Kakšen naj bo prehod k nizkoogljični proizvodnji energije?

Drago Babič in Jože Damijan

Zaradi segrevanja planeta, ki jih povzročajo emisije toplogrednih plinov (TP), bomo morali v Sloveniji pospešeno opuščati fosilna goriva in jih nadomeščati z brezogljičnimi viri energije. K temu nas bo priganjala tudi EU, saj je nova Evropska komisija pod vodstvom Ursule von der Leyen opredelila boj proti podnebnim spremembam kot prioritetno dejavnost EU. Podnebni cilji EU so bili že dosedaj izjemno ambiciozni (do leta 2030 zmanjšanje emisij CO2 za 40% glede na leto 1990, povečanje deleža energije iz obnovljivih virov na 32%). Nova Komisija jih je še zaostrila s ciljem ogljične nevtralnosti do leta 2050, za kar naj bi bilo tudi zagotovljenih za tisoč milijard evrov dodatnih sredstev.

Namen tega komentarja je predvsem pokazati na glavne dileme potrebnega energetskega prehoda v Sloveniji v smeri doseganja evropskih podnebnih ciljev in kako ta prehod narediti čim bolj učinkovit in finančno vzdržen.

Pomanjkanje koncepta

Glavni problem v Sloveniji je, da na tem področju ni nobene strategije ali vsaj koncepta. Slovenija ni bila zaman označena kot članica EU z najbolj pomanjkljivim programom energetskega prehoda. V Sloveniji se problema lotevamo parcialno in že v začetku tipično razdeljeno. Na eni strani so strastni zagovorniki obnovljivih virov energije in okolja nasploh, ki pa niso zmožni sestaviti kakšnega tehnično konsistentnega programa, kaj šele izračunati, koliko bi nas to stalo. Na drugi strani so predvsem predstavniki obstoječih energetskih inštitucij, ki dokazujejo, da so želje prvih tako tehnično kot ekonomsko nerealne. Kot edino realno opcijo obnovljivim virom energije ponujajo novo nuklearno elektrarno. Najino stališče je bližje tej drugi skupini, utemeljeno na okoljskih, energetskih in ekonomskih izračunih ter ocenah.

Pričakovali smo, da bo nov Nacionalni energetsko podnebni načrt (NEPN), ki ga je izdelala velika skupina strokovnjakov pod vodstvom Inštituta Jožef Stefan, podal prave odgovore na ta vprašanja, vendar smo bili razočarani. Prvi načrt ni bil niti konceptualno, niti tehnično vzdržen, predvsem mu je manjkal kakršenkoli ekonomski izračun. Druga verzija, ki smo jo dobili pred kratkim, vsebuje natančnejšo opredelitev strategij in ukrepov za varčevanje z energijo in na področju prometa daje poudarek hitrejši modernizaciji železnic, kar je dobro. Vendar se osredtoča zgolj na varčevanje z energijo, odlaga pa izgradnjo zahtevnejših kapitalskih objektov za proizvodnjo elektrike v obdobje po letu 2030. Predvsem pa ohranja pri življenju glavnega podnebnega in stroškovnega grobarja slovenske elektroenergetike, to je TEŠ, tja do leta 2050. Poleg tega podcenjuje bodočo porabo elektroenergije, ker uporablja prenizke projekcije rasti BDP in prebivalstva.

NEPN sicer vsebuje tudi oceno investicijskih vlaganj do leta 2030, ki pa predvidevajo samo na področju racionalne rabe energije in nadgradnje distribucijskega omrežja za blizu 22 milijard evrov investicij. Torej nas bo varčevanje stalo več, kot bi znašala vsa vlaganja v nove proizvodne kapacitete do leta 2043, ki bi sedanjo proizvodnjo električne energije podvojile. To pa postavlja celoten koncept NEPN pod vprašaj.

TEŠ kot glavna ovira pri podnebnih ciljih

Zgolj varčevanje z energijo nas seveda ne more resno približati podnebnim ciljem. Za kakršenkoli resen poskus zmanjševanja izpustov TP bo potrebno razogljičiti predvsem proizvodnjo električne energije (ki bo zamenjala tudi naftne derivate v prometu), kar pa ob novih proizvodnih obratih brez fosilnih goriv zahteva tudi povečana vlaganja v prenosno in distribucijsko omrežje in predvsem v shranjevanje viškov energije iz obnovljivih virov. Z namenom prispevanja k iskanju optimalne rešitve se najin predlog fokusira predvsem na področje elektroenergetike, ki predstavlja ključno področje boja proti emisijam TP, in podaja tehnično konsistenten koncept, ki je tudi finančno vzdržen. Seveda pa gre zgolj za okvirne ocene, ki ponazarjajo red velikosti potrebnih investicij.

Osrednji problem slovenske elektroenergetike je, kako čim prej zaustaviti proizvodnjo elektrike iz premoga v Termoelektrarni Šoštanj (TEŠ), ki je pri nas največji posamični proizvajalec TP. Poleg TEŠ imamo v Sloveniji še nekaj manjših termoelektrarn na fosilna goriva, ki so v letu 2017 skupaj s TEŠ predale v omrežje 4,5 TWh elektrike. Vsak resen energetsko podnebni koncept mora podati odgovore, kako nadomestiti teh 4,5 TWh elektrike letno iz premoga z obnovljivimi viri energije (OVE), to je s hidro, sončno in vetrno energijo ter z jedrsko energijo.

Voda

Potencial obnovljivih virov energije v Sloveniji je objektivno pogojeno omejen. Pri vodnih virih so energetsko še delno neizkoriščene le še reke Sava, Mura in Soča. Na Savi bi lahko zgradili še 11 hidro elektrarn (HE), HE Mokrice in 10 HE na srednji Savi, od Medvod do Zidanega mosta. Če bo zgrajenih vseh enajst, bodo proizvedle letno približno 1,2 TWh elektrike.

Za nove elektrarne na Soči in njenih pritokih ter na Muri zaenkrat ni soglasja javnosti, zato jih v preračunih ne upoštevava. Bi pa HE na Muri lahko proizvedle letno 0,7 TWh elektrike, ki se jim tako odpovedujemo.

V prihodnosti se bo pojavljalo vedno bolj pogosto nihanje količine energije v omrežju zaradi večje uporabe energije vetra in sonca , pri katerih proizvodnja ni usklajena s porabo. V prihodnosti bodo zato vedno bolj pomembne črpalne hidroelektrarne (ČHE), in sicer kot shranjevalniki začasnih viškov energije iz omrežja. Delujejo tako, da uporabijo viške elektrike za črpanje vode v višje ležeče jezero, ko pa elektriko rabimo, to vodo preko turbin in generatorjev spustijo v dolino in tako vrnejo v omrežje shranjeno energijo. Tako bi lahko ob Dravi (ČHE Kozjak) in ob Savi (ČHE Požarje) zgradili še dve črpalni elektrarni, ki bi skupaj že zgrajeno ČHE Avče ob Soči imele maksimalno moč 1.000 MW in skupaj s pretočnimi HE skladiščno kapaciteto 20 GWh. Letno bi lahko proizvedle vsaj 1,5 TWh elektrike. Seveda, ko bo viškov elektrike dovolj.

Torej lahko pričakujemo, da bomo iz vode lahko pridobili letno poleg obstoječih 4,4 TWh še dodatnih 2,7 TWh elektrike.

Sonce

V Sloveniji imamo trenutno kar nekaj inštaliranih fotovoltaičnih elektran (FVE) s skupno nazivno močjo 247 MW, ki so v letu 2017 proizvedle skupno 0,284 TWh elektrike, kar predstavlja le 2% v Sloveniji proizvedene elektrike. Bistvena značilnost FVE je neugoden režim proizvodnje, ki ni usklajen s porabo. V dnevnem ciklusu je višek proizvodnje opoldne, zvečer, ko je poraba velika, pa proizvodnja usahne. Tudi čez vikend, ko industrijski obrati počivajo, je poraba manjša, proizvodnja pa ostaja ista. To neusklajenost lahko premoščamo s kratkotrajnim shranjevanjem elektrike v kemičnih hranilnikih (akumulatorjih), kar je relativno drago, ali v ČHE.

Še bolj neugoden je ciklus letnih časov – pri nas FVE proizvedejo jeseni in pozimi, ko je potrošnja elektrike največja, le dobro četrtino (27%) letne količine, veliko večino se proizvede spomladi in poleti (73%). Za dolgoročnejše (za pol leta) shranjevanje takih viškov zaenkrat ni na razpolago ekonomične tehnologije. Obstaja sicer vabljiva tehnična možnost, da bi poleti FVE pretvarjale viške elektrike z elektrolizo vode v vodik, ki bi ga uporabljali za pogon cestnih vozil z gorivnimi celicami, ali bi pri proizvodnji toplote z njim nadomeščali zemeljski plin in premog, ali pretvarjali nazaj v elektriko pozimi. Vendar bo za širšo uporabo vodika kot energenta potreben dodatni razvoj vodikovih tehnologij, ki zaenkrat niso ekonomične.

Ker bo pozimi elektrike iz domačih FVE premalo, jo bo treba takrat uvažati ali zagnati rezervne domače kapacitete v termoelektrarnah. Tako bi morali TEŠ6 in obstoječe plinske elektrarne uporabiti kot sistemsko rezervo in bi obratovale predvsem pozimi. V kolikor bi hoteli elektro energetiko v celoti razogljičiti, bi morali te termoelektrarne opremiti z napravami za zajem in skladiščenje CO2, za kar pa tehnologija zaenkrat še ni zadovoljivo rešena, ali pa uporabljati kot gorivo vodik, ki bi ga proizvedli iz poletnih viškov elektrike.

Pri FVE lahko pričakujemo, da bodo kmalu na razpolago paneli z dvakrat boljšim izkoristkom. To bo pocenilo proizvodnjo elektrike iz FVE, predvsem pa zmanjšalo obremenjevanje okolja, saj bo za isto količino proizvedene elektrike potrebno pol manj panelov. Ali pa bo z zamenjevanjem starih panelov z novimi zagotovljeno ustrezno povečevanje proizvodnih kapacitet starejših FVE.

FVE bi lahko prispevale neposredno v omrežje 2,3 TWh elektrike, poleg tega pa zagotovile za kratkoročno skladiščenje elektrike v HE, ČHE in drugih hranilnikih energije še 2,2 TWh, za dolgoročno skladiščenje poletnih viškov preko pretvorbe v vodik še 1 TWh. Za to bi morali zgraditi nove FVE s skupno nazivno močjo okrog 5.000 MW.

Veter

Ta oblika energije je v svetu že zelo razširjena, predvsem tam, kjer je vetra dovolj in je bolj enakomeren. Pri nas je na žalost vetra precej manj, kot drugje po Evropi. V Sloveniji imamo trenutno le dve vetrni elektrarni s skupno močjo 3,3 MW, ki letno proizvedeta 6 GWh elektrike. Poleg tega so v Sloveniji naletele vetrne elektrarne na veliko nasprotovanje okoljevarstvenikov in krajanov, tako da delijo usodo hidroelektrarn na Muri. Kljub temu upoštevava, da bomo zgradili za 300 MW vetrnih elektrarn, ki bodo proizvedle letno 0,5 TWh električne energije.

V izračunih niso upoštevani drugi OVE – geotermalna, ker je zanjo malo virov, in biomasa. Ta je že sedaj dokaj dobro izkoriščena za ogrevanje, letno je porabimo 1 milijon m3. Poleg tega bomo morali zaradi potreb po povečanju biološke kapacitete gozdov, ki so glavni predelovalec CO2 in tako naravni branik pred povečevanjem CO2 v ozračju, njeno porabo za energetske namene omejiti. Načeloma naj bi za energetske namene uporabljali le odpadke pri predelavi lesa in drugo odpadno biomaso, prednostno za proizvodnjo toplote v individualnih kuriščih, za proizvodnjo elektrike pa le v kogeneraciji s proizvodnjo toplote.

Če skleneva –  elektriko iz fosilnih termoelektrarn bi lahko nadomestili z izgradnjo 11 HE na Savi in dveh ČHE na Dravi in Savi, z izgradnjo FVE in VE nominalne moči 5.300 MW ter za 400 MW kapacitet za proizvodnjo vodika z elektrolizo vode. To pomeni, da bi se kapacitete FVE podvajseterile!

Koliko bi nas to stalo?

Skupno bi nas nadomeščanje obstoječih termoelektrarn z OVE stalo okrog 9 milijard evrov oziroma 450 milijonov evrov letno v 20 letih.

  • Nove HE na Savi 1,5 milijarde, ČHE na Dravi in Savi še 0,7 milijarde: skupaj 2,2 milijardi evrov
  • Nove FVE in VE po ceni 1 milijon/MW: skupaj 5,3 milijard evrov
  • Drugi hranilniki energije, proizvodnja vodika in prilagoditve prenosnega omrežja: 1,2 milijardi evrov
  • Razvoj in raziskave OVE in novih oblik hranjenja energije (vodik): 0,3 milijarde evrov

Ob tem opozarjava, da so navedena vlaganja v prenosno omrežje le tista, ki so nujno potrebna za priključitev vseh novih obratov na prenosno omrežje. Ostaja odprto vprašanje, kako pretvoriti obstoječe distribucijsko omrežje v dovolj pametno, da bo obenem napajalo obstoječe in nove porabnike, to je  toplotne črpalke in predvsem električne avtomobile ter istočasno prevzemalo energijo iz novih razpršenih proizvodnih enot, ki bodo nanj priključene. Zato investicijska vlaganja na tem področju niso vključena v skupna vlaganja.

Ob upoštevanju letne proizvodnje amortizacijske dobe vseh objektov v povprečju 30 let in 20 eur/MWh tekočih stroškov proizvodnje in vzdrževanja, bi okvirna cena elektrike na pragu teh elektrarn ob letni obrestni meri za dolgoročne kredite v višini 2% znašala 95 eur/MWh. Ob obrestni meri 0% (kar je ob sedanjih razmerah na svetovnih finančnih trgih dosegljivo) pa 70 eur/MWh. V primeru, da zagotovimo vsaj 20% subvencij za investicije, bi se cena elektrike znižala za 10 do 15 eur/MWh.

Taka obsežna izgradnja elektrarn bi ob naši počasnosti pri pridobivanju dokumentacije, predvsem pri umeščanju v prostor, pa tudi pri sami izgradnji državnih kapitalskih projektov, trajala naslednjih 20 let. Ta čas bi lahko skrajšali, če bi razglasili podnebno krizo in tako najavili, da bodo investicije v brezogljične vire energije imele prednost pred drugimi javnimi interesi pri postopkih umeščanja v prostor.

Energije iz obnovljivih virov ne bo dovolj

Vendar se bomo v tem času srečali z večjimi problemi. V naslednjih 25 letih se bo iztekla življenjska doba NE Krško, ki sedaj preda v omrežje letno za 6 TWh elektrike. Od tega je sicer polovico izvozimo na Hrvaško, vendar obenem podobno količino za domače potrebe uvozimo. Upoštevaje stopnjo rasti porabe elektrike po 1 % letno (brez naraščanja porabe v prometu), ki vključuje željeno pospešeno rast BDP in večjo uporabo elektrike za ogrevanje, predvsem za toplotne črpalke, bo treba kljub varčevanju z energijo zagotoviti v 30 letih dodatnih 5 TWh elektrike letno. Nadalje bo treba v prometu nadomestiti glavni izvor TP pri nas, to je naftne derivate, z elektriko in vodikom, za kar bomo potrebovali še dodatnih 6 TWh elektrike letno. Torej bo treba v naslednjih 30 letih zagotoviti dodatnih 17 TWh letno iz novih proizvodnih kapacitet.

Take količine elektrike samo iz obnovljivih virov na osnovi sedaj znanih tehnologij ne bomo mogli zagotoviti. Najprej zato, ker bomo medtem izkoristili skoraj ves razpoložljivi hidroenergetski potencial (razen Mure in Soče), zaradi prostorskih in okoljskih omejitev ne bomo mogli pozidati s FVE in VE še 120 km2 površin (taka je približno površina občine Koper), tudi neusklajenost proizvodnje in porabe elektrike pri tako velikem deležu OVE bo nemogoče premostiti.  Če se ne bo v kratkem zgodil tehnološki preboj na področju izkoristka OVE in dolgoročnega shranjevanja električne energije, s čimer bi se bistveno povečala njihova učinkovitost in ekonomičnost, bomo pri elektriki vedno bolj odvisni od uvoza, tako kot smo sedaj pri naftnih derivatih in zemeljskem plinu.

Če bomo želeli  ohraniti energetsko neodvisnost, bomo morali najprej spremeniti odnos do izgradnje HE in VE na lokacijah, ki do sedaj niso bile sprejemljive. Vendar bi s temi »spornimi« OVE zagotovili največ 2 TWh elektrike letno, kar je le 8 % potrebnih količin čez 30 let.

Brez drugega bloka NE Krško ne bo šlo

Če bomo res želeli ostati energetsko neodvisni, bomo morali na mestu obstoječe NE Krško zgraditi novo nuklearno elektrarno z močjo 1.660 MW, ki bo letno proizvajala 15 TWh elektrike. Zaradi povečanih domačih potreb bo vsa proizvodnja namenjena Sloveniji, torej se bo gradila brez udeležbe Hrvaške. Taka elektrarna bi ob udeležbi lastnega znanja okvirno stala okrog 8 milijard eur. Njena lastna cena elektrike bi ob obrestnih merah med 0% in 2% in tekočih stroških obratovanja v višini 25 eur/MWh (enako kot v obstoječi NEK), znašala okvirno od 43 do 52 eur/MWh. To je za skoraj polovico manj od cene elektrike iz OVE in bi bila primerljiva s trenutnimi veleprodajnimi cenami elektrike v Evropi.

Po ocenah Aleksandra Mervarja, direktorja Eles, ki jih je predstavil lani, bi bile stroškovne cene iz novega bloka NEK do dvakrat višje od najinih ocen (89 eur/MWh). Vendar so višje tudi njegove ocene stroškovnih cen energije iz novih HE (99 eur/MWh) in sončne energije, vključno s hranilniki (128 eur/MWh). Iz stroškovnega vidika je torej megavatna ura energije iz drugega bloka NEK za 10% nižja kot pri novih hidrolektrarnah in za 30% nižja kot pri solarnih panelih. Pri čemer pa je seveda proizvodnja energije v jedrski elektrarni neprimerno bolj stabilna, odpadejo pa tudi izjemno visoki stroški postavitve hranilnikov za viške energije iz sonca. Mervar strošek slednjih ocenjuje na kar 294 milijard evrov.

Tako velika enota, kot bi bil NEK2, ki bi pokrivala 57% potrebne količine elektrike v Sloveniji, prinaša dodatna tveganja za delovanje celotnega elektroenergetskega sistema. V primeru zaustavitve je treba zagotoviti ustrezne rezervne kapacitete. Za ta namen bi bilo najprimerneje najprej usposobiti energetsko lokacijo v Šoštanju. Tam že obstaja elektroenergetski del TEŠ s parnimi turbinami in generatorji moči 1.000 MW in ustreznimi priključki na visokonapetostno omrežje. Zato bi bilo primerno, da se Te kapacitete naj se izkoristi tako, da se v Šoštanju postavi velika elektroliza vode za proizvodnjo vodika, ki bi ga proizvajali poleti iz viškov elektrike iz FVE, vodik skladiščili, pozimi pa uporabljali za pogon turbin in generatorjev, ki tam že obstajajo. Tako bi obenem zagotovili zadostne kapacitete za proizvodnjo elektrike v zimskem času in rezervne kapacitete v primeru zaustavitve NEK2.

Najmanj, kar bi morali storiti je, pripraviti primerjalno študijo, kaj je primerneje – ali opremiti TEŠ z novim obratom za zajemanje CO2 iz dimnih plinov in zagotoviti njegovo skladiščenje, kar zagovarja NEPN, ali izgraditi obrat za proizvodnjo, skladiščenje in uporabo vodika za pogon obstoječih turbin in generatorjev v TEŠ. Nadomeščanje premoga s plinom bi bilo primerno kot začasna rešitev, dokler ne zaženemo vodikove tehnologije, ki bi sicer zmanjšala emisije CO2 za polovico, v celoti odpravila pa ne. Podobno rešitev bi lahko izvedli v TE Brestanica. Tako bi na obeh lokacijah zagotovili skupno za 1.700 MW rezervnih brezogljičnih proizvodnih kapacitet elektrosistema, kar je zadostna rezerva za NEK2.

Sklep

Če povzameva, za premostitev energetskega prehoda na neogljična goriva bi morali v naslednjih 25 letih investirati v nove elektroenergetske objekte okrog 17 milijard evrov oziroma letno 680 milijonov evrov.

Vendar je celoten proces izgradnje velikih energetskih objektov od umeščanja v prostor do zagona dolgotrajen, zato ga je potrebno pravočasno začeti. Ker se sedanjemu obratu NEK izteče življenska doba leta 2043 in bomo za novo NEK2 rabili vsaj 15 let, bo potrebno s pripravljalnimi aktivnostmi začeti precej pred letom 2030, na kar morajo biti naši načrtovalci pozorni.

______________

* Izvorno objavljeno v Sobotni prilogi Dela

13 responses

  1. Presenečeni boste, kako ozek je krog strokovnjakov z IJS, ki so pripravili NEPN in ne odraža mnenja tistih, ki se na energetiko kolikor toliko spoznajo. Hvala za vaš prispevek.
    Andrej Trkov

  2. Ja, dobivam ogromno podobnih odzivov iz inštitucij, ki so formalno sodelovale pri pripravi NEPN, vendar je njihove predloge in nestrinjanja tista ozka skupina povsem ignorirala.

    NEPN je strokovna katastrofa in ga je treba vreči v smeti.

  3. Prvič, cena za NEK2 iz vajinega prispevka je na nivoju 5 milijonov EUR/MWh kar pomeni, da bi jo delali evropejci (Areva) ali američani (Westinghouse) – obe firmi, ki sta obe vsaj enkrat bankrotirali in ki imata, predvsem AREVA, katastrofalne rezultate v izvedbi, tako v kvaliteti, rokih in preseganju investicijskih stroškov. Cene nukleark, ki jih delajo Kitajci (izboljšana Westinghousova AP1000 tehnologija, ki je s strani NEK zaželena alternativa), Korejci ali Rusi (VVER TOI) je okoli 3 milijone USD/Mwh. Ob tem, da so verjetno kvalitetnejši in bistveno bolj zanesljivi v izvedbi. So že vedeli Madžari (PAKS) zakaj so se odločili za Ruse. Ker je proizvodnja cena iz nuklerk bistveno odvisna od fiksnih stroškov, s tem tudi bistveno pade cena na MWh.

    TEŠ6 ob sedanjih (in verjetno) bodočih cenah (odvisno od potencialne radikalne rasti bodočih cen CO2 kuponov) ne bo zgubaš. Že v sami začetni kalkulaciji je bila iz previdnosti vključena precej visoka cena za CO2 kupone). Poleg tega TEŠ6 opravlja bistveno funkcijo sekundarne regulacije sistema. Nuklearka to počne bistveno težje.

    Kot pravilno ugotavljata ne fotovoltaika in še manj vetrnice ne morejo biti alternativa. Predstavljajo čisto motnjo v sistemu. Ne vem , če lahko zelo drage investicije v ČHE Kozjak in ČHE Ponoviče izboljšajo njihovo ekonomiko, so pa vsekakor bistveno boljša alternativa kot baterijski sistemi. S tem, da gradnja črpalnih elektrarn ima lahko tudi določen multiplikacijski učinek na nacionalno ekonomijo, baterijski sitemi jih pa nimajo.

    Zapirat TEŠ6, eno najbolj čistih in ekonomičnih TE v Evropi na začetku svoje življenske dobe, je neodgovorna norost, ki meji na veleizdajo države.

    Pozabite na vodik. Z njim računajo samo tisti, ki nikoli v življenju niso industrijsko delali z njim. Niti od daleč si ne predstavljate kakšen tehnološki in varnostni problem to predstavlja. Ni čudno, da so Kitajci (največji proizvajalci in investitorji v zeleno tehnologijo na svetu) popolnoma ukinili subvencije za vodikovo tehnologijo. So že vedeli zakaj.

    Me zanima koliko ljudi, ki so dalali ta energetski program, je že kdaj v življenju delalo v realni ekonomiji, po možnosti industriji. Samo neodgovorni akademski teoretiki (“luftarji”) lahko napišejo kaj takega.

    In za na koncu. Preden država sprejme “podnebni” elektroenergetski načrt ga dajmo na referendum. Transparentno in demokratično. Ob tem pa pošteno pripišimo za koliko bi uvedba tega načrta podražila električno energijo. Ma, me zanima kakšen bi bil rezultat, ko bi Slovenci videli, da bi plačevali namesto sedanjih povprečnih 50 Evrov kakih 259 Evrov kot Nemci ali celo več.

  4. Strinjam se glede pomanjkanja koncepta. Res je glavni problem v Sloveniji, da na tem področju ni nobene strategije ali vsaj koncepta. Vendar je videti, da je to načrtno.
    Z dolgoletnim pomanjkanjem strategije zmanjševanja rabe energije in z zaviranjem prehoda na obnovljive vire se načrtno ustvarja kriza. In, kako prikladno, vedno se pojavi rešitev v obliki nove nuklearke. Tudi v tem prispevku.
    Odmislimo zapravljeni čas, ko nismo povečevali energijske učinkovitosti in nismo opuščali fosilnih energentov. Pozabimo na politike in gospodarstvenike, ki so podlegli jedrskim ambicijam. Kar je bilo, je bilo. Glejmo naprej. Smo vsaj sedaj lahko tako državotvorni, da pripravimo strategijo energijsko neodvisne Slovenije, z rabo domačih obnovljivih virov? Misel, da bi se zanašali na jedrsko energijo (tuja tehnologija, tuj energent in tuje financiranje, le tveganje, hladilna voda in jedrski odpadki so domači) ni razumna.
    V premislek: sedaj deluje NEK že skoraj 40 let. V tem času so zbrali sredstva, ki naj bi morda zadoščala za gradnjo skladišča za nizko in srednje radioaktivne odpadke NSRAO. Skladišča še ni. Investicija v razgradnjo, skladiščenje VRAO in skladiščenje IJG pa bo v breme zanamcem. Neprimerno!
    Vsak gostilničar ve, da mora zapitek plačati gost, ki pije in ne naslednji gost. Le da so pri jedrski energiji v igri tako veliki denarji, da se ta logika spremeni. Všečni ekonomisti “pozabijo” ovrednotiti stroške razgradnje in skladiščenja radioaktivnih odpadkov, kakor da naj te stroške plačujejo vnuki in njihovi vnuki, če bodo hoteli živeti v neobremenjenem okolju. Odločno sem proti taki sprevrženi logiki.

    • Matjaž,

      stroški razgradnje so za magnitude manjši od tistih, ki se proklamirajo, jedrski “odpadki” pa to niso. Njihovo hranjenje ni noben poseben strošek. So dragocena neprecenljiva dediščina zanamcem, ki bodo, vsaj upam bolj racionalni kot smo mi. Če nič drugega jih bo strahovita cena, ki jo bomo plačali za to blaznost okoli obnovljivih virov, prisilila v to. O tem sem že pisal.

      https://damijan.org/2020/01/25/energetska-prihodnost-je-jedrska/

      S tem pade vsa Tvoja argumentacija. Žal je vse zavzemanje za obnovljive vire skregano z osnovno inžinirsko, ekonomsko in nenazadnje okoljevarstveno logiko. Je bolj versko prepričanje in politična akcija kot realna alternativa. Številke se enostavno ne izidejo. Lahko se je zavzemati za obnovljive vire dokler ti jih ni potrebno plačati in dokler ti ni treba skrbeti za vzdrževanje frekvence v elektroenergetskem sistemu , tj. dokler se ni treba soočit z realnim svetom.

  5. Marko,

    Nekaj odgovorov s strani pretežnega avtorja teksta. Natančnejša pojasnila bi vsebovala preveč tehnikalij za tale pretežno ekonomski blog, bolje da se dobiva na kavi in pogovoriva.

    – cena NEK2: ta ocena je povprečje cen za nam in NEKu tehnično najbližje reaktorje tretje generacije, PWR tehnologija, izboljšana 3. generacija po Fukušimi in prilagojena enostavnejši izgradnji (modularni princip), ki je za graditelje lažji za izvedbo (zaradi slabih izkušenj pri izgradnji prvih reaktorjev – Flamanville, Okiluoto). Konkretno gre za reaktor Westinghouse AP 1000 z močjo 1100 MW in za francoski reaktor EPR (EDF) 1600, moči 1600 MW. Cena vključuje stroške lokacije in stroške financiranja med gradnjo. Cena na MW je za manjši agregat nekaj višja, za večji nekaj nižja od 5 mio/MW, zaokrožena na 5. Cene lahko preveriš pri IEA-NEA ali pri prijateljih v Krškem.
    Je pa potrebno pojasniti sodoben način izgradnje NE: pametnejši in sposobnejši graditelji kupijo samo ožji del, reaktor, in načrte z licenco, večino dobav pa opravijo lokalni proizvajalci, torej v okviru lastnega inženiringa. Iste reaktorje uporabljajo za svoje elektrarne Korejci in Kitajci, so pa zaradi lokalnih dobav in lastnega inženiringa njihove elektrarne cenejše, reda velikosti 3-3,5 mio/MW. Pri NEK2 bi po moje tudi lahko uporabili tak pristop, imamo zelo sposobno ekipo v Krškem, in Westinghousejev reaktor. Pred časom smo imeli kar sposobno strojno industrijo, ko sem pred leti delal v Slovenskih železarnah (sedaj SIJ) kot direktor njihovega trgovinskega podjetja, sem Ukrajincem za njihovo NE v Zaporožju prodal štiri velike vodne črpalke za sekundarni krog. Ker ti dobro poznaš aktualno stanje slovenske industrije, ti predlagam, da ob kavi preveriva, katere slovenske proizvodne firme bi bile sposobne dobavljati opremo za NEK2 in ali je v Sloveniji kdo sposoben izvajati tak inženiring (v kar sumim), projektirati bi že znali. Moja ocena je, da bi pri lastnem inženiringu lahko dobavili vrednostno 50-60% domače opreme in znižali ceno na MW za kak milijon, torej za 20%.
    – zaustavljanje TEŠ: strinjam se, da je obrat tehnično gledano med najboljšimi TE v Evropi in da je zaradi prilagodljivosti in lokacije idealen obrat za slovenski EE sistem, vendar ima tri velike pomanjkljivosti: največja je, da proizvede okoli 3,5 mio ton CO2 na leto, oziroma dobro četrtino vsega CO2 v Sloveniji, ki se ga na tehnično/ekonomsko pameten način ne da iznebiti. Kam ga bomo dali? Nazaj v rudnik? Druga je, da lignita zmankuje, izkop je vedno dražji, kvaliteta pada, zato je vedno več zastojev v TEŠu, ko morajo popravljati kotel. Skratka, ekonomsko in tehnično izkoristljivega lignita bo nekje do leta 2030 zmanjkalo. Zato je TEŠ lani že zaprosil za dovoljenje za uvoz premoga.Tretja stvar so previsoki stroški – leta 2018 je imel 58 mio izgube ob lastni ceni 69 eur/MWh (poglej poslovno poročilo), če mu bomo dodali še obrat za ekstrakcijo CO2, bi lastna cena MWh presegla 100 eur, kar je več, kot EE iz OVE in bistveno več kot iz NEK2. Njegova usoda se bo odločila po ekonomskih kriterijih: ko bodo stroški subvencioniranja obratovanja presegli dodano vrednost TEŠ in rudnika, bo bolje zapreti rudnik in TEŠ predelati na uporabo drugega goriva. Ocenjujem, da se bo to zgodilo nekje do leta 2030, mogoče 2035, ko naj bi se odločali, da vložimo še 500 mio v obrat za izločanje CO2 iz dimnih plinov. Bo pa TEŠ6 še naprej obratoval do konca življenske dobe, do leta 2054, najverjetneje na zemeljski plin, dolgoročno pa na vodik oziroma njegove energetske oblike (sintetični metan, amoniak, itd.). Toliko o veleizdaji, razen če meniš, da je ekonomija veleizdaja.
    -ČHE: za Kozjak je cena 1 mio/MW, skladiščil bi 4,5 GWh elektrike. Za tako kapaciteto skladiščenja bi baterije stale šestkrat več (upoštevaje krajšo življensko dobo baterij). Pri ekonomiki je pa potrebno upoštevati, da so FVE, VE, ČHE in HE en povezan tehnični sistem, en brez drugega ne delujejo optimalno, zato sem v članku podal končno ceno EE iz celega sistema, da se vidi ekonomika.
    -vodik: res je, to je zahteven material, vendar obvladljiv. Konec koncev se glavno sintetično gnojilo, amoniak, izdeluje v sto milijon tonskih količinah letno iz vodika, vsaka rafinerija nafte ga uporablja za izdelavo lahkih frakcij (bencina). Sam sem v življenju kot inženir kemije imel opravka s še bolj nevarnimi zadevami, pa sem preživel. Je pa res prezahteven za navadne črpalkarje in šlampaste avtomobiliste, za industrijske obrate pa gre. Je pa potrebno procese optimizirati, da bodo ekonomični.
    -luftarski avtorji – ne vem, kje si dobil ta občutek, da smo luftarji. Sam imam z energetiko in tehniko dovolj prakse, večina pisanj izhaja iz mojih delovnih izkušenj. Vsaj nisem amaterski, ampak pravi inženir.
    -jedrski odpadki: se strinjam, to bo gorivo naslednje generacije jedrskih reaktorjev, oplodnih, kar si ti lepo opisal. Ko bomo zaustavljali stari NEK, leta 2043, bi lahko namesto njega postavili en tak reaktor in rešili problem starega in novega izrabljenega goriva. Sedaj pa so ti reaktorji še nepreizkušeni (prvega komercialnega šele postavljajo v Indiji), da bi ga uporabili kot NEK2.
    -referendum: energetika je tehnično, ekonomsko in strateško zahtevno strokovno področje, o njej bi morali odločati najbolje usposobljeni in odgovorni strokovnjaki in politiki, ne pa kar vsi povprek. Zadnje čase smo priča vsesplošni banalizaciji stroke, vsak luftar se ima za strokovnjaka in nam soli pamet. Kot pri podnebni problematiki, na primer, in tudi na tem blogu, ki ima le višje standarde, kdo si zasluži pisati nanj.
    Sem proti.

    Matjaž
    Kaj si hotel povedati s svojim pravljičanjem? Kje so številke in dokazi? Še gostilničar ti pove, po koliko je pivo, ti pa ne navedeš niti ene številke, dokaza ali strokovne reference. In taki naj bi odločali na referendumih? Hvala lepa.

  6. Drago,

    hvala za odgovor in oprosti glede “luftarjev”. Prosim, brez zamere, ni letelo niti Nate niti na Jože-ta.

    Kar se cen za NEK2 tiče. AP1000 je seveda zelo aktualna opcija saj omogoča nadgradnjo na istih operativnih osnovah kot sedaj. In to je absolutno pomemben faktor. Drugo je vprašanje, kdo ga bo delal. Če bo delež Kitajcev (ti naj bi naredili, če se še prav spomnim, približno 18 westinghousovih reaktorjev po licenci) relativno velik, potem bo mogoče tudi cena nižja. Kar se naše industrije tiče, pa se bojim, da smo veliko primerne težke industrije že izgubili. Žal. Inžinirska ekipa v NEK se usposablja že zelo dolgo, ima za sabo vrsto uspešnih projektov in čaka na projekt v nizkem štartu. Kolikor se spomnim, podatkov pa ne smem razkrivati, osnove za nižjo ceno realno obstajajo. Tudi na osnovi lastne participacije, ampak tu bi rabili aktivno vlogo države. Žal tu (v politiki) ne vidim nikogar, ki bi bil to sposoben koordinirati ali vsaj dati industriji ustrezno politično podporo in sponzorstvo. Če se ne bodo preveč vmešavali, bo že velik uspeh. Žal, mogoče sem že preveč resigniran glede tega.

    Glede TEŠ6 se čisto ne strinjam. Tisto s premogom ne drži. Ravno globlji sloji, ki jih bodo kopali v bodoče, imajo višjo kalorično vrednost. Kotel omogoča do 6-7% dodajanja črnega premoga kar lahko izboljša ekonomiko (ali pa omogoča zaslužiti še komu drugemu-še posebej sedaj, ko so cene ugodne). Cena premoga je v veliki meri tudi odraz tega, da se investicij, ki naj bi jih izgradili za izboljšanje ekonomičnosti rudnika ni zgradilo pravi čas. Glavni faktor pa so predvsem kuponi CO2. Če se bo Evropa definitivno odločila za kolektivni samomor, potem bo seveda ekonomika TE na premog načrtno ubita. Bojim pa se, ko gledem gibanje cen električne energije, da bodo vse ostale alternative bistveno dražje. Še posebej , ko bomo presojali makroekonomske vplive v celoti. Zapirati TEŠ6 zaradi tega ker naj bi CO2 segreval ozračje, pa,….saj poznaš moje mnenje. Predelava TEŠ6 na zemeljski plin? Dvomim, da je to tako zelo enostavna zadeva. Še uporaba druge vrste premoga je resen tehnični problem.

    Kar zadeva ČHE. Še v mojem času v AUKN sem si zelo prizadeval za njihovo gradnjo, kot dolgoročno opcijo ob izgradnji elektrarn na srednji Savi in Muri in kot del slovenskega “New Deal-a”, ki bi tedaj v času krize in kasneje lahko rešil velik del slovenskih velikih gradbenih podjetij in prispeval pomemben multiplikator k rasti BDP v najbolj kritičnem času. Dolgoročno pa bi veliko prispevali k stabilnosti slovenskega energetskega sistema. Lepota teh projektov je bila tudi, da bi se jih delo zelo elegantno in ugodno sfinancirati. Žal večina v vladi širših implikaci tega ni bila sposobna dojeti, industrija sama pa se v tistih časih tudi ni mogla dodatno finančno izpostaviti.

    Vodik. Se strinjam. Njegova vloga v industriji je nenadomestljiva. Bo pa vodik izjemno pomemben, ko ga bomo lahko pridobivali s termo-kemičnimi reakcijami, ki jih bo omogočila poceni energija iz visoko temperaturnih oplodnih reaktorjev. Takrat bo verjetno prišlo do njegove renesanse. Predvsem v kemični industriji. Ne verjamem pa v njegovo uporabo v prometu. Rusi so se vodika večinoma odrekli še v raketni tehniki (razen ponekod v 3.stopnjah), pa so tam ekonomike čisto drugačne.

    Če si pazljivo prebral moj prispevek (Prihodnost je jedrska), se oplodni reaktorji komercialno uporabljajo v Rusiji (SZ) že od 80-tih let naprej. Projekt Proryv (BREST reaktorji) so predvsem nova razvojna faza in končni korak k širši komercializaciji oplodnih reaktorjev v skladu z zahtevami 4.generacije. Tehnologija v bistvu že obstaja in je bila po posameznih segmentih (upravljanje breeder reaktorja, hlajenje s svincem, testiranje novega tipa goriva U-Pu-nitridi in zaprt cikel jedrskega goriva) tudi že v praksi stestirana. Sledi integracija in faza komercializacije. Vejetno imaš prav, ko postavljaš mejnik v 2040. Do takrat pa pazljivo čuvajmo naše “jedrske odpadke”.

    Referendum. Hja, imaš prav ali pa tudi ne. Ko se spomnim avstrijskega referenduma leta 1978 v vezi Zwentendorf-a, Ti dam prav. Spomnim se tudi izjave dolgoletnega direktorja NEK-a Rožman-a, ki je dejal, da je bila največja napaka slovenske elektroenergetike, da je dala projekt TEŠ6 v javno razpravo neukim politikom in javnosti. Se v celoti strinjam z njim. Ampak po drugi strani, če dvignemo npr. stroške elektrike slovenskim porabnikom na nemško raven, na osnovi hudo vprašljive (poskušam biti vljuden, drugače bi rekel kaj drugega) zgodbe o antropogenem segrevanju, potem mislim, da se ljudi to še kako tiče. Ker jih bo ta zgodba zadela ne samo pri stroških el. energije, ampak zato ker genaralno pelje v nov globalni fašizem. S to razliko, da sedaj ne bo nacional-fašizem kot v 20.stoletju, ampak eko-fašizem. Vse v korist “kao” menda višjih ciljev za katere moramo ljudje žrtvovati tako osebno blaginjo kot predvsem osebno svobodo.

    Kar se pa kave tiče, z veseljem. Številko telefona in email ima Jože.

    Lepo Te pozdravljam

    Marko

  7. Pozdravljena Drago in Damijan,

    vajin članek mi je zanimiv pogled na problematiko prehoda na nizkoogljično proizvodnjo električne energije in vsebuje veliko izračunov, predpostavk in trditev, katere bi bilo dobro preveriti. Ne zato ker vam ne bi zaupal, ampak zato, da lahko sam bralec preveri predpostavke, izračune in rezultate. Konec koncev bi navedba virov in uporabljenih matematičnih formul še izboljšala sam prispevek, ki bo, v to sem prepričan, povzročil živahno debato med zagovorniki in nasprotniki gradnje NEK2.

    Prosil bi vaju torej za navedbo:
    – vseh virov iz katerih sta črpala vhodne podatke za vajin model
    – katere predpostavke sta pri tem privzela

    Hvala.

  8. Hvala vama obema za odgovor.

    Sem preveril ta prispevek in prispevek na povezavi, ki ga je podal Jože. Imam nekaj splošnih vprašanj, ki se tičejo obeh prispevkov, ker iz teksta nisem uspel razbrati inicialnih predpostavk.

    1.) Na kakšen način sta ocenila potrebno površino za sončne elektrarne? V kolikor gledam podatke ameriškega NREL (link: https://www.nrel.gov/docs/fy04osti/35097.pdf stran 1 – gre pa za dokaj star podatek) ocenjujejo, da je za letno proizvodnjo 1 GWh potrebnih med 5000 m2 do 25 000 m2 površine. Če vzamemo najnižjo oceno 5000 m2 za GWh letne proizvodnje, bi po tem izračunu potrebovali 11 km2 površine za 2.2 TWh letne proizvodnje. Če uporabim podatke iz te raziskave https://www.nrel.gov/docs/fy13osti/56290.pdf in vzamem povprečje za industrijske sončne elektrarne 1 MW do 20 MW (4.1 akrov) pa dobim 36 km2. Kako torej oceniti potrebno površino za 2.2 TWh FVE na leto?

    2.) Na kakšen način sta določila lastno ceno energije NEK2 med 45 EUR/MWh in 54 EUR/MWh? Analiza LCOE, ki jo je opravilo podjetje Lazard (vir: https://www.lazard.com/media/451086/lazards-levelized-cost-of-energy-version-130-vf.pdf) za jedrsko energijo predvideva ceno 118$ – 192$ na MWh za novozgrajeno nuklearko. Nekako dvomim, da bo NEK2 imel lastno ceno energije enako lastni ceni amortiziranemu NEK-u.

    3.) Ali je v lastno ceno NEK2 vključena tudi izgradnja skladišča za visoko radioaktivne odpadke in financiranje shranjevanja le-teh v prihodnjih stoletjih?

    4.) Kako komentirata dejstvo, da cena MWh električne energije OVE pada skozi leta, medtem ko se cena MWh električne energije jedrskih elektrarn dviga (vir: enako kot točka 2.)? Ali je predvideno zniževanje stroška izgradnje OVE virov (+ storage) skozi leta upoštevano v vajini kalkulaciji?

    5.) Za nadomestitev fosilnih goriv v prometu in ogrevanja s toplotnimi črpalkami sta navedla, da bi potrebovali dodatnih 11 TWh na leto. Na kakšen način sta dobila to oceno?

    Sam nekako še nisem prepričan, da je NEK2 prava stvar ravno iz zgoraj navedenih pomislekov:
    – Čeprav naj bi bilo shranjevanje jedrskih odpadkov “non-issue”, pa izkušnje pri gradnji skladišč za hranjenje visokoradioaktivnih odpadkov kažejo drugačno sliko. Trenutno na svetu ne obstaja niti eno tako skladišče. Nemčija je šele v lanskem letu začela postopek umeščanja v prostor, sam postopek izbire lokacije naj bi trajal do leta 2031, pa čeprav naj bi zaprli vse jedrske elektrarne do leta 2023. Stroški izgradnje skladišča se gibljejo v miljardah EUR, pri tem pa ni upoštevano še financiranje samega obratovanja po izgradnji. Vir: https://www.cleanenergywire.org/factsheets/what-do-nuclear-waste-storage-question
    – Kot me uči izkušnja z izgradnjo slovenskih avtocest, TEŠ6 in 2. tira, predvideni stroški izgradnje NEK2 (8 mrd) ne bodo doseženi, oziroma bo cena višja za vsaj miljardo ali dve. Če vzamemo “multiplikator” slovenskih avtocest (dražje za vsaj milijardo od 6 miljard – Soršak pravi 2 milijadri od 7 milijard), TEŠ6 (ocenjena vrednost projekta je bila 700m EUR realizirana 1.5 mrd EUR – knjiga Primoža Cirmana NepoTEŠeni) in zdaj drugi tir (maketa preplačana 2x), lahko upravičeno pričakujem vsaj 10 mrd EUR za gradnjo NEK2.
    – Gradnja bo trajala med 10 in 15 let. V tem času zaradi kapitalsko zahtevne investicije ne bo denarja za ostale prepotrebne investicije v slovenskem elektrogospodarstvu (obnova distribucijskega in prenosnega omrežja).
    – Glede na silovit razvoj, padanje stroškov izgradnje, ter ob “zero marginal costu” obratovanja OVE virov, bomo ob izgradnji NEK2 ostali z nerentabilno jedrsko elektrarno, ki bo v uporabljena za rezervo za “izjemne” primere, ko “sonce ne bo sijalo in veter ne bo pihal”.
    – Ker se bi šlo v postopno izgradnjo distribuiranega omrežja (začnemo lahko takoj in skozi leta progresivno gradimo novo omrežje) baziranega na OVE virih, so projekti manjši, kapitalsko manj intenzivni in lažje stroškovno obvladljivi. Gre za relativno preprosto tehnologijo, pri kateri bi prišlo konkurenčne vojne med veliko ponudniki (in ni nujno da eden pobere vse). Pri jedrski energije je konkurenčnost težko zagotoviti, saj na trgu nastopa izjemno malo ponudnikov.
    – Že sama sta ugotovila, da bi se investicija v OVE v polovični meri vrnila nazaj v lokalno gospodarstvo, pri NEK2 je ta ocena ena tretjina.

    Skratka… sam menim, da Slovenija potrebuje resnično debato na to temo.

    • Matej,

      sončne elektrarne so cenejše samo v primeru, da jim zagotavljaš prednostno dispečiranje. Če tega ni, pade vsa ekonomika tako fotovoltaike kot tudi vetrnic. Na nek način so danes ti “alternativni viri” paraziti na obstoječem omrežju (premog, plin, nuklearke, hidro), ki nosijo vse stroške regulacije sistema (vključno z motnjo alternativnih virov)

      Pred leti je ameriška zvezna država Nevada (ima cca 300 sončnih dni na leto) odpravila vse subvencije za fotovoltaiko vključno s prednostnim dispečiranjem.

      Investicije v fotovoltaiko so v trenutku padle za več kot 90%. Privatni investitorji so si v “no time” izračunali , da se fotovoltaika v pogojih čiste tržne tj. enakopravne bitke na trgu ne splača.

      Tako fotovoltaika in vetrnice so izključna politična zgodba, ki s karšnokoli čisto ekonomiko (brez subvencij in prednostnega dispečiranja) ne bi igrale nobone vloge.

  9. Matej,

    Da ne spremenimo Damijanovega bloga v tehnični priročnik za energetiko, te vabim na posvet na to temo, ki ga pripravljamo v okviru SAZU. Posvet bo zadnji teden v marcu, boste vsi pravočasno obveščeni, tudi preko tega bloga.

%d bloggers like this: