V Sobotni prilogi Dela je Aleksander Mervar (direktor ELES) objavil daleč najboljši načrt za nizkoogljični energetski prehod Slovenije. Torej za prilagoditev kapacitet proizvodnje električne energije in regulacije EE sistema za obdobje, ko bomo v skladu s cilji EU in našimi zavezami morali zagotoviti nizkoogljično proizvodnjo električne energije. Po domače, gre za dilemo, kako zagotoviti tako energetsko samozadostnost kot tudi stabilnost dobav električne energije in stabilnost elektroenergetskega sistema, ko bomo zaprili TEŠ 6 in ko se bo iztekla življenjska doba NEK 1. Večina komentatorjev, aktivistov, politikov, pa tudi teoretikov, tukaj nekritično povzema “nemško vizijo” prehoda, ki naj bi ob zmanjševanju porabe energije temeljila na obnovljivih virih vode, sonca in vetra (v praksi pa je aktualna nemška proizvodnja električne energije po zaprtju jedrskih elektrarn štirikrat “bolj rjava” od francoske, saj Nemčija izgubljeno energijo iz jedrskih elektrarn nadomešča s kurjenjem premoga, medtem ko francoska temelji pretežno na nizkoogljični jedrski energiji).

Ti “aktivisti”, ki bi takoj zaprli tako TEŠ 6 kot NEK 1, seveda zanemarjajo tri ključne vidike zelenega prehoda po nemškem taktu: (1) Slovenija nima naravnih danosti za zadovoljiv obseg proizvodnje iz obnovljivih virov, zaradi česar bo po tem scenariju pahnjena v več kot tretjinsko do polovično uvozno energetsko odvisnost; (2) Proizvodnja energije iz obnovljivih virov (predvsem sonca in vetra, pa tudi vode) je inherentno nestabilna, odvisna od dnevnega cikla in vremena, zaradi česar prihaja do velikih dnevnih nihanjih v dobavah EE in nestabilnosti v elektroenergetskem omrežju, ki zato potrebuje velike sistemske rezerve za regulacijo (ki pa večinoma niso nizkoogljične – plin); in (3) Stava na nemško vizijo pomeni potrebo po visokih investicijah v gradnjo prenosnih omrežij in nadgradnjo obstoječih, gradnjo pametnih omrežij in domačih hranilnikov energije, kar pa je dražje od denimo izgradnje NEK 2.

No, Mervar se kot direktor sistemskega operaterja elektroenergetskega omrežja teh problemov odlično zaveda. In zelo pohvalno je, da je lastnoročno na nekaj straneh napisal nacionalno strategijo zelenega prehoda. Nekaj, kar smo sicer pričakovali od Nacionalnega energetskega in podnebnega načrta (NEPN), ki pa so ga teoretiki povsem odvlekli v strateško in tehnično nevzdržno smer. Spodaj je nekaj ključnih poudarkov iz Mervarjevega načrta.

Ocenjujem, da smo v naši državi pri elektroenergetiki v tako težkem položaju, kot nismo bili že desetletja. Evropska unija nas – s politiko zmanjševanja volumna razpoložljivih emisijskih kvot CO2, zaradi česar skokovito narašča cena (aprila 2021 glede na konec decembra 2020 je rast 69-odstotna), posledično se povečuje stroškovna cena proizvedene električne energije v Termoelektrarni Šoštanj (Teš), letni stroški Teša so se v prvih štirih mesecih letošnjega leta, preračunano na letno raven, pri 3,6 TWh proizvodnje električne energije in 3,7 milijona ton CO2 emisij povečali za 66 milijonov evrov – vodi v razmišljanje o predčasnem prenehanju proizvodnje v Tešu, saj bo ekonomika nevzdržna, za jedrsko energijo nima ravno posluha, neusmiljeno forsira razpršene, nepredvidljive vire sonca in vetra za proizvodnjo električne energije. Pri tem pa pozablja na vse negativne dejavnike, ki trenutno niso ustrezno obvladovani, zlasti na premoščanje obdobij brez proizvodnje in obdobja s preveliko proizvodnjo električne energije.

Poleg tega niti en elektroenergetski sistem v državah EU nima takšne specifike kot naš. Če upoštevam samo 50 odstotkov proizvodnje iz Nuklearne elektrarne Krško (Nek), naša največja enota Teš proizvede tretjino vse proizvedene električne energije v Sloveniji, skupaj z Nekom pa okrog 60 odstotkov. Že prenehanje proizvodnje v Tešu nas požene v dramatično uvozno odvisnost, kaj šele na primer scenarij, da Nek ne pridobi podaljšanega okoljevarstvenega soglasja! Pariški podnebni sporazum je decembra 2015 podpisalo 195 držav. Dane so zaveze glede omejitve dviga povprečne globalne temperature pod dve stopinji Celzija do konca stoletja. Nasprotovanja in »odpora« do jedrske tehnologije si ne znam razložiti drugače, kot da nekdo v EU forsira sončno in vetrno tehnologijo, ki jo je razvil v preteklosti in njen razvoj financiral z izjemno visokimi dajatvami svojih gospodinjstev ter gospodarstva prek porabljene električne energije, sedaj pa bi rad širil prodajo te tehnologije v druge države, članice EU. Odpor do jedrske tehnologije je povsem odveč. V celotni življenjski dobi samo vetrne elektrarne sproščajo manj toplogrednih plinov (vir: IPPC – International Plant Protection Convention). Poleg tega pa so stabilen, predvidljiv proizvodni vir, ki zagotavlja električno energijo 24 ur na dan, 7 dni v tednu.

Razvoja slovenske elektroenergetike ne smemo jemati tako lahkotno, kot o njem prebiramo v številnih komentarjih in intervjujih. Neresnice, ki so stalnica – z energijo sonca oz. malimi, razpršenimi sončnimi in vetrnimi elektrarnami lahko nadomestimo proizvodnjo iz Teša, so cenejše, slovenska elektroenergetika je umazana, neambiciozna, kar se tiče okoljskih ciljev, saj proizvaja precejšnji delež električne energije iz umazane, premogovne tehnologije –, so v danem času neobjektivne, zavajajoče za laično javnost.

Resnica je povsem drugačna. Če želimo razmah sončnih in vetrnih elektrarn, pri tem pa ne računajmo, da bomo okoljske cilje dosegli z razpršenimi, mikro sončnimi elektrarnami povprečne moči 11 kW, lokacijsko koncentriranih, moči prek 100 MW, se moramo vprašati, kdaj je takšna investicija sploh izvedljiva, in to zaradi postopkov umeščanja visokonapetostnih daljnovodov.

Scenariji

Kaj potem s Tešem? Ko analiziram vse, kar sem zapisal, lahko brez slabe vesti napovem naslednji scenarij: če se ne bo rešilo vprašanje, koliko izgube iz poslovanja HSE v letošnjem in prihodnjih letih bo padlo na pleča skupine HSE in ali je HSE sposoben naloženo breme tudi finančno servisirati, je lahko letnica prenehanja obratovanja Teša, posledično PV, veliko veliko zgodnejša, kot je leto 2033. Lahko tudi prihodnje leto, če bi cene CO2 kuponov še naraščale. In to kljub temu, da je šesti blok Teša najmodernejši, z odlično odžvepljevalno napravo.

Če se najde ustrezna rešitev, naj Teš obratuje toliko časa, dokler lahko PV zagotavlja zadostne količine lignita, s primerno kalorično vrednostjo in stroškovno ceno. Ta Tešu omogoča, da proizvaja električno energijo v obsegu med 3,5 do 3,7 TWh na leto, pod pogojem, da variabilni stroški, brez stroškov CO2, ne presegajo grosistične cene električne energije za profil proizvodnje, kot ga ima Teš.

Ne glede na zapisano moramo slediti cilju, da je delež slovenske proizvodnje nizkoogljične električne energije v celotni proizvodnji višji, kot je povprečje EU, pri tem se upošteva celotna proizvodnja iz Neka. Zato naj bo bodoča proizvodnja v Tešu omejena tudi s tem pogojem.

Nemudoma je treba začeti z zasnovo zakonodaje o prestrukturiranju šaleškega gospodarstva in zapiranju Teša in PV, z navedbo virov financiranja, zakon pa sprejeti najkasneje do konca prihodnjega leta.

Zanašanje, da bo Teš tudi v prihodnje zagotavljal potrebno toplotno energijo za šaleški daljinski sistem ogrevanja, je zgrešeno. Za potrebe ogrevanja Velenja, Šoštanja in ostalih naselij, povezanih na skupni vročevodni sistem, se zgradi plinsko-parna kogeneracija skupne moči 40 MW s pripadajočimi vršnimi vročevodnimi kotli. Investitorji bodo morali biti občine šaleške regije, pretežni vir za financiranje mora biti iz sredstev EU za pravičen prehod.

Ko pišem o ustrezni rešitvi, imam v mislih tri. Prva je, da skupina HSE sama nosi poslovno izidno in finančno breme negativnega poslovanja Teša. To možnost ocenjujem kot manj verjetno. Druga možnost je izločitev Teša in PV v samostojno družbo, katere lastnik je Republika Slovenija. Lastnik zagotovi sredstva tako za kritje izgube za čas proizvodnje v Tešu in PV kot sredstva za zapiranje in prestrukturiranje šaleške energetike. Vira sta lahko dva: sredstva proračuna in sredstva sklada EU za pravičen prehod. Z zdravim proizvodnim delom HSE (Dravske in Soške elektrarne kot 49-odstotni delež v Hidroelektrarnah na spodnji Savi) pa se dokapitalizira Gen energija, s čimer se ji zagotovi letno približno 100 milijonov evrov dodatnih lastnih virov za izgradnjo Neka II. Tretja možnost je morebitni razmislek o združitvi skupin HSE in Gen energije. Zakaj zopet ideja o združitvi obeh proizvodnih stebrov? Iz enostavnega razloga: ker je stoodstotni lastnik obeh Republika Slovenija. Trenutno so bremena neenakomerno porazdeljena, HSE ima v svojem proizvodnem portfelju najcenejši proizvodni vir, to so Dravske elektrarne, sočasno pa najdražji proizvodni vir, Teš, ki predstavlja več kot tričetrtinski vir vplačil za podnebni sklad. Gen ima celoten proizvodni portfelj brezogljičen, z drugo najcenejšo proizvodno enoto, Nek, v letih 2021 do 2023 bo tretji največji prejemnik sredstev podnebnega sklada. Če analiziramo vsakega posebej in izračunavamo projekcije v prihodnje, bo HSE s Tešem in PV na robu preživetja, Gen energija bo akumulirala denarna sredstva. Seveda pa lahko združitev pomeni problematiko zagotavljanja lastnih virov financiranja Neka II.

Že prenehanje proizvodnje v Termoelektarni Šoštanj nas požene v dramatično uvozno odvisnost, kaj šele na primer scenarij, da Nuklearna elektrarna Krško ne pridobi podaljšanega okoljevarstvenega soglasja!

Ko razmišljam o nadaljnji usodi Teša, predvsem bloka 6, njegovi pomembnosti za slovenski elektroenergetski sistem, menim, da je korektno, da omenim še ocene vrednosti nekaterih elementov za leto 2022 iz zadnjega noveliranega investicijskega programa za blok 6 Teša, ki datira v december 2014. V njem je opredeljena pričakovana prodajna cena električne energije 75,19 evra/MWh, trenutna okrog 65 evra, razlika 10,19 evra, pričakovana cena tone CO2 kuponov 8,78 evra, trenutna 43 evra, razlika 34,22 in pričakovana cena gigadžula lignita 2,75 (v osnovnem investicijskem programu je bila določena celo na 2,25 evra), trenutna 3,32 evra, razlika 0,57 evra. Če upoštevam letno proizvodnjo 3,6 teravatne ure, okrog 3,7 milijona ton emisij CO2 in 36 milijonov gigadžulov porabe lignite, dobim razliko, težko 183 milijonov evrov. Na letni ravni na žalost negativno!

Možna strategija

To sem navedel iz dveh razlogov: prvič, kako težko je v elektroenergetiki opredeliti cenovne/stroškovne razpone za v prihodnje, kot drugič pa, in kot sem zapisal spomladi leta 2009, da so bile predpostavke za sprejem investicijske odločitve o gradnji bloka 6 Teša napačne. Zato imamo danes tudi precej večji problem, kot bi ga imeli ob drugačnem scenariju daljnega leta 2005.

Na podlagi prihodnjih projekcij porabe električne energije v naši državi, upoštevajoč predhodno zapisano in še kup drugih izračunov, podatkov, ob upoštevanju 50-odstotnega deleža proizvedene električne energije iz Neka I, ocenjujem, da bi bila lahko prava strategija na strani prihodnje strukture proizvodnje v RS, ki bi zagotovila zanesljivost delovanja in gotovost zadostne količine za našo državo, sledeča:

• • Teš preneha obratovati najkasneje do leta 2036, ob določenih predpostavkah, ki sem jih predhodno zapisal, najpomembnejša je, kdo in kako bo pokrival izgubo, ki se na letnem nivoju ocenjuje, pri grosistični ceni med 61 do 65 evrov/MWh in ceni CO2 kupona med 41 in 43 evra na tono, med 140 in 160 milijonov evrov na leto.
  • Nek I pridobi podaljšanje okoljevarstvenega soglasja in obratuje do vključno leta 2043.
  • Pristopi se k investiciji Neka II z odločitvijo v letih 2022–2023, s ciljem pričetka obratovanja leta 2037. Gen energija dobi mandat, da investira v pridobitev vseh upravnih in drugih dovoljenj. Sočasno se intenzivno sodeluje pri pilotnih projektih hranjenja, pretvorbe presežkov električne energije v vodik/metan in njihovo hrambo. V odvisnosti glede na prihodnji razvoj teh tehnologij se končna odločitev o Neku II sprejme v letih 2025 do 2026.
  • Povečuje se instalirana kapaciteta razpršenih OVE, predvsem sončnih elektrarn, leta 2030 do 1330 MW, leta 2037 do 2580 MW in leta 2044 do 3700 MW. Te moči so upoštevane tudi v primeru začetka obratovanja Neka II v letu 2037.
  • HE Mokrice začne obratovati v letu 2025, štiri HE na srednji Savi pa od leta 2031 do leta 2036.
  • Zaradi porasta proizvodnje iz nepredvidljivih OVE se do vključno leta 2030 investira v 250 MW strateških plinskih elektrarn odprtega cikla, s potencialnimi lokacijami TE Šoštanj, TE Brestanica in lokacijo nekdanje TE Trbovlje. V odvisnosti od razvoja instaliranih moči sončnih in vetrnih elektrarn, tehnologij za hrambo in pretvorbo se po letu 2025 naredi nova ocena potrebnih strateških rezerv.

Bilance električne energije na podlagi opisanega scenarija bi bile: uvozna odvisnost leta 2030 okrog 21 odstotkov, v letu 2037 bi bili samozadostni, Teš ne obratuje več, z obratovanjem začne Nek II, v letu 2044, ko Nek I ne obratuje več, je uvozna odvisnost spet 16 odstotkov. Pri scenariju, ki ga predlagam, bi bil delež nizkoogljične proizvodnje leta 2030 zavidljivih 69 odstotkov, v letih 2037 in 2044 pa kar 94 odstotkov.

Če Teš preneha obratovati leta 2033, se uvozna odvisnost poveča na 38 odstotkov, če se ne odločimo še za gradnjo Neka II, kljub 3,7 GW predvidenih delujočih kapacitet sončnih in vetrnih elektrarn, pa se uvozna odvisnost poveča na 50 odstotkov v letu 2044, to je v letu, ko preneha obratovati Nek I.

Vir: Aleksander Mervar, Sobotna priloga Dela