Perspektive tržišta nafte i plina u Hrvatskoj

Trebali smo svakako napraviti više od deklarativnog stava “Mi ćemo graditi LNG terminal”. Da smo stvarno imali namjeru imati LNG terminal, nismo li do sada mogli realizirati taj projekt? Ako znamo da nam LNG terminal treba, kakav bi on ustvari trebao biti? Da li je to terminal od 15 bcm koji se navodi u Energetskoj strategiji, ili je to malo manji terminal od 10 pa do 15 bcm iz Adria LNG projekcije, ili je to RV terminal kapaciteta 1-2 bcm kao što se uporno navodi u svim dokumentima EU ili je to 4-6 bcm LNG terminal iz 3.faze PCI EU ili je to “samo” LNG terminal, bez ikakvih daljnjih pojašnjenja? Euforičnost medija oko otkazivanja Južnog toka, jer eto ni krivi ni dužni, mi kao država našli smo se u situaciji da će Europa sada bez naše podrške teško do zacrtanih scenarija odnosno dobave predviđenih količina iz novih dobavnih pravaca. Takvi tekstovi na tragu su nekih izjava kako npr. “jugoistočna Europa ne može dobiti novi plinski pravac bez Hrvatske” ili “kako je LNG terminal alternativa Južnom toku”, ili o “nekoliko milijardi kuna godišnje zarade na LNG terminalu”. Pa tko onda ne bi u takvim okolnostima gradio terminal te ne bi li lista investitora trebala biti poveća, jer ako će norveški brodar Hoegh LNG za najam svoje FSRU novogradnje u Litvi godišnje uprihoditi 50 milijuna US$ ili oko 300 milijuna kuna, nije li razlika do nekoliko milijardi kuna lijep poticaj za investiciju?

Temeljno je pitanje na koje treba odgovoriti je da li će naš LNG terminal biti konkurentan na tržištu, jer drugi razlog zbog kojeg ćemo graditi terminal je nedvojben, da će terminal povećati razinu energetske sigurnosti i doprinijeti diversificiranosti opskrbe prirodnim plinom. Da li će biti konkurentan u velikoj mjeri ovisi o cijeni LNG-a, jer za zakupiti kapacitete treba imati tržište, a za imati tržište treba imati konkurentnu cijenu ili djelovati na monopolističkom tržištu. Nadalje, treba ugovoriti dobavu prirodnog plina dugoročnim ugovorima, barem 2/3 ukupnih kapaciteta. Također, nameće se pitanje tko će graditi LNG terminal i da li mi sami (LNG Hrvatska u sadašnjoj vlasničkoj strukturi) možemo uopće izgraditi terminal? Pri tome nije pitanje možemo li ga izgraditi jer to sigurno možemo, nego je pitanje kakav mi operativni LNG terminal želimo i kakvu će on sutra poziciju zauzimati na tržištu?

Talijanski off-shore Adriatic LNG terminal godišnjeg kapaciteta od 8 bcm, najuspješniji je europski LNG terminal po pitanju iskoristivosti u 2013. godini sa stopom iskoristivosti od 65%. U vlasništvu je Exxon-Mobila (70,7%), Qatar Petroleuma (22%) i Edisona (7,3%) te je Edison ugovorio 80% kapaciteta na 25 godina, 12% kapaciteta je alocirano u skladu sa talijanskim Ministarstvom gospodarstva, dok je 8% kapaciteta slobodno (Adriatic LNG, 2014). Za 2018. godinu predviđeno je da off-shore LNG terminal u Falconari pokraj Ancone, kapaciteta 4 bcm/y postane operativan, dok je operativnost off-shore LNG terminala u Trstu, ukupnog kapaciteta 8 bcm/y, predviđena za 2019. godinu. Da li nam Italija može biti potencijalno tržište obzirom da je iza Njemačke i Velike Britanije, Italija treća zemlja u Europi prema kriteriju ukupne godišnje potrošnje prirodnog plina od 70 bcm (75 bcm u 2012.) ili bi nam mogla biti konkurencija obzirom na svoje kapacitete?

Drugi projekt iza (ili uz) LNG terminala koji nam je bitan je Jonsko-jadranski plinovod (IAP). Pri tome nikako ne smijemo zanemariti činjenicu da je to odvojak Trans Adratic plinovoda (TAP), a koji je opet dio cjelovitog projekta Južni koridor (South Corridor). Južni koridor prvenstveno je dizajniran za opskrbu talijanskog tržišta na jednoj strani te austrijskog CEGH-a na drugoj strani. Sigurno je da nitko neće ignorirati države na trasi plinovoda, ali isto tako IAP projekt može predstavljati značajan rizik koji proizlazi iz toga što opskrba zemalja koje će dobavljati prirodni plin IAP plinovodom ovisi o TAP plinovodu, na način da je inicijalni kapacitet od 10 bcm/y izuzet od odredbe slobodnog pristupa treće strane (Third party access) te će količine samo preko 10 bcm/y biti svake 2 godine ponuđene tržištu preko otvorenih sezonskih procedura. Drugim riječima, isporuke za države IAP plinovoda u inicijalnoj fazi ovisit će o mogućnostima ili dobroj volji TAP konzorcija (COWI IPF Consortium, 2014). Povučemo li sada paralelu sa predviđenim kapacitetom IAP plinovoda od 14 MMcm dnevno ili 5 bcm godišnje (Hrvatska 2,5 bcm, Albanija 1 bcm, Bosna i Hercegovina 1 bcm i Crna Gora 0,5 bcm) dolazimo do velikog nesrazmjera između TAP i IAP projekata, a po pitanju raspoloživosti navedenih količina.