Ni čisto v kontekstu s temo(no malo tudi je-lepo je napisano, zakaj nimajo alternativni viri za hladen burek), vendar kot zanimivost, kako v riti smo in kako šele bomo, če ne bomo pospešeno gradili. Članek je skopiran iz elesove revije Naš Stik
Zagotavljanje zanesljivosti oskrbe
V direktivah za liberalizacijo in odpiranje trga
nalaga Evropska unija Republiki Sloveniji hkrati
tudi skrb in odgovornost za zanesljivost oskrbe
električne energije na ozemlju Republike Slovenije.
Naloga sistemskega operaterja prenosnega omrežja
je po 53. členu Energetskega zakona pripraviti in
objaviti pregled, ki vključuje manjkajoče proizvodne
in transportne zmogljivosti, potrebe po medsebojni
povezavi z drugimi omrežji in napoved porabe
električne energije.
Poraba elektrike nenehno narašča
Poraba električne energije v Republiki Sloveniji
od leta 1993 stalno raste, povsem skladno s stalno
rastjo BDP. Leta 1993 je poraba znašala približno
9.000 GWh, konica moči pa približno 1.500 MW,
danes pa znaša poraba več kakor 13.000 GWh,
konica moči pa 2.100 MW. V prihodnosti lahko v
Sloveniji, enako kot tudi v drugih državah EU, z zelo
visoko verjetnostjo napovedujemo nadaljevanje tega
trenda. Zaradi upoštevanja ukrepov učinkovite rabe
električne energije lahko v bolj dolgoročnem obdobju
predpostavimo nekoliko nižje stopnje rasti porabe
električne energije, vendar bo okrog leta 2020 poraba
električne energije dosegla 20.000 GWh, konična moč
pa 3.000 MW. Ker danes Slovenija sama zagotavlja le
približno 10.000 GWh, bo treba do leta 2020 domačo
proizvodnjo podvojiti.
Z vsemi načrtovanimi hidroelektrarnami
bomo lahko pokrili le desetino potreb
Največji odprti projekt gradnje te vrste je gradnja
verige šestih hidroelektrarn na spodnji Savi. Eno novo
hidroelektrarno na spodnji Savi zgradimo na približno
tri leta, zato lahko pričakujemo, da bo celotna veriga
zgrajena približno leta 2018. Dve hidroelektrarni sta že
zgrajeni, preostale štiri pa bodo zagotavljale približno
650 GWh energije na leto. Na Savi je mogoče zgraditi še
tri hidroelektrarne na odseku od Medvod do Ljubljane
(230 GWh) in šest hidroelektrarn od Ljubljane do
Zidanega Mosta (760 GWh), vendar so ti projekti danes
še nedodelani. Še manj realistična in zaradi okoljevarstvenih
omejitev zelo vprašljiva je zgraditev verige kar
osmih hidroelektrarn na Muri (450 GWh za Slovenijo).
Do leta 2020 lahko torej optimistično ocenimo
prispevek novih hidroelektrarn na dodatnih 320 MW,
a skupaj je to le 1.000 GWh, kar je samo približno
10 odstotkov od potrebnih dodatnih 10.000 GWh.
Spomnimo še, da so možnosti proizvodnje hidroelektrarn
bistveno odvisne od padavin, samo obe črpalni
elektrarni pa bosta porabili približno 350 GWh na leto.
Učinkovita raba električne energije
zgolj dodatni ukrep
Najcenejša elektrarna je tista, ki je niti ni treba
zgraditi, zato se upravičeno daje zelo velik poudarek
učinkoviti rabi električne energije. Teoretično naj
bi za vsak dodatno investirani evro v učinkovito
rabo električne energije dolgoročno privarčevali kar
2,5 evra na proizvodni strani. Vendar pa investicij v
proizvodnjo ni mogoče kar preprosto opustiti in se
posvetiti samo učinkoviti rabi. Proizvodni sistemi v
Evropi, ZDA in povsod po svetu so bili zgrajeni v času
po drugi svetovni vojni, zato so že zastareli in jih bo
treba v prihodnjem desetletju popolnoma prenoviti,
dodatno pa bodo v istem času zgradili še povsem nove
velike proizvodne sisteme v Indiji in na Kitajskem.
Ukrepi učinkovite rabe so pri električni energiji
bistveno bolj omejeni kot pri drugih energentih. Zelo
pogosto se tudi dogaja, da pomeni učinkovita poraba
nekega drugega energenta pravzaprav večjo porabo
elektrike: električna energija za toplotne črpalke, razne
inverterje, električne avtomobile in podobno.
Obnovljivi in distribuirani viri
ne prinašajo končnih rešitev
V skladu s smernicami Evropske unije je primerno
predvideti povečanje takšne proizvodnje v Sloveniji.
Takšna proizvodnja manjša uvozno odvisnost od
primarnih virov (nafte), vendar pa lahko hkrati
pomeni povečan uvoz tehnološkega znanja. Po
splošni oceni bo leta 2007 zastavljene cilje EU o kar
20-odstotnem deležu obnovljivih virov v primarni
porabi energije leta 2020 zelo težko uresničiti brez tej
dodatni energiji povsem nesorazmernega povečanja
stroškov. Tudi znatnejši delež te proizvodnje pa
zaradi svoje nestalne in naključne narave praktično
ne bo prispeval k zanesljivejši oskrbi z električno
energijo, saj moramo za vsak instaliran MW alternativnih
virov zagotoviti 100-odstotno rezervo v klasičnih
sistemskih elektrarnah. Na tej podlagi je mogoče celo
argumentirati, da je treba vsak MW obnovljivih virov
obravnavati z negativnim predznakom. Ker so emisije
toplogrednih plinov globalne in ker je pred nami
enormna ekspanzija proizvodnih sistemov Kitajske in
Indije, ki bodo v 90 odstotkih zgrajeni na premogovnih
tehnologijah (njihov poceni domači energent), bo
lahko končni učinek sedanje v svetu osamljene
politike EU velikanskih subvencij za obnovljive vire
zelo vprašljiv. Uporaba biomase sicer ne prispeva k
emisijam toplogrednih plinov, zato pa procesiranje
vendarle zahteva energijo, tako da je končna
energetska bilanca komaj pozitivna in je upravičena
le tedaj, če imamo poceni biomaso na razpolago.
Poleg tega potrebuje ta proizvodnja kakovostna
kmetijska zemljišča, zato tekmuje s pridelavo hrane,
posledica tega pa je dvig cen hrane in pojav revščine
v mnogih delih sveta. Tehnologija uporabe biomase
druge generacije naj bi bila sposobna uporabljati tudi
pridelke z neorne zemlje (vrbe, grmovja ...), vendar pa
je to danes še dolgoročna vizija.
Dolgoročno načrtovanje je nuja
Dolgoročno načrtovanje je nujno tudi v razmerah liberaliziranih
trgov, saj traja gradnja novega objekta
praviloma več let, predhodno pa je treba izvesti vse
potrebne študije, nove proizvodne enote umestiti v
prostor, doseči ustrezno družbeno soglasje, zagotoviti
ustrezne prenosne zmogljivosti do novega objekta in
podobno. Tržni pristopi so tukaj povsem neprimerni,
saj so kratkoročni in zato vezani le na že obstoječe
in delujoče objekte, kjer je morda mogoče z raznimi
strateškimi mahinacijami doseči maksimum dobička
nekega posameznega tržnega udeleženca na nekem
tržnem srečanju. Dolgoročno nas taki delni interesi ne
zanimajo, temveč nas zanima časovna razporeditev,
torej kako naj bi potekala gradnja novih proizvodnih
enot, da bo po eni strani pokrita pričakovana
rast porabe električne energije in po drugi, da bo
to narejeno na družbeno sprejemljiv in najbolj
ekonomsko ekološko smiseln način za prebivalce
in gospodarstvo Republike Slovenije. Dolgoročno
načrtovanje ima vsebinsko naravo, ki je samemu trgu
električne energije eksterna in vključuje predpostavke
o prihodnjem gibanju cen nafte in zemeljskega plina,
o rezervah primarnih virov, o razvoju političnih
razmer, potrebe po raznolikosti proizvodnih virov,
energentov in tudi samih dobaviteljev in podobno.
Današnje stanje ni zadovoljivo
Danes Sloveniji primanjkuje proizvodnih enot oziroma
kar neposredno električne energije. Razprava o
kazalcu LOLE, s katerim sicer merimo kakovost zanesljivosti
oskrbe, v tem obdobju nima pomena, saj
se naš EES ne more pokriti niti ob maksimalnem
angažiranju vseh svojih proizvodnih enot, v čemer je
naša negativna bilanca električne energije pomembno
slabša od prav tako negativne bilance elektrike na
primer sosednje Italije (Italijani bi lahko dosegli
izravnano ali celo pozitivno bilanco). Za zagotovitev
zanesljivosti oskrbe zato ne moremo sami ustrezno
reagirati, temveč smo povsem odvisni od možnosti in
cene uvoza električne energije.
V prvem obdobju rešitev plinske elektrarne
V prvem obdobju, ob takojšnjem ukrepanju morebiti
že leta 2012, je v EES Slovenije edino mogoče zgraditi
objekte na zemeljski plin. Ti objekti imajo najkrajši
čas gradnje in imajo tudi drugače odlične obratovalne
in okoljevarstvene lastnosti, vendar pa je v primeru
Slovenije treba opozoriti, da je zanje potrebna tudi
dodatna infrastruktura: povečanje oziroma razširitev
plinovodnega omrežja po Sloveniji, morebiti priključek
na nove mednarodne plinovode (Nabucco, Južni tok ...),
zelo zanimiv je morebitni novi terminal na utekočinjeni
zemeljski plin v Kopru, zelo pomembna pa je tudi
nujna zgraditev zadostnih skladiščnih zmogljivosti.
Navedimo še nekatere okvirne parametre: Slovenija
danes porabi približno 1100 milijonov m3 zemeljskega
plina, vendar zanemarljiv del za proizvodnjo električne
energije. Predvideni terminal v Kopru bi imel letno
zmogljivost 5000 milijonov m3 zemeljskega plina,
400 MW plinsko-parna elektrarna pa ima v bazno-trapeznem
režimu na leto porabo približno 500 milijonov
m3 zemeljskega plina. Plinske enote, zgrajene v tem
obdobju, bi lahko pozneje rabile kot pomembna
rezerva in pomembna alternativa, če bi prišlo do
zamud pri zgraditvi proizvodnih enot v poznejših
obdobjih, hkrati pa lahko zagotavljajo tudi določene
sistemske rezervne storitve. Res je sicer, da je zemeljski
plin povezan s precejšnjim dolgoročnim tveganjem
dviga cen in prekinitve dobav, vendar je to tveganje, ki
ga je treba obvladovati, tako kot ga obvladujejo drugod
po Zahodni Evropi in svetu. Zato je primerno znova
izpostaviti strateške prednosti domačega terminala za
utekočinjeni zemeljski plin v Kopru.
Drugo obdobje rezervirano za TEŠ in TET
V drugem obdobju, začenši z 2014 in 2015, lahko
predpostavimo zgraditev novega 550 MW bloka 6 v
Šoštanju in pa tudi zgraditev novega 290 MW bloka 3
v Trbovljah. Blok 6 je danes tako zelo izdelan projekt,
da lahko realno predpostavimo njegovo zgraditev. Ta
blok je tudi tehnološko absolutno nujen v Šoštanju,
saj bo v kratkem treba zamenjati vseh današnjih pet
obratujočih blokov. Absolutna nujnost je primerna tudi
v primeru Trbovelj, saj ima ta podporna točka neprecenljivo
vrednost v prenosnem omrežju, ne glede na
končni izbor tehnologije oziroma ali bo ta premogovna
ali plinska. Če upoštevamo hkratno zaprtje starih
blokov, je neto dvig instaliranih zmogljivosti tako
v Velenju kot v Trbovljah skupno samo 400 MW.
Do zanesljivejše oskrbe s kombinacijo vseh virov
V tretjem obdobju, začenši z letom 2017, je šele mogoče
dokončno stabilizirati in popraviti sedanjo zanesljivost
oskrbe v Sloveniji. V tem obdobju je mogoče zgraditi
nove velike proizvodne enote (jedrske, premogovne
in/plinske), ki na podlagi ekonomije obsega
proizvajajo relativno poceni električno energijo. Šele v
tem obdobju bo tudi mogoče meriti stanje zanesljivosti
dobave EES Slovenije s faktorjem LOLE, saj bo šele
tedaj potreben uvoz manjši od zmogljivosti največje
domače enote (v nasprotnem primeru nimamo
lastnega sistema v polnem pomenu te besede). Vendar
pa bo EES Slovenije tudi v tem obdobju relativno
majhen EES z majhnim številom relativno velikih enot
in relativno velikim deležem hidroelektrarn, tako da
kriterijska vrednost LOLE niti tedaj ne bo mogla biti
nižja od 10 ur na leto.
Cena električne energije iz jedrskih elektrarn
je bistveno nižja od preostalih možnosti, kljub
upoštevanju dodatnih stroškov za terciarno regulacijo
v EES Slovenije v ustreznih plinskih turbinah (Pri
1.000 MW JE Krško 2 znašajo ti dodatni stroški na leto
približno 30 milijonov evrov, pri 1.600 MW enoti pa 59
milijonov). Še pri izredno nizkem faktorju obratovanja
55 odstotkov lastna cena 1.000 MW jedrske elektrarne
ne dosega 50 evrov ter je za 20 evrov na MWh in
več nižja od naslednje konkurenčne tehnologije, pri
faktorju obratovanja 90 odstotkov pa se ta razkorak
še poveča. Naslednja tehnologija je premogovna,
zatem pa plinska, pri čemer pa upoštevanje dodatnih
stroškov nakupa CO2 certifikatov po ceni 25 evrov
Lastna cena plinsko-parnih in premogovnih tehnologij
je nad 60 evrov na MWh, razlika med njima - še
posebno pri velikih faktorjih obratovanja - pa je zelo
majhna.
Nove plinske in plinsko-parne enote lahko vstopijo
v naš sistem okvirno najprej leta 2012. V vmesnem
času, od sedanjega leta 2008 pa do leta 2011, pa
se proizvodni elektroenergetski sistem mora za
doseganje zadovoljive zanesljivosti oskrbe nasloniti
na uvoz. Potrebne letne vrednosti uvoza presegajo
2.500 GWh oziroma dosežejo rang 200 milijonov
evrov in tako pomenijo kar približno četrtino vseh
letnih stroškov. Lastna cena električne energije (brez
plačila uporabe omrežja, morebitnih drugih davkov
ali taks) je v tem času zato na razmeroma visoki ravni
50 evrov na MWh. Takšen uvoz električne energije bo
potreben do vključno leta 2014, ko bo vstopila tudi
nova enota TE Šoštanj 6, kar bo znižalo lastno ceno
sistema na raven 45 evrov na MWh. Pri jedrski strategiji
opazimo po letu 2019 znatna (pod 40 evrov na MWh)
znižanja cene električne energije. Razlika med plinsko
ter premogovo strategijo je majhna kljub upoštevanju
dodatnih stroškov certifikatov CO2.
Sklepna ugotovitev
Rast porabe električne energije je močno pozitivno
povezana z rastjo BDP v Sloveniji in drugod po svetu
in izdatno narašča. Slovenija bo okrog leta 2020
potrebovala več kot 20.000 GWh električne energije na
leto (danes dobrih 13.000 GWh), konična obremenitev
pa bo znašala 3.000 MW.
Obseg ukrepov racionalne in učinkovite rabe pri
električni energiji je zelo omejen. Z naključnimi
in zelo dragimi alternativnimi viri in razpršeno
proizvodnjo (vetrne, sončne in male hidroelektrarne
...) ni mogoče nadomestiti sistemskih elektrarn, saj
moramo za vsak instalirani MW alternativnih virov
zagotoviti tudi 100-odstotno rezervo v sistemskih
elektrarnah. V Sloveniji že danes primanjkuje več kot
25 odstotkov električne energije, dolgoročno pa se ni
mogoče zanesti na cenovno ugoden uvoz električne
energije. Negotovost in ceno uvoza električne energije
izdatno povečujejo omejitve v prenosnih omrežjih.
V naslednjih petnajstih letih bo potekla življenjska
doba praktično vseh slovenskih elektrarn, razen hidroelektrarn.
Leta 2023, ko poteče prvotno predvidena
življenjska doba NE Krško, bomo imeli ob zimskih
konicah v Sloveniji na voljo le še približno 650 MW iz hidroelektrarn
in 348 MW iz NE Krško (če ji podaljšamo
življenjsko dobo). Poleg proizvodnje električne energije
je treba stalno zagotavljati rezervne zmogljivosti in
sistemske storitve za delovanje EES. Zato moramo
v naslednjih petnajstih letih v Sloveniji zagotoviti več
kot 2.500 MW novih oziroma prenovljenih proizvodnih
zmogljivosti iz sistemskih elektrarn, kar je enako
celotni sedanji inštalirani moči. Opravljene dolgoročne
raziskave kažejo, da je na kratki rok mogoče popraviti
zanesljivost dobave električne energije edino z enotami
na zemeljski plin (te enote v dolgoročni perspektivi
bistveno prispevajo k potrebni sistemski rezervi), na
daljši rok pa z gradnjo novih jedrskih, plinsko-parnih
elektrarn in/ali naprednih premogovnih elektrarn.
Jedrska opcija ima jasno cenovno in okoljevarstveno
prednost, cenovna razlika med premogovno in plinskoparno
opcijo pa ni zelo velika.
