Bodoče poslovanje šaleškega energetskega sistema je tako z vidika letne proizvodnje električne energije kot ocene bodočih rezultatov poslovanja po izračunih mag. Aleksandra Mervarja skrb zbujajoče.
Datum objave:
18. april 2024
Avtor:
Brane Janjič
Bodoče poslovanje šaleškega energetskega sistema je tako z vidika letne proizvodnje električne energije kot ocene bodočih rezultatov poslovanja po izračunih mag. Aleksandra Mervarja skrb zbujajoče.
Direktor Elesa in predsednik Energetske zbornice Slovenije mag. Aleksander Mervar se je odzval na nedavni zapis Sindikata in Sveta delavcev Premogovnika Velenje in pojasnil, zakaj že nekaj časa opozarja, da poslovanje termoelektrarne Šoštanj in z njo tesno povezanega Premogovnika Velenje dolgoročni ni vzdržno.
Kot je izpostavil, na slovensko energetiko že ves čas gleda kot na celoto in ni obremenjen s posameznimi primeri, se je pa treba v zvezi s prihodnostjo šaleške energetike vendarle soočiti z nekaterimi dejstvi.
Kot je izpostavil, na slovensko energetiko že ves čas gleda kot na celoto in ni obremenjen s posameznimi primeri, se je pa treba v zvezi s prihodnostjo šaleške energetike vendarle soočiti z nekaterimi dejstvi.
Številke so neizprosne
Kar se tiče moje ocene bodočih rezultatov poslovanja TEŠ, pravi mag. Mervar, so, če izhajamo iz borznih cen električne energije na madžarski terminski borzi HUDEX za leti 2025 in 2026 na dan 12. april letos, dejstva naslednja. Če upoštevamo petodstotno fleksibilnost TEŠ, prištejemo še letne cene čezmejnega prenosa električne energije iz Madžarske v našo državo, dobimo za naslednji dve leti veleprodajni ceni pasovne energije za megavatno uro 103,79 EUR za leto 2025 in 93,26 EUR za leto 2026. Na podlagi dobljenih podatkov naj bi bila prihodnja proizvodnja električne energije v TEŠ okrog 2,5 TWh in letni izkop lignita okrog 25 mičijona Gj. Na podlagi teh podatkov in podatkov iz letnih poročil PV in TEŠ za leto 2022, upoštevajoč inflacijska gibanja v letih 2023 do 2026, bo polna stroškovna cena 169,77 EUR/MWh za leto 2025 in 174,98 EUR/MWh za leto 2026, stroškovna cena brez stroškov C02 kuponov pa 104,12 EUR/MWh za leto 2025 in
106,65 EUR/MWh za leto 2026, variabilni stroški s C02 kuponi pa 124,82 EUR/MWh za leto 2025 in 130,37 EUR/MWh za leto 2026. V primeru polne stroškovne cene to pomeni 167 milijonov evrov izgube v letu 2025 in 207 milijonov evrov izgube v letu 2026. Če upoštevamo variabilne stroške, bo izguba 53 milijona evrov leta 2025 in 94 milijonov evrov leta 2026. Ti zadnji podatki so najslabši. To pomeni, da se s proizvodnjo, ob predpostavki uporabe veleprodajnih cen, ne pokrije niti en sam evro fiksnih stroškov, med katerimi so tudi stroški zaposlenih. Za osveščenega tržnika z električno energijo je v takšnih razmerah električno energijo bolje kupovati na enotnem evropskem trgu.
Poleg tega, pravi mag. Mervar, se izračun za leto 2025 ne izide niti ob višji proizvodnji TEŠ. Blok 6 je imel najvišjo proizvodnjo leta 2020, in sicer 3,04 teravatne ure, v letih 2018 do 2023 pa v povprečju 2,7 teravatne ure. Pri dodatnih izračunih je bila upoštevana doslej najvišja proizvodnja 3,04 teravatne ure, pri čemer se zaradi višje proizvodnje fiksni stroški TEŠ znižajo za 7,6 evra in stroški lignita za 7,38 evra na megavatno uro, skupaj torej za 14,98 evra na megavatno uro. Če to odštejemo od 169,77 evra, dobimo korigirano stroškovno ceno 144,79 evra pri prodajni ceni 103,79 evra, pri čemer razlika znaša 41 evrov. Pri proizvodnji 3,04 teravatne ure to še vedno pomeni letno izgubo v višini 125 milijonov evrov. Variabilni stroški pa bi bili še vedno za nekaj manj kot 6 evrov pod ravnijo prodajne cene.
106,65 EUR/MWh za leto 2026, variabilni stroški s C02 kuponi pa 124,82 EUR/MWh za leto 2025 in 130,37 EUR/MWh za leto 2026. V primeru polne stroškovne cene to pomeni 167 milijonov evrov izgube v letu 2025 in 207 milijonov evrov izgube v letu 2026. Če upoštevamo variabilne stroške, bo izguba 53 milijona evrov leta 2025 in 94 milijonov evrov leta 2026. Ti zadnji podatki so najslabši. To pomeni, da se s proizvodnjo, ob predpostavki uporabe veleprodajnih cen, ne pokrije niti en sam evro fiksnih stroškov, med katerimi so tudi stroški zaposlenih. Za osveščenega tržnika z električno energijo je v takšnih razmerah električno energijo bolje kupovati na enotnem evropskem trgu.
Poleg tega, pravi mag. Mervar, se izračun za leto 2025 ne izide niti ob višji proizvodnji TEŠ. Blok 6 je imel najvišjo proizvodnjo leta 2020, in sicer 3,04 teravatne ure, v letih 2018 do 2023 pa v povprečju 2,7 teravatne ure. Pri dodatnih izračunih je bila upoštevana doslej najvišja proizvodnja 3,04 teravatne ure, pri čemer se zaradi višje proizvodnje fiksni stroški TEŠ znižajo za 7,6 evra in stroški lignita za 7,38 evra na megavatno uro, skupaj torej za 14,98 evra na megavatno uro. Če to odštejemo od 169,77 evra, dobimo korigirano stroškovno ceno 144,79 evra pri prodajni ceni 103,79 evra, pri čemer razlika znaša 41 evrov. Pri proizvodnji 3,04 teravatne ure to še vedno pomeni letno izgubo v višini 125 milijonov evrov. Variabilni stroški pa bi bili še vedno za nekaj manj kot 6 evrov pod ravnijo prodajne cene.
Zakaj takšna izguba?
Zunanji razlogi so trije. Relativno nizke borzne cene električne energije, bistveno nižje od stroškovne cene TEŠ/PV, visoke cene tone emisije C02 in visoka inflacija v zadnjih dveh, treh letih, kateri pa borzne cene ne sledijo, sledijo pa stroški izkopa lignita in proizvodnje električne energije.
Notranji razlogi pa so, da dejanska situacija niti približno ne izpolnjuje navedb v zadnjem, 6. noveliranem investicijskem programu za Blok 6. Problem je načrtovana nizka proizvodnja električne energije v blokih 5 in 6 v prihodnjih letih. V primeru, da bo izkopanih 25 milijonov Gj lignita, bo letna proizvodnja pomenila le 61-odstotno zmogljivost bloka 6 ob ničelni proizvodnji bloka 5. Zmogljivost obeh dveh blokov, 5 in 6, pa bo izrabljena le 39-odstotno. Še slabši so naslednji podatki: v letu 2015, se pravi v letu pred začetkom obratovanja bloka 6, so bloki 3, 4 in 5 s skupno močjo »na pragu« 655 MW, proizvedli 3,5 TWh električne energije. Bloka 5 in 6 imata moč »na pragu« 847 MW, kar je 29 odstotkov več, kot je bila moč blokov 3 do 5, in sta v letu 2023 proizvedla 2,6 TWh oziroma 25 odstotkov manj, kot je bila proizvodnja TEŠ v letu 2015. Temu primerno raste tako stroškovna cena Gj lignita v PV kot stroškovna cena proizvedene MWh v TEŠ. Ob tem mag. Mervar poudarja, da je nizka načrtovana proizvodnja posledica nizkih tržnih cen in dodaja, da je v zadnjih letih TEŠ finančno preživel izključno zaradi tega, ker je sestavni del skupine HSE.
Notranji razlogi pa so, da dejanska situacija niti približno ne izpolnjuje navedb v zadnjem, 6. noveliranem investicijskem programu za Blok 6. Problem je načrtovana nizka proizvodnja električne energije v blokih 5 in 6 v prihodnjih letih. V primeru, da bo izkopanih 25 milijonov Gj lignita, bo letna proizvodnja pomenila le 61-odstotno zmogljivost bloka 6 ob ničelni proizvodnji bloka 5. Zmogljivost obeh dveh blokov, 5 in 6, pa bo izrabljena le 39-odstotno. Še slabši so naslednji podatki: v letu 2015, se pravi v letu pred začetkom obratovanja bloka 6, so bloki 3, 4 in 5 s skupno močjo »na pragu« 655 MW, proizvedli 3,5 TWh električne energije. Bloka 5 in 6 imata moč »na pragu« 847 MW, kar je 29 odstotkov več, kot je bila moč blokov 3 do 5, in sta v letu 2023 proizvedla 2,6 TWh oziroma 25 odstotkov manj, kot je bila proizvodnja TEŠ v letu 2015. Temu primerno raste tako stroškovna cena Gj lignita v PV kot stroškovna cena proizvedene MWh v TEŠ. Ob tem mag. Mervar poudarja, da je nizka načrtovana proizvodnja posledica nizkih tržnih cen in dodaja, da je v zadnjih letih TEŠ finančno preživel izključno zaradi tega, ker je sestavni del skupine HSE.
Zaprtje TEŠ bo občutno povečalo našo uvozno odvisnost
Slovenija in njena elektroenergetika je sestavni del enotnega evropskega trga z električno energijo. ELES ima relativno največje čezmejne prenosne zmogljivosti, katerih termična moč nekajkrat presega konično porabo in zato težav z uvozom električne energije ni pričakovati. Ob tem pa tudi mag. Mervar izpostavlja, da bi morebitno zaprtje TEŠ povečalo našo uvozno odvisnost do 40 ali več odstotkov, pri čemer je alternativa za nadomestno energijo na srednji rok na žalost le uvoz. So pa ob tem navedbe, dodaja mag. Mervar, da se bodo cene električne energije zaradi tega povečale do 60 odstotkov brez vsake strokovne podlage. Na spletni strani https://energypost.eu/eu-energy-outlook-to-2060- power-prices-and-revenues-predicted-for-wind-solar-gas-hydrogen-more/ si lahko preberete, da je napoved bodočih cen do leta 2060 v rangu med 70 in 75 evrov na megavatno uro. Se pa mag. Mervar strinja, da se bodo končne cene v prihodnje povečale, vendar ne zaradi uvoznih cen, temveč zaradi potreb po izvedbi in financiranju zelenega prehoda, h kateremu se je kot članica EU zavezala tudi Slovenija.
V zvezi s čezmejnimi zmogljivostmi, pravi mag. Mervar, je treba dodati tudi naslednje pojasnilo. ELES je kombinirani operater prenosnega in distribucijskega elektroomrežja, ima čezmejne prenosne zmogljivosti, ki so dostopne mednarodnim trgovcem z električno energijo preko avkcij pri Joint Allocation Office. ELES na teh avkcijah ne odloča o cenah čezmejnih prenosov, o tem odločajo mednarodni trgovci. Zaradi tega, ker se je ELES v zadnjih petnajst letih odločal in izpeljal prave investicije, pa imamo vsi od tega korist, ki je izražena skozi eno najnižjih prenosnih omrežnin v evropskih državah. Ali povedano drugače, v kolikor teh prihodkov ne bi bilo, bi bila omrežnina v naši državi precej višja, kot je.
Zdajšnji časi, zaključuje mag. Mervar, žal niso naklonjeni šaleški elektroenergetiki. Bi pa za njeno jasnejšo usodo moral tudi po njegovem mnenju biti Zakon o postopnem zapiranju Premogovnika Velenje in Zakon o prestrukturiranju SAŠA regije sprejet najpozneje do konca tega leta.
V zvezi s čezmejnimi zmogljivostmi, pravi mag. Mervar, je treba dodati tudi naslednje pojasnilo. ELES je kombinirani operater prenosnega in distribucijskega elektroomrežja, ima čezmejne prenosne zmogljivosti, ki so dostopne mednarodnim trgovcem z električno energijo preko avkcij pri Joint Allocation Office. ELES na teh avkcijah ne odloča o cenah čezmejnih prenosov, o tem odločajo mednarodni trgovci. Zaradi tega, ker se je ELES v zadnjih petnajst letih odločal in izpeljal prave investicije, pa imamo vsi od tega korist, ki je izražena skozi eno najnižjih prenosnih omrežnin v evropskih državah. Ali povedano drugače, v kolikor teh prihodkov ne bi bilo, bi bila omrežnina v naši državi precej višja, kot je.
Zdajšnji časi, zaključuje mag. Mervar, žal niso naklonjeni šaleški elektroenergetiki. Bi pa za njeno jasnejšo usodo moral tudi po njegovem mnenju biti Zakon o postopnem zapiranju Premogovnika Velenje in Zakon o prestrukturiranju SAŠA regije sprejet najpozneje do konca tega leta.
VIR: Naš Stik
