1 / 21

“Ден на българската енергетика” 18 юни 2010г., София, хотел Шератон

БЪЛГАРСКИЯТ КОМБИНИРАН ГАЗОВ ОПЕРАТОР. 10-годишен план за развитие на националната газопреносна мрежа. “Ден на българската енергетика” 18 юни 2010г., София, хотел Шератон. Иван Дреновички Изпълнителен директор на “Булгартрансгаз” ЕАД. Съдържание.

allan
Télécharger la présentation

“Ден на българската енергетика” 18 юни 2010г., София, хотел Шератон

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. БЪЛГАРСКИЯТ КОМБИНИРАН ГАЗОВ ОПЕРАТОР 10-годишен план за развитие на националната газопреносна мрежа “Ден на българската енергетика” 18 юни 2010г., София, хотел Шератон Иван Дреновички Изпълнителен директор на “Булгартрансгаз” ЕАД

  2. Съдържание • Булгартрансгаз ЕАД (БТГ): Kомбиниран газов оператор • Българската газова инфраструктура • Новите реалности в контекста на европейския газов пазар • 3.1 Регулаторна рамка • 3.2Междусистемна свързаност • 4. 10-годишен план за развитие на националната газопреносна мрежа: БТГ централна роля в сектор природен газ • 4.1 Необвързващ 10-годишен план за развитие на мрежата в цялата Общност • 4.2Инвестиционни приоритети на БТГ • 4.2.1 Нови входни/изходни точки • 4.2.2 Разширение, модернизация и рехабилитация • 4.2.3 Разширение на капацитета за газосъхранение • 5. Проекти

  3. 1. “Булгартрансгаз" ЕАД: Комбиниран газов оператор • “Булгартрансгаз” ЕАД (БТГ) е Българският комбиниран газов оператор, регистриран на 15.01.2007г. с лицензии за: • Пренос на природен газ; • Транзитен пренос на природен газ; и • Съхранение на природен газ. • Устойчив бизнес модел – приходи от лицензионните дейности за 2009 г.: • Пренос – 47 млн. лв. • Транзит – 147 млн. лв. • Съхранение – 9 млн. лв. • Оперативна печалба – 99 млн. лв.

  4. 2. Българската газова инфраструктура • Развита основна национална газопреносна мрежа: • Магистрален газопровод (с газопроводни отклонения ВН) - 1 700 км; • Компресорни станции - 3 с обща мощност 49 MW; • Газорегулиращи станции - 68; • Газоизмервателни станции - 8; • Развита транзитна газопреносна мрежа - Балканско направление за Турция, Гърция и Македония: • Магистрален транзитен газопровод с обща дължина 945 км; • Компресорни станции - 6 с обща мощност 214 МW; • Една входна точка - три изходни; • Експлоатира се отделно от националната газопреносна мрежа. • Газосъхранение- ПГХ Чирен с капацитет за съхранение 650 млн. м3 работен газ, 4,3 млн. м3макс. дневен добив (вкл. 1 КС с 10 МW).

  5. Настоящата газова инфраструктура

  6. 3. Новите реалности в контекста на европейския газов пазар • Регулаторна рамка • Разширение и модернизация • Междусистемна свързаност

  7. 3.1. Регулаторна рамка Трети либерализационен пакетот03.09.2009г./03.03.2011г : • Сектор природен газ: • Директива 2009/73/ЕО • Регламент (ЕО) № 715/2009 • Приоритети: • Недискриминационен достъп; • Прозрачност; • Независимост; • Либерализация. Проект на Регламент за осигуряване сигурността на газовите доставки: • Реверсивност на всички междусистемни връзки и др. • Правило „N-1” (осигуряване на достатъчен преносен капацитет за непрекъсвамост на газоподаването при прекъсване на доставките по основна газова инфраструктура)

  8. 3.2Междусистемна свързаност Три основни етапа: • До януарската газова криза от 2009г.: Развитие на националните газопреносна система без междусистемна свързаност; • Преходен етап януари 2009 –март 2011г.: свързаност чрез връзките с Гърция и Румъния чрез безвъзмездно частично финансиране от ЕЕПВ/EEPR; 3. Координиран общоевропейски подход - 10-годишни планове за развитие на националните газопреносни мрежи и 10-годишен План за цялата Общност.

  9. 4.10-год. план за развитие на газопреносната мрежа: БТГ централна роля в сектор природен газ • Разработва БТГ - съгласно чл.22 на Директива 2009/73/ЕО • Гарантира адекватността на системата и сигурността на доставките, т.е. диверсификация, сигурност и търговия • Инвестиции за период от три години: • Основната инфраструктура за пренос, която трябва да се изгради, рехабилитира и/или модернизира • График за изпълнение на инвестиционните проекти. • Предвиждания за развитието на производството, доставките, потреблението и обмена с други държави; • Планове за регионалните мрежи и мрежите в цялата Общност; • Планове за газохранилища и терминали за ВПГ.

  10. 4.1 Необвързващ 10-годишен план за развитие на мрежата в цялата Общност • Гарантира адекватността на системата и сигурността на доставките на ЕС. • Разработва ЕМОПС Газ (ENTSOG), съгласночл. 8, параграф 3, буква (б) и параграф 10 от Регламент (ЕО) № 715/2009/. • БТГсъучредител на ЕМОПС Газ ,1 декември 2009 г. • Първи проект на 10-годишен план 2009г. - 2019г. за развитие на мрежата в цялата Общност на ЕМОПС Газ, публикуван на 23 декември 2009г.; • Роля на Агенция за сътрудничество между регулаторите на енергия (ACER):сългасува, съгласно чл.6, параграф 3 и 4, Регламент (ЕО) №713/2009

  11. 4.2 Инвестиционни приoритети на БТГ • Нови входни/изходни точки - за диверсификация на източниците и маршрутите и увеличаване на транзитния пренос; • Слаби страни: Само една входна точка и един маршрут за доставка; • Разширение, модернизация и рехабилитация на газопреносната мрежа; • Слаби страни: В експлоатация над 30г.; Областни центрове и региони без достъп на природен газ; • Разширение на капацитета за газосъхранение • Слаби страни: Недостатъчен капацитет за съхранение и особено капацитет на дневен добив.

  12. 4.2.1 Нови входни/изходни точки на газопреносната система IBR Южен Поток ПГХ Чирен ПГХ Галата CNG • Диверсификация • Сигурност • Търговия IBS ЕС Коридор8 NABUCCO ITB+ LNG IGB+LNG

  13. 4.2.2 Разширение, модернизация и рехабилитация на газопреносната система Разширение – насърчаване процеса на газификация Изграждане на нови преносни газопроводи и АГРС: Добрич – Силистра; Чирен – Козлодуй; Севлиево – Габрово – Трявна – Дряново; Симитли – Банско – Разлог. Газопроводни отклонения с ГИС - Мрамор, Чирпан, Карнобат, Разград Използване на новите междусистемни връзки и транзитни газопроводи за газификацията на нови региони. Модернизация и рехабилитация Междусистемни реверсивни връзки на транзитния с магистралния газопровод; Инспекции и рехабилитация на магистрални и транзитни газопроводи; Нови станции за очистване на транзитния газопровод и газопроводни отклонения; Оптични кабелни магистрали, информационни и управляващи системи. 13

  14. 4.2.3 Разширение на капацитета за газосъхранение • 1. Разширение на ПГХ “Чирен” • Капацитет на активния газ –650 млн. м3- увеличение до 850млн. м3; • Максимален капацитет за дневен добив – 4,3 млн. м3/дневно - увеличение до 10 млн. м3 / дневно; • Максимален дневен капацитет за нагнетяване - 4 млн. м3 /дневно- увеличение до 8 млн. м3 / дневно; • Предпроектно проучване; • Финансиране: ЕБВР; • Инвестиции: 100-250 млн. € . • 2. Изграждане на ново газохранилище в страната - морско газохранилище“Галата”.

  15. Междусистемна връзка IBR (Русе - Гюргево) 5. Проекти Гюргево Русе • Реверсивна • Източник: Kaспийски регион и LNG за RO • и местен добив на RO и RU газ за BG при криза • Диаметър: 500 мм • Дължина: 7-15 км • Инвестиции: 27млн€ • Капацитет: 1,5 млрд. м3/год. • Грант от ЕС: 9млн€ • Пуск: 2012г. • Бенефициенти: БТГ и Трансгаз

  16. Междусистемна връзка IGB (Ст. Загора-Комотини) IGB и IBR са част от единна стратегия Стара Загора Димитровград Хасково • Реверсивна • Източник: Kaспийски газ и LNG • за BG и рускигазза GR при кризисна ситуация • Диаметър: 700 мм. • Дължина: 170 км. • Инвестиции: 150млн.€ • Първоначлен капацитет: 1,4 млрд. м3/год. • Макс. капацитет: 6 млрд. м3/год. за BG и • 3 млрд. м3/год. за GR • Грант от ЕС: 45млн€ • Пуск: 2013г. • Бенефициенти: БЕХ, ДЕПА и Едисон Кърджали Маказа Комотини

  17. Междусистемни връзки България – Сърбия (IBS) и Турция - България (ITB) • Реверсивна:Лозенец – Малкочлар/Одрин- Димитровград • Идейна фаза • Източник: LNGМармара, Kaспийски регион, Близък изток • Диаметър: 700 мм • Дължина: 75 км.на BG територия • Инвестиции: ~ 75млн.€ за BG част • Макс. капацитет: 5,5 млрд. м3/год. • Оператор: БТГ Giurgiu IBR Ruse UGS CHIREN NIS GS GALATA IBS Lozenets Stara Zagora ITB Markoclar Dupnitsa Dimitrovgrad 2 8th EU CORRIDOR Odrin Onerler IGB • Реверсивна:София – Ниш • Източник: Kaспийски регион и LNG за SR • газ от ЦЕ за BG при криза • Диаметър: 700 мм • Дължина: 150 км, 45 км.на BG територия • Инвестиции: ~ 150млн€ • Капацитет: 1,8 млрд. м3/год. макс. до 5 млрд. м3/год • Грант по ОПРР: 60 млн.€ за българската част • Вероятен пуск: 2014 г. • Оператор: БТГ Komotini Kesan SEE LNG

  18. Проект за доставка на CNG през Черно море Супса/Поти Варна • От грузинско до българско крайбрежие; • Източник: Азербайджан • Дължина: 1160км. • Участници: БТГ , SOCAR и Консорциума Шах Дениз • Фаза: Предварително проучване

  19. Проект Набуко • Диаметър: 1422 мм • Дължина: 3 300 км • Инвестиции: 7.9 млрд.€ • Макс. капацитет: 31 млрд. м3/год. • Достъп до газови залежи от: 83 140 млрд. м3 • Грант от ЕС: 200млн€ • Бенефициенти: БЕХ, RWE, OMV, MOL, • Transgaz, Botas

  20. Проект Южен поток NORTH ДИРЕКТНА ВРЪЗКА RU-EU AU SL HU RU IT SR BG • Капацитет – 63 млрд. м3/год. • Възможни разклонения : “Северно” и “Южно” • Морска част RU-BG – 900 км. • Подписани: MoU м/у Eni – Газпром,(+ EdF) и Междуправителствени и корпоративни споразумения с BG, GR, SR, HU и SLO, както и с CR и AU SOUTH GR

  21. Благодаря за вниманието! Ivan.Drenovichki@bulgartransgaz.bg

More Related