JEK2
Sobota, 31. 5. 2025, 4.00
1 dan, 3 ure
Intervju z direktorjem družbe Eles
Aleksander Mervar: Brezogljična družba ne obstaja – to je velika laž
Termometer prikazuje, kako vroč je članek.
Termometer prikaže, kako vroč je članek.
1,40
"Samo nasmehnem se, ko slišim, da bo JEK 2 pocenila električno energijo. Ne more jo poceniti. Večina ljudi v Sloveniji se tega ne zaveda," opozarja direktor Elesa Aleksander Mervar.
Dolgoletni prvi mož družbe Eles ocenjuje, da je slovensko prenosno elektroenergetsko omrežje med najsodobnejšimi in najbolje povezanimi v Evropi, zato je stabilnost sistema dobra. Glavni izziv ostaja distribucijsko omrežje, na katerem se načrtujejo investicije v višini do štirih milijard evrov. Izpostavlja potrebo po energetski samozadostnosti, saj se v kriznih časih uvozna odvisnost hitro pokaže kot šibkost. Pri tem podpira gradnjo JEK 2, a opozarja, da ta ne bo pomenila nižje cene elektrike. Ocenjuje, da pametna omrežja igrajo ključno vlogo v prihodnjem razvoju energetike, a kljub temu nobena evropska država danes še ni infrastrukturno pripravljena na ogljično nevtralnost do leta 2050. Kritičen je tudi do shranjevanja energije iz OVE, saj obstoječe tehnologije povzročajo velike izgube. Pri novem modelu obračunavanja omrežnin pričakuje prilagoditev, a meni, da bi lastnike sončnih elektrarn bolj kot višje omrežnine lahko prizadele nizke cene elektrike na trgu, zaradi česar bi lahko njihove investicije postale ekonomsko nevzdržne.
Aleksander Mervar je zadnjih 12 let direktor družbe Eles, sistemskega operaterja kombiniranega prenosnega in distribucijskega elektroenergetskega omrežja. Tretji petletni mandat mu poteče jeseni 2027. Velja za enega največjih energetskih strokovnjakov v državi, saj na vodstvenih položajih v slovenski energetiki deluje že 39 let. Kot izkušen poznavalec elektroenergetskega sistema je tudi član delovne skupine za koordinacijo pripravljalnih aktivnosti na projektu drugega bloka jedrske elektrarne v Krškem (JEK 2) in predsednik Energetske zbornice Slovenije. Mnogi ga nazivajo kot prvega moža slovenske energetike.
V 43 letih delovne dobe je največji karierni izziv doživel kot mladi namestnik direktorja Strojne tovarne Trbovlje. Leta 1991 je moral zaradi izgube trga ob razpadu Jugoslavije odpustiti 700 delavcev, hkrati pa podjetje preoblikovati v delniško družbo.
Mervar kot največje tveganje v svoji karieri omenja gradnjo čezmejnega visokonapetostnega daljnovoda Cirkovce–Pince, ki je bil dokončan leta 2022. Projekt evropskega pomena se je odvijal tudi v času arbitraže med Slovenijo in Hrvaško, ko je del trase daljnovoda v nasprotju s slovenskim pričakovanji na koncu pripadel Hrvaški. Do takrat je bilo v projekt vloženih že 30 milijonov evrov, vprašljivih je bilo tudi 55 milijonov evrov evropskih nepovratnih sredstev. Brez kakršnekoli politične pomoči je projekt uspešno izpeljal do konca.
Gospod Mervar, kako kot prvi mož slovenske energetike in dolgoletni šef Elesa glede na vse večjo priključitev obnovljivih virov energije ocenjujete trenutno stabilnost slovenskega (prenosnega in distribucijskega) elektroenergetskega omrežja?
Pri ocenjevanju stabilnosti elektroenergetskega omrežja posamezne države je treba predvsem upoštevati, koliko je to omrežje povezano s sistemi drugih držav. Slovenski prenosni elektroenergetski sistem, s katerim upravlja Eles, je praktično najbolj vpet sistem v Evropi. Naša konična moč znaša 2,3 gigavata (GW), imamo pa okoli 13 GW moči termičnih kapacitet čezmejnih prenosnih zmogljivosti (ČPZ).
Poglejmo primer Španije. Ta je imela v letu 2024 konično porabo 37,2 GWh, čezmejno termično zmogljivost pa le 5,9 GW. Medtem ko lahko Španija iz uvoza pokrije le okoli 15 odstotkov svoje konične porabe, lahko Slovenija pokrije šestkratnik svoje konične porabe. S tega vidika smo na varni strani.
Obnovljivi viri energije (OVE) – v Sloveniji je na distribucijsko omrežje priključenih za 1,5 GW moči sončnih elektrarn – so z vidika stabilnosti omrežja za zdaj obvladljivi. Večja tveganja, seveda je to odvisno tudi od strukture proizvodnih virov OVE, se pričakujejo pri kapaciteti, ki presega moč 2 GW.
V Elesovem novem desetletnem razvojnem načrtu, ki ga je nedavno potrdila tudi agencija za energijo, predvidevamo, kaj bo treba postoriti, da bo omrežje tudi v prihodnje ostalo stabilno. Medtem ko prenosno omrežje, s katerim upravlja Eles, velja za eno najsodobnejših v Evropi, pa je nekoliko drugačno stanje na distribucijskem omrežju, zato je na tem v naslednjem desetletju načrtovanih za skoraj štiri milijarde evrov investicij. Največji poudarek je prav na krepitvi kapacitet distribucijskega omrežja.
Kaj to pomeni?
Predvsem menjava transformatorskih postaj in posodabljanje kablovodov. Ocenjujem sicer, da bo investicij manj kot za štiri milijarde evrov, saj so morda nekatere načrtovane investicije predimenzionirane.
Ko smo konec leta 2022 k Elesu pripojili Sistemskega operaterja distribucijskega omrežja (Sodo), ki je izvajal gospodarsko javno službo operaterja distribucijskega elektroenergetskega omrežja, smo ugotovili naslednje: narediti moramo zelo dober model, ki preračunava kje, koliko in kdaj okrepiti distribucijsko omrežje. Eles za vse načrtovane investicije v prenosno omrežje že dolgo uporablja zelo sofisticiran model in takega zdaj vzpostavljamo tudi za distribucijsko omrežje.
Ali s tem potrjujete očitke, da distribucijsko omrežje ni dovolj pripravljeno na priključitev OVE, kot so sončne elektrarne?
Ne, take interpretacije so napačne. Mediji v zadnjem času zelo radi uporabljajo izraze, kot so denimo digitalizacija in pametna omrežja, s katerimi se v Elesu ukvarjamo že dve desetletji. Preden karkoli grajam, si poglejmo mednarodne ocene, na primer Svetovnega energetskega sveta (World Energy Council – WEC), ki ocenjuje slovensko energetiko; v tako imenovani analizi "trilemia" WEC ocenjuje energetiko po treh ključnih dimenzijah, in sicer energetski varnosti, energetski enakopravnosti in okoljski trajnosti. Slovenija je po indeksu svetovne energetske trileme za leto 2024 zasedla odlično 11. mesto.
Ne glede na to pa moramo priznati, da omejitve distribucijskega omrežja obstajajo. Toda po drugi strani se strinjam s stališčem distributerjev, da moramo preudarno in racionalno pristopiti do nadgradenj omrežja in novih investicij. Če se na primer posameznik na nekem območju odloči, da bi rad zgradil sončno elektrarno, stanje v omrežju pa trenutno tega ne dopušča oziroma bi bila za priključitev v omrežje najprej potrebna velika investicija distributerja, ne moremo govoriti o racionalni porabi (tudi) javnih sredstev za uresničevanje interesov posameznikov.
Koliko manevrskega prostora ima Eles pri odzivanju na morebitne izpade večjih proizvodnih virov, kot so šesti blok Termoelektrarne Šoštanj (TEŠ 6) ali Jedrske elektrarne Krško (NEK)? Se lahko zgodi španski aprilski scenarij? Je že znano, kaj točno se je zgodilo?
Glede na prakso preteklih izpadov, v zadnjih petih letih sta se na Balkanu zgodila dva podobna mrka, bomo za vzrok španskega mrka izvedeli v roku pol leta. Imam sicer svojo teorijo, a je za zdaj ne želim komentirati v javnosti. Počakajmo na uradne izsledke.
Združenje evropskih sistemskih operaterjev prenosnih omrežij (Entso-e) je ustanovilo strokovno komisijo, ki bo neodvisno preiskala izpad električne energije na Iberskem polotoku. V njej sodeluje tudi strokovnjak iz Elesa.
Iberski polotok je sicer zelo slabo povezan s celinsko Evropo, dejansko ima povezave le s Francijo. Njihova kapaciteta čezmejnih prenosnih zmogljivosti je nekajkrat nižja kot znaša konična poraba Španije. Situacija v Sloveniji je, kot rečeno, obrnjena, in izkušnje iz preteklih dveh let nas vendarle navdajajo z optimizmom.
Ko po ruski agresiji na Ukrajino zaradi pomanjkanja plina nismo vedeli, kaj nas čaka v zimi 2022/2023, smo na Elesu naredili več scenarijev delovanja. Potem pa smo prejeli informacijo, da je deponija lignita za TEŠ 6 skoraj prazna. Ne glede na to, da je bil v tistem trenutku tudi NEK v remontu, sem ministru za okolje, podnebje in energijo Bojanu Kumru predlagal, da ustavimo še TEŠ 6 in naredimo velike zaloge lignita. To je bila priprava na morebitno prihodnjo krizo v Evropi, saj bi lahko v primeru problemov oskrbe z elektriko v Evropi TEŠ 6 lahko znova zagnali, pri čemer bi bile takrat na voljo zadostne zaloge lignita. V tem času, ko dve največji proizvodni enoti nista delovali, 94 odstotkov električne energije smo uvozili, pa Slovenija kljub temu v celotnem obdobju ni imela nobenih redukcij.
Tu se postavlja vprašanje o smiselnosti gradnje drugega bloka jedrske elektrarne v Krškem (JEK 2), če pa lahko električno energijo preprosto uvažamo.
Ne smemo tako razmišljati. Govoril sem o normalnih tržnih razmerah, ne o kriznih, ko električne energije v regiji že začne primanjkovati. Spomnimo se hude zime februarja 2018, ko je snežilo skoraj mesec dni. Električne energije iz evropskih sončnih elektrarn ni bilo, vetra iz severa Evrope je bilo zelo malo. Kljub evropskim pravilom o prostem trgu z električno energijo so se meje za prenos elektrike hitro zaprle.
Luksemburg je na primer v povprečju več kot 70-odstotno uvozno odvisen, a ima trikrat manj prebivalcev kot Slovenija. Ali tvegamo in povečujemo uvozno odvisnost ali pa poskušamo biti čim manj uvozno odvisni, je strateško politično vprašanje, na katerega mora odgovoriti politika.
Če imamo v državi portfelj starih in amortiziranih proizvodnih naprav električne energije, kakršen je recimo naš NEK, je stroškovna cena proizvodnje nizka. Z dodajanjem novih proizvodnih kapacitet s polno amortizacijo in visokimi obrestmi financiranja pa stroškovna cena proizvodnje elektrike narašča. Samo nasmehnem se, ko slišim, da bo JEK 2 pocenila električno energijo. Ne more je poceniti. Večina ljudi v Sloveniji se tega ne zaveda.
Na to računajo predvsem gospodarstveniki.
V zadnjih petih letih se je v Sloveniji rodilo kar precej novih "elektroenergetskih strokovnjakov." Nekdo izmed njih je nedavno zagovarjal stališče, da bi morali operaterja in distribucijska podjetja dokapitalizirati z zasebnim kapitalom. Iz srca sem se nasmejal takemu razmišljanju. Vedeti moramo, da so operater omrežja, kakršen je Eles, in distribucijska podjetja povsod po EU regulirani, poslovati morajo znotraj postavljenih okvirjev EU in nad njimi bdijo neodvisni regulatorni organi. To med drugim tudi pomeni, da primarno ne zasledujejo dobička, ampak kakovost javne oskrbe. Zasebni kapital pa ima povsem drugačne interese.
O čem razmišlja zasebni investitor? Zagotovo ne o visoki stopnji zanesljivosti delovanja, temveč o visokih donosih!
Kje je Elesovo prenosno elektroenergetsko omrežje najšibkejše?
Preveč hvalisavo bi bilo, da bi v Sloveniji izključil možnost električnega mrka. Zelo majhna verjetnost pa je, da bi se ta začel v Sloveniji. Če se bo v Sloveniji zgodil električni mrk, bo to mrk, ki bo zajel širšo regijo in se kaskadno širil čez več sosednjih držav. Kajti bolj kot smo povezani z okoliškimi sistemi, večje je tveganje, da bo šlo kaj narobe.
V zadnjem času smo v Elesu zelo pozorni na kibernetsko varnost. Eden najtrših orehov v letošnjem letu je prav vzpostavitev tako imenovanega skupnega elektroenergetskega varnostnega operativnega centra. Eles je v zadnjih letih v svoje omrežje vgradil cel kup sofisticiranih pametnih naprav in sodeloval v mednarodnih projektih. Šlo je za priprave prenosnih omrežij na vse izzive, ki jih prinaša zeleni prehod.
Nam lahko pojasnite vlogo pametnih energetskih omrežij (smart grid) v elektroenergetskem sistemu?
Smart grid je skupek tehnologij, storitev in konceptov. Elesova projekta sta leta 2020 prejela prvo in drugo nagrado za dva najboljša smart grid projekta na svetu. Prvo mesto je zasedel projekt Nedo za prilagajanje odjema, ki smo ga razvili skupaj s Hitachijem. Drugi projekt s 100-odstotnim financiranjem Evropske komisije je bil FutureFlow. Gre za mednarodni raziskovalni projekt virtualnih sistemskih storitev.
Kakšne so vaše ocene o realnosti cilja ogljične nevtralnosti do leta 2050? Je infrastruktura v Sloveniji na to pripravljena?
Nobena infrastruktura v Evropi trenutno ni pripravljena na to. Slovenija je glede na stanje prenosnega omrežja, ki ga upravlja Eles, blizu cilja, povsod v Evropi – in Slovenija ni izjema – pa se pojavljajo težave na distribucijskem omrežju. Zato sem v študiji, ki sem jo lani pripravil za ministrstvo za okolje, podnebje in energijo, predlagal, da se v prihodnje usmerimo v gradnjo velikih koncentriranih polj sončnih in vetrnih elektrarn, ki se priklapljajo na Elesovo prenosno omrežje, saj je to zelo robustno. Zanimivo je, da ima Slovenija, poleg Črne gore, relativno najvišji delež prenesene elektrike za tranzite, kar pomeni, da elektrika, ki teče čez omrežje, ni namenjena v Slovenijo.
V aktualnem projektu smo na Elesu popisali in analizirali vse morebitne lokacije velikih razdelilnih transformatorskih postaj (RTP) po Sloveniji, kjer bi lahko čim bližje postavili sončne elektrarne ali/in baterijske hranilnike.
Sicer pa po optimističnem scenariju ogljične nevtralnosti do leta 2050 ne vidim glavne težave v omrežju, temveč v načinu hrambe viškov električne energije za čas, ko je OVE ne proizvajajo ali je ne proizvajajo dovolj. Te rešitve danes še ne poznamo, saj so baterijski hranilniki namenjeni le dnevnemu premoščanju. V celinskem delu Evrope je proizvodnja elektrike iz sončnih elektrarn od sredine novembra do sredine marca nizka.
Ključno vprašanje pa je, kam poleti z viški elektrike in kako jo shraniti do zime. Ob tem se je treba zavedati, da več kot hraniš elektrike, večje so izgube – pa naj bo to v baterijskih hranilnikih, črpalnih hidroelektrarnah ali v zelenem vodiku, pridobljenem z elektrolizo. En baterijski cikel polnjenja in praznjenja pobere 15 odstotkov energije, en cikel polnjenja akumulacije in proizvodnje elektrike pobere od 23 do 25 odstotkov elektrike. Z zvišanjem proizvodnje iz sončnih elektrarn in shranjevanjem elektrike bo torej njen neto izplen nižji. Za zeleni vodik na primer doslej še ni uspelo nikomur dokazati, da se v elektroenergetiki izplača. Pridobiva se namreč v izjemno dragem postopku elektrolize, draga in zapletena je tudi hramba vodika, še zlasti pa gradnja ustreznih transportnih infrastrukturnih sistemov. Zeleni vodik v prihodnosti potencialno vidim za uporabo v industriji in v prometu.
Niste torej preveč optimistični, da do leta 2050 postanemo brezogljična družba.
Brezogljične družbe ni, ne obstaja. Gre za veliko laž. Še najmanj CO2 v svoji življenjski dobi proizvede jedrska elektrarna.
Slovenci smo premalo ponosni, da smo bili leta 2024 krepko nad povprečjem EU – in tudi Nemčije – po deležu proizvedene nizkoogljične električne energije. Ne glede na to, da Slovenija dobi samo polovico vse elektrike, ki jo proizvede NEK, državni statistični urad v energetskih bilancah vso proizvedeno elektriko iz te elektrarne pripiše Sloveniji, ker je NEK na območju Slovenije. Proizvodnja nizkoogljične električne energije v Sloveniji je tako lani predstavljala 75 odstotkov vse proizvedene električne energije.
Če pa OVE razumemo le v ožjem pomenu, kot vetrne in sončne elektrarne, pa je dejstvo, da Sloveniji ne gre najboljše. Nekoliko smo se izboljšali po krizi leta 2022.
Ima Slovenija potencial za vetrno energijo?
Zagotovo nimamo tako idealnih pogojev kot severna Nemčija ali Skandinavija. Imamo pa območja, kjer je vetra dovolj. Veliko napako delamo, ko se otepamo vetrne energije. Ta je za hidroenergijo druga najbolj obvladljiva obnovljiva energija. Je tudi najcenejša.
Skrbi me, da trenutno nimamo v gradnji niti enega velikega projekta OVE.
Zakaj ga nimamo?
Ker v Sloveniji ne bi nihče ničesar imel v svoji okolici, vsi pa bi imeli elektriko ves čas. Po možnosti celo zastonj.
Vsakemu priznavam legitimno pravico, da proti nečemu protestira. A ne na pamet.
Samoumevno nam je, da imamo elektriko vsako milisekundo, smo pa proti vsakršnim novim investicijam. Ko pride do španskega scenarija ali katastrofalnega žledoloma, kot smo ga doživeli leta 2014, pa vpijemo, zakaj ni elektrike. Prav takrat, ko imamo najbolj urejeno in stabilno oskrbo, bi morali razmišljati o prihodnosti. Že jutri se nam lahko stvari postavijo na glavo.
Potencialni investitorji v sončne elektrarne (SE) so po zvišanju omrežnin zmedeni, obstoječi lastniki SE pa jezni. Kaj jim svetujete?
Kolikor sem seznanjen, agencija za energijo tudi na podlagi Elesovih podatkov pripravlja spremembo metodologije in tarifnih postavk. Sam največjo težavo v novem modelu obračunavanja omrežnin vidim v tem, da je bil skok v tarifnih postavkah z nizke v visoko sezono skoraj štirikraten. To je bilo za porabnike boleče. Konec leta pričakujem nižje tarife. Toda bojim se, da bo za lastnike sončnih elektrarn in tiste, ki bodo to šele postali, bistveno večji šok od omrežnin velik padec cen elektrike na trgu. Takrat bo njihova investicija ogrožena oziroma celo nasedla. Samo višje omrežnine bodo kvečjemu podaljšale čas vračila investicije za od dve do tri leta.
Tistim, ki se šele odločajo za postavitev SE, zato svetujem, naj bodo bolj kot na omrežnino pozorni na projekcijo prihodnjih cen elektrike. Danes se komercialna postavitev SE brez subvencije zagotovo ne izplača, saj so tržne cene prenizke. V urah, kjer je proizvodnja najvišja, celo negativne.
Kakšne pa so projekcije prihodnjih cen električne energije?
Samo ena majhna kriza, ki bi jo na primer sprožili zapleti z dobavo plina, bi lahko pognala cene na trgih navzgor. Če odmislimo ekstremne razmere ali vojno, pa napovedujem rahlo pocenitev veleprodajnih cen elektrike.
A pozor, ko govorimo o cenah električne energije, moramo ločiti cene elektrike na veleprodajnih trgih od končnih cen za odjemalce, ki so obremenjene še z maržami, davki in prispevki. Moja ocena je, da se bo cena elektrike, ki zajema elektriko in tudi že marže dobaviteljev ter strošek za čezmejne prenosne kapacitete, v prihodnjih nekaj letih malo znižala. Končna cena elektrike, kamor so zajeti še omrežnina in prispevki, pa bo rasla. Če bomo v Evropi želeli izpeljati zeleni prehod, naj bi cene elektrike imele rahel negativni trend, končne cene pa pozitiven trend.
Vedno poskušam na konkretnih podatkih oceniti prihodnja gibanja cen. Današnjo ceno okoli 100 evrov za MWh sem napovedal že pred petimi leti, ko se je gibala malo nad 50 evri.
Če se zamudiva še nekoliko pri vaših vizionarskih sposobnostih. Že leta 2009 ste opozarjali na nerentabilnost TEŠ 6, a vas politika ni poslušala.
Nisem samo opozarjal, na prošnjo takratnega ministra za visoko šolstvo Gregorja Golobiča, njegova stranka Zares je med drugim obvladovala tudi energetski resor, sem napisal dokument na 70 straneh. Izpostavil sem 15 tveganj in zapisal, da če vseh petnajst tveganj ni ovrženih, se gradnja bloka 6 v TEŠ ne sme začeti. Ker sem slutil, da se bodo tveganja uresničila, sem predlagal gradnjo od 350- do 400-MW bloka (op. a. sedanji TEŠ 6 ima moč 600 MW), saj bi bilo v tem primeru lignita v Šoštanju dovolj. Investitor, Holding Slovenske elektrarne (HSE), bi takšno manjšo investicijo takrat lahko financiral celo iz viškov denarja, posojilo sploh ne bi bilo potrebno. Danes bi bil problem Šaleške doline manjši, saj velenjski rudarji nakopljejo točno tolikšno količino lignita, kolikor bi ga bilo potrebno za manjši blok.
Kar samo se ponuja vprašanje o projektu JEK 2. Kakšno je vaše stališče do potencialne vloge JEK 2 v prihodnosti in ali lahko Eles to integracijo sploh zagotovi brez bistvenih nadgradenj omrežja?
Težko vprašanje. Zagotovo zagovarjam projekt JEK 2, sem pa za sodelovanje strateškega partnerja ali več njih, da se tveganje države razprši. Ampak to ni moja odločitev, saj Eles ni in ne bo investitor. O tem se bo morala najverjetneje odločati naslednja vlada. Sam bi sicer nekoliko počakal na razvoj malih modularnih jedrskih reaktorjev (SMR). Danes o njih še ne vemo veliko, razen tega, da so narejeni prototipi in da Kitajci krepko vodijo v razvoju.
Trenutno imamo torej zrelo le tehnologijo velikih klasičnih jedrskih elektrarn. Pred odločitvijo moramo nujno razčistiti vlogo države. Ta trenutek prav tako ne vemo, ali bi se za investicijo zadolžila država po ugodni obrestni meri ali bi nastopala kot porok projektnemu podjetju. Če se bo zadolževala država, bo najverjetneje potrebno soglasje oziroma mnenje EU, da ne gre za nedovoljeno državno pomoč.
Vse nove jedrske elektrarne v Evropi, zelo pogosto se omenjata jedrska elektrarna Olkiluoto 3 na jugozahodu Finske in Hinkley Point C na jugozahodu Velike Britanije, so narejene po modelu "contract for difference" (op. a. pogodba za razliko). To pomeni, da ima elektrarna zagotovljeno ceno odkupa proizvedene električne energije. Če je borzna cena elektrike nižja, se iz državnega proračuna dodaja razlika do (višje, op. a.) dogovorjene cene, če je borzna cena višja, pa mora elektrarna to razliko vračati v proračun. Pri Hinkley Pointu je cena proizvodnje elektrike že dosegla 150 evrov za MWh, trenutne tržne cene pa se vrtijo okoli 100 evrov za MWh, kar pomeni, da razliko plačuje država. Nihče ne zna predvideti, kakšna bo cena elektrike čez sto let. Zato opozarjam, da je nujno razpršiti tveganja vsaj še na enega partnerja.
Investicijo v novo nuklearko je predvsem treba gledati skozi daljše obdobje. Po mojih izračunih je največja težava preživeti prvih 20 let. Kako zelo težko, pa je odvisno od višine obrestnih mer za posojilo. Obresti so namreč poleg amortizacije glaven strošek izgradnje.
Treba se je tudi zavedati, da tako relativno velike enote, kot je JEK 2, v strukturi vseh proizvodnih virov v EU ni. Remontni cikli v primeru NEK se izvajajo na vsakih 18 mesecev, takrat za mesec dni izpade proizvodnja in za ta čas mora imeti Slovenija rezervo. Večjo enoto kot gradimo, večje rezerve moramo imeti.
Kdaj bo po vaših napovedih znana odločitev o gradnji JEK 2?
Menim, da se bomo o gradnji JEK 2 na referendumu odločali leta 2027 ali 2028.
Kdaj bi lahko bila JEK 2 operativna? Je trenutno časovnica do leta 2037 dosegljiva?
Nikakor. V nobenem primeru. Na začetek gradnje JEK 2 bo bistveno vplivalo, kdaj bo Eles prejel dokumentacijo za prestavitev celotne regionalne transformatorske postaje RTP Krško, ki zdaj stoji na lokaciji predvidene JEK 2. Prestaviti bomo morali tudi deset daljnovodov. Plačnik bo investitor v JEK 2, ne Eles. Po pesimističnem scenariju bomo za vse postopke prestavitve potrebovali osem let, po optimističnem pa štiri leta. Pred tem pač ni mogoče začeti del na JEK 2, saj je treba najprej prestaviti stikališče.
To je nov moment v celotni zgodbi, s katerim javnost še ni bila seznanjena.
Na to sem opozarjal že lani, a v medijih tega res ni bilo zaslediti. Postopek za prestavitev stikališča bi lahko pospešili tako, da bi se pridobivanje projektne dokumentacije začelo takoj, še pred odločitvijo o gradnji JEK 2. Pred tem pa je treba sprejeti še nov državni prostorski načrt (DPN). A vse to predstavlja tveganje in stroške, če se za gradnjo JEK 2 na koncu ne odločimo.
Kdaj bi torej po vašem optimističnem scenariju lahko prvo elektriko prejemali iz JEK 2?
V moji javno objavljeni študiji sem ob veliki meri optimizma zapisal leta 2044.
Bomo glede na vse večjo elektrifikacijo do takrat preživeli?
Do takrat bomo povečevali uvoz. Veliko bo odvisno od tega, ali bo elektrifikacija prometa res potekala po zastavljenih ciljih, ali bo poraba gospodinjstev za ogrevanja naraščala po načrtih in ali bo industriji fosilna goriva uspelo nadomestiti z elektriko.
Obstaja nevarnost, da se načrtovana štirimilijardna investicija v distribucijsko omrežje morda ne bo izplačala, ker se poraba elektrike ne bo povečala po napovedih. Milijardna investicija bi se v tem primeru razporedila na enako število uporabnikov kot danes in omrežnina bi poletela v nebo.
Kako je z dobavitelji tehnološke opreme za JEK 2? Južnokorejskega KHNP gradnja ne zanima. Ostala sta nam le še francoski energetski velikan EDF in ameriški Westinghouse?
Vsi projekti EDF v Evropi so se gradili dvakrat dlje od predvidenih časovnic. To odločitev bo moralo sprejeti vodstvo Gen Energije. Obeti niso rožnati.
Ali tehnologiji SMR v Sloveniji posvečamo dovolj pozornosti?
V Gen Energiji resno spremljajo in proučujejo segment SMR. Predlagal sem tudi ustanovitev vladne delovne skupine za proučevanje te tehnologije. Trenutno se o tem veliko govori, zelo malo pa je otipljivega. Presenetil me je podatek, da naj dimenzije objekta ne bi bile dosti manjše od velikega jedrskega reaktorja, čeprav bi bila moč reaktorja precej manjša.
Njihova prednost je, da jih lahko postaviš bližje naseljenim krajem. Odvečno toploto lahko na kratki transportni razdalji uporabljaš tudi za ogrevanje.
Kje bi stali SMR?
Pri odločitvi o izbiri lokacije je eden od najpomembnejših pogojev bližina prenosnega omrežja, torej bi taki objekti lahko stali v neposredni bližini RTP Elesovega omrežja. To pomeni v Mariboru, Celju, Ljubljani in Divači.
Za konec, kakšna je vaša osebna vizija slovenskega elektroenergetskega sistema čez 15 let?
Upam, da bomo dokončali črpalno hidroelektrarno Kozjak, zgradili hidroelektrarno Mokrice in s tem sklenili spodnjesavsko verigo hidroelektrarn. Upam, da bomo začeli tudi projekte hidroelektrarn na srednji Savi. Ne pričakujem nadaljevanja trenda takšne rasti inštalirane moči novih proizvodnih kapacitet iz sonca in vetra. Po drugi strani kmalu ne bo več proizvodnje elektrike iz Termoelektrarne Šoštanj. Upam, da bomo zgradili dodatne plinske elektrarne za krizne razmere. Uvozna odvisnost Slovenije bo okoli 25-odstotna. Z veseljem pa lahko ocenim, da omrežje ne bo ovira za zeleni prehod.
Strategija in vizija razvoja slovenske elektroenergetike bosta odvisni od odločitev vladajoče politike. Predvsem si želim, da bi naslednje vlade imele organizacijsko optimalno koncipirano upravljanje elektroenergetskega omrežja, ki je in bo hrbtenica zelenega prehoda. Zeleni prehod bo obstal ali padel na omrežju! Izrazito nasprotujem privatizaciji elektroenergetskega omrežja.
Ste kot prvi mož Elesa kdaj doživljali politične ali tržne pritiske in zaradi tega morda podvomili o svoji vlogi ali poslanstvu Elesa?
Do danes nikoli, pod nobeno vlado. Princip dela moje ekipe je proaktiven. Ko zaznamo težavo, nemudoma o tem obvestimo lastnike. Eles je danes povsem drugačno podjetje kot ob mojem prihodu leta 2009. Vzpostavili smo drugačno mentaliteto in klimo v podjetju. Zaradi vseh doseženih rezultatov, predvsem z vidika razvoja omrežja in digitalizacije, so lastniki z mojim delom in delom moje ekipe očitno zadovoljni.
