Konec junija je vlada Republike Slovenije potrdila osnutek posodobljenega nacionalnega energetsko podnebnega načrta (NEPN) in ga ocenila kot primernega za posredovanje Evropski komisiji. Problem tudi posodobljenega NEPN je, da je – z eno besedo – pravljičen. Glede oskrbe z električno energijo temelji na dveh scenarijih, ki sta tako glede zanesljivosti in avtonomnosti oskrbe z električno energijo in cen energije ter glede ciljev razogljičenja povsem nerealistična in nevzdržna.

Scenarij popolnega prehoda na obnovljive vire energije (scenarij 100% OVE) ni vzdržen ne iz energetskega (ne zadostuje predvidenim potrebam po električni energiji) in ne iz podnebnega vidika (zaradi zamenjave premoga s plinom kot večinskim nadomestnim virom za proizvodnjo nadomestnih količin električne energije po zaprtju TEŠ ne prinaša razogljičenja proizvodnje električne energije). Prav tako pa ni vzdržen iz ekonomskega vidika, saj prinaša bistveno višje cene električne energije od bolj razumnih strateških konceptov razvoja slovenske energetike do leta 2050.

Poglejmo najprej energetski vidik. Izhodišča za pripravo posodobljenega NEPN vključujejo nekatere preveč konzervativne predpostavke (denimo prenizka stopnja gospodarske rasti) oziroma nerealistične predpostavke (predpostavke o zmanjševanju porabe električne energije zaradi učinkov varčevanja z energijo, prenizko ocenjene potrebe po energiji zaradi elektrifikacije ogrevanja in prometa). Zaradi tega so ocene glede potreb po električni energiji v izhodiščih za posodobljen NEPN ocenjene prenizko. So bistveno nižje kot v Strategiji, ki ji jo je pripravila skupina najbolj uveljavljenih strokovnjakov s področja energetike, ekonomije in biodiverzitete v okviru Sveta za razvoj pri SAZU.

Če primerjamo projekcije porabe električne energije med Strategijo SAZU in NEPN, bi v 100% OVE scenariju identificirana vrzel v zagotavljanju EE iz domačih proizvodnih virov po zaprtju TEŠ (leta 2033) na letni ravni znašala 8 TWh, po koncu obratovanja NEK (2043) pa 12 TWh. V primeru NEPN OVE+JE scenarija se identificirana vrzel v zagotavljanju električne energije iz domačih proizvodnih virov po zaprtju TEŠ sicer nekoliko zmanjša in skrajša (do leta 2040, ko naj bil JEK2 priključen na omrežje), vendar pa se vrzel v potrebni EE ponovno odpre po letu 2043 (na 4 TWh), ko naj bi prišlo do zaprtja NEK. Zaradi tega pride do bistvenega povečanja uvozne energetske odvisnosti Slovenije. V 100% OVE scenariju ta ves znaša med 25 in 35%, kar je problematično iz strateškega vidika, pa tudi iz ekonomskega vidika zaradi izjemno volatilnih cen električne energije na mednarodnih trgih.

Slika 1: Letna bilanca proizvodnje in porabe električne energije, NEPN – 100% OVE scenarij, GWh

Enako problematičen je okoljski vidik NEPN. Denimo 100% OVE scenarij v NEPN je preprosto vzet kot predpostavka, brez da bi v konzorciju, ki pripravlja NEPN, pred tem naredili najprej logični test. Torej ali zamenjava premoga efektivno s plinom res prinaša bistveno razogljičenje proizvodnje električne energije. In brez da bi naredili elementarne preračune, za koliko se dejansko zmanjšajo izpusti CO2, če TEŠ zamenjamo s solarnimi paneli, potrebno nadomestno energijo preostale tri četrtine časa pa pridobivamo iz plinskih elektrarn. Pred tedni sem v kolumni na tem mestu z izračuni pokazal, da zamenjava TEŠ s kombinacijo razpršenih solarnih in plinskih elektrarn zmanjša izpuste CO2 zgolj za eno tretjino.

Slika 2: Skupne emisije CO2 v primeru NEPN OVE+PE scenarija (ilustrativen primer)

To, da tak sistem z večinsko variabilnimi OVE viri ne prinaša razogljičenja, kažejo statistični podatki o izpustih za druge države. Dva primera za ilustracijo. Nemčija je kljub povečanju deleža OVE iz 14% na 48% v obdobju 2007-2022 količino izpustov CO2 na kWh v proizvodnji električne energije zmanjšala zgolj za slabo petino (iz 550 na 450 gCO2/kWh). Za primerjavo, Francija zaradi skoraj 60% deleža jedrske energije vzdržuje izpuste CO2 v proizvodnji električne energije ves čas v povprečju na okrog 40 gCO2/kWh. Kar je za desetkrat manj kot Nemčija.

Slika 3: Skupne emisije CO2 v proizvodnji električne energije  v Nemčiji in Franciji

Drug primer se nanaša na Irsko, ki je svojo energetsko prihodnost naslonila na vetrno energijo. Delež energije iz vetra v omrežju se je povečal v povprečju na 34%, ob vrhuncih pa dosega tudi 65%. Vendar se je, kot kaže študija na zelo podrobnih podatkih, ki jo je lani v reviji Applied Energy objavil Jan Emblemsvåg, v tem času istočasno in v enaki meri povečala tudi poraba plina, ki je potreben za ustvarjanje nadomestne energije (korelacija med proizvodnjo energije iz plina in vetra znaša visokih 85%). Študija je pokazala, da so se s povečanjem deleža nestanovitne vetrne energije izpusti CO2 zmanjšali le za 10 do 20%. Študija sklene z ugotovitvijo, da sistemi z energijo iz vetra, ki jih je treba balansirati s plinom, niso vzdržni zi vidika izpustov.

Slika 4: Proizvodnja električne energije v Irski po viru energije

Vir: Jan Emblemsvåg, Applied Energy

Nato pa pride še ekonomski vidik. Prvi je, da je Nemčija v energetski prehod z namenom zmanjšanja emisij do sedaj investirala 550 milijard evrov. Če bi sredstva investirala v jedrske elektrarne, po ceni 5.5 mio evrov/MW, bi lahko izgradila 100 novih obratov (z močjo 1,000 MW vsak). Z njimi bi lahko teoretično proizvedla 876 TWh energije letno, kar pomeni, da bi s tem za več kot 75% presegla obstoječe potrebe po električni energiji. In Nemčija imela bi stalni vir energije, zagotovljeno nizko ceno energije ter praktično popolnoma razogljičeno proizvodnjo električne energije.

Drugi vidik je, da je energija iz OVE virov draga. Najprej zato, ker je dražja na eno proizvodnje, nato pa zato, ker se s povečevanjem deleža energije iz OVE povečujejo sistemski stroški energetskega sistema. Simulacije Agencije za jedrsko energijo (NEA, 2019) kažejo, da se sistemski stroški pri 10% variabilnih virov (VRE) z okrog 8 $/MWh povečajo na okrog 34 $/MWh pri 50% VRE in na okrog 52 $/MWh pri 75% VRE, kar močno dvigne stroškovne cene v sistemu.

Slika 5: Sistemski stroški variabilnih virov energije ($/MWh)

Vir: NEA (2023)

In naprej, simulacije Agencije za jedrsko energijo (NEA, 2023) kažejo, da bi se v primeru, če bi izpad električne energije iz jedrskih elektrarn nadomestili z variabilnimi viri sonca in vetra, stroškovna cena energije v omrežju povečala iz 95 na 240 dolarjev na MWh.

To potrjujejo tudi podatki Eurostat, ki kažejo, da imajo države z višjimi deleži energije iz OVE bistveno višje cene električne energije. Nekaj zaradi subvencij, nekaj pa zaradi povečanih sistemskih stroškov zaradi vključevanja večjega deleža energije iz OVE.

Slika 6: Cena EE za gospodinjstva (z vsemi davščinami) v državah EU, cent/kWh

Slika 7: Delež OVE in cena EE v državah EU, 2021

S kolegom Dragom Babičem sva v nedavni analizi za GZS izračunala cene, ki bi jih za odjemalce prinesla oba NEPN scenarija. V primeru scenarij OVE+JE scenarija, bi se maloprodajna cena električne energije za gospodinjske odjemalce v obdobju do leta 2035 gibala na ravni med 150 in 200 €/MWh, po letu 2035 pa na ravni med 200 in 240 €/MWh, v primeru 100% OVE scenarija pa na ravni med 200 in 290 €/MWh. Po SAZU strategiji bi se ta cena gibala na ravni med 110 in 170 €/MWh. NEPN scenarija pomenita kumulativno do leta 2050 za 9 do 20 milijard evrov dodatnih stroškov za električno energijo glede na SAZU strategijo.

Slika 8: Projekcija končnih cen električne energije v treh scenarijih razvoja elektroenergetskega sistema Slovenije, €/MWh

NEPN je draga in okoljsko umazana pravljica. Slovenska vlada bi morala bolje pogledati, pod kaj se je podpisala.

__________

* Izvorno objavljeno v Dnevniku