oznake tarifa
Skupina ulaza/izlaza Oznaka tarifne stavke
Skupine ulaza u transportni sustav
Ulazi na interkonekcijama TU,IN
Ulazi iz proizvodnje TU,PR
Ulazi iz sustava skladišta plina TU,SK
Ulazi iz terminala za ukapljeni prirodni plin TU,UPP
Skupine izlaza iz transportnog sustava
Izlazi na interkonekcijama TI,IN
Izlazi u Hrvatskoj TI,HR
Nadalje, predviđeni tehnički kapacitet navedenih homogenih skupina ulaznih i izlaznih točaka navodi se u nastavku, pri čemu je potrebno izdvojiti sljedeće povezane pretpostavke:
- izlazi u Hrvatskoj, koji se sastoje od 16 klasternih točaka te 158 pojedinačnih izlaznih točaka, zadržavaju jednaki kapacitet u cjelokupnom razdoblju te isti iznosi 413.737.056 kWh/dan;
- izlaz iz skladišta plina zadržava kapacitet na jednakoj razini kao i u trenutnom razdoblju od 40.930.560 kWh/dan;
- u 2019. završava se investicija izgradnje kompresorske stanice oznake „Kompresorske stanice 1“ (KS1) u Velikoj Ludini, čime dolazi do povećanja izlaznog kapaciteta na interkonekciji s Mađarskom te će se tako omogućiti transport plina u smjeru Mađarske postojećim 75-barskim sustavom uz godišnji kapacitet od 2,63 mlrd. m3 plina/god. Tehničke značajke kompresorske stanice KS1 su kapacitet od 201.000 m3/h, snaga 4,5 MW, 2 radne i 1 rezervna kompresorska jedinica;
- u 2021. se očekuje početak rada terminala za UPP čime se na interkonekciji omogućuje ukupni kapacitet od 52.992.000 kWh/dan;
- postupno smanjenje kapaciteta ulaza iz domaće proizvodnje uslijed iscrpljivanja postojećih proizvodnih polja.
29
Tehnički kapacitet nije uključen kao ulazni parametar pri izračunu indikativnih cijena transporta plina, obzirom da Uredba 2017/460 predviđa ugovoreni kapacitet kao opravdani ulazni parametar za utvrđivanje referentne cijene.
Tehnički kapaciteti na ulaznim i izlaznim točkama transportnog sustava Republike Hrvatske prikazani su u Tablici 7.
Tablica 7. Tehnički kapaciteti na ulaznim i izlaznim točkama transportnog sustava
u kWh/d 2021 2022 2023 2024 2025 2026
TEHNIČKI KAPACITET SVIH IZLAZA
507.659.616 507.659.616 507.659.616 507.659.616 507.659.616 507.659.616
Izlazi u Hrvatskoj 413.737.056 413.737.056 413.737.056 413.737.056 413.737.056 413.737.056
Izlaz iz skladišta 40.930.560 40.930.560 40.930.560 40.930.560 40.930.560 40.930.560
Interkonekcije 52.992.000 52.992.000 52.992.000 52.992.000 52.992.000 52.992.000
2021 2022 2023 2024 2025 2026
TEHNIČKI KAPACITET SVIH ULAZA
261.120.702 261.608.667 262.370.867 261.973.463 261.437.841 257.572.109
PSP Okoli 54.574.152 54.574.152 54.574.152 54.574.152 54.574.152 54.574.152
Ulaz iz proizvodnje
19.922.550 20.410.515 21.172.715 20.775.311 20.239.689 16.373.957
Interkonekcije 117.504.000 117.504.000 117.504.000 117.504.000 117.504.000 117.504.000
Ulaz iz terminala za UPP
69.120.000 69.120.000 69.120.000 69.120.000 69.120.000 69.120.000
Očekivana struktura tehničkih kapaciteta u Hrvatskoj u 2021. godini vidljiva je na Slici 2.
Slika 4. Očekivana struktura tehničkih kapaciteta u Republici Hrvatskoj u 2021. godini
Nadalje, planirani ugovoreni kapacitet pojedinih homogenih točaka ulaznih i izlaznih točaka transportnog sustava za razdoblje 2021.-2026. koje ulaze u izračun indikativnih tarifa za naredno tarifno razdoblje prikazan je u Tablici 8.
Ključna pretpostavka planiranih ugovorenih kapaciteta temelji se na realizaciji terminala za UPP prema scenariju S1 od 2021. godine:
Ulaz iz skladišta;21%
Ulaz iz proizvodnje;
8%
Ulaz na IP;45%
Ulaz iz UPP-a;
26%
ULAZI
Izlazi u HR;81%
Izlaz iz skladišta; 8%
Izlazi na IP;10%
IZLAZI
30
- planirani ugovoreni kapacitet ulaza iz terminala za UPP u iznosu od 39.452.055 kWh/dan za sve godine regulatornog razdoblja (1,5 mlrd m3 ukupnog kapaciteta regasifikacije samog terminala za UPP);
- ulazi na interkonekcijama predviđaju se u smanjenom iznosu, obzirom na kapacitete iz ulaza iz terminala za UPP te za 2021. iznose 57.771.692 kWh/dan (3% manje u odnosu na 2018.);
- planirani izlazi na interkonekcijama odnose se na dio kapaciteta iz terminala za UPP od 1 mlrd m3 odnosno 26.301.370 kWh/dan;
- razina planiranih kapaciteta ulaza iz skladišta planira se na istim razinama kao i u trenutnom regulatornom razdoblju u iznosu od 52.902.040 kWh/dan;
- izlazi u Hrvatskoj se u 2021. očekuju u iznosu od 90.844.927 kWh/dan, s porastom od 5% u odnosu na projekcije za 2019. godinu, odnosno 8 % u odnosu na 2018., a slijedom očekivanja daljnjeg trenda rasta potrošnje plina domaćih korisnika;
- smanjenje kapaciteta ulaza iz domaće proizvodnje uslijed iscrpljivanja postojećih proizvodnih polja, koja se u 2026. očekuje na razini od 16.373.957.
Tablica 8. Planirani ugovoreni kapaciteti na ulaznim i izlaznim točkama transportnog sustava za razdoblje 2021.-2026.
u kWh/d 2021 2022 2023 2024 2025 2026
PREDVIĐENI UGOVORENI KAPACITET SVIH IZLAZA
117.146.297 118.061.184 118.298.377 118.806.648 118.569.455 118.671.109
Izlazi u Hrvatskoj 90.844.927 91.759.814 91.997.007 92.505.278 92.268.085 92.369.739
Interkonekcije 26.301.370 26.301.370 26.301.370 26.301.370 26.301.370 26.301.370
PREDVIĐENI UGOVORENI KAPACITET SVIH ULAZA
2021 2022 2023 2024 2025 2026
170.048.337 170.963.224 171.200.417 171.708.688 171.471.495 171.573.149
Ulazi iz sustava skladišta plina
52.902.040 52.902.040 52.902.040 52.902.040 52.902.040 52.902.040
Ulaz iz proizvodnje 19.922.550 20.410.515 21.172.715 20.775.311 20.239.689 16.373.957
Ulazi na interkonekcijama
57.771.692 58.198.614 57.673.607 58.579.282 58.877.710 62.845.097
Ulaz iz terminala za UPP 39.452.055 39.452.055 39.452.055 39.452.055 39.452.055 39.452.055
3.5.3. Opis metodologije za utvrđivanje referentne cijene za transportne usluge
Predlaže se primjena metodologije na principu poštanske marke za izračun i primjenu referentne cijene za transportne usluge za homogene skupine točaka (Tablica 7.), kako bi se ista referentna cijena primjenjivala za sve točke u homogenoj skupini ulaznih, odnosno izlaznih točaka.
Raspodjela dozvoljenog prihoda i utvrđivanje tarifnih stavki zasniva se na ulazno-izlaznom modelu homogenih točaka, pri čemu se primjenjuju isti iznosi tarifnih stavki za transport plina za pojedina ulazna i izlazna mjerna mjesta iste skupine homogenih točaka, bez obzira na duljinu transportnog puta - princip poštanske marke.
Ključne odrednice predložene metodologije očituju se u sljedećem:
- transparentnost u primjeni; - jednostavnost modela primjenom manjeg broja ulaznih parametara - dozvoljenog prihoda
operatora (DP), omjera raspodjele DP-a na ulaze i izlaze te očekivanih ugovorenih kapaciteta;
31
- nediskriminacija pojedinih korisnika sustava primjenom homogenizacije, čime korisnici za pojedinu usluge snose jednaku naknadu;
- korisnicima se omogućuje da sami dobiju isti izračun referentnih cijena za tekuće i buduća tarifna razdoblja;
- točnije okvirne projekcije budućih kretanja tarifa obzirom da metodologija ne uzima udaljenost izlaza od ulaza kao ključni faktor utjecaja na troškove transporta, a koja modelu posljedično daje iznimnu složenost te izračun zahtjeva praćenje novih investicija operatora kojima se mijenja duljina transportne mreže, a svaki novi dobavni pravac ili izlaz zahtjeva ponovni izračun tarifa za sve točke transportnog sustava;
- poticanje investicija u energetski sektor radi jasnih okvira regulacije i poznatih tarifa za narednih 5 godina;
- smanjenje energetskog siromaštva i poticanje gospodarskog napretka slabije razvijenih i udaljenijih krajeva Republike Hrvatske u odnosu na ulazne točke u transportni sustav;
- zaštita kupaca plina i izbjegavanje cjenovne diskriminacije korisnika sustava naseljenih u krajevima udaljenim od ulaznih točaka u sustav;
- princip poštanske marke osigurava izbjegavanje rizika da znatan količinski rizik povezan s transportom preko ulazno-izlaznog sustava ne snose krajnji kupci unutar tog ulazno-izlaznog sustava;
- investicije u transportni sustav snose posljedično jednako svi korisnici sustava, neovisno o njihovoj lokaciji, no jednako tako svi korisnici sustava proporcionalno ostvaruju prednosti od smanjenja cijene transporta radi ekonomije obujma i veće razine kapaciteta.
U ulazno-izlaznom transportnom sustavu, a koji je uveden implementacijom trećeg energetskog paketa 2009. godine, transportni troškovi više se ne vežu uz duljinu specifične rute, obzirom da su omogućene raznovrsne kombinacije dobavnih pravaca, zasebno se ugovaraju ulazni i izlazni kapaciteti te korisnici mogu pribaviti/isporučiti plin putem bilo koje ulazno-izlazne točke. Temeljem tako organiziranog sustava, operator transportnog sustava ima mogućnost efikasnog upravljanja transportnim sustavom (u odnosu na point-to point transportni sustav).
3.5.4. Raspodjela prihoda od ulaznih i izlaznih tarifa
Uredba 2017/460 u članku 8., stavak 1., nalaže da se prilikom izračuna tarifa primjenom CWD metodologije primijeni omjer prihoda prikupljenih od svih ulaza te prihoda od svih izlaza 50:50, no takav omjer nije propisan kao obveza konačne predložene metodologije.
Uzevši u obzir da izabrana metodologija za utvrđivanje transportnih tarifa kao jedan od ciljeva ima osigurati nediskriminiranje i spriječavanje neopravdanog subvencioniranja između različitih korisnika sustava, HERA smatra opravdanim promijeniti trenutni omjer raspodjele od 70:30, te predložiti novi omjer raspodjele prihoda od ulazih i izlaznih tarifa od 60:40, čime posljedično dolazi i do promjena u razini tarifa za sve homogene skupine točaka.
Ovakvom raspodjelom prihoda, prijedlogom za ukidanje tarifa za količinu plina te ukidanjem dosadašnjih popusta na izlaze u unutarsustavnoj upotrebi mreže, značajno se umanjuje rizik unakrsnog subvencioniranja od strane ostalih korisnika sustava.
Navedeno posljednično dovodi i do povećanja dijela razina tarifa za unutarsustavnu upotrebu mreže, dok se s druge strane smanjuju tarife na interkonekcijskim točkama uslijed značajnog povećanja planiranih ugovorenih kapaciteta, što se detaljnije navodi u poglavlju 4. Indikativne referentne cijene.
32
U narednom tarifnom razdoblju očekuje se omogućavanje međusustavne upotrebe mreže izgradnjom nove ulazne i izlazne infrastrukture i točaka sustava na kojima je moguće ugovarati nove kapacitete, stoga se ovakvom raspodjelom ulazno/izlaznog omjera prihoda adekvatnije i proporcionalno raspodjeljuju troškovi sustava.
Struktura ukupnog prihoda operatora i raspodjela prihoda od ulaznih i izlaznih tarifa za razdoblje 2021.-2026. prikazana je u Tablici 9.
Tablica 9. Struktura predviđenog ukupnog prihoda operatora i raspodjela prihoda od ulaznih i izlaznih tarifa za razdoblje 2021.-2026.
2. regulacijsko razdoblje (2017. -2021.) 3. regulacijsko razdoblje (2022.-2026.)
Razdoblje obuhvaćeno završnim savjetovanjem
u 000 kn 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Ukupni prihod operatora (DP)*
386.294 393.847 417.440 405.049 397.212 389.526 381.989 374.598
DP kapacitet 347.664 354.462 417.440 405.049 397.212 389.526 381.989 374.598
DP količine 38.629 39.385 0 0 0 0 0 0
Udio prihoda od ulaza
70% 70% 60% 60% 60% 60% 60% 60%
Udio prihoda od izlaza
30% 30% 40% 40% 40% 40% 40% 40%
Ulaz prihod 243.365 248.123 250.464 243.030 238.327 233.716 229.193 224.759
Izlaz prihod 104.299 106.339 166.976 162.020 158.885 155.810 152.796 149.839
*indikativni iznosi prihoda
Za 2021. godinu ukupni dozvoljeni prihodi operatora transportnog sustava predviđaju se u iznosu od 417.440.147 kn, odnosno za 6% više u odnosu na 2020. godinu, prvenstveno uslijed povećanja kapitalnih troškova (CAPEX), odnosno uključenja preostale infrastrukture potrebne za otpremu plina iz terminala za UPP.
U narednim godinama 2022.-2026. dolazi do postupnog pada dozvoljenog prihoda obzirom da se ne očekuju značajne investicije u transportni sustav, a smanjenje proizlazi iz redovnog umanjenja imovine operatora kroz primjenu postupnog umanjenja regulirane imovine (utjecaj amortizacije).
Dozvoljeni prihodi se u ukupnom iznosu odnose na prihode ostvarene od kapaciteta, obzirom da se u predloženoj metodologiji ne predviđa primjena naknade za količinu.
Udio prihoda koji se očekuju ostvariti od svih ulaza u sustav za 2021. godini iznose 250.464 tisuće kn (60%), dok se na izlazima očekuje ostvariti prihode od 166.976 tis kn (40%).
3.5.5. Odnos kapacitetnog i robnog prihoda
Sukladno članku 4., stavku 3. Uredbe 2017/460, HERA predlaže da se ukupni dozvoljeni prihodi
operatora ostvaruju isključivo od kapacitetnih proizvoda. Slijedom toga, predlaže se omjer
kapacitetnog i prihoda vezanog za količinu od 100% : 0%, a sukladno razlozima navedenim u dijelu
dokumenta 3.4.2. Transportne tarife temeljene na količini.
33
3.6. Implementacija pristupa fiksne zadane cijene
U hrvatskom transportnom sustavu u primjeni je model regulacije temeljen na okviru ukupno dozvoljenog prihoda operatora transportnog sustava, odnosno model regulacije bez primjene gornje granice cijene.
Uredbom 2017/460 u člancima 24. i 25. u dijelu određivana cijene na interkonekcijskim točkama predviđeni su uvjeti nuđenje pristupa fiksne zadane cijene.
Uzevši u obzir da je jedan od preduvjeta za primjenu ovog pristupa da projekt bude uvršten na popis projekata od zajedničkog interesa Europske unije (PCI lista), HERA predlaže da se kao poticajni mehanizam s ciljem omogućavanja dugoročnog zakupa kapaciteta vezanih uz projekt otpreme plina iz terminala za UPP u Open Season postupku primijeni mogućnost pristupa fiksne zadane cijene.
Pri razmatranju navedenog pristupa implementacije fiksne cijene u postojeći regulacijski okvir temeljen na dozvoljenom prihodu, HERA je između ostalog, u obzir uzela sljedeće ključne elemente i moguće utjecaje na transportni sustav:
- projekt otpreme plina iz terminala za UPP na Krku je uključen na PCI listu u okviru skupine „6.5 Grupa projekata Terminal za UPP sa spojnim i otpremnim plinovodima za transport plina s terminala za UPP u prema Mađarskoj i dalje“ čime je ostvaren ključni preduvjet za nuđenje pristupa;
- unaprijed poznata i fiksna cijena predstavlja poticajan mehanizam potencijalnim korisnicima sustava u Open Season postupku za ugovaranje dugoročnog zakupa kapaciteta po unaprijed poznatim uvjetima;
- smanjenje rizika dugoročnog rasta transportnih tarifa uslijed potencijalnog pada korištenja transportnog sustava pod utjecajem novih energetskih strategija u EU i RH koje u narednih 20 godina mogu utjecati na značaj plina u energetskom miksu (utjecaj koji trenutno nije moguće predvidjeti);
- smanjenje rizika dugoročnog rasta transportnih tarifa uslijed značajnijih investicija u transportnu infrastrukturu u dužem vremenskom razdoblju, koje u ovom trenutku nije moguće predvidjeti;
- sigurnost prihoda od dugoročnog zakupa kapaciteta za operatora transportnog sustava; - efikasnije upravljanje novčanim tokom na strani operatora transportnog sustava i kupca
kapaciteta; - rizik promjene monetarne politike u dijelu stabilnosti cijena obuhvaćen je primjenom
indeksacije fiksne cijene na način predviđen Uredbom 2017/460;
Projekt izgradnje i upravljanja infrastrukturom potrebnom za uplinjavanje te otpremu prirodnog plina s terminala za ukapljeni prirodni plin na otoku Krku je projekt koji ima za cilj osigurati energetske potrebe i povećati sigurnost opskrbe jugoistočne i centralne Europe te je slijedom toga sufinanciran od strane Europske unije, a projekt je definiran kao projekt od zajedničkog interesa Europske unije (PCI projekt), čime se ostvaruje ključan preduvjet za razmatranje primjene fiksne cijene.
3.6.1. Uvjeti za nuđenje fiksne cijene u Open Season postupku
Uredbom 2017/460 predviđeno je da ukoliko se na istoj aukciji ili u okviru istog alternativnog mehanizma raspodjele ponudi prošireni i postojeći kapacitet, može se nuditi pristup fiksne zadane cijene ukoliko je ispunjen jedan od sljedećih uvjeta:
1. upotrebljava se alternativni mehanizam raspodjele iz članka 30. Uredbe 2017/459;
34
2. projekt je uvršten na Unijin popis projekata od zajedničkog interesa. S obzirom da je hrvatski operator transportnog sustava PLINACRO d.o.o. započeo provedbu Open Season postupka u suradnji s mađarskim operatorom transportnog sustava FGSZ d.o.o., za prošireni kapacitet na interkonekciji s Mađarskom prije stupanja na snagu Uredbe 2017/459, HERA je u skladu s člankom 31. donijela Odluku o odobravanju Prijedloga pravila raspodjele kapaciteta transportnog sustava na interkonekcijskoj točki Dravaszerdahely, čime je omogućena provedba obvezujuće faze Open Seasona bez primjene članka 26. do 30. Uredbe 2017/459.
Slijedom navedene mogućnosti, predlaže se u metodologiju za utvrđivanje referentne cijene implementirati primjenu fiksne cijene, isključivo za dugoročni zakup kapaciteta na 20 godina na interkonekcijskoj točki Dravaszerdahely (izlaz Hrvatska - > ulaz Mađarska), a koji je ugovoren u sklopu Open Season postupka u kojem PLINACRO d.o.o. samostalno nudi stalni kapacitet na ulazu u transportni sustav iz terminala za UPP (ulaz Omišalj), dok na interkonekcijskoj točki Donji Miholjac/Dravaszerdahely u smjeru iz Hrvatske prema Mađarskoj zajedno s FGSZ-om nudi stalni kapacitet (ulaz Omišalj i postojeća interkonekcijska točka Dravaszerdahely zajedno). Razdoblje za koje se predviđa primjena fiksne cijene je od 2021. - 2040. godine. Kako bi se primijenila fiksna referentna cijena sukladno indikativnim iznosima navedenim u ovom dokumentu, potrebno je ostvariti minimalno sljedeće ukupne planirane ugovorene kapacitete - transport plina od 1,50 mlrd. m3/god., uz zakup ekvivalentnog kapaciteta na ulazu iz terminala za UPP od 171.233 m3/h (1.644 MWh/h @NCV) i na izlazu na interkonekciji od 114.155 m3/h (1.096 MWh/h @NCV). Za donošenje odluke o konačnim iznosima tarifnih stavki, a u godini koja prethodi puštanju u rad terminala za UPP, HERA će primijeniti stvarnu zakupljenu razinu kapaciteta, koja će se u slučaju većeg, odnosno manjeg ostvarenog zakupljenog kapaciteta odraziti na smanjenje, odnosno povećanje primjenjive rezervne fiksne cijene, sukladno odabranoj metodologiji.
3.6.2. Izračun fiksne zadane cijene
Fiksna zadana cijena izračunava se sukladno Uredbi 2017/460 po sljedećoj formuli:
Pfix = (PR,y * IND) + RP + AP
Pri čemu je: Pfix – fiksna zadana cijena; PR,y – primjenjiva rezervna cijena (odnosno tarifa) za godišnji standardni kapacitetni proizvod koja se objavljuje u trenutku kad se proizvod ponudi na aukciji; IND – je omjer vrijednosti odabranog indeksa u trenutku korištenja i njegove vrijednosti u trenutku kada se proizvod ponudi na aukciji (CPI, PPI, HICP ili drugi indeks kretanja cijena kroz razdoblje) ; RP – premija rizika, ne niža od 0, a koja bi trebala odražavati rizik fiksiranja određene razine cijene kroz dulji period; AP – aukcijska premija, ukoliko postoji.
35
Inicijalna razina fiksne cijene na interkonekcijskoj točki Dravaserdahely (izlaz Hrvatska - > ulaz Mađarska) za kapacitete povezane s terminalom za UPP u izravnoj je ovisnosti o promjenjivoj cijeni određenoj za tu homogenu skupinu ulaza ili izlaza u 2021. godini, temeljem planiranih ugovorenih kapaciteta, ukupnom dozvoljenom prihodu operatora, razini predloženih dozvoljenih popusta te predloženoj metodologiji. Slijedom navedenog izračuna inicijalne razine fiksne cijene, kako bi svi korisnici zakupljivali kapacitete u Open Season postupku po jednakim uvjetima, predlaže se primjena fiksne cijene za sve korisnike koji zakupe kapacitet sukladno navedenim uvjetima.
Fiksna tarifa se utvrđuje za sljedeće homogene skupine točaka:
(i) tarife za ulaz iz terminala za UPP te;
(ii) tarife za izlaz na interkonekciji.
Prikaz izračuna i iznosi indikativne fiksne tarife za ulaz iz terminala za UPP te na interkonekcijskoj točki Dravaszerdahely daje se u nastavku dokumenta u poglavlju pod nazivom „Indikativne referentne cijene“ za razdoblje od 2021. do 2040. godine.
3.6.2.1. Premija rizika
Uzevši u obzir da je projekt terminala za UPP i projekt proširenja transportnog kapaciteta definiran
kao projekt od zajedničkog interesa Europske komisije (PCI projekt) za koji postoji odobreno
sufinanciranje unutar programa Connecting Europe Facility - ENERGY, ne predlaže se implemetacija
premije rizika u okviru razmatranog scenarija zakupa kapaciteta.
Međutim, u slučaju da jedan ili više korisnika koji su ugovorili kapacitet transportnog sustava u
sklopu Open Season postupka na dugoročnoj razini i sukladno tome ostvarili pravo na fiksnu
referentnu cijenu prema iznosima navedenim u tablicama 15. i 16. provode aktivnosti komercijalne
zamjene plina (swap) koje značajnije mijenjaju razine zakupa na ulazima i/ili izlazima iz transportnog
sustava Republike Hrvatske primijenjene kod izračuna fiksne referentne cijene, za preostale godine
razdoblja za koje su ugovoreni kapaciteti u Open Season postupku primijenit će se izračun fiksne
referentne cijene s uključenom premijom rizika koja odražava navedeni utjecaj komercijalne
zamjene plina, a u skladu s rezultirajućim smanjenjem zakupa na ulazima i/ili izlazima iz transportnog
sustava.
3.6.2.2. Indeksacija fiksne cijene
Uredbom 2017/460 u članku 24. predviđeno je usklađivanje fiksne referentne cijene za omjer vrijednosti odabranog indeksa u trenutku korištenja proizvoda te njegove vrijednosti kad se proizvod ponudi na aukciji.
Budući da se indeksacija već primjenjuje u postojećoj metodologiji za izračun dozvoljenog prihoda operatora transportnog sustava prilikom procjene kretanja operativnih troškova u regulatornom razdoblju, predlaže se primijeniti ujednačeni pristup primjenom Indeksa potrošačkih cijena u Hrvatskoj - Consumer Price Index4.
4 Pojedinosti i sastavnice indeksa nalaze se na: https://www.dzs.hr/
36
Usporedbom kretanja CPI indeksa za Hrvatsku i HICP indeksa na razini Europske unije (Harmonised Index of Consumer Prices)5, vidljivo je da CPI nakon pristupa Hrvatske EU ima ujednačeni trend kretanja kao i HICP indeks, slijedom čega se Indeks potrošačkih cijena može smatrati relevantnim pokazateljem indeksacije.
Dodatno, prognoze kretanja CPI indeksa za naredno trogodišnje razdoblje, sukladno očekivanjima Ministarstva financija te Europske centralne banke za projekcije kretanja HICP indeksa su identične te iznose 1,7%. 6 Usporedba CPI indeka i HICP indeksa za razdoblje 2010. - 2018. vidljiva je na Slici 5.
Slika 5. Usporedba CPI indeksa i HICP indeksa za razdoblje 2010. - 2018.
5 https://ec.europa.eu/eurostat/web/hicp 6Makroekonomski okvir projekcija za Hrvatsku je naveden na stranici 4. Uputa za izradu prijedloga državnog proračuna, dok su prognoze za kretanje HICP indeksa dostupne na web stranici Europske centralne banke.
37
3.6.3. Postupak nuđenja kapaciteta na interkonekcijskim točkama
Operator transportnog sustava postupak ugovaranja kapaciteta na svim interkonekcijama provodi sukladno odredbama Uredbe 2017/459.
Standardni proizvodi koji su predmet aukcija na interkonekciji navedeni su u Tablici 10.
Tablica 10. Standardni proizvodi na interkonekciji
Vrsta kapaciteta
Razdoblje ugovaranja
Stalni
Prekidivi
Godišnji – ugovaranje kapaciteta na godišnjoj razini - godišnja aukcija za jednu ili više plinskih godina, unutar razdoblja od 15 plinskih godina; Tromjesečni – ugovaranje kapaciteta na tromjesečnoj razini - za jedno ili više tromjesečja, unutar te plinske godine; Mjesečni – ugovaranje kapaciteta na mjesečnoj razini - periodična mjesečna aukcija za naredni mjesec; Dnevni – ugovaranje kapaciteta na dnevnoj razini - periodična dnevna aukcija za naredni plinski dan; Unutardnevni – ugovaranje unutardnevnog kapaciteta na satnoj razini - unutardnevna aukcija za preostale sate tekućeg plinskog dana
Postupak ugovaranja kapaciteta na interkonekcijama opisan je u Uputama za ugovaranje kapaciteta na interkonekcijama koje su dostupne na internet stranici operatora transportnog sustava PLINACRO d.o.o.7, a rezervacija kapaciteta i ugovaranje na interkonekcijama provodi se putem aukcija na platformama upravitelja platformi:
UMS Rogatec - PRISMA
UMS Dravaszerdahely - RBP
i to unaprijed definiranim vremenskim rasporedom aukcija (aukcijski kalendar ENTSOG-a za plinsku godinu 2017./2018. i 2018./2019.). Izračun zadane cijene na interkonekcijskim točkama izračunava se u skladu sa sljedećom formulom:
Pflo = PR, flo + AP Pri čemu je:
Pflo – promjenjiva zadana cijena; PR, flo – rezervna cijena za standardni kapacitetni proizvod primjenjiva u trenutku kada se proizvod može iskoristiti (odnosno objavljena tarifa prema odabranoj metodologiji); AP – aukcijska premija, ukoliko postoji.
7 http://www.plinacro.hr
38
3.7. Prilagodbe transportnih tarifa na ulaznim i izlaznim točkama sustava
3.7.1. Predloženi iznosi popusta na ulaznim i izlaznim točkama skladišta plina
U Hrvatskoj posluje jedno skladište prirodnog plina na lokaciji Okoli, pod upravljanjem energetskog subjekta „Podzemno skladište plina Okoli d.o.o.“
Skladište je tehnološki spojeno s magistralnim plinovodom Republike Hrvatske, čvor Velika Ludina, a tehnološki proces odvija se u dva ciklusa: (i) ciklus utiskivanja plina i (ii) ciklus povlačenja plina.
Tehnički kapacitet skladišta je 553 milijuna m3 prirodnog plina, s osnovnom namjenom za sezonsko uravnoteženje plinskog sustava.
Skladište plina predstavlja značajan interes Republike Hrvatske, prvenstveno radi postizanja:
povećanja sigurnosti i pouzdanosti opskrbe plinom efikasnim radom skladišta plina PSP Okoli;
otvaranja tržišta plina; povećanje kapaciteta utiskivanja plina u skladište i osiguranje rezervnih kapaciteta
utiskivanja; izgradnje novih skladišnih kapaciteta.
Slijednom navedenog, predlažu se sljedeći popusti na tarife:
90 % popusta za ulaz u transportni sustav iz sustava skladišta plina;
100% za izlaz iz transportnog sustava i ulaz plina u PSP Okoli, kao što je u primjeni u 2. regulacijskom razdoblju.
PSP Okoli nije direktno spojeno niti na jedan drugi transportni sustav, izuzev magistralnog plinovoda Republike Hrvatske.
3.7.2. Predloženi iznosi popusta na ulaznim točkama terminala za UPP
Kako bi se poštivala sigurnost opskrbe, moguće je primijeniti popust na odgovarajuće transportne tarife temeljene na kapacitetu na ulaznim točkama iz terminala za UPP te na ulazne i izlazne točke sustava sagrađene radi okončavanja izoliranosti država članica u pogledu njihovih transportnih sustava za plin.
No, istom nisu propisane minimalne razine popusta, kao što je to u slučaju skladišta, stoga se predlaže sljedeći popust na tarife za ulaz iz terminala za ukapljeni prirodni plin:
15% popusta na transport plina za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaz iz terminala za UPP
39
3.8. Procjena raspodjele troškova i faktor utjecaja na troškove
Svrha procjene raspodjele troškova (CAA) na način predviđen Uredbom 2017/460 je utvrditi postoji li međusobno subvencioniranje između unutarsustavnih i međusustavnih korisnika mreže.
Procjena uključuje omjer između očekivanih prihoda i povezane razine kapaciteta, odvojeno za unutarsustavnu i međusustavnu upotrebu mreže, sukladno koracima izračuna utvrđenim u članku 5. Uredbe 2017/460.
Istim člankom daje se mogućnost izbora između sljedećih faktora koji mogu utjecati na troškove sustava:
i. tehnički kapacitet;
ii. predviđeni ugovoreni kapacitet;
iii. tehnički kapacitet i udaljenosti;
iv. predviđeni ugovoreni kapacitet i udaljenost;
S obzirom na navedene moguće faktore te karakteristike predložene metodologije po principu
poštanske marke za utvrđivanje referentne cijene, HERA za potrebe provođenja CAA analize
predlaže primjeniti predviđeni ugovoreni kapacitet kao faktor koji bi na odgovarajući način
odražavao troškove sustava, te je isti uključen i u samu metodologiju za utvrđivanje referentne
cijene.
Istovremeno, tehnički kapacitet radi niske razine iskorištenosti transportnog sustava, koji prosječno
iznosi 36% za razdoblje 2019.-2021. te 43% za razdoblje 2021.-2026. u razmatranom S1 scenariju
zakupa kapaciteta, ne smatra se relevantnim faktorom utjecaja na troškove te ujedno daje i više
razine indeksa CAA.
U nastavku se prikazuju rezultati procjene raspodjele troškova (CAA) primjenom različitih ulaznih parametara te rezultirajućih tarifa kako bi se na relevantan način usporedio i prikazao odabir predložene metodologije.
Osnovni parametri raspodjele troškovnih faktora na unutarsustavnu i međusustavnu upotrebu mreže prema vrstama ulaza jednako se koriste u svim prikazima te se navode u nastavku u Tablici 11., pri čemu se za kapacitet uzima planirani ugovoreni kapacitet.
Tablica 11. Pregled raspodjele faktora koji utječu na raspodjelu troškova za izračun CAA
Vrste ulaza
Unutarsustavna udaljenost
ponderirana kapacitetom
Međusustavna udaljenost
ponderirana kapacitetom
Unutarsustavni planirani god.
ugovoreni kapacitet
Međusustavni planirani god.
ugovoreni kapacitet
Ulaz iz skladišta 1.773.585.402 2.440.983.058 41.543.876 11.358.164
Ulaz iz proizvodnje 2.573.115.878 1.609.480.715 15.645.142 4.277.408
Ulaz na interkonekcijama
10.136.576.647 764.395.168 55.576.322 2.195.370
Ulaz iz terminala za UPP 6.533.041.348 3.563.264.214 30.981.627 8.470.428
Ukupno 21.016.319.275 8.378.123.155 143.746.967 26.301.370
izračun sukladno Članaku 5(5)(a)
Uredbe 2017/460
40
S obzirom da transportni sustav u Hrvatskoj karakterizira široka disperziranost uslijed geografski
razvedenog teritorija, metodologija koja bi uz ugovoreni kapacitet uključivala i udaljenost kao faktor
utjecaja na troškove rezultirala bi indeksom raspodjele CAA u 2021. godini od 20,78% te
referentnom cijenom na izlaznim interkonekcijskim točkama od 2,2114 kn/kWh/dan, što se
ocjenjuje previsokom razinom cijene koja bi se negativno odrazila na mogućnost zakupa kapacita na
interkonekcijama, a time potencijalno ugrozila realizaciju projekcija sukladno S1 scenariju.
Takve razine referentne cijene narušile bi prekograničnu trgovinu i razinu međusustavne upotrebe
mreže koja se postojećim ulaganjem u transportnu infrastruktru upravo nastoji potaknuti.
Rezultati procjene raspodjele troškova (CAA) i tarifa prema ugovorenom kapacitetu i udaljenosti
prikazani su u Tablici 12.
Tablica 12. Rezultati procjene raspodjele troškova (CAA) i tarifa prema ugovorenom kapacitetu i udaljenosti za 2021.
UGOVORENI KAPACITET I UDALJENOST (CWD)
Dozvoljeni prihod od kapaciteta (kn) 325.603.315
Izlazne tarife kn/kWh/dan
Udio ulaza 50%
Izlaz na interkonekciji
2,2114
Udio izlaza 50%
Izlaz u RH 1,1519
Ulazni prihodi (kn) 162.801.657
Ulazne tarife
Izlazni prihodi (kn) 162.801.657
Ulaz iz skladišta 0,1057
Ulazni prihodi namijenjeni za unutarsustavnu upotrebu mreže (kn)
146.311.389
Ulaz iz proizvodnje 1,9519
Ulazni prihodi namijenjeni za međusustavnu upotrebu mreže (kn)
16.490.268 5(5)(c) Ulaz na interkonekciji
1,8087
Izlazni prihodi od unutarsustavne upotrebe mreže (kn)
104.639.856 5(5)(b) Ulaz iz terminal za UPP
0,3507
Izlazni prihodi od međusustavne upotrebe mreže (kn)
58.161.801
Prihodi – unutarsustavni (kn) 250.951.245
Prihodi – međusustavni (kn) 74.652.070
Faktori koji utječu na troškove (kapacitet i udaljenost)
Indeks raspodjele troškova
Unutarsustavni za ulaze 21.016.319.275
Unutarsustavni za izlaze 24.707.958.502
Ukupni - unutarsustavni 45.724.277.777
za unutarsustavnu upotrebu mreže
0,005488359
Međusustavni za ulaze 8.378.123.155
za međusustavnu upotrebu mreže
0,004455179
Međusustavni za izlaze 8.378.123.155
CAA 20,78% Ukupni - međusustavni 16.756.246.311
41
U slučaju promjene ulazno/izlaznog omjera u CWD modelu sa 50:50 na omjer iz predložene metodologije poštanske marke od 60:40, indeks raspodjele troškova rezultira vrijednošću od 24,32%.
Tablica 13. Rezultati procjene raspodjele troškova CAA i tarifa prema ugovorenom kapacitetu prema principu poštanske marke za 2021.
UGOVORENI KAPACITET (METODA POŠTANSKE MARKE)
Dozvoljeni prihod od kapaciteta (kn) 325.603.315
Izlazne tarife kn/kWh/dan
Udio ulaza 60%
Izlaz na interkonekciji
1,1118
Udio izlaza 40%
Izlaz u RH 1,1118
Ulazni prihodi (kn) 195.361.989
Ulazne tarife
Izlazni prihodi (kn) 130.241.326
Ulaz iz skladišta 0,1677
Ulazni prihodi namijenjeni za unutarsustavnu upotrebu mreže (kn)
157.877.276
Ulaz iz proizvodnje 1,6767
Ulazni prihodi namijenjeni za međusustavnu upotrebu mreže (kn)
37.484.712 5(5)(c) Ulaz na interkonekciji
1,6767
Izlazni prihodi od unutarsustavne upotrebe mreže (kn)
101.001.390 5(5)(b) Ulaz iz terminal za UPP
1,4252
Izlazni prihodi od međusustavne upotrebe mreže (kn)
29.241.863
Prihodi – unutarsustavni (kn) 258.878.666
Prihodi – međusustavni (kn) 66.726.575
Faktori koji utječu na troškove (kapacitet i udaljenost)
Indeks raspodjele troškova
Unutarsustavni za ulaze 143.746.967
Unutarsustavni za izlaze 90.844.927
Ukupni - unutarsustavni 234.591.894
za unutarsustavnu upotrebu mreže
1,103527757
Međusustavni za ulaze 26.301.370
za međusustavnu upotrebu mreže
1,268500000
Međusustavni za izlaze 26.301.370
CAA 13,91% Ukupni - međusustavni 52.602.740
42
3.9. Procjena predložene metodologije za utvrđivanje referentne cijene za transportne usluge
Metodologija za utvrđivanje referentne cijene za transportne usluge treba biti u skladu s člankom 13. Uredbe 715/2009 te ispunjavati sljedeće zahtjeve:
(a) omogućiti korisnicima mreže da sami vrše izračun referentnih cijena za tekuće i buduća razdoblja
Iznosi tarifnih stavki za transport prirodnog plina utvrđuju se za pojedinu vrstu ulaza u transportni sustav i izlaza iz transportnog sustava za pojedine godine regulacijskog razdoblja. Vrste tarifnih stavki za transport plina su:
tarifna stavka za ulaz na interkonekciji tarifna stavka za ulaz iz proizvodnje tarifna stavka za ulaz iz skladišta plina tarifna stavka za ulaz iz terminala za UPP tarifna stavka za izlaz na interkonekciji tarifna stavka za izlaz u Hrvatskoj
HERA je dana 7. prosinca 2018. godine donijela Odluku o iznosu tarifnih stavki za transport prirodnog plina za energetski subjekt PLINACRO d.o.o. kojom se određuju iznosi tarifnih stavki za transport plina za godine drugog regulacijskog razdoblja 2019. - 2021. Odluka je važeća od 1. siječnja 2019. godine.
Za godine drugog regulacijskog razdoblja od 2019. do 2021. godine koristi se tarifni kalkulator izrađen temeljem Metodologije utvrđivanja tarifnih stavki za transport plina i Odluke o iznosu tarifnih stavki. Operator transportnog sustava PLINACRO d.o.o. razvio je tarifni kalkulator za korisnike koji se nalazi unutar SUKAP sustava (javna objava), a dostupan je na sljedećoj poveznici: http://www.sukap.plinacro.hr.
Sustav omogućuje izmjenu parametara u vidu GCV/NCV, iznose kapaciteta, izbor pojedinih MRS točaka, analitiku svih tarifnih stavaka, vrste rezervacije (godišnja, kvartalna, mjesečna, dnevna, unutardnevna) i kapaciteta (stalni i prekidivi kapacitet), a sve s ciljem da korisnici imaju mogućnost izračunati primjenjive transportne tarife u trenutačnom tarifnom razdoblju te u narednim godinama.
Sustav se ažurira s odobrenim cijenama za novo regulacijsko razdoblje odnosno za izmjene unutar istog regulacijskog/tarifnog razdoblja.
43
3.9.1. Mogućnost izračuna indikativnih referentnih cijena i njihovo predviđanje
Korisnici transportnog sustava u mogućnosti su izračunati indikativne prosječne referentne cijene za unutarsustavnu i međusustavnu upotrebu mreže temeljeno na dostupnim podacima te prema pojednostavljenom modelu koji je sastavni dio dokumentacije za savjetovanje objavljene na internetskoj stranici HERA-e. Iznos dozvoljenog prihoda i način izračuna detaljno je propisan postojećim zakonskim okvirom, a posebno detaljno razrađeno po stavkama prema Metodologiji za utvrđivanje iznosa tarifnih stavki za transport plina.
Iznos dozvoljenog prihoda operatora transportnog sustava za 2021. godinu bit će objavljen na internetskoj stranici operatora transportnog sustava PLINACRO d.o.o. u skladu s člankom 30. Uredbe 2017/460, a određen od strane HERA-e krajem isteka trenutnog regulatornog razdoblja.
3.9.2. Razmatranje stvarnih troškova nastalih pružanjem transportnih usluga uz razinu kompleksnosti transportne mreže
Unatoč tome što je tržište plinom u vidu količine potrošnje i protoka u Republici Hrvatskoj relativno malo u odnosu na bliže okruženje, ipak je kompleksne strukture s obzirom da sadrži vlastitu proizvodnju na kopnu i moru, skladište plina te dvije interkonekcije sa susjednim državama preko kojih se plin uvozi u Republiku Hrvatsku.
S obzirom na važnu ulogu osiguranja sigurnosti opskrbe tržišta plinom Republike Hrvatske, ali i Europske unije, Hrvatska planira izgradnju terminala za UPP na otoku Krku koji će pridonijeti diversifikaciji dobavnih pravaca jugoistočne i srednje Europe koja je u ovom trenutku relativno ovisna o uvozu plina iz Ruske Federacije. Slijedom navedenog, ali i drugih prednosti, projektu terminala za UPP odobren je status prioritetnog projekta Europske unije za osiguranje opskrbe plinom srednje i jugoistočne Europe. Temeljem pokazanog interesa ponuditelja za rezervacijom kapaciteta u neobvezujućoj fazi Open Season postupka, hrvatski operator transportnog sustava PLINACRO d.o.o. je u suradnji s mađarskim operatorom transportnog sustava FGSZ-om započeo obvezujuću fazu Open Season postupka. Stvarne potrebe za transportom plina, odnosno odluka o tome koji će scenarij biti realiziran (kapacitet, količine i dinamika), ovise o rezultatima obvezujuće faze Open Season postupka koja će biti završena u siječnju 2019. godine.
Dodatnu kompleksnost sustavu daje i broj priključnih izlaza izravnih kupaca na transportnom sustavu, s velikim razlikama u nazivnom tlaku od 1,5 bar do 31 bar, a koje zahtijevaju značajne prilagodbe tlaka u sustavu i usklađenost svih komponenata transportnog sustava, uključujući i adekvatnih kompresorskih stanica.
Obzirom na trenutnu konfiguraciju transportnog sustava te ne postojanje izvoza plina iz Hrvatske, plin koji se proizvodi u Hrvatskoj i uvozi u Hrvatsku u potpunosti je namijenjen unutarsustavnoj upotrebi korisnika mreže, te slijedom toga trenutno ne postoji prihod operatora transportnog sustava od međusustavne upotrebe mreže.
Zemlje u okruženju s kojima Hrvatska ima uspostavljene interkonekcije (Slovenija i Mađarska) imaju osiguran pristup dobavnim pravcima plina na plinskim čvorištima, stoga do sada nisu imale potrebe transporta plina preko Hrvatske. Ova pretpostavka se mijenja u kontekstu smanjenja europskih zaliha plina, kada se očekuje da će transportna ruta putem hrvatskih plinovoda omogućiti dodatnu sigurnosti opskrbe tih zemalja kroz mogućnost pristupa novim dobavnim pravcima putem projekta terminala za UPP na otoku Krku.
Unatrag 10 godina energetska strategija Republike Hrvatske uključivala je značajne investicije u modernizaciju, ali i izgradnju plinskog transportnog sustava, čijim se dovršetkom bitno povećala
44
pokrivenost države transportnim sustavom plinovoda te se omogućila uporaba plina i u slabije razvijenim regijama Hrvatske, osobito Like i Dalmacije.
Okosnica tog sustava bila je izgradnja magistralnog plinovoda Bosiljevo-Split, dužine 292 km na koje su se uključili regionalni plinovodi ukupne dužine 80 km te 11 mjerno redukcijskih stanica. Dovođenje prirodnog plina u županije koje ostvaruju najmanji udio u BDP-u Republike Hrvatske te s niskim iznosima BDP-a po stanovniku, imalo je dvojaki utjecaj. S jedne strane, regijama koje su do tada bile ovisne o nafti, loživom ulju i krutim gorivima omogućio se pristup ekološki prihvatljivom energentu, dok se s druge strane, nastojao potaknuti gospodarski razvoj tih regija osiguravanjem sigurnog i pouzdanog energenta.
Republiku Hrvatsku karakterizira značajna prostorna koncentriranost gospodarstva koja se očituje u velikim razlikama među županijama. U pogledu raspodjele bruto domaćeg proizvoda, Grad Zagreb, u kojem se ostvaruje čak trećina ukupnog BDP-a Hrvatske, ostvaruje gotovo tri puta veće iznose BDP-a od navedene regije Like8, a koju ujedno karakterizira gorsko-planinski krajolik te najrjeđa naseljenost.
S obzirom na navedeno, a u kontekstu razmatranja primjene cijena transporta povezanih sa stvarnim troškovima izgradnje sustava kroz ovo područje, odnosno razmatranjem primjene CWD metodologije, ista bi rezultirala cijenom transporta za upotrebu plina koju ove regije sa sadašnjem stupnjem razvijenosti ne bi mogle ekonomski podnijeti bez daljnjeg negativnog utjecaja na BDP.
Isto bi bilo u suprotnosti sa Strategijom regionalnog razvoja Republike Hrvatske kojom se namjerava pridonijeti utvrđivanju prioritetnih aktivnosti usmjerenih prema jačanju razvojnog potencijala svih hrvatskih regija, smanjenju regionalnih razlika te jačanju i izgradnji razvojnog potencijala slabije razvijenih dijelova zemlje, a sve s ciljem sveukupnog rasta i gospodarskog napretka Republike Hrvatske.
8 Prema podacima Državnog zavoda za statistiku
45
3.10. Usporedba predložene metodologije za utvrđivanje referente cijene i CWD metodologije
Ukoliko predložena metodologija za utvrđivanje referentne cijene nije CWD metodologija opisana u
članku 8. Uredbe 2017/460, potrebno je izvršiti usporedbu te dvije metodologije uz koju se prilažu
okvirne referentne cijene koje su predmet savjetovanja.
Uz prethodno navedeno, u Tablici 14. prikazana je usporedba CWD metodologije i odabrane
metodologije poštanske marke, s ključnim ulaznim parametrima i karakteristikama za 2021. godinu.
Rezultati usporedbe ukazuju da bi primjena CWD metodologije rezultirala većim razinama
unakrsnog subvencioniranja (CAA 20,78% u odnosu na 13,91% prema metodologiji poštanske
marke).
Nadalje, CWD metodologija prema zadanoj raspodjeli od 50:50 daje referentnu cijenom na izlaznim
interkonekcijskim točkama od 2,2114 kn/kWh/dan, što se ocjenjuje previsokom razinom koja bi se
negativno odrazila na mogućnost zakupa kapacita na interkonekcijama, a time umanjila razinu
planirane međusustavne upotrebe mreže, koja se postojećim ulaganjem u transportnu infrastruktru
upravo nastoji potaknuti.
Tablica 14. Usporedba CWD metodologije i odabrane metodologije poštanske marke za 2021. godinu
Parametri usporedbe CWD metodologija Odabrana
metodologija poštanske marke
I.) Ulazni parametri
Korištena metoda regulacije transportnog sustava
Dozvoljeni maksimalni prihod prema principu
slaganja blokova ('building block aproach')
Raspodjela dozvoljenog prihoda na pojedine točke ulaza/izlaza
DA DA
Udaljenost između ulaznih i izlaznih točaka TS DA NE
Predviđeni ugovoreni kapacitet DA DA
Količina protoka NE NE
Omjer raspodjele prihoda od ulaza i izlaza 50:50 60:40
II.) Rezultati procjene troškova - temeljeni na kapacitetima - lanak 5 (1) a
Faktor koji utječe na troškove unutar sustava 45.724.277.777 234.591.894
Faktor koji utječe na troškove izvan sustava 16.756.246.311 52.602.740
Omjer za unutarsustavni kapacitet 0,00549 1,10353
Omjer za međusustavni kapacitet 0,00446 1,26850
Procijenjeni prihodi iz unutarsustavne upotrebe mreže 250.951.245
258.878.666
Procijenjeni prihodi iz izvansustavne upotrebe mreže 74.652.070 66.726.575
Indeks raspodjele troškova 20,78% 13,91%
III.) Rezultati procjene troškova - temeljeni na količini -Članak 5 (1) b
Nije primjenjivo Nije primjenjivo
Faktor procjene troškova unutar sustava 0 0
Faktor procjene troškova izvan sustava 0 0
46
Omjer za unutarsustavnu robu 0 0
Omjer za međusustavnu robu 0 0
Procijenjeni prihodi iz unutarsustavne upotrebe mreže 0 0
Procijenjeni prihodi iz izvansustavne upotrebe mreže 0 0
Indeks raspodjele troškova 0 0
IV.) Usklađenost sa Člankom 7. Uredbe 2017/460
Omogućiti korisnicima mreže- samostalno dobivanje istog izračuna referentnih cijena i njihovo točno predviđanje
NE DA
Uzimati u obzir- stvarne troškove nastale pružanjem transportnih usluga uz razinu kompleksnosti transportne mreže
DA DA
Osigurati- nediskriminiranje i spriječiti neopravdano unakrsno subvencioniranje
DA DA
Osigurati da- količinski rizik povezan sa transportom preko ulazno-izlaznog sustava ne snose krajnji kupci unutar tog sustava
DA DA
Osigurati da- dobivene referentne cijene ne narušavaju prekograničnu trgovinu (rezulatati CAA analiza)
NE DA
V.) Usporedba referentnih cijena za 2021. u kn/kWh/dan u kn/kWh/dan
Izlazne referentne cijene
Izlazi na interkonekciji 2,2114 1,1118
Izlazi u RH 1,1519 1,1118
Ulazne referentne cijene
Ulaz iz skladišta 0,1057 0,1677
Ulazi iz proizvodnje 1,9519 1,6767
Ulazi na interkonekciji 1,8087 1,6767
Ulaz iz terminal za UPP 0,3507 1,4252
47
4. INDIKATIVNE REFERENTNE CIJENE SUKLADNO PREDLOŽENOJ METODOLOGIJI POŠTANSKE MARKE
4.1. Indikativne referentne cijene za razdoblje od 2021. – 2026.
Nastavno na potrebe donošenja ovog dokumenta, sukladno Uredbi 2017/460, kojim se predlaže metodologija za utvrđivanje referentne cijene plinskih transportnih usluga za naredno tarifno razdoblje za godine 2021. – 2026., te uzevši u obzir da je HERA u lipnju 2018. godine donijela Odluku o određivanju indikativnih iznosa tarifnih stavki za transport plina za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaz u transportni sustav iz terminala za ukapljeni prirodni plin te indikativni iznosi tarifnih stavki za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za izlaz iz transportnog sustava na interkonekciji (klasa: 310-34/17-03/03, urbroj: 371-01-18-66) koja sadrži indikativne tarife za razdoblje 2021. – 2040., potrebno je ovim dokumentom utvrditi nove primjenjive indikativne tarife sukladno predloženoj i obrazloženoj metodologiji.
Slijedom navedenog, utvrđuju se indikativni iznosi tarifnih stavki za transport plina za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini prema scenariju S1 za ulaz u transportni sustav iz terminala za ukapljeni prirodni plin te indikativni iznosi tarifnih stavki za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za izlaz iz transportnog sustava na interkonekciji, energetskom subjektu PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88 A, Zagreb, za potrebe provođenja obvezujuće faze Open Season postupka za projekt terminala za ukapljeni prirodi plin Krk, čime se u odnosu na Odluku o indikativnim iznosima tarifnih stavki za transport plina („Narodne novine“, broj 56/18) predlažu novi indikativni iznosi tarifnih stavki za transport plina za scenarij S1.
Scenarij S1 predviđa sljedeće planirane ugovorene kapacitete - transport plina od 1,50 mlrd. m3/god., uz zakup kapaciteta na ulazu iz terminala za ukapljeni prirodni plin od 171.233 m3/h (1.644 MWh/h @NCV) i na izlazu na interkonekciji od 114.155 m3/h (1.096 MWh/h @NCV).
Indikativni iznosi tarifnih stavki za transport plina u Tablici 15. i 16. prikazani su u jedinici kn/kWh/dan u NCV-u te u dodatno i u jedinici EUR/MWh u GCV-u primjenom indikativnog tečaja od 1EUR =7,5 HRK, radi usporedivosti tarifa sa zasebnom odlukom HERA-e o indikativnim iznosima tarifnih stavki za prihvat i otpremu UPP-a.
48
Tablica 15. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaz u transportni sustav iz terminala za ukapljeni prirodni plin za razdoblje 2021. - 2040. prema scenariju S1 transporta plina za energetski subjekt PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88A, Zagreb
Scenarij zakupa kapaciteta
Jedinica
2021. 2022. 2023. 2024. 2025. 2026. 2027. 2028. 2029. 2030.
S1
kn/kWh/dan (NCV)
1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252
EUR/MWh (GCV)
0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47
Scenarij zakupa
kapaciteta
Jedinica
2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
S1
kn/kWh/dan (NCV)
1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252
EUR/MWh (GCV)
0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47 0,47
Tablica 16. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za izlaz iz transportnog sustava na interkonekciji za razdoblje 2021. – 2040. prema scenariju S1 transporta plina za energetski subjekt PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88A, Zagreb
Scenarij zakupa kapaciteta
Jedinica 2021. 2022. 2023. 2024. 2025. 2026. 2027. 2028. 2029. 2030.
S1
kn/kWh/dan (NCV)
1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118
EUR/MWh (GCV)
0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37
Scenarij zakupa
kapaciteta Jedinica 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
S1
kn/kWh/dan (NCV)
1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118
EUR/MWh (GCV)
0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37
Kako bi se primjenila fiksna referentna cijene sukladno indikativnim iznosima navedenim u Tablicama 15. i 16., potrebno je u sklopu Open Season postupka ostvariti minimalno sljedeće ugovorene kapacitete iz terminala za UPP - transport plina od 1,50 mlrd. m3/god., uz zakup kapaciteta na ulazu iz terminala za ukapljeni prirodni plin od 171.233 m3/h (1.644 MWh/h @NCV) te na izlazu na interkonekciji od 114.155 m3/h (1.096 MWh/h @NCV), uz primjenu load faktora 1.
Na ugovorene i realizirane količine iznad 1,5 milijardi m3 također su primjenjivi isti uvjeti.
49
Međutim, HERA će prilikom određivanja konačne referentne cijene za tarfine stavke primijeniti stvarnu zakupljenu razinu kapaciteta, a koja će se u slučaju manjeg ostvarenog zakupljenog kapaciteta odraziti na povećanje primjenjive fiksne zadane cijene, sukladno odabranoj metodologiji. Nadalje, u Tablici 17. su prikazani indikativni iznosi referentnih cijena prema predloženoj metodologiji poštanske marke za scenarij S1 za razdoblje 2021. – 2026.
Tablica 17. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaze i izlaze
transportnog sustava za razdoblje 2021. - 2026., prema scenariju S1 transporta plina za energetski subjekt PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88A, Zagreb
Naziv tarifne stavke
Oznaka tarifne stavke
Tarifne prema Uredbi 2017/460 za tarifno razdoblje od 2021. - 2026. Mjerna
jedinica
2021 2022 2023 2024 2025 2026
Tarifna stavka za ulaz na interkonekciji
TU,IN 1,6767 1,6142 1,5798 1,5426 1,5158 1,4851 kn/kWh/dan
Tarifna stavka za ulaz iz proizvodnje
TU,PR 1,6767 1,6142 1,5798 1,5426 1,5158 1,4851 kn/kWh/dan
Tarifna stavka za ulaz iz sustava skladišta plina
TU,SK 0,1677 0,1614 0,158 0,1543 0,1516 0,1485 kn/kWh/dan
Tarifna stavka za ulaz iz terminala za UPP
TU,UPP 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 kn/kWh/dan
Tarifna stavka za izlaz na interkonekciji
TI,IN 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 kn/kWh/dan
Tarifna stavka za izlaz u Hrvatskoj
TI,HR 1,1118 1,0704 1,0476 1,0229 1,0052 0,9849 kn/kWh/dan
50
4.2. Usporedba referentnih cijena primjenjivih u trenutačnom tarifnom razdoblju te referentnih cijena za razdoblje 2021.-2026. Sukladno prijedlogu metodologije za utvrđivanje referentne cijene prema principu poštanske marke transportne tarife za tarifno razdoblje 2021. – 2026. se mijenjaju u odnosu na transportne tarife za istu vrstu transportne usluge primjenjive u trenutnom tarifnom razdoblju 2019. – 2020. prema trenutno važećoj Metodologiji utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za transport plina, i to zbog promjene sljedećih parametara:
- novi predloženi omjer raspodjele ukupnog dozvoljenog prihoda temeljem tarifne stavke za kapacitet koji se ostvaruje na ulazima i izlazima transportnog sustava u iznosu od 60:40 u odnosu na trenutno važeći omjer u iznosu od 70:30,
- ukidanje transportne tarife temeljene na količini (naknada za količinu) na izlazima iz transportnog sustava u Hrvatskoj te na izlazima na interkonekciji, pri čemu se predlaže 100% ukupno dozvoljenih prihoda ostvarivati primjenom tarifnih stavki za kapacitet, za razliku od dosadašnjih 90%,
- novi predloženi koeficijent sigurnosti za ulaz iz proizvodnje kPR 1,00 u odnosu na trenutno važeći koeficijent kPR 0,90, odnosno ukidanje popusta za ulaz iz proizvodnje,
- novi predloženi koeficijent sigurnosti za ulaz iz terminala za UPP kUPP 0,85 u odnosu na trenutno važeći koeficijent kUPP 0,90, odnosno povećanje popusta za ulaz iz terminala za UPP s 10% na 15%,
- novi predloženi koeficijent sigurnosti za izlaz u Hrvatskoj kHR 1,00 u odnosu na trenutno važeći koeficijent kHR 0,15, odnosno ukidanje popusta za izlaz u Hrvatskoj,
- nove projekcije planiranih dozvoljenih prihoda i ugovorenih kapaciteta transportnog sustava na godišnjoj razini, a zbog planiranog početka rada terminala za UPP u 2021. godini u odnosu na scenarij koji ne uključuje terminal za UPP, a na temelju kojeg su utvrđene tarife za trenutno tarifno razdoblje. Zbog navedenih promjena, prema prijedlogu metodologije za utvrđivanje referentne cijene prema principu poštanske marke, transportne tarife u razdoblju 2021. – 2026. mijenjaju se u odnosu na transportne tarife za istu vrstu transportne usluge primjenjive u trenutačnom tarifnom razdoblju 2019. – 2020. prema trenutno važećoj Metodologiji utvrđivanja iznosa tarifnih stavki za transport plin, kako je prikazano u Tablici 18.
51
Tablica 18. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaze i izlaze transportnog sustava za razdoblje 2021. - 2026. prema tarifnim stavkama
Naziv tarifne stavke
Oznaka tarifne stavke
Referentne cijene u trenutnom tarifnom
razdoblju
Referentne cijene prema Uredbi 2017/460 za razdoblje od 2021. – 2026. (kn/kWh/dan)
% promjene
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021/ 2020
Tarifna stavka za ulaz na interkonekciji
TU,IN 2,0635 1,9425 1,6767 1,6142 1,5798 1,5426 1,5158 1,4851 -14%
Tarifna stavka za ulaz iz proizvodnje
TU,PR 1,8572 1,7483 1,6767 1,6142 1,5798 1,5426 1,5158 1,4851 -4%
Tarifna stavka za ulaz iz sustava skladišta plina
TU,SK 0,2064 0,1943 0,1677 0,1614 0,158 0,1543 0,1516 0,1485 -14%
Tarifna stavka za ulaz iz terminala za UPP*
TU,UPP - - 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 1,4252 -
Tarifna stavka za izlaz na interkonekciji*
TI,IN 5,0941 4,2989 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 1,1118 -74%
Tarifna stavka za izlaz u Hrvatskoj
TI,HR 0,7641 0,6448 1,1118 1,0704 1,0476 1,0229 1,0052 0,9849 72%
Tarifna stavka za količinu plina
TK 0,0015 0,0015 0 0 0 0 0 0 -
* fiksne referentne cijene sukladno poglavlju 3.6. Implementacija pristupa fiksne zadane cijene
52
5. OSTALE USLUGE OPERATORA TRANSPORTNOG SUSTAVA KOJE SE NE KLASIFICIRAJU UNUTAR OBUHVATA UREDBE 2017/460
Operator transportnog sustava pruža širok spektar usluga i aktivnosti korisnicima mreže koje se ne uključuju u dozvoljeni prihod operatora, niti se investicije uključuju u obuhvat regulirane imovine. Ove su usluge regulirane zasebnim metodologijama, a utvrđene u Mrežnim pravilima transportnog sustava te se ugovaraju zasebno od ugovaranja usluge transporta.
Naknade za navedene usluge odražavaju stvarne troškove nuđenja takvih usluga, a planirani prihodi od navedenih usluga se u postupku izračuna tarifa za naredno regulacijsko razdoblje izuzimaju iz ukupnog iznosa dozvoljenih prihoda, kako preko troškova uključenih u operativne troškove kao jedne od sastavnica dozvoljenog prihoda operatora, ne bi došlo do unakrsnog subvencioniranja ovih usluga od strane korisnika transportnog sustava kojima se obračunavaju transportne tarife.
U nastavku se daje prikaz izračuna dozvoljenog prihoda operatora te stavki ostalih usluga koje se izuzimaju iz prihoda koje se raspoređuju na transportne tarife korisnika sustava.
Planirani dozvoljeni prihod operatora se izračunava se prema formuli:
P P P P P P P
t t t t t PRIK t NU t OST tDP = OPEX + A + PRO + PVδ P + P + P
gdje je:
DPPt - planirani dozvoljeni prihod u regulacijskoj godini t (kn),
OPEXPt - planirani operativni troškovi poslovanja u regulacijskoj godini t (kn),
APt - planirana amortizacija reguliranih sredstava u regulacijskoj godini t (kn),
PROPt - planirani prinos od reguliranih sredstava u regulacijskoj godini t (kn),
PVδt - dio razlike između revidiranih dozvoljenih prihoda i ostvarenih prihoda u godini T-1 i u prethodnim godinama regulacijskog razdoblja iskazan u regulacijskoj godini t (kn),
PPRIKP
t - planirani prihodi od naknade za priključenje i povećanje priključnog kapaciteta u regulacijskoj godini t (kn),
PNUP
t - planirani prihodi od nestandardnih usluga u regulacijskoj godini t (kn), POST
Pt - planirani ostali poslovni prihodi koji se ne odnose na osnovno poslovanje
operatora transportnog sustava.
53
5.1. Usluga priključenja na transportni sustav ili povećanja priključnog kapaciteta
Operator transportnog sustava pruža uslugu priključenja na transportni sustav ili povećanja priključnog kapaciteta sukladno Metodologiji utvrđivanja naknade za priključenje na plinski
distribucijski ili transportni sustav i za povećanje priključnog kapaciteta.9
Navedenom metodologijom se određuju: kategorije priključaka na plinski distribucijski ili transportni sustav, grupe složenosti radova, način, elementi i kriteriji za izračun naknade za priključenje na plinski distribucijski ili transportni sustav i za povećanje priključnog kapaciteta, postupak podnošenja zahtjeva za određivanje, odnosno promjenu iznosa naknade za priključenje, donošenje, objava i primjena naknade za priključenje.
Naknada za priključenje naplaćuje se direktno investitorima na čiji se zahtjev usluga inicira, a sama naknada izravno ovisi o složenosti radova. Metodologija definira kategorije priključaka i pripadajuće koeficijente te potreban broj radnih sati za izvođenje radova pojedine grupe složenosti radova za priključenje na transportni sustav pojedine kategorije priključka. Trošak pripremno-završnih radova za regulacijsko razdoblje utvrđeno je formulom:
TG = Brs × JCrs
gdje je:
TG – trošak pripremno-završnih radova za pojedinu grupu složenosti radova [kn],
Brs – potrebni broj radnih sati za izvođenje radova pojedine grupe složenosti radova, koji se za priključenje na transportni sustav utvrđuje prema tablici 2. iz Priloga 2. Metodologije [h],
JCrs – jedinična cijena radnog sata radnika koji izvodi radove pojedine grupe složenosti [kn/h].
Za svaku od grupa složenosti radova jedinična cijena radnog sata utvrđuje se za regulacijsko razdoblje prema sljedećoj formuli:
JCrs = PCrs × kkp × ksr
gdje je:
JCrs – jedinična cijena radnog sata radnika koji izvodi radove pojedine grupe složenosti [kn/h],
PCrs – prosječna cijena radnog sata [kn/h],
kkp – koeficijent kategorije priključka koji se za priključenje na transportni sustav utvrđuje prema tablici 4. iz Priloga 2. Metodologije
ksr – koeficijent složenosti radova koji se za priključenje na transportni sustav utvrđuje prema tablici 5. iz Priloga 2. Metodologije
Prosječnu cijenu radnog sata utvrđuje i objavljuje HERA za svako regulacijsko razdoblje sukladno odredbama Metodologije utvrđivanja cijene nestandardnih usluga za transport plina, distribuciju plina, skladištenje plina, prihvat i otpremu ukapljenog prirodnog plina i javnu uslugu opskrbe plinom.
9 Metodologija je objavljena u službenom listu republike Hrvatske na adresi: https://narodne-novine.nn.hr/clanci/sluzbeni/2018_05_48_927.html
54
5.2. Nestandardne usluge
Na temelju Zakona o regulaciji energetskih djelatnosti i članka 94. stavka 3. Zakona o tržištu plina, HERA je u svibnju 2018. donijela Metodologiju utvrđivanja cijene nestandardnih usluga za transport plina, distribuciju plina, skladištenje plina, prihvat i otpremu ukapljenog prirodnog plina i javnu uslugu opskrbe plinom.
Metodologiju su dužni primjenjivati operator transportnog sustava, operator distribucijskog sustava, operator sustava skladišta plina, operator terminala za ukapljeni prirodni plin, opskrbljivač u obvezi javne usluge i zajamčeni opskrbljivač.
Navedenom metodologijom utvrđene su usluge koje se smatraju nestandardnim za navedene skupine energetskih subjekata te ujedno i:
struktura cjenika nestandardnih usluga operatora transportnog sustava, operatora distribucijskog sustava, operatora sustava skladišta plina, operatora terminala za ukapljeni prirodni plin i opskrbljivača u obvezi javne usluge,
način, elementi i kriteriji za izračun cijene nestandardnih usluga, način izračuna prosječne cijene radnog sata, broj radnik-sati potrebnih za izvršenje pojedine nestandardne usluge, donošenje, objava i primjena cjenika nestandardnih usluga.
S obzirom da navedena Metodologija definira strukturu cjenika, kriterije za izračun cijene nestandardnih usluga, način izračuna prosječne cijene radnog sata te broj radnik-sati potrebnih za izvršenje pojedine nestandardne usluge, ove usluge su izuzete iz primjene Uredbe 2017/460.
Prihodi od nestandardnih usluga predstavljaju manji udio u poslovnim prihodima operatora transportnog sustava te odražavaju stvarne troškove koji su povezani s obavljanjem određene usluge sukladno cjeniku nestandardnih usluga.
Za trenutno regulacijsko razdoblje projicirani su s udjelom od 0,2% u poslovnim prihodima.
Popis nestandardnih usluga operatora transportnog sustava prikazan je u Tablici 19.
55
Tablica 19. Popis nestandardnih usluga operatora transportnog sustava
Nestandardna usluga
1. Izdavanje energetske suglasnosti za građevinu ili dio građevine s jednim obračunskim mjernim mjestom i priključnim kapacitetom:
2. Izrada elaborata izvanrednog stvaranja tehničkih uvjeta u transportnom sustavu
3. Suglasnost za izvođenje radova u zaštitnom pojasu transportnog sustava
4. Nadzor nad izvođenjem radova u zaštitnom pojasu transportnog sustava
5. Ucrtavanje položaja elemenata transportnog sustava na podloge formata:
6. Montaža ili demontaža plinomjera i druge mjerne opreme:
7. Montaža ili demontaža regulacijske, sigurnosne i druge opreme:
8. Montaža ili demontaža plinomjera i druge mjerne opreme s povećanim brojem funkcija, uključujući i modul za daljinsko očitanje
9. Izmještanje obračunskog mjernog mjesta u slučaju neovlaštene potrošnje plina
10. Izmještanje elemenata plinskog transportnog sustava
11. Popravak elemenata transportnog sustava uslijed oštećenja ili otuđenja koje je krajnji kupac mogao spriječiti
12. Stavljanje izvan funkcije plinskog priključka
13. Privremeno odvajanje od transportnog sustava radi izvođenja planiranih radova održavanja, rekonstrukcije ili razvoja povezanog plinskog sustava, građevina ili postrojenja
14. Očitanje stanja plinomjera na posebni zahtjev opskrbljivača plinom:
15. Izvanredno ispitivanje ispravnosti plinomjera ili druge mjerne opreme kod ovlaštenog mjeritelja Državnog zavoda za mjeriteljstvo u skladu s propisima iz područja zakonskog mjeriteljstva
16. Privremena promjena izlaznog tlaka na zahtjev operatora distribucijskog sustava ili krajnjeg kupca priključenog na transportni sustav
17. Uklanjanje tekućih tehnoloških nečistoća iz uređaja za izdvajanje tekućih tehnoloških nečistoća
18. Nadzor uklanjanja tekućih tehnoloških nečistoća iz uređaja za izdvajanje tekućih tehnoloških nečistoća
19. Izdavanje ovlaštenja pravnoj ili fizičkoj osobi za izvođenje priključaka na transportni sustav na rok od dvije godine
20. Pripremno-završno vrijeme
21. Evidentiranje trgovine za prodavatelja na sekundarnom tržištu
22. Evidentiranje trgovine za kupca na sekundarnom tržištu
23. Naknada za pristup aplikaciji za kupca na sekundarnom tržištu koji nije korisnik transportnog sustava
24. Mjesečna naknada za pristup aplikaciji za kupca na sekundarnom tržištu koji nije korisnik transportnog sustava
25. Jedinična naknada za korištenje prekidivog kapaciteta smanjene prekidivosti na interkonekciji Hrvatska-Mađarska, kn/MWh
56
6. POPIS TABLICA I SLIKA
6.1 Popis tablica
Tablica 1. Najviši dopušteni iznosi množitelja za negodišnje standardne kapacitete ..................................... 12 Tablica 2. Osnovni podaci o transportnom sustavu Republike Hrvatske ........................................................ 19 Tablica 3. Planirani indikativni izravnati dozvoljeni prihod operatora transportnog sustava koji se ostvaruje iz indikativne tarifne stavke za kapacitet i količinu plina za godine 2019.-2026 ............................................. 24 Tablica 4. Pregled elemenata prijedloga metodologije za utvrđivanje referentne cijene .............................. 25 Tablica 5. Pregled klastera i priključnih točaka klastera .................................................................................. 27 Tablica 6. Homogene grupe točaka transportnog sustava u Republici Hrvatskoj i pripadajuće oznake tarifa 28 Tablica 7. Tehnički kapaciteti na ulaznim i izlaznim točkama transportnog sustava ...................................... 29 Tablica 8. Planirani ugovoreni kapaciteti na ulaznim i izlaznim točkama transportnog sustava za razdoblje 2021.-2026. ...................................................................................................................................................... 30 Tablica 9. Struktura predviđenog ukupnog prihoda operatora i raspodjela prihoda od ulaznih i izlaznih tarifa za razdoblje 2021.-2026. ................................................................................................................................. 32 Tablica 10. Standardni proizvodi na interkonekciji ......................................................................................... 37 Tablica 11. Pregled raspodjele faktora koji utječu na raspodjelu troškova za izračun CAA ........................... 39 Tablica 12. Rezultati procjene raspodjele troškova (CAA) i tarifa prema ugovorenom kapacitetu i udaljenosti za 2021............................................................................................................................................................. 40 Tablica 13. Rezultati procjene raspodjele troškova CAA i tarifa prema ugovorenom kapacitetu prema principu poštanske marke za 2021. ................................................................................................................. 41 Tablica 14. Usporedba CWD metodologije i odabrane metodologije poštanske marke za 2021. godinu ...... 45 Tablica 15. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaz u transportni sustav iz terminala za ukapljeni prirodni plin za razdoblje 2021. - 2040. prema scenariju S1 transporta plina za energetski subjekt PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88A, Zagreb ...................................... 48 Tablica 16. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za izlaz iz transportnog sustava na interkonekciji za razdoblje 2021. – 2040. prema scenariju S1 transporta plina za energetski subjekt PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88A, Zagreb ..................................................................... 48 Tablica 17. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaze i izlaze transportnog sustava za razdoblje 2021. - 2026., prema scenariju S1 transporta plina za energetski subjekt PLINACRO d.o.o., Savska cesta 88A, Zagreb ....................................................................................... 49 Tablica 18. Indikativni iznosi referentne cijene za ugovoreni stalni kapacitet na godišnjoj razini za ulaze i izlaze transportnog sustava za razdoblje 2021. - 2026. prema tarifnim stavkama ......................................... 51 Tablica 19. Popis nestandardnih usluga operatora transportnog sustava ...................................................... 55
6.2. Popis slika
Slika 1. Shematski prikaz ulaza u transportni sustav i izlaza iz transportnog sustava ..................................... 17 Slika 2. Transportni i distribucijski sustav Republike Hrvatske u 2017. godini s ulazima u transportni sustav i izlazima iz transportnog sustava ..................................................................................................................... 18 Slika 3. Transportirane količine plina u Republici Hrvatskoj od 2007.-2017. godine ...................................... 20 Slika 4. Očekivana struktura tehničkih kapaciteta u Republici Hrvatskoj u 2021. godini ................................ 29 Slika 5. Usporedba CPI indeksa i HICP indeksa za razdoblje 2010. - 2018. ...................................................... 36