Energetska krajina se spreminja, a prehiteva se s celovitim prehodom na OVE – EOL 151

V dolgoročnem strateškem planu za obdobje 2016-2020 ste zapisali več strateških ciljev. Kako ocenjujete izvedbo usmeritev, kaj dobro izvajate in kje so ovire? Na trgu, pri odjemalcih, pri nadzoru nad prenosnim omrežjem, pri naložbah?

Stopnjo realizacije strateških ciljev merimo z metodologijo, ki smo jo razvili v času izdelave prve strategije v letu 2010. Vsi strateški cilji, ki se nanašajo na delovanje prenosnega omrežja, imajo realizacijo blizu 100%. Zaostaja realizacija izvedbe strateških investicij. Konkretno, daljnovod Cirkovce-Pince. Zaradi kasnitve izdaje gradbenega dovoljenja, vendar ne po naši krivdi. Slaba je tudi realizacija strateškega cilja upravljanja z dolgoročnimi finančnimi naložbami in z njimi povezanimi izplačili deležev oziroma dividend iz dobička. Pred dvema letoma so nastopile za Talum izredno neugodne razmere na mednarodnem trgu surovin, gre za glinico. Dokončujemo pa strategijo za obdobje 2021 – 2026 in strategijo trajnostnega razvoja s pogledom do leta 2050. Oba strateška dokumenta bo nadzorni svet ELES prejel v obravnavo v začetku meseca oktobra letos.

Katere projekte ste realizirali ali jih izvajate?

Trenutno se izvajajo novogradnje in rekonstrukcije na daljnovodih 400 kV, 220 kV in 110 kV. Najpomembnejši projekti so DV 2 x 400kV Cirkovce-Pince, DV 2 x 400 kV Beričevo-Okroglo ter DV 110 kV Grosuplje-Ribnica-Kočevje. Med razdelilnimi transformatorskimi postajami pa so najpomembnejše RTP 400/110 kV Cirkovce, RTP 400/220/110 kV Beričevo in RTP Divača. Pri gradnji 80 kilometrskega daljnovoda Cirkovce – Pince, ki je največja investicija v infrastrukturo prenosnega omrežja v zgodovini družbe ELES, je prišlo do trimesečne zamude zaradi epidemije.

Naložba ni majhna.

Ne. Projekt je vreden dobrih 130 milijonov evrov, od tega je približno 50 milijonov evropskih sredstev, saj gre za interesni projekt več držav. A naj dodam, da so se v času COVID-19 vsi ključni procesi delovanja družbe ELES izvajali nemoteno. Razvojna usmeritev in investicijski načrti so ostali nespremenjeni. Na področju objektov v gradnji je motena dobava opreme iz uvoza ter fizično izvajanje storitev podjetij, ki nimajo sedeža v Republiki Sloveniji.

Od konkretnih projektov do razvojnih načrtov. Kakšen bo razvoj prenosnega omrežja do leta 2030 in katera tveganja postavljate na prva tri mesta ter zakaj? Kako bi opredelili optimalen razvoj prenosnega omrežja in obseg potrebnih finančnih vlaganj?

V veljavi je Razvojni načrt ELES 2019-2028. Ogledate si ga lahko na povezavi https://www.eles.si/Portals/0/Documents/ELES-razvojni-nacrt-2019-2028.pdf. Gre za skoraj 600 mio EUR težak načrt investicij in rekonstrukcij. V ospredju so razvoj pametnih omrežij, preureditev enosistemskih v dvosistemske daljnovode, uvedba novih tehnologij kompaktiranja elementov daljnovoda, uvedba modernih tehnologij za zmanjševanje vplivov na okolje in tehnologije vodnikov višje prenosne zmogljivosti ob hkratnem manjšem povesu. Hranilniki, mikro omrežja, samooskrba, e-mobilnost, veriženje podatkovnih blokov in podobni novodobni pojmi vse odločneje prodirajo tudi v elektroenergetiko. Rišejo obris sodobnega sveta, v katerem so edina stalnica hitre spremembe. Vsemu temu sledimo, zato smo tudi ustanovili Področje za strateške investicije.

Z novo strategijo?

Do konca novembra letos bomo imeli pripravljen nov 10-letni načrt razvoja prenosnega omrežja do leta 2030. Menim, da bomo v letu 2023 pripravljeni na izzive, ki jih bo za prenosno omrežje predstavljalo vključevanje razpršenih proizvodnih virov na OVE, vstop novih tržnih subjektov in še kaj.

Nekatere mednarodne projekte končujete, na primer SINCRO.GRID. Kako daleč ste?

V okviru mednarodnega projekta SINCRO.GRID, ki ga koordiniramo v družbi ELES, smo tako na slovenski kot na hrvaški strani dosegli nekaj pomembnih mejnikov. Junija smo v RTP Divača v poskusno obratovanje vklopili regulacijsko dušilko, sedaj pa v RTP Divača že potekajo montažna dela za vgradnjo kondenzatorske enote. V RTP Okroglo in RTP Pekre potekajo priprave za vgradnjo dveh baterijskih hranilnikov v skupni moči 10 MW (50 MWh). V Slovenijo bosta prispela jeseni. Montaža se bo predvidoma zaključila do konca leta 2020. Julija smo začeli tudi z aktivnostmi za vgradnjo kompenzacijske naprave STATCOM v RTP Beričevo. Skoraj vse načrtovane daljnovode smo že opremili z naprednimi merilniki vremenskih spremenljivk. Podatki iz merilnikov bodo sistemu za ugotavljanje meja obratovanja (SUMO) omogočili natančnejše ocenjevanje prenosnih zmogljivosti elementov prenosnega omrežja in s tem boljšo izkoriščenost obstoječih daljnovodov in transformatorjev. Tudi aktivnosti za vzpostavitev čezmejnega virtualnega centra vodenja (VCBCC), ki bo omogočil obvladovanje napetosti in izgub v prenosnih sistemih, potekajo skladno z načrti. V okviru VCBCC poteka merjenje razpršene proizvodnje iz OVE. Pridobljeni podatki bodo osnova za pripravo ocenjevalnika proizvodnje iz OVE in kasnejše napovedovanje proizvodnje iz OVE.

Učinki projekta?

Pozitivni. Ne samo za slovenski in hrvaški elektroenergetski sistem, temveč tudi za regijo. Projekt bo namreč omogočil učinkovitejšo uporabo obstoječega elektroenergetskega omrežja v Sloveniji in na Hrvaškem. To pomeni, da bo obstoječa infrastruktura lahko sprejemala večje količine električne energije iz obnovljivih virov, zanesljivost oskrbe odjemalcev z električno energijo v celotni regiji pa se bo ohranila.

V vaših razvojnih načrtih ste zapisali tudi scenarije razvoja porabe in proizvodnje električne energije. Kateri scenarij je najrealnejši? Za koliko in kako bi lahko zmanjšali rabo energije na primer do leta 2025? In koliko lahko zmanjšamo uvoz električne energije do leta 2025 glede na to, da gradnje novih energetskih objektov zamujajo?

Projekcij bodoče porabe električne energije za našo državo pripravljamo. Ne glede na to, da podatkov še nimam, ob upoštevanju razmaha električne mobilnosti, množičnega prehoda na uporabo toplotnih črpalk, verjetnega, vendar v manjšem obsegu, prehoda industrije na večjo rabo električne energije, ocenjujem, da bo poraba električne energije naraščala za več kot 2% letno. Projekcije dodatno otežuje situacija, ki je nastala zaradi epidemije C-19 in bistveno nižje porabe električne energije s strani negospodinjskega odjema. Ocenjujem, da bo letos poraba nižja za 7 do 10 % glede na leto 2019.

Uvoza elektrike ne bo?

Bo, če ne bo naložb. V zadnjih desetih letih je uvozna odvisnost naše države zelo nihala. Od samozadostnosti do preko 20 % uvozne odvisnosti. Ta nihanja so povezana s količino proizvedene električne energije iz velikih hidroelektrarn. V kolikor investicij ne bo, bo naša povprečna uvozna odvisnost do leta 2030 med 20 in 30 %, v primeru zaprtja TEŠ pa preko 50 %. Bi pa rad opozoril na podatke ENTSO-E in EUROSTATA. Obe organizaciji vodita našo državo kot neto izvoznico električne energije. Zakaj? Zato, ker upoštevata celotno proizvodnjo NEK kot našo proizvodnjo, kar je po moji oceni logično.

Energetika doživlja velike spremembe. Vse večjo vlogo naj bi prevzemali odjemalci, zato se vzpostavlja na trgu prožnost z možnostjo aktivnega odjema. Kakšen izziv je to za Eles? In kako se bo omrežje pripravilo na razpršenost virov v energetiki?

Energetska krajina se spreminja. Dejstvo je, da bodo odjemalci igrali vedno bolj aktivno vlogo na elektroenergetskem trgu. Poleg tega, da bodo na trgu prodajali proizvedeno energijo, bodo lahko ponujali tudi lastno prožnost, torej lastno pripravljenost prilagajati odjem potrebam elektroenergetskega sistema. Tega se seveda v Elesu zelo dobro zavedamo in se na to tudi pripravljamo.

Kako?

S številnimi projekti. O nekaterih sem govoril. Zelo intenzivno pa smo se v zadnjem obdobju skupaj s partnerji Konzorcija za pospeševanje zelene transformacije (ELES, Elektro Celje, Elektro Gorenjska, Elektro Ljubljana in GEN-I) ter Elektroinštitutom Milan Vidmar in Fakulteto za elektroenergetiko Univerze v Ljubljani ukvarjali z razvojem metodologije za napredno načrtovanje omrežja ter vzpostavitvijo lokalnega trga prožnosti, ki bosta upoštevala tako napredne investicije v omrežje kot vire fleksibilnosti kot nadomestek za krepitev omrežja. Poleg tega bomo trg fleksibilnosti za distribucijo ustrezno integrirali s trgom fleksibilnosti za prenos. To je ključno za vzpostavitev kakovostnega nacionalnega trga prožnosti z vidika odjemalcev. Naš načrt je, da konzorcij do konca leta 2020 pripravi metodologijo in koncept, vključno z regulativno podporo sistemskim operaterjem prenosnega in distribucijskih elektroenergetskih omrežij za naložbe v izboljšanje učinkovitosti omrežja. Konzorcij se je povezal tudi z britansko družbo Piclo kot neodvisnim zunanjim partnerjem, ki je v Veliki Britaniji zasnoval platformo za trženje fleksibilnosti. Ko bo projekt nared, bomo odjemalcem preko povsem novega trga, ki bo deloval v odvisnosti od njihove geografske lokacije in stanja omrežja na tej lokaciji, omogočili, da si z aktivnim odjemom in tudi s prodajo storitev distribucijskim operaterjem trajno znižajo strošek električne energije. Trg bo odprt za vse odjemalce na posamezni lokaciji. To bomo določili v regijah, iz katerih izhajajo partnerske družbe.
Evropska energetska politika je prav tako v tranziciji, trg se liberalizira, hkrati pa so okoljski cilji EU zelo nedvoumni. Prav tako v NEPN. Kje čakajo Slovenijo najtežje naloge?
Kar se tiče liberalizacije trga z električno energijo in povezanosti z vseevropskim elektroenergetskim trgom, smo v samem vrhu. Pravočasno implementiramo vse zahteve EU. Bili smo med prvimi, ki smo spojili slovenski trg s sosednjimi trgi. Imamo relativno zelo visoke proste čezmejne kapacitete. Kot primer. Konična poraba pri nas ne preseže 2.500 MW, čezmejnih termičnih kapacitet pa imamo okrog 10.000 MW. Z izgradnjo daljnovoda Cirkovce-Pince bo teh kapacitet 12.600 MW. Tu ne pričakujem nobenih problemov.

Kje pa jih?

Pri implementaciji državne strategije, najprej pri NEPN.

Zakaj?

Najprej je problem v nas samih, končnih porabnikih električne energije. Navadili smo se na vrhunsko storitev oskrbe z električno energijo po relativno nizkih cenah. Si bomo priznali, da bodoče končne cene ne morejo ostati na tem nivoju, da bo potrebno povečevati dajatev za omrežnino, za nove tehnologije, da sploh omogočimo širši razmah razpršenih proizvodnih virov na OVE? Naprej. Bo Slovenija uspela pri usmeritvah EU zaščititi svojo specifičnost? Kaj mislim s tem? Bom izpostavil primer TEŠ. Strinjam se, da na daljši rok zapremo TEŠ. Kdaj? Pragmatičen odgovor – najkasneje takrat, ko bo zaprta zadnja termoelektrarna v Nemčiji. Kot tretje. Prehiteva se z zahtevami po celovitem prehodu na OVE. V tem trenutku ni tehnologije, ki to omogoča. Moti me predvsem to, da se mikroprojekte enači z možnostjo celovitega prehoda. Seveda, takšni projekti so nujni za nadaljnji razvoj. Jih pozdravljam, pričakujem pa, da se javnosti ne zavaja. Bom navedel en primer. Pred časom je STA objavil članek Luče postale prva slovenska samooskrbna energetska skupnost. Naslov članka z realnostjo nima veliko skupnega. Iz objavljenih podatkov se da izračunati dejansko stanje. S približno 3.700 urami ta skupnost z električno energijo ne bo samooskrbna in to v mesecih, ko je poraba največja, v zimskih mesecih. Zakaj? Ker so predvideni baterijski hranilniki bistveno premajhni.

Toda v NEPN in v evropskem zelenem dogovoru je med prednostnimi cilji razogljičenje energetskega sistema. Posebej so izpostavljena področja energetske učinkovitosti, raba OVE, opuščanje premoga in razogljičenje plina. Če te evropske usmeritve prenesete v slovenske razmere in na tranzicijo energetskega sistema, kaj je realno in kaj ne do leta 2030 v Sloveniji?

Do leta 2030 napovedujem, da bo TEŠ blok 6 še vedno obratoval, vendar samo v primeru, da ne pride do kolapsa v Premogovniku Velenje. Kolaps izenačujem z nezmožnostjo pridobivanja ustreznih količin lignita po sprejemljivi kalorični vrednosti. Dokončali bomo HE Mokrice, gradili bomo HE na srednji Savi, sprejeta bo odločitev glede drugega bloka NEK, da ali ne. Ocenjujem, da bomo imeli okrog 400 MW vetrnih elektrarn. Glede sončnih elektrarn in njenega nadaljnjega razmaha pa je vse odvisno od razvoja hranilnikov električne energije. Kot kažejo zadnji rezultati pilotnih projektov, bo preboj na tem področju dosežen, ko bo pretvorba viškov električne energije v vodik/metan tehnično zrela in ekonomsko sprejemljiva.

Toda Slovenija potrebuje tudi boljšo energetsko produktivnost, saj je slabša od drugih držav v EU. Zaostanek energetske produktivnosti v Sloveniji je bil v primerjavi z EU v letu 2018 sicer najmanjši po letu 2007, za 15 %. Kje so največje možnosti za manjšo rabo energije? V tistem delu industrije, ki je največji potrošnik in še naprej kupuje velike količine emisijskih kuponov?

Podatek o izjemno visoki porabi električne energije na enoto BDP je za našo državo popačen. Razlog pa tiči v problemu, da imamo v naši državi porabnika, ki porabi do 9 % vse porabljene električne energije. To je Talum. Takšne porabe s strani enega porabnika ni v nobeni državi, članici EU. Ravno tako imamo relativno visoko porabo električne energije v jeklarski panogi. Moramo se odločiti, ali bomo imeli to dejavnost tudi v prihodnje. V kolikor bo odgovor ne, bo potrebno zagotoviti sredstva za njihovo prestrukturiranje in to v okviru sredstev EU za pravičen prehod v zeleno prihodnost.

Kaj se lahko za manjšo rabo energije dogovorita industrija in energetski sistem?

Praktično nič, razen da elektroenergetski sistem zagotovi ustrezne elektroenergetske povezave. Vse ostalo je v rokah industrije. Menim pa, kar sem povedal že velikokrat, da bo končna cena električne energije v prihodnjih desetih letih višja, kot je danes. Sprašujem se, kdo bo šel v investicijo, ki mu bo prinesla višji CAPEX, še posebej OPEX, oba pa na globalnem trgu ne bosta priznana! Na tem področju je veliko leporečenja brez konkretnih rešitev. Ja, rešitve so, nepovratne investicijske spodbude.

Koliko je sedanji energetski sistem trajnosten in koliko bo bolj trajnosten na koncu desetletja? Bodo leta do 2030 leta večje uporabe sonca, vetra in vode in hitrejšega uvajanja hranilnikov energije?

Slovenski elektroenergetski sistem je zelo trajnostno naravnan. Delež proizvedene električne energije iz nizkoogljičnih virov, kot so voda, sonce, jedrska energija, je bistveno višji, kot je povprečje v EU, in precej višji, kot je v Nemčiji. Po podatki ENTSO-E je slovenski elektroenergetski sistem v letu 2018 proizvedel kar 70 % električne energije iz nizkoogljičnih virov, povprečje EU je bilo 58 %, Nemčije pa samo 48 %. Seveda, pri tem je za naš sistem upoštevana 100 % proizvodnja iz NEK. Problem, ki ga imamo pri nas, je, da komisija EU kot nizkoogljične vire priznava praviloma samo proizvodnjo na osnovi energije sonca, vetra, s stisnjenimi zobmi pa tudi iz energije vode. Zakaj tako, mi ni jasno. Na osnovi strokovnih člankov je npr. delež emisij CO2 iz jedrske elektrarne v njeni celotni življenjski dobi nižji kot pri vetrnih in sončnih elektrarnah.