Med utopijo in realnostjo: Smo res razmislili, koliko nas bo stalo nadomeščanje premoga z energijo sonca?

Tone Martinjak (@ToneMartinjak)

Iz zapisa Draga Babiča na tem blogu Ali lahko v Sloveniji obnovljivi viri energije nadomestijo fosilna goriva? je razvidno, da bi, za nadomestitev premogovnih elektrarn, potrebovali 4GW (4000 MW) fotovoltaičnih elektrarn (FVE).  Ker v javnosti prevladuje “razmišljanje”, da bi morali TEŠ že zapreti in da bo to mačji kašelj, sam pa se s tem ne morem strinjati, sem se lotil preračunavanja in iskanja rešitve za problem, ki še zdaleč ni majhen. Za boljšo predstavo, 4 GW moči FVE pomeni dodatnih 16-krat več FV panelov, kot jih že imamo, zasedli bi 53 kv. metrov na vsaki stanovanjski stavbi. Kot pa bomo videli v nadaljevanju, 4 GW niso dovolj, potrebujemo 5,3 GW, kar pomeni 70 kvadratov panelov na stanovanjsko stavbo.

Vendar pa največji problem ni cena postavitve dodatnih FVE, temveč da 4 zimske mesece proizvedejo nekaj manj kot v enem samem poletnem mesecu (glej zadnjo sliko), medtem ko električne energije pozimi potrebujemo bistveno več. Ključni problem je torej shranjevanje poletnih viškov, da bi jih lahko pozimi koristili, za kar še ni cenovno vzdržanih rešitev. Trenutno je edina pogojno realna rešitev vidik, o katerem zagovorniki FVE pristopa pri zamenjavi premoga z obnovljivimi viri energije (OVE) očitno niso dobro razmislili.

V tem tekstu predstavljam ključne tehnološke probleme FVE pristopa, ki ta pristop pokažejo kot utopičnega v predvidljivi prihodnosti. In opozarjam na bolj uravnotežen in manj dogmatski pristop k iskanju učinkovitih rešitev za nadomestitev premoga v proizvodnji električne energije.

Potrebna moč

Tehnikalije: V tekstu bom večidel operiral z močmi, to so MW (1000 kW) in GW (1000 MW). Večja kuhinjska grelna plošča in pečica imata moč 2 kW, bojler 1,5 ali 2 kW, kalorifer in el. radiator 2 kW, srednje velik TV 0,1 – 0,2 kW…

Slovenija v času, ko vsi spimo, potrebuje 700 MW moči, to je vsota moči vseh porabnikov in točno toliko kolikor je porabnikov, se mora in sme dovesti moči v distribucijski sistem. Čez dan je to okrog 1400, pozimi ponoči do 1300, čez dan do 2000 MW. Moč vseh sončnih elektrarn je približno 250 MW, kar je okrog 20% delež v povprečni razpoložljivi moči ostalih elektrarn, proizvedejo pa samo 1,7% električne energije. Da dobimo energijo, moč pomnožimo s časom in dobimo kilo, mega oziroma GWh.

Ravnovesje proizvodnje in porabe

Dokler je delež nestanovitnih elektrarn majhen, in je v sistemu veliko elektrarn, ki se “poljubno” prilagajajo razmeram (porabi in proizvodnji nestanovitnih virov), ni težav. Tak primer imamo sedaj; TEŠ 6 lahko spreminja moč za 350 MW (250 do 600 MW), HE skoraj 1000, če imajo v akumulacijah dovolj vode. Nuklearka s svojimi 348 MW pri tem ne sodeluje, fiksni stroški so previsoki in ni narejena za spreminjanje moči.

Za ilustracijo prilagajanja elektrarn na razmere, sem iz ELES-ove spletne strani potegnil dva zanimiva grafa proizvodnje in odvzema. Lepo se vidi razpon moči vseh treh virov in strategija ELES, da bi prišel čim ceneje skozi. Na grafih je prikazana proizvedena energija [v MWh] po urah, zato številke ponazarjajo tudi moč [MW]. Zanimivo je, da ELES FVE sploh ne prikazuje. V bistvu je zaradi njega prevzem nižji od porabe, vendar se to na grafih praktično ne opazi.

Na prvi je stanje brez NEK na lep sončen dan v Nemčiji, ob slabi vodnatosti rek.

  • ELES se je odločil, da bo vodo hranil za čez dan, zato smo ponoči na veliko uvažali poceni elektriko
  • planiral je viške solarne elektrike iz severa, in vodo potrošil dopoldne in popoldne, ko ni solarnih viškov.

FVE-1

Povsem drugačne so razmere na drugi sliki. Naj opozorim, da je na obeh grafih vključen tudi hrvaški del NEK, zato so vse vrednosti za 348 MW večje.

  • NEK nenehno deluje z maksimalno močjo
  • Reke so zelo vodnate, zato HE stalno delujejo z maksimalno močjo
  • Od TE je verjetno deloval samo TEŠ 5, ker šestica ni predvidena za tako nizke moči.
  • Iz levega grafa se vidi, da smo ponoči na veliko izvažali, še vedno bolje vsaj nekaj zaslužiti, kot pa spuščati vodo prek pregrad.

FVE-2

Lepo se vidi, kako prilagodljiv sistem imamo, kar je še zlasti koristno ob dobri povezanosti s sosedami, ki so po strukturi virov precej drugačne. Sploh, ker smo majhni in se naše viške ponavadi da plasirati.

Velika pridobitev glede fleksibilnosti bo savska veriga, v polni meri šele, ko bo zgrajena v celoti. Bistvo verige je, da ima na začetku akumulacijsko jezero, v konkretnem primeru je to obstoječa HE Mavčiče. Ob srednji vodnatosti se jezero (brez vrtenja turbin) napolni v 8,5 urah, prek turbin pa se izprazni v dobrih 6. urah, če obratuje z eno turbino. Ob visoki  vodnatosti lahko non-stop obratujeta obe turbini, vsaka z močjo 25 MW. Pri pravi verigi, kjer so jezera elektrarn nanizana eno za drugim, vmes ni normalno tekoče reke. Čez noč vse elektrarne ustavijo oziroma se vrtijo brez proizvodnje, med tem reka polni prvo jezero. Zjutraj, ko se začne povečevati poraba, se najprej spusti voda v turbino prve elektrarne, ki ji sledijo ostale vzdolž verige. Na ta način se gladina v jezerih vmesnih HE minimalno spreminja (kar je super za turizem in ekologijo) in kar je najpomembneje, vse elektrarne delujejo na optimalni moči (večji izkoristek).

Posebnost je zadnja HE, ki deluje non-stop, saj se mora zagotavljati minimalni pretok reke, zato tudi ta potrebuje akumulacijsko jezero. Če se veriga pretrga, se režim delovanja podre. V študiji, ki je bila narejena leta 2015, ob razširitvi Nature 2000, so naračunali 336 GWh manjšo letno proizvodnjo, kar ustreza enomesečni proizvodnji iz premoga. Uporabna moč se zniža za 126 MW, da ne omenim velikih finančnih izgub zaradi že zgrajenih predimenzioniranih elektrarn. To seveda pomeni, da se HE ne morejo v polni meri prilagajati na razmere v omrežju, kar z FVE tako krvavo potrebujemo.

V primeru savske verige, imajo vse zgrajene elektrarne kar nekaj akumulacije, zato nedokončana veriga ni neka tragedija. Od 18 planiranih elektrarn jih obratuje 7, ĺetno proizvedejo 950 GWh.

Vrnimo se k našim FVE. Sonce sije, ko smo aktivni, torej nam pomagajo uravnavati proizvodnjo in potrošnjo. Ob opustitvi premogovnih elektrarn se nam več kot prepolovi skupna moč elektrarn, enako je s sposobnostjo prilagajanja. Na drugi strani se nam količina nestanovitne moči 21-krat poveča. Brez akumulacije elektrike iz FVE lahko shajamo samo v toplih nočeh, in še to le če so reke dovolj vodnate. Ko je mraz, imamo za celo noč premalo vode za HE, čez dan pa upam, da vam je jasno, poleg Krškega potrebujemo 1100 MW, iz sonca jih pa dobivamo od nekaj 100, ko je trda oblačnost, do dobrih 5000. Potrebujemo torej akumulacijo.

Dnevna akumulacija

Pri FVE imamo dva proizvodna cikla, letnega in dnevnega, in oba zahtevata akumuliranje energije. Za dnevne ali nekajdnevne potrebe imamo vrsto mehanskih in kemičnih hranilnikov, omeniti pa velja še superprevodni elektromagnetni princip. Ker imamo hribe razbrazdane z rečnimi strugami, so za Slovenijo najbolj primerne črpalne HE (ČHE). Na kratko: v dolini na reki potrebujemo akumulacijski jez (najbolje obstoječega od HE), na vrhu bližnjega hriba pa drugo jezero. Ko sije sonce ali v Nemčiji piha veter, se voda črpa navzgor, ko vira presahneta, se voda spušča in poganja turbine ob spodnji akumulaciji.

Eno takšno HE že imamo, to so Avče, ČHE Kozjak je sprojektirana, zato se ne moremo izgovarjati, da bi čakali naslednjih 10 let, da nekdo odkrije sveti gral nestanovitnih virov EE. ČHE Kozjak, z načrtovano povezavo na 400 kV daljnovod proti Avstriji, bi že sedaj lahko služila lepe obnovljive denarce. Zaradi viškov OVE iz Nemčije je cena električne energije (EE) na trgu včasih celo negativna, strošek akumulacije ČHE Kozjak bi bila pa reda 20€/MWh, kar omogoča velike zaslužke. ČHE Kozjak je bila idejno zasnovana leta 1981, v načrtih občine Maribor je bila izgradnja do leta 2000, v aktualnem NEPN je pa ni. Nekam znana zgodba.

Litijeve baterije, ki se močno favorizirajo, so glede stroška za polnilno-praznilni cikel vsaj 3-krat dražje (60 do 80€/MWh). Glede investicije je podobno – ČHE Kozjak naj bi imela moč 400 MW, izgradnja naj bi stala 700 mio €. Enako močne Li baterije stanejo ~500mio €. Razlika je v kapaciteti hranjenja, ČHE Kozjak lahko shrani 10 GWh (30 h polnjenja), litij manj kot 1GWh (2 h polnjenja), ob tem, da je življenska doba litijskih baterij nekajkrat krajša.

Zadnja Točka preloma, na temo akumulacije nestanovitne obnovljive energije, je povsem spregledala črpalne HE, ki v svetu predstavljajo 98% vse akumulacije EE. Švicarji so recimo povezali alpski jezeri v 1,5 GW ČHE s kapaciteto jezer malenkost manj kot Bohinjsko jezero (letna proizvodnja še vedno samo 11,5% TEŠ 6). Prek podmorskih daljnovodov angleški in nemški viški polnijo norveška visokogorska jezera, mi pa ignoriramo edino komparativno prednost.

Litij je za velike hranilnike neprimeren; predrag, nevarnost katastrofalnega požara, pomanjkanje kobalta in relativno kratka življenjska doba. Realnost je, da bi, za sezonsko hranjenje elektrike, morali iznajti nekaj 100-krat boljše baterije. Rekli boste: pretirava. Ne, Li-io baterije zdržijo 10.000 polnjenj oziroma 10 let, pri sezonskem hranjenju pa imamo en cikel na leto, zato se investicija namesto z 10.000, deli z 10 in dobimo 1000-krat večjo ceno MWh.

Tudi za dnevno hranjenje potrebujemo za okolje manj sporne in cenejše akumulatorje. Primerjajmo ostanke po koncu življenjske dobe ČHE (nekaj železja, ki ga zamenjajo z novim), z 1 hektarjem baterij in vsemi izpusti ob proizvodnji le teh. Litij je zelo pogojno ekološki samo za osebna vozila. Zato bodo morali litij izpodriniti kaki drugi kemijski akumulatorji; vanadijevi “tekoči”, ali morda celo aluminijevi. Omenim naj še stiskanje zraka in utekočinjanje dušika.

Sezonski hranilniki

Vse baterije, razen tekočih, kjer se energija hrani v tekočini, shranjeni v od baterije (reaktorja) ločenih rezervoarjih, so primerne le za enodnevno hranjenje. Večdnevno (zaradi visokih fiksnih stroškov in manjšega števila ciklov znotraj življenske dobe), krepko povečujejo ceno shranjevanja energije. Vanadijeve tekoče baterije sicer omogočajo poljubno povečevanje rezervoarjev, samo kaj, ko je vanadij tako drag.

ČHE so primerne tudi za tedensko akumulacijo, za parkrat daljši čas pa bi potrebovali enormna zgornja akumulacijska jezera, Bohinjsko jezero na 2000 mnv je za sezonsko rabo daleč premajhno.

Zato ostane na voljo samo proizvodnja vodika ali morda metana, kar je v bistvu isto. Glavnino vodika se proizvede iz fosilnih goriv, je ceneje kot iz elektrike. S poceni elektriko iz morskih vetrnih elektrarn, bi se lahko razmere spremenile. V Nemčiji se s proizvodnjo sintetičnega metana precej ukvarjajo, vendar samo na raziskovalnem nivoju. Gre za elektrolizo vode s pomočjo obnovljive elektrike, iz pridobljenega vodika pa z dodajanjem CO2 proizvajajo metan. Problem je CO2: če ga dobijo z dekarbonizacijo izpustov iz TE, niso veliko naredili, saj se CO2 ob izgorevanju metana vrne v ozračje. Že ta varianta izdelave metana je predraga, morda bo nekoč rentabilna pri VE, pri FVE pa bi potrebovali dnevno akumulacijo, da proces izdelave metana lahko poteka neprekinjeno.

Obstaja možnost črpanja CO2 iz atmosfere, ampak to je še znatno bolj nerentabilno. Nekaj boljša je varianta črpanja iz oceanov, saj je tam koncentracija veliko večja. Američani naj bi delali na tem, na letalonosilkah za proizvodnjo goriva za letala, da se jim podaljša avtonomija.

Pridobljeni vodik se lahko vtiskuje v plinovodno omrežje, celo 10%. Problem nastane pri pretvorbi vodika nazaj v EE, izkoristek gorivnih celic je cca 50%. Dela se na boljših celicah vendar je težko računati na skupni izkoristek nad 50%.

Ker je izkoristek vodikove verige (od elektrolize, do elektrike iz gorivnih celic) približno tretjinski, moramo poleti proizvesti 3 krat več vodika, kot ga bomo pozimi porabili. S pomočjo podatkov SURS o mesečni proizvodnji elektrike iz premoga in FVE za leti 2017 in 2018, sem izračunal, da potrebujemo dodatnih 1,3 GW moči FVE, torej skupaj 5,3 GW novih FVE, kar pomeni 70 kvadratnih metrov na vsaki stanovanjski hiši.

Iz slike se lepo vidi, da 4 zimske mesece iz 5300 MW FVE dobimo premalo. Takrat je za zagotovitev dovoljšnje ravni elektrike potrebno kuriti več premoga in uvažati več elektrike.

FVE-3png

Distribucijsko omrežje

Druga huda posledica koncentracije proizvedene energije na nekaj opoldanskih ur, je preobremenitev distribucijskega omrežja. Za razumevanje problematike je potrebno malo več tehnikalij in če vam je to odveč, lahko preskočite na zadnji odstavek tega dela teksta.

Nizkonapetostno (NN) omrežje (transformator na koncu vasi in kabli do odjemalcev) je dimenzionirano na, zelo približno, 5 kW na priključek. V blokih imamo sicer priključno moč oziroma “zakupljenih” 7kW (230V x 35A), v individualnih hišah ponavadi 12k W (230V x 20A x 3 faze), čeprav je na računu v obeh primerih navedeno 7 kW. Torej 7 oziroma 12 kW (z nekaj rezerve) lahko maksimalno vlečemo iz omrežja, vendar ne vsi naenkrat. V povprečju je 0,5 kW na prebivalca povsem dovolj, zato je 5 kW na priključek vrh glave.

Seveda se poraba prebivalcev in proizvodnja FVE odštevata. Ker FVE tok pošilja proti transformatorju, se na prvo lepo pomladno nedeljo, ko sončni paneli proizvajajo največ moči, večina ljudi je pa v naravi in je poraba minimalna, razlika med proizvodnjo FVE in porabo lahko povzpne do roba zmogljivosti transformatorja oziroma kablov.

Zaradi FVE je ponekod NN omrežje že danes na robu zmogljivosti. Mnogi lastniki velikih streh so si že pred leti omislili elektrarne po 40 in več KW in moč transformatorja na koncu vasi oziroma ulice, je bila dosežena. Kapacitet za recimo 8 kW elektrarno na “vsaki” hiši največkrat ne bo. Dovoljenja za priklop samooskrbne FVE se že marsikje dajejo ob kršenju predpisov o upravljanju z omrežjem; zaradi zakonodaje, ki operaterje sili, da dajejo soglasja, če gre za samooskrbo in je FVE priključena na hišni števec.

Drugi omejitveni faktor so preseki kablov oziroma zahteva, da napetost pri odjemalcu sme nihati največ +/-10% (207-253V), od tega sme biti padec na NN delu omrežja 7,5%. Da se to čim lažje doseže, je napetost na izhodu iz transformatorja približno 240V in proti odjemalcem samo pada. Ker pa FVE tok pošilja proti transformatorju, se na lep sončen dan napetost v naših vtičnicah poveča, morajo nominalno napetost na izhodu iz transformatorja znižati na 230V. V bistvu se nam nekdanjih 0 do 7,5% padca napetosti na NN kablih, zaradi  FVE spremeni v +/-7,5% in dovoljenih +/-10% se, zaradi padcev in tolerance regulacije napetosti na srednje napetostnem omrežju, ne da več zagotavljati.

Skratka FVE na NN omrežju so do slednjega izredno zahtevne. Brez bogato dimenzioniranega omrežja (predvsem zaradi nižanja izgub), bi že dosedanji obseg FVE zahteval ojačitve NN omrežja. Poglejmo še iz druge strani: gospodinjstva porabijo eno četrtino elektrike, torej čez palec zahtevajo cca 500 MW. Če bi torej polovico novih FVE obesili na NN omrežje, to pomeni 5-kratno povečanje moči. Ker pa se izgube povečujejo s kvadratom toka oziroma moči, je to 25-krat več izgub oziroma pregrevanja žic. Velike elektrarne se na omrežje priključuje prek 400 kV daljnovodov, in ker je napetost tisočkrat večja, je tok (za enako) moč tisočkrat manjši, zato so izgube (pri enakem preseku kabla) milijonkrat nižje. Seveda je vsota presekov NN kablov neznansko večja, zato so izgube recimo le 10-krat večje. Problem je s stroški za vse te kable in transformatorje.

Vpliv FVE na elektroenergetski sistem

Skratka, večanje deleža FVE zahteva prilagoditve EE sistema. V študiji OECD The Costs of Decarbonisation 20% delež nestanovitnih virov že povzroči precejšnje sistemske (ostale elektrarne, omrežje ..) stroške, ki povzročijo dvig cene elektrike. Najbolj je zanimiv podatek, da se pri 75% deležu vetra in sonca 43% časa cena elektrike na trgu zniža na 0 ali gre celo v minus

Študija našega primera zamenjave TE z FVE ne pokriva, saj je daleč preveč ekstremen.

Tudi razmere v Nemčiji, ki ima z nestanovitnimi viri precejšnje probleme, saj je delež NV že presegel 50%, še zdaleč niso tako hude, kot bi bile ob našem nadomeščanju premoga. Poglejmo, kako se spopadajo z njimi. Že nekaj let subvencije za večje FVE niso avtomatične, deli se jih na avkcijah, če sploh. Tudi garantiranega odvzema že lep čas ni več, začeli so z omejitvijo na 70%, sedaj pa lahko sistemski operater elektrarno tudi povsem izklopi, če postanejo viški neobvladljivi. Tudi pri elektrarnah na NN omrežju (gospodinjstva) je gradnja zamrla. Na voljo imajo net metering, ampak ne kot mi. Viške prodajajo po tržni ceni cca 5€c/kWh, manjke pa kupujejo po 30 centov. FV scena je oživela s pojavitvijo gospodinjskih hranilnikov, ki izkoriščajo isto net metering shemo plus subvencije od 500 (za 3 kW hranilnik) do 3200 € (30 kW). 15 kW hranilnik stane dobrih 10 k€.

Ključna posledica visokega procenta OVE je dvojna cena elektrike, enako kot na Danskem.

V Nemčiji ne poznajo priključne moči, zato imajo, napram nam, približno dvojno moč glavnih varovalk. Da bi zaščitili omrežje, pripravljajo radikalne spremembe, najnižja priključna moč naj bi bila samo 5 kW.

Rešitev

Posiljevati EE sistem s 5,5 GW FVE je povsem noro. Recimo, da imamo na voljo nekaj državnih proračunov; tole je moj scenarij:

  • Ceno elektrike in omrežnine podvojimo, da pridemo s cenami blizu nemškim. Samo tako lahko naredimo FV zanimivo in pokrijemo del stroškov direktno iz žepa ljudi.
  • 2 GW FVE obesimo na pleča prebivalcev, od tega 1 GW samooskrbe, drugi GW samooskrbe z akumulatorji za hranjenje eno do dvodnevne zaloge.
  • Izgradnjo 3,3 GW FVE prepustimo državi in podjetjem na srednje napetostnem omrežju.
  • Ker akumulacija poletnih viškov EE za zimsko uporabo ni izvedljiva, se viške pretvarja v vodik. Del se ga vtiskuje v plinsko omrežje in s tem zmanjša poraba zemeljskega plina, drugi del pa uporabi za pogon vozil.
  • Pozimi manjke EE proizvajamo s plinskimi elektrarnami; trošimo poleti privarčevani plin.
  • Ker so fiksni stroški postrojenja za pridobivanje vodika zelo visoki, bi bilo verjetno smiselno tudi elektriko za proizvodnjo vodika akumulirati, vsaj za zagotovitev neprekinjene 24h pridelave v lepem vremenu.

 

Stroški

Cena samooskrbne elektrarne s subvencijo se gibljejo okrog 1000 €/KW, torej 2 mrd € za 2 GW plus 3,3 mrd za 3,3 GW velikih FVE, je skupaj 5,3mrd.

Prilagoditev omrežja

Koliko mrd evrov bi morali vložiti v omrežje, je težko oceniti, sodeč po Sporočilu za javnost GIZ distribucije električne energije naj bi znesek znašal 3 do 5 mrd €:

Mag. Boris Sovič, predsednik uprave Elektro Maribor: »Načrtujemo, da bi v naslednjih 10 letih morali v bolj robustno, bolj močno in napredno elektrodistribucijsko omrežje investirati med 1,2 in 1,6 milijarde evrov. Če pa v Sloveniji ne bomo gradili večjih proizvodnih objektov, priključenih na prenosno omrežje, pač pa bomo obstoječe objekte nadomeščali predvsem z malimi elektrarnami na srednje in nizkonapetostnem omrežju, bomo morali omrežje bistveno okrepiti. V tem primeru bi v naslednjem obdobju za naložbe potrebovali med 3 in 5 milijard evrov. Bolj kot nasprotujemo večjim proizvodnim objektom, večja vlaganja v distribucijsko omrežje bodo potrebna.«

Svetujem, da si pogledate še posvet Energetska politika v sloveniji – trenutno stanje in trendi, konkretno Soviča na 2:20:50, iz katerega je razvidno, da že 850 MW novih FVE, kar je ocenjeno kot zelo visoka cifra, zahteva 780 mio €, od tega 380 mio € za omrežje, ter dodatno 300 mio € izpada omrežnine zaradi novih lastnikov samooskrbnih elektrarn, ki omrežnine ne plačujejo. Vzemimo Sovičevo oceno, 3 do 5 mrd €.

Akumulacija energije

1 GW potrebujemo za dnevno porabo, in denimo, da bodo za akumulacijo drugega GW energije poskrbeli državljani z gospodinjskimi akumulatorji. Če 1 GW razdelimo na 8 kW deleže, dobimo 125 tisoč FVE. Če gospodinjstva v povprečju investirajo v 15 kWh akumulatorje, bo to stalo dobro milijardo €. 15 kW seveda ni dovolj, tak akumulator je poln v treh urah, zato bo šlo pol energije v nič ali v omrežje (ampak pustimo to, ne bodimo malenkostni).

Za shranjevanje viškov energije za preostalih 3,3 GW FVE potrebujemo 9 ČHE Kozjak, kar nanese 6,3 mrd € in zagotavlja hranjenje energije za cca 10 oblačnih dni, brez da bi takrat proizvajali vodik. Torej 6,3 mrd € brez vodikove verige in 1,2 mrd € od gospodinjstev, torej 7,5 mrd € .

Nadomestne plinske TE 

53 MW blok v Brestanici je lani stal 35 mio €. Recimo da bo 1000 MW stalo dobrih 500mil.

Zelena energetska samooskrbnost Slovenije (z NEK) za 8 mesecev torej stane skupaj 16,5 do 18,5 mrd €. Za 4 zimske mesece bo potrebno zgraditi vodikovo verigo, ki itak še ni tehnološko rešena do poceni varne širše uporabe. Vodik je izredno vnetljiv in eksploziven v zelo širokem razponu koncentracij. Eksplozije vodika na Norveškem, v Santa Clari in Koreji v dveh mesecih, znajo vse skupaj pokopati, zlasti za osebna vozila.

In kaj se bo zgodilo, ko bomo ukinili premog? Nič, povečali bomo uvoz, zeleni bodo odprli šampanjec, redki pa bomo trepetali pred prvim zimskim dnem, ko na Danskem in v Nemčiji ne bo pihalo in bo cela Evropa pod oblaki. Mnogi trdijo, da nad 30 m nekje zmerom piha. Po 5 minutah klikanja sem prišel do 26. 1. 2018 popoldan, ko je bila par ur skupna moč veternih in sončnih elektrarn Danske in Nemčije približno 1GW, kar ni omembe vredno.

Slovenija, z vso porabo, ne predstavlja enega procenta evropskega EE sistema, zato se bo opustitev premoga poznala samo lokalno, daljnovodi s tujino bodo močneje obremenjeni in težko bomo še kaj elektrike tranzitirali. Kriza bo nastopila, ker bodo premog opuščali tudi drugi, in ko ustavljanje jeklarn (Nemci to že počnejo) ne bo več zadostovalo, bodo takšne, kot smo mi, ki bodo ledenega januarja uvažali 70% EE, enostavno odklopili.

2 responses

  1. Spoštovani g. Martinjak,

    Hvala za repliko na moj članek, katerega namen je bil predvsem vzpodbuditi diskusijo med strokovnjaki kako obvladati prehod na brezogljično proizvodnjo električne energije v Sloveniji. Le z udeležbo stroke se lahko izognemo raznim populističnim, kvazistrokovnim mnenjem, ki v javnosti prevladujejo. Če imajo taka nestrokovna mnenja vpliv na odločevalce (in očitno jih imajo) lahko povzročijo hude napake pri načrtovanju in izvedbi podnebnega prehoda v energetiki.
    Vendar tudi v vašem članku, ki sicer nazorno prikaže probleme elektroenergetskega sistema pri velikem deležu OVE, zasledim nekatere pomanjkljivosti, zaradi katerih na koncu pridete do pretiranih investicijskih stroškov. Naj pojasnim:

    1. Nazivna in dejanska moč ter proizvodnost FVE – pri FV panelih uporabljamo izraz nazivna moč, ki pa se jo doseže le v idealnih razmerah – pri pravokotnem kotu vpadanja sončnih žarkov in v ozračju brez vlage in delcev, ki sončno sevanje oslabijo. Nekje v Sahari ob ekvatorju je to dosegljivo, na zemljepisni širini Slovenije ne – tu dosegajo FVE največ 75-80% nazivne moči. To je pomembno zaradi dimenzioniranja prenosnega sistema in skladiščenja električne energije, ki je tako za 20-25% manj zahtevno. Podatek o proizvodnosti, to je da pri nas 1 MW FVE proizvede letno 1150 MWh električne enregije pa drži, pobran je iz Energetske bilance Slovenije in na osnovi tega podatka so v mojem članku narejeni izračuni.

    2. Razmerje med malimi in velikimi FVE – v svojih izračunih sem predvideval, da bomo imeli 80% velikih FVE, ki bi bile priključene vsaj na SN omrežje, in 20% malih, nazivne moči 800 MW, ki bi bile priključene na NN omrežje. Sedanjo ureditev, da se lahko priključujejo male elektrarne na NN omrežje brez nekih posebnih omejitev, operater pa mora prevzeti vse viške, bi spremenili tako, da lahko mala elektrarna preda v omrežje le toliko elektrike, za kolikor ima sedaj porabnik dodeljeno priključno moč (5-7 KW običajno), dnevne in tedenske viške pa bi male FVE shranjevale ali v domačih hranilnikih, kar bi financirali končni porabniki sami in to ne bi bil strošek sistema, ali bi jih shranjeval sistemski operater v velikih hranilnikih. Dejansko bi tako po NN omrežju tekel tok poleti in spomladi čez dan od odjemalca proti sistemskim hranilnikom, ponoči pa v obratni smeri z jakostjo, ki jo omrežje že sedaj omogoča. Pozimi pa bi tekel tok tako kot sedaj, pretežno proti porabniku. S tako rešitvijo bi se izognili večjim posegom in stroškom NN prenosnega omrežja.
    Velike FVE, ki bi imele moč najmanj 1 MW, bi priključevali na SN omrežje. Bo pa potrebno ta omrežja okrepiti, jaz sem ocenil te stroške skupaj z manjšimi kemičnimi hranilniki okoli 500 mio. Ocena g. Soviča znaša okoli 1,2 do 1,6 mrd oziroma celo 3 do 5 mrd,kar je po moje pretirano. Na vsak način problematika zahteva podrobnejšo obravnavo.

    3. Časovna neusklajenost porabe in proizvodnje elektrike iz FVE – kratkoročno neusklajenost bi reševali z velikimi hranilniki energije, v Sloveniji so za to najprimernejše ČHE, eno že imamo, Avče, za drugo Kozjek že obstojajo načrti, potrebna bo še ena na Savi, tudi že predvidena Ponoviče. Te tri ČHE bi imele skupno moč okoli 1 GW in skladiščno kapaciteto okoli 25 GWh, kar naj bi skupaj s akumulacijami za pretočnimi elektrarnami na Dravi in Savi in manjšimi kemičnimi hranilniki zadoščalo za kratkoročne potrebe. Pri tem moramo upoštevati, da poleti polovico nočnih potreb po elektriki pokrije že NEK, skladiščiti moramo le kakih 0,5 GW, izjemoma 1 GW pozimi ali v primeru izpada NEK.
    Velik problem pa predstavlja sezonska neusklajenost – poletje, zima. Zaenkrat niso znane ekonomične tehnologije za dolgoročno (nekaj mesecev) shranjevanje električne energije, razen ogromnih rečnih akumulacij, ki pri nas niso mogoče, osebno se ogrevam za vodikove tehnologije, ki pa jih čaka kar nekaj razvoja, da bodo splošno uporabne. Pri pretvorbi elektrika – vodik – elektrika po sedaj že znanih in uporabljanih tehnologijah je izkoristek okoli 30 do 40% (elektroliza vode okoli 60%, gorivne celice 50 – 60%), vendar so v razvojni fazi že učinkovitejše tehnologije, to je elektroliza vode (pare) pri višjih temperaturah z rekuperacijo toplote in z izkoristkom 80% in keramične visokotemperaturne gorivne celice z rekuperacijo toplote z skupnim energetskim izkoristkom 85%. Torej lahko pričakujemo skupni izkoristek okoli 65-70%, kar sem upošteval v preračunih. Dokler pa kaj takega ne dosežemo, bomo morali imeti obstoječi TEŠ6 in plinske elektrarne kot sistemsko rezervo, ki bo obratovala predvsem pozimi. Če pa hočemo imeti brezogljični TEŠ, pa mu lahko dodamo sistem za rekuperacijo CO2 (že znana tehnologija), ki sicer ne predstavlja zelo velikega investicijskega stroška, vendar povzroča precejšne dodatne obratovalne stroške. Tako rešitev predvideva novi NEPN.

    Če seštejem vse navedene investicijske stroške (brez vodika), nikakor ne morem priti na vašo oceno, da nas bo stalo nadomeščanje premoga z OVE celih 18,5 mrd. Mogoče sem se jaz uštel za kakšno milijardo, nikakor pa ne za enajst. Vsekakor zahteva investicijska in stroškovna ekonomika prehoda na OVE podrobnejšo obdelavo.

    4. Stroški elektrike iz OVE – strinjam se, da bodo stroški elektrike, proizvedene iz OVE, višji od obstoječih vsaj za 50%, tako da bodo znašale veleprodajne cene elektrike skupaj s sistemskimi stroški najmanj 75 eur/MWh. To bi pomenilo kakih 20-30% višjo maloprodajno ceno, s čimer bi končni potrošniki lahko preživeli. Pri taki ceni je konkurenčna tudi proizvodnja iz novih NE, kar pa odpira spet novo temo, o tem kdaj drugič.

    Drago Babič

    • 1. Z maksimalno močjo FVE sem ga izgleda res polomil. V podzavesti sem imel podatek, ki sem ga zasledil na enem našem forumu, po katerem na mrzel spomladanski dan lahko dosežemo nazivno moč.
      Moj prvi namen je bil, da bi bil članek na pol ciničen, na pol resen, pa me je jpd opozoril, da naj bo samo resen. In tu je drugi kiks, cifre so ostale velike, prevelike. Upam, da se malo cinizma vseeno zazna, predvsem pa da se vidi, da sem bil nerealno brezkompromisen. Če so nasprotniki TEŠ na celi črti smešni, zakaj še jaz ne bi smel biti ortodoksen.
      Seveda bi moral povsod loviti kompromise, ko je najmočnejše obsevanje, naj gre nekaj energije v nič, nekaj jo bomo pa ja prodali, recimo v BiH, kjer ne bodo tako zeleni. Pozimi bomo malo več uvažali, pa železarne bodo imele pozimi kak dan kolektivni dopust.

      2. Nemci imajo povprečno moč FVE dobrih 28kW, kar po moje pomeni, da je večina na NN omrežju. V Sloveniji se, po občutku, izgradnja nagiba proti samooskrbi, ki je edina res ugodna varianta.

      3. Pri dnevni akumulaciji sem predpostavil, da je treba akumulirati tudi energijo za proizvodnjo vodika; ne more se prilagajati trenutnemu osončenju in imeti nekajkrat večje kapacitete, da lahko predela sončne maksimume.
      Glede vodika sem izhajal iz današnje tehnologije, saj je članek orientiran na današnji čas, kajti TEŠ je treba nemudoma zapreti :).

      4. Glede cene elektrike in omrežnine, predvsem za ojačanja distribucijskega omrežja, sem prepričan, da bo morala biti višja. Že sedaj so vse dela na kredite. Sploh ker se na veliko gremo net metering, ki je smrt za omrežje, da ne omenim TČ in električne avtomobile. Če bi 3 mrd za omrežje obesili na gospodinjstva (podjetja se pri nas samo razbremenjuje 🙂 ), na 20 let, bi to zneslo 4,5 centov na kWh, danes je ~3,8 brez DDV.

%d bloggers like this: