Jože P. Damijan in Drago Babič

Evropske energetsko-podnebne politike temeljijo na premisi, da je podnebno nevtralnost do leta 2050 potrebno doseči s prehodom na obnovljive vire energije (OVE). Tak prehod naj bi ob znižanju izpustov toplogrednih plinov tudi prinesel nižje cene električne energije. Vendar je realnost precej drugačna. Dosedanji razvoj potrjuje to, na kar so energetski strokovnjaki opozarjali že na samem začetku – da so elektroenergetski sistemi, ki temeljijo 100-odstotno na OVE, kronično nestabilni in tehnično težko obvladljivi, da zahtevajo izjemno visoke investicije in s tem prinašajo bistveno višje cene energije ter da sploh ne vodijo h glavnemu cilju, torej k bistvenemu znižanju izpustov CO2, kaj šele k ničelnim izpustom. In kruto dejstvo je, da z nadaljevanjem sedanjih energetskih politik, ki forsirajo samo OVE, pa tudi če naložbe vanje podeseterimo, zaradi same narave obnovljivih virov ni mogoče doseči ciljev podnebne nevtralnosti do leta 2050.

Vendar to ne pomeni, da pravi trajnostni energetski prehod s ciljem podnebne nevtralnosti ni možen. Pač pa, da je bil dosedanji pristop v razvitih državah večinoma napačen. Napačen je bil pristop, ki je energetski prehod utemeljeval na obnovljivih virih namesto na nizkoogljičnih virih energije.

V tem članku na podlagi opravljene analize dokazujeva, da s pametno dizajniranim energetskim sistemom v Sloveniji lahko naredimo optimalen energetski prehod v smeri ničelnih emisij toplogrednih plinov, brez da bi pri tem ogrozili zanesljivost oskrbe in zaradi visokih cen energije ogrozili gospodarski razvoj in rast blaginje ter povzročili energetsko revščino, brez da bi ogrozili stabilnost elektroenergetskih sistemov in brez da bi ogrozili strateško energetsko avtonomijo Slovenije.

Koliko energije bomo potrebovali?

Katerakoli energetsko-podnebna strategija bi se morala začeti s temeljnim vprašanjem: Koliko energije bomo potrebovali v prihodnje? Temeljiti bi torej morala na odgovoru na vprašanje, koliko energije bo država potrebovala za doseganje dveh ključnih ciljev: prvič, da bo lahko omogočila gospodarski razvoj in zagotovila rast blaginje svojim prebivalcem, in drugič, da bo lahko zagotovila dovolj energije za nadomestitev porabe fosilnih goriv s strani prebivalstva in gospodarstva ter v sami proizvodnji energije. S tem se sestavljalci nacionalnih energetsko-podnebnih načrtov ne ukvarjajo, čeprav bi to moralo biti njihovo izhodišče.

Ko smo se leta 2022 s kolegi (vključno z Aleksandrom Mervarjem iz ELES, Dejanom Paravanom iz Gen-I oziroma Gen Energije, Tamaro Lah Turnšek in kolegi s področja varovanja biodiverzitete) lotili dela na oblikovanju Strategije razvoja elektroenergetsko-podnebnega sistema Slovenije do leta 2050 (v okviru Sveta za razvoj pri SAZU), smo začeli prav s tem vprašanjem. Najina naloga je bila ovrednotiti prvi cilj: oceniti, koliko električne energije bo Slovenija glede na izkušnje drugih razvitih držav potrebovala, da doseže podobne stopnje razvitosti. Naloga kolegov iz energetike pa je bila ovrednotiti drugi cilj: oceniti, kolikšne bodo potrebe po električni energiji za zagotovitev energetskega prehoda od fosilnih k nizkoogljičnim virom energije.

Ocena bodočih potreb po električni energiji za zagotovitev gospodarskega razvoja je bila narejena v dveh korakih. V prvem koraku so bili na osnovi podatkov za 195 držav za obdobje 1975-2020 ter razlik med razvitimi OECD državami in preostalimi državami ocenjeni ključni parametri porabe električne energije. Ocene kažejo konkavno krivuljo porabe električne energije za razvite države, pri čemer imajo rast BDP na prebivalca, rast prebivalstva in delež industrije pozitivni vpliv, manjša energetska intenzivnost ob višji razvitosti in večji delež starejšega prebivalstva nad 65 let pa negativno vplivata na rast porabe elektrike. V drugem koraku je bila na podlagi teh modelskih parametrov in napovedi dinamike teh spremenljivk za Slovenijo ocenjena bodoča poraba električne energije v Sloveniji do leta 2050. Simulacije kažejo, da naj bi se osnovna poraba električne energije iz med letoma 2020 in 2050 povečala za polovico, kar je zaradi manjše energetske intenzivnosti ob povečevanju razvitosti manj od predvidenega povečanja BDP po srednjem scenariju (za 93 % do leta 2050).

Bodoče potrebe po porabi električne energije za energetski prihod po različnih virih so bile ocenjene s strani kolegov iz energetike (v študiji SAZU (2022)), pri čemer sva jih letos ustrezno prilagodila na podlagi zadnjih podatkov o potrebah po pretvorbi električne energije v vodik in za shranjevanje v baterije.

Prvi vir dodatne porabe električne energije je poraba črpalnih hidroelektrarn (ČHE), ki bodo potrebne za dnevne izravnave med proizvodnjo in porabo električne energije ob povečanem obsegu vključevanja nestanovitnih virov energije v omrežje, predvsem iz sončnih elektrarn (povečanje iz 400 GWh v letu 2025 na 1,6 TWh do leta 2050).

Drugi vir dodatne porabe električne energije so baterije, ki so komplementarne črpalnim hidroelektrarnam pri dnevnih izravnavah razlik med proizvodnjo in porabo električne energije (povečanje od 320 GWh v letu 2025 na 1,15 TWh do leta 2050).

Tretji vir dodatne porabe električne energije je elektroliza za proizvodnjo vodika iz dnevnih viškov električne energije iz sončnih elektrarn. Čeprav so tehnologije še v začetni fazi in proizvodnja vodika skupaj z dolgoročnim shranjevanjem zelo draga, je to zaenkrat edina potencialno izvedljiva možnost za dolgoročno shranjevanje poletnih viškov energije iz sonca za jesensko in zimsko obdobje. Ocenjujeva, da bi se letna poraba električne energije za elektrolizerje od 0 GWh v letu 2025 postopno povečala na 3,5 TWh do leta 2050.

Četrti vir povečanja porabe električne energije v prihodnje je zamenjava fosilnih goriv v ogrevanju z električno energijo prek nameščanja toplotnih črpalk (povečanje od 370 GWh v letu 2025 na 820 GWh do leta 2050).

Peti in največji vir povečanja porabe električne energije pa bo zamenjava fosilnih goriv v prometu z električno energijo (e-mobilnost). Ocenjujemo, da se bo zaradi nadomeščanja avtomobilov z notranjim izgorevanjem z električnimi letna poraba električne energije postopno povečala od 130 GWh v letu 2025 na 4,5 TWh do leta 2050.

Iz tega sledi, da naj bi se glede na osnovno porabo električne energije v letu 2025 (v obsegu 14,3 TWh) skupna poraba električne energije do leta 2050 zaradi zagotavljanja ustrezne ravni blaginje in zaradi energetskega prehoda povečala na 30,4 TWh. To pomeni, da naj bi se v 25 letih poraba električne energije zaradi obeh razlogov več kot podvojila. Od tega na zagotavljanje povečane blaginje ljudi odpade 3,8 TWh, na zagotavljanje potrebne dodatne električne energije za energetski prehod pa 12,2 TWh (razlika v letni porabi med letoma 2025 in 2050). Z drugimi besedami, to pomeni, da bo energetski prehod zahteval 3-krat večje povečanje porabe električne energije, kot jo bo zahtevalo povečanje razvitosti (blaginje) Slovenije na raven danes najbolj razvitih evropskih držav.

Pri tem je treba dodati, da navedeno povečanje porabe električne energije z namenom energetskega prehoda ne zajema zamenjave fosilnih goriv, predvsem plina, v industriji in fosilnih pogonskih goriv v tovornem prometu. Njihova popolna zamenjava z denimo električno energijo oziroma gorivi, proizvedeni s pomočjo elektrolize, kot je vodik, bi zahtevali še enkrat toliko dodatne proizvodnje električne energije. To pomeni, da popolni energetski prehod na nefosilne vire zahteva vsaj potrojitev proizvodnje električne energije. Seveda pa bodo na voljo tudi druge, lažje obvladljive variante od vodika, kot je denimo uporaba metanola v tovornem prometu, ki je tudi ogljično nevtralna.

Kakšna naj bo optimalna struktura elektroenergetskega sistema Slovenije?

Optimalna struktura bodočega elektroenergetskega sistema Slovenije je tista, ki omogoča simultano izpolniti pet ključnih kriterijev: (1) razogljičenje proizvodnje električne energije, (2) zagotavitev potrebnega obsega energije za razvoj in energetski prehod, (3) zagotavitev energetske avtonomije, (4) najbolj racionalna struktura iz vidika potrebnih družbenih investicij in (5) zagotavitev konkurenčne stroškovne cene električne energije.

V nadaljevanju primerjava tri alternativne koncepte bodočega elektroenergetskega sistema Slovenije glede na teh pet kriterijev. Prva dva koncepta izhajata iz prenovljenega Nacionalnega energetskega in podnebnega načrta (NEPN 2024), in sicer koncept, da se električna energija do leta 2050 v celoti proizvaja iz OVE virov (100 % OVE koncept) in koncept, ki kombinira OVE vire in novoizgrajen drugi blok jedrske elektrarne v Krškem JEK 2 po letu 2040 (OVE + jedrski koncept).

Problem obeh NEPN konceptov je v dvojem. Prvič, oba temeljita na preveč konzervativnih ocenah bodoče končne rabe električne energije. V obeh konceptih končne rabe električne energije do leta 2040 primanjkuje na letni ravni okrog 3 TWh električne energije, potrebne za zagotovitev energetskega prehoda (glej sliko 1). To pomeni okrog 15-odstotno uvozno odvisnost. Po letu 2043, ko naj bi prenehal obratovati obstoječi prvi blok jedrske elektrarnev Krškem (NEK), se situacija še poslabša s primanjkljajem električne energije na letni ravni med 4 in 6 TWh.

Slika 1: Primanjkljaj / presežek električne energije glede na potreben obseg energije za razvojni in energetski prehod v Sloveniji do leta 2050 (TWh)

Opomba: Izračuni predstavljajo razliko med predvidenim obsegom proizvodnje električne energije v posameznih konceptih in projekcijo skupne porabe električne energije v Sloveniji do leta 2050 za zagotovitev razvoja in energetskega prehoda.

In drugič, oba koncepta temeljita na tehnično nevzdržno velikem deležu proizvodnje električne energije iz nestanovitnih OVE virov. Obseg proizvodnje električne energije iz sončnih elektrarn naj bi se v 100 % OVE konceptu od 1,8 TWh v letu 2025 rapidno povečal na 8,8 TWh v letu 2040 in nato na 13,7 TWh v letu 2050. V OVE+jedrska konceptu pa naj bi se obseg proizvodnje električne energije iz sončnih elektrarn povečal nekoliko manj, vendar še vedno na na 8 TWh v letu 2040 in na 9,4 TWh v letu 2050. Ob tem oba koncepta predvidevata še povečanje obsega proizvodnje električne energije iz vetrnih elektrarn, in sicer na 1 do 2,1 TWh do leta 2050. Na ta način bi se v 100 % OVE konceptu delež sončnih in vetrnih elektrarn v skupni proizvodnji električne energije do leta 2050 povečal na 60 %, v konceptu OVE z jedrsko energijo pa na 38 %.

Tako visoki deleži električne energije iz nestanovitnih OVE virov v omrežju so iz tehničnega vidika nevzdržni, saj v elektroenergetski sistem zaradi svoje nestanovitnosti (dnevnih in sezonskih ciklov ter odvisnosti od trenutnega vremena) vnašajo izjemno nestabilnost. Bistveno povečani deleži nestanovitnih OVE virov, vključenih v omrežje, za izravnavanje dnevnih in sezonskih diskrepanc med proizvodnjo in porabo energije zahtevajo na eni strani ustrezno velike kapacitete nadomestnih fleksibilnih stabilnih virov energije, kot so termoelektrarne na plin in premog (za čas, ko sonce ne sije oziroma ne dovolj), in na drugi strani ustrezno velike kapacitete za shranjevanje dnevnih sezonskih presežkov električne energije (črpalne hidroelektrarne, baterije, elektrolizerji). NEPN ne predvideva teh nadomestnih kapacitet, niti kapacitet za shranjevanje viškov energije (razen črpalnih hidroelektrarn), kar pomeni, da je celoten elektroenergetski koncept v NEPN nerealističen oziroma tehnično nevzdržen.

Prav zaradi te nevzdržnosti obeh NEPN konceptov smo leta 2022 v okviru delovne skupine SAZU razvili optimiziran elektroenergetski sistem, ki lahko zadovolji tako razvojne potrebe Slovenije po električni energiji kot potrebe po energiji zaradi energetskega prehoda na nzikoogljične vire. Ta SAZU koncept iz leta 2022 sva letos nadgradila z novimi podatki glede potrebnih kapacitet hranilnikov in elektrolizerjev. Ključne značilnosti tega koncepta so naslednje:

• Opustitev rabe premoga leta 2033 (konec obratovanja TEŠ),
• Dokončanje izgradnje verige HE na spodnji Savi (HE Mokrice) in PPE TE-TOL,
• Obratovanje NEK tudi po letu 2043 (slovenski del energije se uporablja za proizvodnjo vodika),
• JEK2 s kapaciteto 1.400 MW bo izgrajen leta 2037, dodatno pa še nekaj SMR skupne kapacitete 300 MW do leta 2045,
• Do leta 2033 se zgradijo kapacitete novih plinskih elektrarn v obsegu 600 MW (ali predelava TEŠ6 na plin), ki po zagonu JEK2 ostanejo v rezervi,
• Do leta 2032 se zgradi za 4.000 MW kapacitet sončnih elektrarn,
• Do leta 2028 se zgradijo kapacitete baterij v obsegu 500 MW,
• Do leta 2050 se zgradi za 660 MW kapacitet elektrolizerjev za proizvodnjo vodika.

Slika 2: Projekcije končne rabe električne energije v Sloveniji do leta 2050 v elektroenergetskem konceptu SAZU (TWh)

Vir: SAZU (2022), Damijan & Babič (2024); lastni preračuni.

Ključna razlika nadgrajenega elektroenergetskega koncepta SAZU glede na NEPN 2023 je v tem, da temelji na nizkoogljičnih in ne na zgolj obnovljivih virih energije in da daje poudarek stabilni in zanesljivi oskrbi z električno energijo po konkurenčnih cenah. Koncept SAZU temelji primarno na jedrski in hidro energiji, ki skupaj tvorita med 48 % (2025) in 69 % (2050) vse proizvedene električne energije. Energija sonca in vetra v letu 2050 prispeva 16 %, preostalih 15 % elektrike pa prispevajo hranilniki energije in plinske elektrarne na vodik.

Presoja iz vidika potrebnega obsega električne energije in avtonomije

Presoja ustreznosti bodočih elektroenergetskih konceptov glede na potreben obseg električne energije (glej sliko 1) kaže, da nadgrajen SAZU koncept po letu 2037 zagotavlja zadosten obseg električne energije tako za potrebe razvoja kot za potrebe energetskega prehoda, medtem ko oba NEPN koncepta rezultirata v sistematičnih primanjkljajih električne energije (2 do 3 TWh v letih 2030-2040 in 3 do 6 TWh po letu 2043). SAZU koncept tudi zagotavlja strateško avtonomijo Slovenije pri električni energiji, saj uvozna odvisnost nikoli ne preseže 5 %, medtem ko oba NEPN koncepta vodita v nesprejemljivo visoko uvozno odvisnost Slovenije na ravni med 15 in 25 % na letni ravni. Ob problematičnosti iz vidika strateške varnosti Slovenije ta visoka uvozna odvisnost pomeni tudi (pre)veliko sistemsko izpostavljenost uvozu in nihanju cen elektrike. Ob povečanem prehodu na OVE vire v Evropi se bodo v bodoče razlike med dnevno in sezonsko proizvodnjo in porabo električne energije povečevale, kar bo vodilo v nestabilnost nacionalnih elektroenergetskih sistemov ter še večjo volatilnost cen. Zato je strateška energetska avtonomija Slovenije ključna za stabilnost in razvoj.

Presoja iz vidika potrebnega obsega investicij

Zaradi različne energetske gostote posameznih virov in zaradi različnih tehničnih značilnosti posameznih energetskih postrojenj (predvsem profila proizvodnje) se različno koncipirani elektroenergetski sistemi med seboj razlikujejo tudi glede potrebnih investicij v osnovne proizvodne kapacitete, nadomestne proizvodne kapacitete in kapacitete za shranjevanje  energije ter v distribucijsko in prenosno omrežje. Denimo elektroenergetski sistemi, ki temeljijo na razpršenih proizvodnih virih (predvsem sončne elektrarne) zahtevajo velike investicije v nadgradnjo distribucijskega omrežja, da to lahko odjema viške električne energije v konicah proizvodnje. Izgradnja novih kapacitet vetrne energije zahteva dodatne investicije v prenosno omrežje. Elektroenergetski sistemi, ki temeljijo na centraliziranih proizvodnih virih (hidro, termo in jedrske elektrarne) tovrstnih dodatnih investicij v distribucijsko omrežje ne zahtevajo in v bistveno manjši meri pri prenosnem omrežju. Centralizirani proizvodni viri prav tako ne zahtevajo bistvenih dodatnih investicij v kapacitete za shranjevanje energije in manj investicij v nadomestne kapacitete (zgolj v rezervne kapacitete).

Te razlike v potrebnih družbenih investicijah se kažejo tudi v primerjavi elektroenergetskih sistemov SAZU in NEPN. Skupna vrednost investicij do leta 2050 je zato v SAZU konceptu bistveno nižja (skupaj 18,4 mlr EUR) kot v obeh NEPN konceptih (24,8 oziroma 30 mlr EUR). Pri tem pa SAZU koncept vključuje tudi investicije v baterije, elektrolizerje in nadomestne kapacitete v plinske elektrarne, česar NEPN koncepta ne vključujeta, čeprav bo to nujno.

Preračunano na enoto proizvedene energije to pomeni, da znaša potreben obseg investicij v SAZU konceptu 54,3 EUR/MWh, medtem ko je v NEPN konceptih ta obseg investicij na enoto električne energije bistveno višji – med 100 in 103 EUR/MWh. To pomeni, da je koncept NEPN-OVE dražji za 84 %, koncept NEPN-OVE+jedrska pa za 90 % dražji od SAZU koncepta na enoto proizvedene energije iz novih kapacitet v obdobju do leta 2050.

Presoja iz vidika stroškovne cene energije

Problem OVE virov je njihova nestanovitnost, kar zahteva dodatne stroške njihove integracije v omrežje, in sicer: 

(1) stroške nadomestnih kapacitet za zagotavljanje stalnega profila proizvodnje električne energije, (

2) stroške izravnavanja dnevnih in sezonskih ciklov v proizvodnji, in

(3) stroške nadgradnje distribucijskega in prenosnega omrežja. Ti sistemski stroški OVE virov naraščajo z deležem njihove vključenosti v omrežje.

Tuje študije kažejo, da pri nizkih deležih energije iz OVE (< 10 %) znašajo mejni stroški njihove integracije približno polovico proizvodnih stroškov teg elektrarn. Pri zmernih in višjih deležih OVE (> 20 %) so mejni stroški integracije že v istem obsegu kot stroški proizvodnje, pri 40-odstotnem deležu OVE pa stroški integracije dosežejo 60 €/MWh, kar je enako tipičnemu proizvodnemu strošku vetrnih in sončnih elektrarn v Evropi.

Slika 3: Stroškovna cena električne energije do leta 2050 v treh elektroenergetskih konceptih (EUR/MWh)

Vir: Lastni preračuni.

V naši analizi smo glede NEPN konceptov upoštevali zgolj del teh stroškov integracije, in sicer del, ki se nanaša na nadgradnjo omrežja in črpalne elektrarne, medtem ko smo glede izravnavanja dnevnih in sezonskih razlik med proizvodnjo in porabo električne energije upoštevali pričakovane uvozne cene. Glede energije iz JEK 2 smo upoštevali pričakovano stroškovno ceno v višini 72 EUR/MWh. Izračuni kažejo, da SAZU koncept omogoča za polovico nižje stroškovne cene električne energije od obeh NEPN variant. Do leta 2037 se stroškovne cene v SAZU konceptu gibljejo na ravni okrog 100 EUR/MWh, nakar se po začetku obratovanja JEK2 spustijo na raven okrog 70 EUR/MWh. Morebitna podražitev investicije v JEK 2 za tretjino (povečanje stroškovne cene iz 72,5 na 100 EUR/MWh) bi stroškovno ceno celotnega elektroenergetskega sistema dvgnilo za okrog 10 EUR/MWh. Nasprotno pa se stroškovne cene v obeh NEPN konceptih do sredine 2030. let dvignejo na raven 150 EUR/MWh, po letu 2040 pa se gibljejo na ravni med 120 in 150 EUR/MWh. Ključni razlogi za te razlike so v tem, da zajema SAZU koncept bistveno večji delež poceni hidro in jedrske energije in manjši delež energije iz vetra in sonca ter s tem manjše stroške integracije.

Presoja iz vidika izpustov CO₂

Izkušnje evropskih držav z visokim deležem elektrike iz OVE kažejo na zanimiv paradoks, ki pa je paradoks samo na prvi pogled. In sicer, da povečevanje deleža OVE v proizvodnji električne energije zaradi njihove usodne navezave na fleksibilne ogljične vire energije ne znižuje bistveno emisij CO₂.

Treba se je zavedati dveh stvari. Prvič, da CO₂ izpusti v proizvodnji elektrike nikoli ne bodo enaki nič, saj je vsak način proizvodnje povezan z določenimi vrednostmi izpustov. Najnižji so pri jedrski energiji (okrog 5 gCO₂/kWh) in hidro energiji (2-krat višji), medtem ko so pri sončnih panelih 8-krat višji, pri baterijah in biomasi pa kar 50-krat višji (znašajo med 230 in 250 gCO₂/kWh). In drugič, pri nestanovitnih virih energije, kot sta energija iz vetrnih in sončnih elektrarn, ki jih je treba izravnavati s fleksibilnimi fosilnimi viri, CO₂ izpustov ni mogoče bistveno znižati.

Tipičen primer so Nemčija, Irska, V. Britanija in Danska z velikimi deleži OVE virov. Danska denimo dosega kar 83 % proizvodnje elektrike iz OVE (veter in biomasa), vendar zadnjih sedem let tipično dosega izpuste CO₂ nad 200 gCO₂/kWh. V Nemčiji znaša delež elektrike iz OVE 60 %, vendar ostajajo izpusti CO₂ zadnjih sedem let zelo visoki (med 420 in 500 gCO₂/kWh).

Na drugi strani so države z velikim deležem jedrske in hidro energije, kot so Francija, Švedska, Švica in Norveška, ki konsistentno dosegajo nizke izpuste CO₂ med 20 in 50 gCO₂/kWh.

Podobno ugotavljava tudi midva v najini analizi za Slovenijo, kjer proizvedeno električno energijo iz različnih virov ovrednotiva z izpusti CO₂ na enoto proizvedene energije. Izračuni kažejo, da so vsi trije alternativni energetski koncepti do leta 2037 dokaj podobni – izpusti se zmanjšajo iz okrog 280 gCO₂/kWh na okrog 200 gCO₂/kWh. Do drastične razlike pride z letom 2037 zaradi priključitve JEK2 v omrežje v SAZU konceptu, kar zniža CO₂ izpuste na zgolj 40 in kasneje pod 25 gCO₂/kWh. V 100 % OVE NEPN konceptu se kljub priključitvi velikih kapacitet sončnih elektrarn v omrežje CO₂ letni izpusti zmanjšajo le minimalno, in sicer na raven med 160 in 200 gCO₂/kWh. V NEPN-OVE+jedrska konceptu pa se kljub začasnemu znižanju po letu 2043 (zaprtje NEK) zaradi potrebnega povečanja uvoza električne energije izpusti CO₂ ponovno dvignejo na prejšnjo raven.

Slika 4: Izpusti CO₂ na enoto proizvedene električne energije v alternativnih eletroenergetskih konceptih v obdobju 2025-2050 (gCO₂/kWh)

Opomba: Izračuni zajemajo globalne CO₂ izpuste, do katerih pride zaradi proizvodnje ali porabe (uvoz) električne energije v Sloveniji.

Vir: Lastni preračuni.

Drugače rečeno, SAZU koncept s stanovitnimi nizkoogljičnimi viri omogoča, da se letni CO₂ izpusti zaradi proizvodnje in porabe električne energije v Sloveniji na enoto proizvedene energije med letoma 2025 in 2050 zmanjšajo za več kot 90 %, medtem ko to znižanje v NEPN konceptih znaša le med 35 % in 42 %.

Do teh razlik pride predvsem zato, ker je v NEPN konceptih zaradi neugodne strukture virov in zaradi premajhnega obsega proizvodnje potrebno kuriti več plina in uvažati med 15 in 25 % električne energije. Ta pa v času povečanih razlik med proizvodnjo in porabo (ponoči in v času kurilne sezone) prihaja predvsem iz ogljičnih virov.

Povzetek

Iz navedenega sledi, da je za zagotovitev zadostnega obsega električne energije za potrebe razvoja in razogljičenja, za zanesljivo oskrbo z energijo in po konkurenčnih cenah ter za razogljičenje proizvodnje in porabe električne energije pomembna prava kombinacija nizkoogljičnih virov (primarno jedrska in hidro energija ter dopolnilno OVE viri sonca in vetra) in hranilnikov energije, medtem ko so energetski koncepti zgolj na osnovi OVE virov ali preveč OVE virov tehnično nevzdržni in/ali zahtevajo bistveno višje investicije, hkrati pa ne vodijo k realizaciji podnebnih ciljev glede razogljičenja.

Te ugotovitve so v skladu z ugotovitvami v znanstveni literaturi za druge države (Pfenninger & Keirstead, 2015; Zeyringer et al, 2018; Zappa et al, 2019; Emblemsvåg, 2022 itd.), ki ugotavljajo, da so elektroenergetski sistemi, ki vključujejo samo OVE vire, izjemno občutljivi na dnevne in sezonske oscilacije in da zaradi potrebe po velikem obsegu fleksibilnih fosilnih virov, hranilnikov energije in nadgradnje omrežij postanejo pri visokih deležih OVE iz vidika stroškov investicij in posledične cene energije izjemno dragi. Študije prav tako kažejo, da tudi če bi 100-odstotno obnovljiv evropski elektroenergetski sistem morda lahko deloval z enako stopnjo sistemske ustreznosti kot danes, pa ne bi zagotovil ravni zmanjšanja emisij, ki je potrebna za dosego evropskih podnebnih ciljev do leta 2050.

To pomeni, da je na evropski ravni potrebna sprememba energetske politike v smeri spodbujanja nizkoogljičnih virov energije (NOVE) namesto OVE virov. Slednje pomeni tudi t.i. tehnološko nevtralnost glede spodbujanja energetskih naložb oziroma enakovredno obravnavo nizkoogljičnih virov glede javnih spodbud in ugodnejšega financiranja s strani evropskih inštitucij. Ta sprememba v energetski paradigmi se je tudi zaradi pretekle energetske krize ter zaradi negativnih izkušenj držav z visokim deležem OVE že začela dogajati. Čas je, da z novim mandatom Evropske komisije postane tudi uradna.

_____________

* Izvorno objavljeno v Sobotni prilogi Dela