Nadomeščanje TEŠ: Slovenska energetika z zanko okoli vratu

V tem mesecu naj bi vlada zacementirala letnico izstopa Slovenije iz ere lignita. Vse kaže, da bo to leto 2033, ki ga predlaga infrastrukturno ministrstvo. Ali bo Termoelektrarni Šoštanj (TEŠ) do takrat sploh še uspelo ostati nad vodo, je drugo vprašanje. Brez pomoči ne. Če TEŠ po besedah Viktorja Vračarja, prvega moža HSE in TEŠ, 100 milijonov evrov letno plača Premogovniku Velenje, mora plačati še 230 milijonov evrov za emisijske kupone, ki po višini za kar 30 let prehitevajo napovedi iz NIP 6, zadnjega potrjenega investicijskega programa za šoštanjski blok 6. "Pri približno 250 milijonih evrov letnega prihodka od prodaje električne energije je popolnoma jasno, da je to dolgoročno nevzdržno in da gospodarska družba v posredni državni lasti tega nikakor ne more več sama uravnavati, nima pa vpliva na razbremenitev tega bremena ali na ceno." Pomoč države bo nujna. A koliko in kako bo pomagala država (ki uradno sploh ne bo pomagala), še nihče ne ve natančno. Vse, kar je, so scenariji.

Veliko scenarijev je tudi pri vprašanju, kako energetsko oskrbovati Slovenijo po izklopu šoštanjske termoelektrarne in zaprtju Premogovnika Velenje, ki zagotavljata tretjino električne energije. Infrastrukturni minister Jernej Vrtovec načrtuje, da bo izpad elektrike iz lignita nadomestil s plinom. Ki pa je tudi fosilno gorivo in še draži se. "Zemeljski plin lahko ima z vidika emisij manjše vplive na okolje in lahko predstavlja prehodni energent do popolnega razogljičenja. Strategija za izstop iz premoga naslavlja le opuščanje rabe premoga v Sloveniji, ne pa tudi ostalih fosilnih goriv," na to dilemo odgovarjajo na Vrtovčevem ministrstvu in dodajajo, da je to, ali bo nekdo električno energijo proizvajal s plinom (to naj bi bil eden od scenarijev /pre/živetja TEŠ), prepuščeno svobodni pobudi investitorjev. "Nadomeščanje TEŠ z obnovljivimi viri energije je možno le v kombinaciji s podpornim sistemskim virom (na primer plinom) ali s hranilniki. Prepoznati je treba tudi, da bo razogljičenje energetskega sektorja zahtevalo določene napore in vložke tako javnih kot zasebnih akterjev, a to je pot, ki je neizogibna," dodajajo.

​Po plinovodih tudi vodik

Marjan Eberlinc kot predsednik Energetske zbornice Slovenije stavi na gradnjo plinovodov, kar glede na to, da je tudi glavni direktor družbe Plinovodi, ne preseneča. Vendar ob tem poudarja, da bi lahko v bodoče po plinovodih tekel tudi vodik, ki je trenutno videti kot veliki odrešitelj ne le slovenskega, temveč tudi evropskega energetskega sistema. "V Nacionalnem energetskem in podnebnem načrtu (NEPN) je kot indikativni cilj za leto 2030 predvideno, da bo v slovenskih plinovodnih omrežjih 10 odstotkov metana ali vodika obnovljivega izvora. Ta cilj je mogoče doseči z uporabo zelenega vodika, biometana ali sintetičnega metana. Zato družba Plinovodi intenzivno analizira pripravljenost prenosnega plinovodnega omrežja za sprejemanje različnih deležev zelenega vodika, ki bi bil primešan zemeljskemu plinu (ki je, kemično gledano, pretežno metan). Podobne analize potekajo tudi v drugih državah EU, ker bi radi določili enotno koncentracijo zelenega vodika, primešanega zemeljskemu plinu, ki bi ga lahko transportirali po celotnem plinovodnem omrežju EU. Prve ocene kažejo, da bi bilo z manjšimi prilagoditvami sistema mogoče sprejemati do 5 odstotkov zelenega vodika, analize pa potekajo tudi za 10 odstotkov in večje koncentracije," pojasnjujejo v družbi Plinovodi in Energetski zbornici ter dodajajo, da bi do leta 2040 bilo mogoče vzpostaviti celovito evropsko omrežje vodikovodov v dolžini 40 tisoč kilometrov. "Pri tem bi v približno 70 odstotkih uporabili obstoječe plinovodne cevi in jih ustrezno nadgradili, kar pomeni hitrejšo in cenejšo vzpostavitev sistema. Vodikovodno omrežje bo povezalo različne regije znotraj EU, med katerimi so nekatere, ki bi predvidoma imele presežke vodika, medtem ko bi bila potrošnja v severozahodni Evropi predvidoma večja od proizvodnje. Po omrežju bi lahko transportirali vodik tudi iz soseščine EU (iz severne Afrike, Ukrajine in severne Evrope)."

A vodik je le delna rešitev. Za elektrolizo, s katero ga večinoma pridobivajo, je potrebna električna energija. In če ta energija pride iz fosilnih goriv, nismo za okolje naredili praktično nič. Smisel vodika je le, če pride iz obnovljivih virov energije. In sicer takrat, ko je te energije, ki se v nasprotju z vodikom ne da skladiščiti, dovolj. "Zeleni vodik je mogoče skladiščiti v podzemnih skladiščih, podobno kot v sedanjem času zemeljski plin. Vodik je tako na razpolago v obdobjih, ko obnovljive električne energije iz drugih virov primanjkuje (na primer pozimi, ponoči, v obdobjih oblačnega vremena in brezvetrja). S tem vodik rešuje enega največjih izzivov obnovljive električne energije iz sonca oziroma vetra - dejstvo, da je je veliko v obdobju, ko je poraba relativno majhna, in da je primanjkuje v obdobju, ko so potrebe po energiji največje (pozimi in v hladnem vremenu). Pomembno je tudi, da je hramba energije v podzemnih skladiščih za plin za daljša obdobja bistveno cenejša (za nekaj velikostnih razredov) kot na primer hramba električne energije v baterijah," so še opisali v Plinovodih in Energetski zbornici.

"Tehnologije pretvorbe viškov električne energije v vodik, njegova hramba in transport - to so nezrele tehnologije s pošastno visoko stroškovno ceno," pa k vprašanju o vodiku dodaja direktor Elesa Aleksander Mervar.

Drugo veliko vprašanje so obnovljivi viri energije (OVE). Izmed vseh je trenutno najlažje postavljati sončne elektrarne, še posebno na zasebnih hišah, kjer ni nasprotnikov gradnje. Po oceni Roberta Goloba iz drugega velikega energetskega holdinga GEN-I, ki ima to srečo, da ima v svojem portfelju le dobičkonosne hidroelektrarne in krško nuklearko, bi zgolj z OVE ​do leta 2033 z lahkoto rešili slovenski šoštanjski manko.

​Umeščanje v prostor

A nujen pogoj je dovolj močno omrežje; gospodinjstva že danes po več mesecev čakajo na priklop, še večje težave se napovedujejo pri velikih priklopih. "S koncem letošnjega leta bo prenosni sistem v lasti Elesa pripravljen na izzive razpršene proizvodnje električne energije iz OVE. Problem, ki je dejstvo, so načrtovana velika polja vetrnih in sončnih elektrarn, katerih nazivne moči presegajo termične zmogljivosti nizkonapetostnega omrežja. Ta polja bo treba priklopiti v regulacijsko-transformatorske postaje Elesa ali distribucij preko novozgrajenih priključnih daljnovodov ali kablovodov srednje ali visoke napetosti. Tu trčimo na problem dolgotrajnega umeščanja teh daljnovodov/kablovodov v prostor, ki je praviloma daljše od desetih let," opozarja Mervar. "Drugi problem so distribucijsko omrežje v povezavi s koncentracijo novih, malih proizvodnih enot OVE, povečane porabe električne energije zaradi pričakovanega razmaha e-mobilnosti, toplotnih črpalk. Vse to bo treba ojačati. SODO je zato v načrtu razvoja distribucijskega omrežja (2021-2030) predvidel za več kot štiri milijarde evrov investicij. Kdaj bodo te investicije realizirane, pa morate vprašati tiste, ki so pristojni za njihovo izvedbo," dodaja prvi mož Elesa.

"Zakon o spodbujanju rabe obnovljivih virov energije, sprejet julija 2021, že uvaja marsikateri ukrep, ki naj bi pospešil gradnjo novih kapacitet OVE, tudi na področju umeščanja v prostor. Potrebni bodo še nadaljnji napori pri prilagajanju okoljske, prostorske in gradbene zakonodaje," pa pravijo na ministrstvu.

​Ne stopicamo na mestu

Med rešitvami za izpad šoštanjske elektrike tu in tam kdo omeni tudi gradnjo drugega bloka Nuklearne elektrarne Krško (NEK II), čeravno je bolj ali manj vsem jasno, da bosta potencialno umeščanje in gradnja trajala veliko dlje kot ugašanje bloka 6. "NEK II ne predstavlja realne možnosti nadomeščanja TEŠ do leta 2033, pač pa je projekt, ki naslavlja dolgoročne cilje razogljičenja do 2050.," pravijo na infrastrukturnem ministrstvu.

S tem se strinja tudi Mervar. "Pravilna je odločitev ministrstva za infrastrukturo, da je izdalo elektroenergetsko soglasje za NEK II. To soglasje niti slučajno ne pomeni, da je NEK II dejstvo. Pomeni pa, da ne stopicamo na mestu, da do leta 2026 GEN priskrbi vso potrebno prostorsko dokumentacijo, projektno in investicijsko dokumentacijo, uokviri vire financiranja. Leta 2026 se bo presojalo, ali je NEK II dejstvo, ali pa bo do takrat na mizi že celovita rešitev za nestabilne proizvodne vire, kot so vetrne in sončne elektrarne z njihovim prevladujočim deležem v portfelju proizvodnih virov," meni Mervar in ob tem opozarja, da brez določenih aktivnosti vseeno ne bo uspešnega prehoda v nizkoogljično proizvodnjo električne energije: umeščanje OVE elektrarn v prostor se mora skrajšati na največ tri leta, pravi. Nujno je dokončanje hidroelektrarne (HE) Mokrice. "Najkasneje do leta 2025 se mora pričeti gradnja srednjesavske verige HE. Distribucijam je treba dopustiti možnost in/ali od njih zahtevati, da izvedejo investicije v omrežje prej, preden nastopi potreba. Trenutno stanje, ko se najprej zasebni investitor odloči za investicijo na primer v sončno elektrarno na strehi svojega objekta, potem pa čaka in čaka na pogoje za priključitev, je primer slabe prakse in zaviralec teh investicij. Isti pristop se mora uvesti tudi na področjih, kjer se pričakuje povečano število polnilnih naprav zaradi e-mobilnosti," opozarja prvi mož Elesa.

​Nevedni položaj

Kako torej po letu 2033? Kaj nas čaka? "Odgovor glede nadomestnih kapacitet bo treba doreči z NEPN, ko bo sprejeta odločitev o najkasnejši letnici izstopa iz premoga in ko bodo znani tudi drugi cilji, ki bodo Slovenijo zavezovali (na področju zmanjšanja toplogrednih plinov, dviga deleža OVE in večje energetske učinkovitosti do leta 2030, 2040 in 2050). Ali bo treba električno energijo kratkoročno uvažati ali jo bomo sposobni nadomestiti z domačimi nizkoogljičnimi viri, je odvisno tudi od tržnih dejavnikov, na katere država v luči popolnoma integriranega energetskega trga EU nima vpliva," pravijo na ključnem ministrstvu. V zelo podobnem nevednem položaju so tudi druge evropske države. S to izjemo, da so te vsaj zakonodajo že pripravile. Je lahko rešitev podaljšanje obratovanja premogovnika vsaj do leta 2038, kot si želijo lokalna skupnost in zaposleni? Kako do takrat nad vodo obdržati TEŠ, ki ga bo pravzaprav težko ohraniti že do leta 2033? "Najprej naj se razčisti, koliko je sploh eksploatacijskih zalog lignita, katere je možno izkopati brez pretiranih dodatnih investicij. Zadnji podatki niso najboljši. TEŠ je v letošnjih osmih mesecih proizvedel 1959 gigavatnih ur električne energije, kar je približno petina vse proizvedene v naši državi. Če to preračunam na letni nivo, proizvodnja ne bo presegla treh teravatnih ur. Takšen objekt, kot je blok 6 v TEŠ, bi moral, pri svoji starosti, letno proizvesti od 3,9 do 4,1 teravatne ure. Tako nizka proizvodnja pomeni višje fiksne stroške najprej pri Premogovniku Velenje, posledično tudi v TEŠ. Po mojih izračunih pri letnem izkopu od 2,5 do 2,8 milijona ton lignita cena za gigadžul lignita ne more biti nižja od štirih evrov. Se spomnite zatrjevanj, da bo cena 2,25 evra, kasneje 2,75 evra? Če temu dodamo še ekstremne cene CO2-kuponov na borzi EEX za leto 2022, ki so bile 24. septembra 2021 glede na 3. januar 2020 višje za kar 151 odstotkov, to za TEŠ pomeni 194 milijonov evrov letnih stroškov CO2," pojasnjuje Mervar. "Kako razrešiti to situacijo, je zelo zelo težko napovedati. Razrešiti pa jo bo moral kar HSE sam, s pomočjo SDH. Pričakovati razne državne pomoči kot obratovalno podporo je po moji oceni nerealno. Drugo so sredstva za pravičen prehod, prestrukturiranje regije. Teh sredstev, če bodo projekti, bo po moji oceni dovolj. Menim pa, da možnost premostitve končne odločitve o proizvodnji v TEŠ, za dve do tri leta, obstaja. Koliko časa pa bo možno vzdrževati takšno stanje, ne vem. Nisem optimist. Zato so prepiri okrog letnic 2033, 2038, 2042 … jalovo početje. Glede na trenutno stanje se je bolj realno spraševati, ali je to leto 2023, 2024. Upam, da bo letnica kasnejša."

​Energetska (ne)odvisnost

Če se zgodi ta scenarij, prave alternative za ohranitev sedanje energetske (ne)odvisnosti ni - po podatkih Energetske zbornice se pokritost porabe z domačo proizvodnjo elektrike v zadnjih letih giblje med 82 in 98 odstotki. "Če bi TEŠ končal proizvodnjo v letu ali dveh, do leta 2030, upoštevajoč trenutno stanje, ne vidim prave alternative. Seveda, instalirana moč razpršenih proizvodnih virov OVE se bo večala, vendar v tem trenutku ne samo naša država, tudi drugi nimajo odgovorov, kako obvladovati celotni elektroenergetski sistem v primeru prevlade OVE," opozarja Mervar. Prenosnih kapacitet je sicer dovolj, tudi če bi vso energijo morali uvažati. "Obstaja pa tveganje pri zagotovi oskrbi ob morebitnih motenih razmerah na mednarodnem trgu v primerih, ko imamo zelo nizke ali zelo visoke temperature - izpad največjih proizvodnih enot, praviloma jedrskih elektrarn v Evropi. Pri več kot 40-odstotni uvozni odvisnosti in v takšnih primerih bi bila možna tudi začasna redukcija porabe."

​Zadnja dilema

In še zadnja dilema, ki se iz ust sindikata energetike sliši kot grožnja: bomo po izklopu bloka 6 res plačevali veliko dražjo elektriko (to, da bo državno poroštvo unovčeno, je jasno, saj se bo zadnji obrok za novi šoštanjski blok odplačal leta 2038)? "Ni neposredne povezave. Razlikovati je treba med cenami električne energije, ki se oblikujejo prosto na trgu (v naši državi so relevantne predvsem cene, ki se dosegajo na madžarski borzi HUDEX), in končnimi cenami električne energije. Razliko predstavljajo prispevki (omrežnina, delovanje organizatorja trga, davek na dodano vrednost). V prihodnje se bodo povečale tako cene električne energije kot končne cene električne energije. Prve zaradi rasti borznih cen (na primer cena na HUDEX je v tem letu zrasla za 108 odstotkov), končne cene pa še dodatno zaradi potreb po povečanju omrežninskih dajatev, s katerimi se bo financirala preobrazba elektroenergetskih omrežij in se bodo zagotavljale dodatne sistemske storitve zaradi pričakovane vse večje moči instaliranih proizvodnih enot na OVE, financirale strateške elektrarne, baterijski sistemi, pretvorba viškov električne energije v zeleni plin in še kaj.

Edino, na kar lahko vpliva morebitno prenehanje proizvodnje v TEŠ, so cene čezmejnih prenosnih kapacitet, oblikovane na avkcijah pri Joint Allocation Officeu Luxemburg. Ob 40-odstotni ali še večji uvozni odvisnosti bo tudi 'gužva' na teh avkcijah večja. Menim pa, da gre to v rangu od enega do treh evrov za megavatno uro. Ocenjujem, brez upoštevanja inflacijskih vplivov, da bo cena leta 2030 za povprečnega gospodinjskega odjemalca višja za 80 odstotkov in več. Čas je že, da slovenskim porabnikom električne energije jasno povemo, da bo prehod v nizkoogljično proizvodnjo električne energije drag, da tako nizkih cen, kot so trenutno, ne bo nikoli več," še pravi Mervar.