Mag. Aleksander Mervar: ELES vstopa v najbolj zahteven investicijski c

Prijava

Zapomni si me

Pozabili geslo?
Registracija

OGLASNO SPOROČILO

Mag. Aleksander Mervar: ELES vstopa v najbolj zahteven investicijski cikel do zdaj

Datum: 25. februar 2019

Avtor: ELES

Kategorija: Intervjuji

Tema: Električna energija , Energetska politika

Slovenski sistemski operater prenosnega elektroenergetskega omrežja ELES z letošnjim letom vstopa v triletni investicijski ciklus, ki bo po fizičnem in vrednostnem obsegu ter zahtevnosti tehnike, ki bo vgrajena v prenosni sistem, neprimerljiv z dosedanjimi vlaganji v slovensko elektroenergetsko omrežje in bo znašal okoli 340 milijonov evrov, je v intervjuju za Energetiko.NET pojasnil direktor ELES-a mag. Aleksander Mervar, ki bo 7. marca v Ljubljani eden od govorcev na tradicionalni strateški energetski konferenci Energetike.NET En.odmev 019. Med najpomembnejšimi investicijami je tudi daljnovod Cirkovce–Pince, ki bo predvidoma v drugi polovici leta 2021 Slovenijo povezal z Madžarsko.

Začniva s poslovanjem ELES-a v letu 2018. Ste zadovoljni z rezultati družbe in kateri so ključni projekti, ki jih je ELES izvedel v lanskem letu?

Z rezultati poslovanja v letu 2018 sem zadovoljen. Tekoče realiziramo vse aktivnosti, ki so pogojene z implementacijo obsežne EU zakonodaje na področju delovanja elektroenergetskih omrežij. Izvedli smo enormno velik obseg postopkov javnega naročanja, na podlagi katerih bomo lahko začeli z investicijskimi vlaganji v letih 2019 do 2021. V letu 2018 smo za leto 2019 sklenili vse pogodbe za izvajanje sistemskih storitev ter pri tem prihranili 20 mio EUR zaradi predhodno podpisanih mednarodnih sporazumov o skupnem zagotavljanju dela sistemskih storitev. Precej časa in sredstev smo namenili razvojno-raziskovalnim projektom. Pripravili in prijavili smo se na nepovratna sredstva EU sklada CEF v višini 50 mio EUR in januarja letos prejeli tudi obvestilo, da smo bili pri tem uspešni. Čisti poslovni izid bo sicer nekaj manjši, kot je bil leta 2017, bo pa še vedno drugi najvišji, odkar obstaja ELES kot sistemski operater.

ELES je v skladu z določili Uredbe Komisije (EU) 2017/2195 pripravil predlog, ki bo v prvi fazi omogočil tržni način izbire ponudnikov storitev izravnalne moči in energije na slovenskem trgu, v nadaljevanju pa vključitev v vseevropski sistem izmenjave produktov na izravnalnem trgu. Kaj konkretno to pomeni za vas? Kako pomembno je?

Iz Uredbe Komisije (EU) 2017/2195 izhajajo implementacije skupnih evropskih izravnalnih platform za ročno rezervo za povrnitev frekvence – rRPF (MARI) in avtomatsko rezervo za povrnitev frekvence – aRPF (PICASSO). Aktivno sodelovanje v obeh projektih je za ELES pomembno, saj bomo po eni strani na ta način vzpostavili višjo stopnjo konkurence na lokalnem trgu sistemskih storitev, po drugi strani pa sodelovanje pri omenjenih projektih razumemo tudi kot priložnost za slovenske ponudnike sistemskih storitev. Za uspešno sodelovanje in integracijo v omenjenih kooperacijah pa bo moral ELES izvesti tudi nekatere posodobitve procesov izvajanja sistemskih storitev ter nadgradnjo obstoječih tehničnih rešitev, ki se jim bodo morali prilagoditi tudi ponudniki storitev izravnave.

En.odmev 019: Energetska prihodnost; Četrtek, 7. marec 2019, Grand hotel Union, Ljubljana; Vrhunska energetska zasedba! Preverite možne popuste (TUKAJ).

Tako ELES kot novost uvaja uporabo namenske Platforme za izvajanje dražb aRPF in rRPF. Poleg izvajanja samih dražb Platforma omogoča in bo uporabljena tudi za zbiranje ponudb za izravnalno energijo ter oblikovanje urejenih seznamov ponudb (angl. Merit Order List) in aktiviranje ponudb izravnalne energije (rRPF), za obveščanje in objavo rezultatov, izdelavo poročil itd.

Ključno vlogo pri transformaciji imajo Pravila in pogoji za ponudnike storitev izravnava za izravnalnem trgu ELES (Pogoji OPS), ki jih je ELES pripravili v duhu integracije nacionalnih izravnalnih trgov in posledično vključitvi v skupne Evropske izravnalne platforme (MARI, PICASSO).

Za storitve aRPF in rRPF Pogoji OPS med drugim opredeljujejo in vpeljujejo standardne produkte za izravnalno energijo, ki so jih določili vsi evropski OPS in ki izhajajo neposredno iz uredb, ki jih določa Uredba Komisije (EU) 2017/2195, na novo urejajo problematiko penalizacije za nenudenje storitve izravnave, določajo jasne pogoje za kvalifikacijo, zahteve glede tehnične povezljivosti itd. Pričakujemo, da bomo na ta način izboljšali učinkovitost izravnave sistema na nacionalni ravni, kar je za majhen elektroenergetski sistem z relativno velikimi enotami in omejeno ponudbo sistemskih storitev, sploh v zaostrenih razmerah, izjemnega pomena. Proces harmonizacije pa bi po pričakovanjih moral sam po sebi prinesti tudi pozitivne učinke na kvaliteto izravnave na vseevropski ravni, kjer smo se sistemski operaterji ravno v zadnjem času soočali s precej hudimi težavami ravno v segmentu izravnave odstopanj.

Kdaj bo vzpostavljena nacionalna platforma za sprejemanje ponudb in izvajanje storitev izravnave? Kdo bo lahko sodeloval na njej?

Trenutno je platforma za izvajanje dražb v fazi razvoja in internega testiranja znotraj Elesa. Začetek uporabe platforme je v skladu s časovnim okvirom izvajanja nalog, vezanih na implementacijo Pogojev OPS, predviden v oktobru 2019. Platformo bodo lahko uporabljali vsi ponudniki storitev izravnave, ki bodo uspešno opravili teste tehnične sposobnosti ter s tem izpolnili pogoje za sodelovanje na dražbah za storitve aRPF in rRPF.

V ELES ste konec lanskega leta opozorili, da bo vzpostavitev nemško-avstrijske »električne« meje v oktobru lani povzročila dodatno znižanje prihodkov od avkcij za čezmejne prenosne kapacitete (VEČ). Kako je torej vzpostavitev te meje vplivala na vas? In za koliko so se znižali prihodki od avkcij za čezmejne prenosne kapacitete?

Prva očitna sprememba, ki smo jo zaznali, so bistveno višje vrednosti NTC. V preteklosti smo bili priča dnevnim zniževanjem prenosnih zmogljivosti v smeri Avstrija–Slovenija. Kot najpogostejši vzrok je avstrijski sistemski operater APG navajal težave z velikimi pretoki zaradi proizvodnje iz obnovljivih virov v Nemčiji. Od 1. oktobra je teh znižanj bistveno manj. Če smo do 1. oktobra beležili povprečno višino NTC 620 MW/h, je le-ta v zadnjih treh mesecih leta 2018 znašala 913 MW/h. Vsaj teoretično to pomeni večjo možnost uvoza na tej meji (+47 %) praviloma cenejše energije s severa. Res pa je, da so se z razdelitvijo nemško-avstrijskega trga na dva dela vrata na nemški trg nekoliko priprla, saj prenosna pot med obema trgoma ni več neomejena. Z vidika vpliva na avkcijski prihodek so se naše pretekle ocene pokazale kot pravilne. Na letni dražbi za prenosne zmogljivosti v smeri Nemčija–Avstrija za leto 2019 je bila namreč dosežena cena 3,33 EUR/MWh, kar nekoliko poenostavljeno pomeni enak izpad avkcijskega prihodka na slovensko-avstrijski meji. Izpad avkcijskega prihodka za ELES ocenjujemo v višini 13 mio EUR na letni ravni.

Bi lahko na to kakorkoli vplival lanski dogovor držav članic EU, Evropskega parlamenta in Evropske komisije, da bi moralo biti trgu na voljo vsaj 70 odstotkov čezmejnih kapacitet za električno energijo (VEČ)?

Lanski dogovor glede 70-odstotne razpoložljivosti termičnih zmogljivosti za namen čezmejnih prenosnih zmogljivosti vsekakor bo vplival na trg električne energije, vendar njenih posledic za zdaj še ni možno kvantitativno ovrednotiti. Pri oceni smo namreč še vedno soočeni s preveč neznankami. Prva je nedokončana metodologija za izračun kapacitet na podlagi pretokov moči, ki je trenutno v fazi usklajevanja z regulatorji in v fazi osnovnega testiranja. Druga neznanka pa je direktno vezana na zahtevo po 70-odstotni razpoložljivosti termičnih zmogljivosti, in sicer, kako to zahtevo integrirati v razvijajočo se metodologijo za izračun kapacitet in kaj njena integracija pomeni v praksi, predvsem v luči zagotavljanja zahtevane visoke razpoložljivosti za trg in njene posledice s stališča zanesljivega obratovanja elektroenergetskega sistema.

V Evropi je število incidentov v prenosnem omrežju izjemno nizko – v letu 2017 sta bila zabeležena le dva manjša incidenta, do obeh pa je prišlo v izoliranih sistemih. »To nam pove, da so operaterji prenosnih sistemov kljub visoki stopnji omejitev v njihovih omrežjih in kljub dejstvu, da gre za sistem v tranziciji, zmožni vzdrževati zanesljiv elektroenergetski sistem,« je Evropsko združenje operaterjev prenosnih sistemov za električno energijo (ENTSO-E) zapisalo v poročilu PowerFacts Europe 2019 (VEČ). S kakšnimi konkretnimi izzivi se sicer zaradi tranzicije soočate v ELES-u in kako jih rešujete?

V Evropi smo bili na področju elektroenergetike v zadnjem obdobju priča številnim spremembam, od katerih nekatere še vedno potekajo. Začelo se je z odpiranjem in povezovanjem trgov z električno energijo, nadaljevalo z razmahom obnovljivih virov energije (v nadaljevanju OVE), zaustavljanjem nuklearnih elektrarn v Nemčiji, zaradi nerentabilnosti, zaustavljanjem velikega obsega klasične proizvodnje, povečanjem potreb po sistemskih storitev zaradi negotovosti proizvodnje OVE in odpiranjem ter povezovanjem trgov sistemskih storitev.

Spremembe so posledica odločitev na nacionalni in evropski ravni, zato jih spremljajo tudi vse strožja in detajlnejša pravila, ki se nanašajo na celotno elektroenergetiko. Zaradi omenjenih pravil je bilo potrebno oz. bo potrebno spremeniti številne pogoje za priključevanje, prakse obratovanja elektroenergetskega sistema oz. njegovih delov, spremenile so se zahteve izvajanja sistemskih storitev itn. Vnesena je tudi zahteva po dodatnih pisnih dogovorih o sodelovanju, izmenjavi podatkov ipd. tako z domačimi partnerji kot z drugimi sistemskimi operaterji.

Navedene spremembe na tehničnem in zakonodajnem področju so, za sistemskega operaterja in druge partnerje, hkrati izziv in dodatna obremenitev. Slednje je v našem primeru zaradi majhnosti in posledično omejenih resursov še bolj izraženo kot v večjih evropskih državah.
Seveda pa vse večje poenotenje delovanja v elektroenergetiki in koordinacija na nacionalni in evropski ravni pripomoreta k večji zanesljivosti delovanja povezanega evropskega sistema.

Nemška premogovna komisija je odločila, da bi morala Nemčija do leta 2022 zapreti za 12,5 GW elektrarn na lignit in črni premog, do leta 2038 pa še preostale premogovne objekte, z možnostjo opuščanja premogovne proizvodnje do leta 2035 (VEČ). Kako gledate na to odločitev? In ali bi to lahko imelo kakšen vpliv tudi na naš sistem?

Nemčija se je verjetno za to pot odločila zaradi preteklih enormnih subvencij v proizvedeno električno energijo iz vetra in sonca. S tem je postavila na visoko raven nemško proizvodnjo teh tehnologij, ki potrebuje nove in nove trge. Zanimivo bo, kako bo temu sledila politika EU. Nemčija ni proizvajalka tehnologije za jedrske elektrarne, zato tu ne vidi svojih tržnih priložnosti, čeprav gre za tehnologijo, ki v svoji življenjski dobi proizvede manj CO2 izpustov kot pa npr. sončne elektrarne.

Koliko bo to vplivalo na naš elektroenergetski sistem? Vse je odvisno od treznosti naše presoje. Nismo Nemčija, nemški model se ne more in ne sme enostavno kopirati v naš elektroenergetski sistem. Ne nazadnje pa, kot sem zapisal pred kratkim: »Slovenija je s svojim 69-odstotnim deležem proizvodnje električne energije iz neogljičnih virov daleč nad povprečjem EU (55 %) in je neprimerljivo boljša od Nemčije, katere delež je 46-odstoten. Če bi se nam hotela Nemčija približati, potem bi morala takoj zapreti za 18 GW kapacitet termoelektrarn na premog. Tako pa za leto 2022 napovedujejo zaprtje 15 GW kapacitet.«

ELES je nedavno pridobil 48,2 milijona evrov evropskih sredstev za gradnjo povezave Slovenija–Madžarska (VEČ). Kako pomembno je to za vas in ali to pomeni, da boste zdaj projekt pospešili? Kdaj bi torej lahko dobili povezavo Slovenija–Madžarska?

Pridobitev 48,2 mio EUR nepovratnih sredstev EU sklada CEF je za nas predvsem uspeh, saj gre za prijavo na sredstva v mednarodnem okolju. Za ELES to pomeni, da bo finančna konstrukcija bolj ugodna, delež posojila bo za ta znesek nižji. Pridobitev teh sredstev ne vpliva na dinamiko izgradnje tega daljnovoda. Predvidevamo, da bomo investicijo zaključili v drugi polovici leta 2021.

ACER je v nedavno objavljenem mnenju zapisal, da ima približno 25 odstotkov medomrežnih povezav na eni strani meje drugačen status kot na drugi (VEČ). Med takimi primeri sta povezava Videm (IT)–Okroglo (SI), v primeru katere je projekt v Italiji še predmet obravnave, v Sloveniji pa odpovedan, in visokonapetostna medomrežna povezava z enosmernim tokom med Italijo in Slovenijo, v primeru katere je projekt v Sloveniji še predmet obravnave, v Italiji pa v fazi pridobivanja dovoljenj. Zakaj je prvi projekt odpovedan? Kaj pa se dogaja z drugim projektom? Zakaj je status drugačen v Italiji kot v Sloveniji?

Družbi ELES in TERNA sta v preteklosti res proučevali možnost vzpostavitve DV 2 x 400 kV Okroglo–Videm, vendar pa je bil ta projekt, zaradi težav z umeščanjem v prostor, predvsem na italijanski strani, iz razvojnih načrtov prenosnih sistemov Slovenije in Italije izključen. Vse aktivnosti na tem projektu so tako na slovenski kot italijanski strani do nadaljnjega zaustavljene. Navedba v članku o različnem statusu tega projekta na slovenski in italijanski strani tako ni točna.

Drugi projekt (HVDC) je na slovenski strani v študijski fazi, tako kot navaja članek, in za njega še ni bila sprejeta odločitev o realizaciji, na italijanski strani pa je projekt trenutno v procesu umeščanja v prostor. Razlogi za različen status projekta med obema državama so večplastni. Obstajajo razlike v zakonodaji, vzgibih za projekt, virih financiranja in tveganjih na posamezni strani. Tako je v Republiki Italiji od leta 2009 v veljavi poseben zakon, ki sistemskemu operaterju nalaga, da mora na svojih severnih mejah zagotoviti nove prenosne zmogljivosti, vlagatelji so zasebne družbe, prav tako pa je postopek umeščanja v prostor, v skladu z italijansko zakonodajo, za tako meddržavno elektroenergetsko infrastrukturo znatno krajši kot drugod. Tovrstna ureditev v Sloveniji je korenito drugačna oziroma je ni, prav tako pa za povezavo še ni bila izdelana obsežna ekonomska evaluacija gospodarskih učinkov, zaradi česar tudi še ni bila sprejeta odločitev o izgradnji povezave. V ta namen se pripravlja nova tehnično, ekonomska, socialna, izvedbena študija, ki bo podala ustrezna izhodišča za sprejetje odločitve o realizaciji projekta oziroma prekinitvi aktivnosti.

Kateri projekti bodo sicer letos ključni za ELES? In koliko sredstev boste namenili zanje?

Z letom 2019 vstopamo v triletni investicijski ciklus, ki je po fizičnem in vrednostnem obsegu, zahtevnosti tehnike, ki bo vgrajena v prenosni sistem, neprimerljiv z dosedanjimi vlaganji v elektroenergetsko omrežje naše države. Investicijskih vlaganj bo za okrog 340 mio EUR, najpomembnejše investicije pa so SINCRO.GRID 1. in 2. faza, daljnovod Cirkovce–Pince, RTP Cirkovce, NEDO II. faza, izgradnja novega državnega centra vodenja elektroenergetskega sistema na lokaciji Beričevo.

Slovensko-japonski poslovni svet je nedavno organiziral forum Družba 5.0 v Sloveniji. Višji glavni inženir pri družbi Hitachi Yoshiaki Ichikawa je na dogodku za naš portal omenil, da bi moral imeti ravno energetski sektor vodilno vlogo pri japonski razvojni pobudi Družba 5.0 (VEČ). Se strinjate s tem pogledom? In kakšno vlogo vidite v tej pobudi za ELES?

Ne pozabimo, da je gospodarsko sodelovanje med našo državo in Japonsko prešlo v višjo stopnjo medsebojnega zaupanja ravno zaradi projekta NEDO, katerega izvajalca sta ELES in Hitachi in katerega začetek datira v november 2016. Projekt NEDO je povzročil tudi visoko aktivnost Slovensko-japonskega poslovnega sveta, ki ga vodim in katerega primarna aktivnost je promocija japonskega projekta Družba 5.0 s ciljem, da ta projekt in filozofijo prevzamemo tudi v naši državi ter da se v okviru implementacije tega projekta uvrsti čim več slovenskega gospodarstva s svojimi storitvami, izdelki. Seveda, strinjam se, projekt NEDO je temelji kamen slovenske energetike v okviru projekta Družba 5.0.

Ta prispevek je na voljo tudi v angleškem jeziku.

OGLASNO SPOROČILO