Lahko trenutne visoke cene na energetskih trgih pospešijo širitev obnovljivih virov energije?
Prehod na razpršene vire sicer ne vpliva neposredno na aktualne visoke cene električne energije, vpliva pa posredno. Stroškovna cena proizvodnje elektrike ni pri nobeni novi tehnologiji nižja od sto evrov za megavatno uro. Cena na pragu sončnih in vetrnih elektrarn sicer zelo upada, vendar pa je treba upoštevati tudi posredne stroške za delovanje omrežja. Potrebne so velike naložbe v distribucijsko omrežje.
Sončna elektrarna posredno bremeni upravljavce omrežja. Plačilo je običajno višja omrežnina ali poseben prispevek. Cena sončne energije je videti zelo nizka, vendar bi se pozimi greli na drva, če bi imeli samo sončne elektrarne. Jedrska elektrarna bremeni investitorja in delno tudi prenosni sistem, ki mora zaradi velikega proizvodnega objekta zakupiti dodatne sistemske storitve ročne regulacije frekvence. Seveda je treba imeti tudi pri sončnih elektrarnah dodatne sistemske storitve.
Terminske cene elektrike na leipziški in madžarski borzi so za leto 2022 nenormalno visoke. Takih cen ne prenese nobena elektroenergetska intenzivna proizvodnja. Cene za leto 2023 in 2024 pa se umirjajo okoli 80 ali 90 evrov za megavatno uro. Pozabimo na cene okoli 50 evrov. Na to opozarjam že vrsto let, a so nekateri menili, da bo zeleni prehod neboleč. Daleč od tega.
Je bolečina prišla prej, kot je bilo pričakovano?
Da. Prišla je zaradi nepričakovanih podražitev. Na naši borzi BSP gledam cene za dan vnaprej, 300 evrov. Tako drage tehnologije za proizvodnjo elektrike ni. Podivjale so cene premoga, plina in ogljikovih kuponov. Predvsem cene zemeljskega plina so glavni razlog, motor divjanja borznih cen. Zakaj? Poglejmo Nemčijo. Zapira premogovne in jedrske elektrarne. Ostajajo ji predvsem vetrna polja, nekaj sončnih polj in seveda plinske elektrarne, ki delujejo na polni moči v času, ko je proizvodnja iz vetra in sonca nezadostna. To pomeni večje povpraševanje po zemeljskem plinu, ponudba tega ni neomejena, rezultat pa je skokovito naraščanje cen.
Kaj dogajanje na energetskih trgih pomeni za izbiro prihodnje energetske mešanice v Sloveniji?
Na Gospodarski zbornici Slovenije so pozvali k brzdanju cen energije. Na računu je najvišja postavka elektrika, zelo blizu ji je omrežnina, potem so prispevki in davki. Kako bi omejili ceno? Elektrika je globalna tržna dobrina. Če bi slovenskim proizvajalcem naložili, da bodo prodajali po določenih stroškovnih cenah, bi čez deset let plačali veliko višjo ceno, kot jo bomo zdaj. HSE bo moral skrbeti, da v prehodnem obdobju ne poklekne šaleška energetika, GEN energija pa mora iskati denar za nalože, tudi za naložbe v sončne elektrarne, kar že počne, predvsem pa za financiranje drugega bloka, če se bomo zanj odločili.
Poglejmo omrežnino. Razvojni načrt elektrodistribucije govori o 4,2 milijarde evrov naložb v omrežje. Kaj pomeni to za omrežnino? Elesu je agencija za energijo od leta 2015 za 20 odstotkov znižala tarife za uporabo prenosnega omrežja, ker so mislili, da bo ELES tudi v prihodnje iztržil enako prihodkov od avkcij za čezmejne zmogljivosti. Cene elektrike za prihodnje leto pomenijo 10-odstotno zvišanje omrežnine za prenosno omrežje, ker bodo stroški poskočili. Razumem socialno ogrožene družine, vendar moramo vedeti, da elektrika ni socialna kategorija, ampak tržna dobrina. Država ima možnost reguliranja, vendar bo potem treba Evropi jasno povedati, da se ne gremo 55-odstotnega znižanja izpustov.
Na gospodarski zbornici sem vsakič opozarjal, da cene elektrike ne bodo ostale enake. Če bi tisti, ki porabljajo elektriko v gospodarstvu, elektriko kupili maja, ne bi imeli nikakršnih težav. Vendar so vsi deloma špekulirali in zdaj so padli v brezno. Bodimo pošteni, to je bila špekulacija.
Pri gospodinjstvih pa je položaj med trgovci različen. V Srbiji je šel v stečaj eden od največjih trgovcev z elektriko. Bil je prekratek, elektriko je prodal, ni pa je imel zakupljene in ga je uničilo. Položaji slovenskih trgovcev so zelo različni. Edini z lastno proizvodnjo v ozadju, ne sicer v celoti, je GEN-I. Petrol ima zanemarljivo malo lastne proizvodnje. Nekateri nimajo nič. Če so kratki, bodo morali celo elektriko močno podražiti. Če so se zavarovali in so z nakupi in prodajami izenačeni ali celo predolgi, pa so naredili dober posel. Ker Petrol nima lastnih virov, ocenjujem, da je imel del elektrike zakupljen, z dvigom cene pa je izravnal razliko, izravnal je tisti del, ki ni bil zakupljen.
Visoke cene elektrike spodbujajo pričakovanja, da bodo v podjetjih vse več postavljali lastne sončne elektrarne.
Da. Vendar je treba ob tem pošteno povedati, da sistem, ki velja za tako imenovane samooskrbne elektrarne, ne bo veljal vedno. Danes je videti tako: postavim si sončno elektrarno, če elektriko potrebujem, jo potegnem iz omrežja, če je ne potrebujem, jo pošljem v omrežje in ne plačujem za elektriko nič. Če bomo hoteli s tem preživeti, bo morala agencija za energijo opraviti temeljito analizo tarif. Ocenjujem, da nas v prihodnje čaka zvišanje plačila za priključno moč.
Prenosno omrežje ima dve funkciji: mednarodni tranzit in odjem za slovenske potrebe. Več bo proizvodnje na distribucijskem omrežju, manj elektrike bo šlo iz prenosnega omrežja v distribucijsko.
Ko bo kriza, ko ne bo vetra in sonca in bo mraz, bomo potrebovali enake zmogljivosti. To bo moral nekdo plačati. Ne moreš pričakovati, da boš 80 odstotkov časa samooskrben, 20 odstotkov časa pa boš jemal elektriko iz omrežja. Kdor bo jemal iz omrežja samo 20 odstotkov časa, bo plačal veliko večjo priključno moč kot danes. Omrežje bo treba vzdrževati tudi preostalih 80 odstotkov časa.
Podobno nekateri ne razumejo pomena funkcije in cene tako imenovanih strateških proizvodnih rezerv. Imamo jih na primer v Brestanici. Morda jih kako leto sploh ne bo treba zagnati. Kaj pa, če se ponovi leto 2018? Za elektriko so se meje zaprle, trgovanja ni bilo. Nekdo pa mora vse leto elektrarno vzdrževati. Tudi ELES kupi rezerve, čeprav negativne ročne izravnave skoraj nikoli ne aktiviramo, a jo moramo imeti zaradi evropskih pravil. Vse to bo vplivalo na končno ceno elektrike.
Ali lahko strah pred višjo ceno priključne moči, ki bo veljala nekoč v prihodnosti, odvrne poslovne odjemalce od namere, da čim prej postavijo lastno fotovoltaiko?
Edini preboj pri sončnih elektrarnah so povzročile neto meritve. Vaše vprašanje pogrešam v javnih razpravah. Kadarkoli imamo javne okrogle mize, o tem ne govori nihče. Investitorjem pa je treba poslati jasno znamenje. Če moja napoved zvišanja cene priključne moči ni pravilna, naj me kdo demantira. Vendar pa še nisem slišal ne enega ne drugega. Razmišljam logično: omrežje danes plačuje končni porabnik. Kdo ga bo plačeval v prihodnje? Končni porabnik. Tudi območje z agregatorjem bo priključeno na distribucijsko omrežje. Ko poslušam o samooskrbi, se vprašam, koliko ur na dan so samooskrbni, koliko ur na teden. Naj ne govorijo o samooskrbi, ker to ni res.
V Evropi slišimo razmišljanja, da se bo težka industrija razvijala predvsem na lokacijah, kjer bodo imeli cenejšo elektriko, zlasti v Skandinaviji, severni Nemčiji, Španiji …
Med naštetimi je favorit Norveška. Španija in severna Nemčija pa takrat, ko bodo tehnologije za izravnavo proizvodnje in porabe elektrike postale uporabne. Ta elektrika seveda ne bo tako poceni kot danes. Ugodno kombinacijo lahko dobijo tudi ob normalni ceni plina in veliki proizvodnji v vetrnih elektrarnah. Treba pa je vedeti, da ima nemška industrija aluminija neprimerno boljše pogoje kot Talum. Oproščeni so praktično vseh plačil. V vsej EU veljajo tako imenovane posredne emisije, vesel sem, da jih bomo uvedli tudi pri nas.
Kako bomo slovenski težki industriji zagotovili primerljive pogoje obratovanja, kot jih ima težka industrija na območjih z bogatimi obnovljivimi viri?
Nemška težka industrija je elektroenergetsko zelo intenzivna. To pomeni posebne tarife. Samo nizka cena elektrike obdrži pri življenju velike industrijske proizvajalce. V Sloveniji so samo leta 2015 pri določitvi prispevka za obnovljive vire poskrbeli za velike proizvajalce. Danes pa je položaj velikih slovenskih porabnikov elektrike veliko slabši kot v Avstriji. Če bi Talum prestavili v Avstrijo, bi imel za vsaj šest do osem evrov cenejšo megavatno uro elektrike. Na srečo so v Talumu spremenili sestavo proizvodnje in prešli na izdelke z višjo dodano vrednostjo, uporabljajo pa čim več sekundarnega aluminija. Pri tako visokih cenah elektrike bo Talum verjetno zmanjševal proizvodnjo primarnega aluminija. To je edina rešitev, da preživi. Letos je imel Talum srečo, ker so si leta 2018 zavarovali ceno elektrike. Prihodnje leto pa je odprt.
Tržna cena je tržna cena, z državno prisilo je težko ukrepati. Vsa Evropa tuhta, kaj narediti. Znižati prispevke, DDV? Cene elektrike ne moreš znižati, ker je tržno blago.
Poleg visokih cen so na energetskih trgih tudi nenavadno velika nihanja. Mar to pomeni, da je treba v energetiki bolj sprejemati pravila, ki veljajo na finančnih trgih? Na primer pravilo, da je treba jajca nositi v več košarah.
Nikomur ni lahko, niti kupcem niti prodajalcem elektrike. Pomembno je, kako razpršiš tveganje. Ustvariš lahko velike dobičke, lahko pa potopiš podjetje.
Kaj pa nestanoviten trg pomeni za razmislek o prihodnji energetski mešanici v Sloveniji?
V Sloveniji bomo doživeli šok, ki ga v drugih državah ne bodo. Stroškovna cena elektrike je zelo nizka. V jedrski elektrarni je dobrih 30 evrov za megavatno uro, v dravskih elektrarnah je 20 evrov ali manj, v soških okoli 30 evrov, v spodnjesavskih dobrih 30 evrov. JEK je praktično amortiziran, nihče se ne zaveda, kaj to pomeni. Nikjer v EU pa nimajo dveh elektrarn, ki bi pomenili 60 odstotkov proizvodnje. V državi, kjer bodo menjali mlajše elektrarne z novimi, bo vpliv na povprečno stroškovno ceno manjši kot v Sloveniji. Ko je bila borzna cena 50 evrov za megavatno uro, v Sloveniji ni bilo investicijskega programa, ki bi prenesel tako ceno. Vsaka naložba bi bila dražja. Proizvodna cena v novi hidroelektrarni je od 80 do 110 evrov. V novi jedrski elektrarni lahko pozabimo ceno pod 80 oziroma 90 evri.
Po drugi strani pa visoke borzne cene pomenijo, da si elektroenergetska panoga lahko nabere nekaj rezerve.
Pri tem je treba biti zelo previden. Leto 2022 bo za elektroenergetiko velika preizkušnja. Nimam sicer podatkov, a ocenjujem, da je bila proizvodnja HSE in tudi GEN energije prodana po precej nižji ceni, kot velja danes. To pomeni, da proizvodna stebra ne bosta ustvarila posebnih velikih dobičkov, HSE zlasti zaradi ogljičnih kuponov, ki jih plačuje TEŠ, denar gre v podnebni sklad, iz katerega pa HSE ne dobi ničesar. Zato mislim, da gospodinjstva v letu 2022 ne bodo doživela velikega šoka. Na podlagi informacij, ki jih imam, sklepam, da so se slovenski trgovci pravočasno zavarovali. Večje težave ima industrija, ki je špekulirala.
Ste tudi predsednik nadzornega sveta Slovenskih železnic. Del zelenega prehoda je tudi krepitev železniškega prometa. Kaj to pomeni za elektroenergetiko?
Ne samo železnice, tu je še Luka Koper. V obeh primerih povečanje porabe elektrike ne bo imelo večjega vpliva.
Bi bilo smiselno, če bi TEŠ delal samo nekaj mesecev na leto? Na primer pozimi. Premogovnik Velenje pa bi kopal premog z manjšim številom delavcev. Poleti bi ga kopali na zalogo, ki bi jo TEŠ pozimi pokuril.
Fiksni stroški TEŠ bi bili enaki. Najprej pa je treba odgovoriti na vprašanje, koliko lignita je mogoče izkoristiti na leto, če ne odpiraš novih odkopnih mest. Tudi če bi TEŠ delal pol leta, bi bilo treba vzdrževati celotno posadko vse leto. Zagovarjal sem misel, da je treba v premogovniku in TEŠ maksimizirati proizvodnjo, ker je potem učinek fiksnih stroškov nižji. Res pa je, da so težave v ogljičnih kuponih. Če TEŠ dela manj, ima več izpustov, ker so izkoristki slabši. Govorim o odstotku ali dveh. Izpuste ima najmanjše, če dela pri 97 odstotkih. To je tehnološki optimum. Slabo pa je, če dela pri 60 odstotkih moči. Če zmanjšuješ proizvodnjo, rastejo fiksni stroški. Treba je pogledati, kateri učinek je večji. Pa še nekaj. Zadnje tri tedne se močno izboljšuje kondicija TEŠ, ker so cene elektrike močno zrasle, če bi seveda po taki ceni elektriko prodajali.
Kaj bi 1.100-megavatna JEK 2 pomenila za sistemsko rezervo?
Pomeni, da bomo morali imeti zakupljenih 1.100 megavatov. V svetu sta dva režima sistemskih storitev. Eden je tak, kot ga imamo v Sloveniji, kjer je vse breme na Elesu in posledično na omrežnini. Druga možnost je tako imenovana tarifa G. Če nekdo postavi objekt, ki je nesorazmeren z obstoječim stanjem, regulator obremeni tistega, ki je objekt postavil. Danes je najmočnejši blok 553-megavatni TEŠ 6, pri JEK se namreč računa samo polovica. Potrebujemo torej še 550 megavatov zakupa, česar v Sloveniji ni. Na leto je to dodatnih 25 milijonov evrov sistemskih stroškov. Omrežje okoli Krškega je zelo močno, zato pri tem ne bo težav. JEK 2 v prid je tudi gradnja povezave do Madžarske, ki je poleg Hrvaške največja neto uvoznica elektrike, če govorimo o odstotkih. Vetrne in sončne elektrarne bodo vplivale na omrežnino, ker bo treba okrepiti omrežje. Na sto megavatov vetra ali sonca bo treba šest megavatov avtomatske regulacije frekvence. Treba bo tudi imeti nove strateške elektrarne, razen če bomo špekulirali in računali na elektriko iz uvoza. Slovenija ima čezmejnih prenosnih zmogljivosti za polovico preveč, a elektriko lahko uvažamo, če trg dela.
Ali trenutna dinamika na energetskih borzah pomeni, da je treba dolgoročne odločitve, kar vključuje tudi gradnjo JEK 2, sprejeti prej, kot je načrtovano?
Ne. V številnih člankih sem zapisal, da ne vemo, kako se bodo razvijale pretvorba in hramba energije ter druge tehnologije. Na ta razvoj ne moremo čakati, ker smo v zelo slabem položaju. Država se bo morala odločiti in podeliti mandat GEN energiji, da pripravi vso projektno, upravno in investicijsko dokumentacijo. Leta 2026 pa bomo videli, kam bo šel razvoj. Do takrat je treba spodbujati razpršene vire. Za Slovenijo je tisoč megavatov razpršenih virov do leta 2026 veliko. Zdajšnje cene, 200 ali 250 evrov, nimajo nobene zveze s proizvodnjo elektrike, razen iz plina, ki se je podražil za petkrat.
Ne delajmo sklepov na podlagi let 2021 ali 2022. Strinjam se z Dejanom Paravanom iz GEN-I, ki je napovedal, da bomo imeli to zimo ob določenih urah na trgu tudi ceno do tri tisoč evrov za megavatno uro. Bolj skrbi, da v Sloveniji včasih ne znamo oceniti, kje bo kaj skočilo ven, če bomo pritisnili na določenem mestu. Vsak gleda samo na svoj gumb. Ko ga pritisne, blokira tri druge.
Nekateri hočejo nov strateški dokument. V razpršene vire bo vlagal zasebni kapital. V velike hidroelektrarne bo vlagal tisti, ki bo prepoznal finančni interes. To bo lahko tudi zasebnik ali država prek HSE ali GEN energije. Naložba v jedrsko elektrarno pa bo odvisna od cen. Zelo pametno bo imeti strateškega partnerja.
Kakšen bo dnevni diagram proizvodnje elektrike, če bomo imeli 3.500 megavatov razpršenih virov, novo jedrsko elektrarno, vse hidroelektrarne, TE-TOL? Kaj bomo z elektriko? Nekateri pravijo, da bomo elektriko iz sončnih elektrarn poleti izvažali. Kaj pa, če bo imel tudi sosed tako proizvodnjo? Potem ne bomo mogli izvažati, ampak bo treba električno energijo pretvarjati.
