Pogovor z dr. Ivanom Šmonom, predsednikom uprave Elektra Gorenjska in predsednikom GIZ Distribucije.

Dr. Ivan Šmon je junija letos prevzel vodenje GIZ distribucije, ki mora, kot pravi, še okrepiti svojo vlogo veznega člena med stroko, državo in regulatorjem pri iskanju rešitev za ključne izzive distribucijskih podjetij – glede financiranja desetletnega razvojnega načrta, pospeševanja digitalizacije in hitrejšega umeščanja v prostor. 

V zadnjem času se veliko poudarja, da je distribucija ključ do uspešne zelene preobrazbe. Kako vi vidite vlogo distribucije v tem procesu in kateri so poglavitni izzivi, ki še čakajo distribucijska podjetja do konca desetletja?

Distribucija je danes motor – gonilo zelenega prehoda. Na naša omrežja se namreč priključuje večina sončnih elektrarn, toplotnih črpalk, polnilnic in hranilnikov. Do leta 2030 moramo prenoviti približno 60 odstotkov nizkonapetostnega in polovico srednjenapetostnega omrežja ter okrepiti skoraj 50 odstotkov transformatorskih postaj. V številkah: skoraj 4 milijarde evrov naložb v enem desetletju. 

Vzporedno moramo uvajati prožnost (spodbujanje aktivnega odjema, trgi fleksibilnosti, hranilniki) in digitalizacijo z visoko stopnjo kibernetske varnosti. Naši ključni izzivi so tako predvsem obvladovanje povečanega obsega investicij oziroma zagotovitev potrebnih finančnih in kadrovskih virov, prizadevanja za skrajšanje postopkov umeščanja investicij v prostor in hitra digitalna preobrazba.

Če pogledamo širše, je Evropa v podobni situaciji. Naložbe DSO (distribution system operator) so leta 2024 znašale okoli 40 milijard evrov, pa smo še vedno za od 12 do 24 milijard evrov letno pod potrebami, da bi dosegli cilje razogljičenja do leta 2030. Skladno s temi cilji mora EU do konca desetletja skoraj podvojiti nameščene proizvodne zmogljivosti iz obnovljivih virov – z 1,2 TW na približno 2 TW. Distribucija je tista, ki bo omogočila, da se novi viri energije sploh lahko priključijo v sistem, in zato morajo tudi naša vlaganja slediti evropskemu tempu.
 

V distribucijski sistem vstopa vse več novih elementov (toplotne črpalke, klimatske naprave, polnilnice za električna vozila, hranilniki). Kako se vse to odraža pri obratovanju in načrtovanju distribucijskega omrežja, ki je bilo grajeno za povsem druge namene, kot jih terja zeleni prehod?

Distribucijsko omrežje je bilo prvotno zasnovano za enosmerne pretoke električne energije – od vira do uporabnika. Danes upravljamo dvosmerne pretoke, lokalne konice in napetostna odstopanja, kar izrazito veča kompleksnost distribucijskega sistema. 

Na tovrstne izzive se odzivamo s fizičnimi ojačitvami nizko- in srednjenapetostnega omrežja ter s pospešenim kabliranjem, z uvajanjem pametnega vodenja distribucijskega sistema in uvajanjem naprednih merilnih sistemov ter z ustrezno tarifno politiko, ki spodbuja aktivno vlogo odjemalcev.

Vlaganja v omrežje so nujna in se z leti strmo povečujejo. Kako je z zagotavljanjem potrebnega investicijskega denarja, glede na to, da so distribucijska podjetja že precej zadolžena?

Leta 2024 smo v distribucijsko omrežje investirali približno 223 milijonov evrov – največ do zdaj. Se pa v naslednjih letih razkorak med potrebami in finančnimi zmožnostmi hitro povečuje. V obdobju 2025–2028 bo primanjkljaj znašal okoli 470 milijonov, do leta 2034 pa že skoraj dve milijardi evrov. 

Do takrat bi lahko skupni dolg distribucijskih podjetij dosegel približno 616 milijonov evrov, kar je zgornja meja po merilih bank in Slovenskega državnega holdinga (SDH). Rešitev ob ciljanem zadolževanju in kombinaciji z evropskimi viri vidimo v stabilnejšem regulativnem okviru, ki mora omogočiti primeren donos, sprotnem priznanju investicij in boljši sinhronizaciji omrežnine z investicijskim ciklom.

Podoben izziv ima sicer celotna Evropa – ocene Eurelectrica kažejo, da bo treba do leta 2050 v evropska distribucijska omrežja vložiti približno 1,5 bilijona evrov, kar pomeni skoraj podvojitev zdajšnjih vlaganj. To pomeni, da se tudi Slovenija spoprijema z enakimi izzivi kot večina evropskih držav – kako zagotoviti stabilno financiranje in dovolj hitro gradnjo omrežja. Brez teh naložb bo težko slediti ciljem elektrifikacije, digitalizacije in razogljičenja. Zato so za uspeh ključni stabilni regulatorni pogoji in jasna investicijska politika, ki zagotavlja predvidljivost in privlačnost sektorja tudi za zasebni kapital.

Omenjate tudi omrežnino, ki je bila v zadnjih mesecih v ospredju številnih razprav. Kakšno je vaše mnenje o trenutnem modelu obračunavanja omrežnine?

Trenutni model omrežnine v Sloveniji žal še ne omogoča zadostnih sredstev za razvoj in digitalizacijo omrežij. Omrežnina pokriva predvsem stroške vzdrževanja in obratovanja, ne pa investicij, ki so potrebne za zeleni prehod. Ena izmed mogočih rešitev je uvedba razvojne komponente omrežnine, namenjene vlaganjem v digitalizacijo in prožnost. To bi dolgoročno zmanjšalo tudi stroške sistemskih storitev, ki so v EU v zadnjih štirih letih narastli z dveh na več kot sedem milijard evrov letno.

Za razširitev in nadgradnjo omrežja je distribucija prejela tudi del evropskih sredstev iz sklada za okrevanje in odpornost, ki pa so časovno pogojena. Bo podjetjem uspelo do danih rokov speljati vse sofinancirane naložbe?

Projekti so zreli in tečejo: nizko- in srednjenapetostni kabli, nove transformatorske postaje, avtomatizacija, AMI/SCADA. V Načrtu za okrevanje in odpornost je skupaj z REPowerEU za distribucijo na voljo več kot 90 milijonov evrov. Sodelujemo tudi v projektu GreenSwitch (146 milijonov evrov, od tega približno 23 milijonov za distribucijska podjetja). 

Rok za fizično izvedbo investicij, ki so sofinancirane iz Načrta za okrevanje in odpornost in REPowerEU, je 31. marec 2026 in trenutna realizacija kaže, da zamud ne bo. Če bi mogoče do njih prišlo, pa imamo tudi plan B – prevezave med projekti in alternativne vire (Kohezija, Modernizacijski sklad).

Srečujemo se z vse hujšimi posledicami vremenskih sprememb, pri čemer so elektroenergetska omrežja še posebej izpostavljena. Na kak način se lotevate reševanja te problematike?

Ujme so žal postale stalnica. Na Gorenjskem imamo več kot 80 odstotkov omrežja že vkopanega, kar se je izkazalo kot ključno pri poplavah in žledu. Na ravni GIZ distribucije pa sledimo cilju iz NEPN, da bo do leta 2030 vsaj 50 odstotkov srednjenapetostnega omrežja pod zemljo. 

Vzporedno vlagamo v avtomatizacijo, daljinsko vodenje, krajšanje srednjenapetostnih odsekov in zagotavljamo redundančne povezave – vse s ciljem, da ob morebitnih izpadih uporabnikom čim prej spet zagotovimo napajanje.

Ob velikem navalu prošenj za priključitev malih sončnih elektrarn, predvsem v času pred iztekom net meteringa, je prišlo pri posameznih distribucijskih podjetjih do precejšnjih zastojev pri podeljevanju dovoljenj za priključitev na omrežje. Ali so zdaj te težave odpravljene oziroma kateri so ključni problemi v omrežju, ki še vedno omejujejo tovrstne priključitve?

Večina zaostankov iz obdobja pred iztekom sheme letnega netiranja je odpravljena, a lokalne omejitve ostajajo. Tam, kjer je nizko- ali srednjenapetostno omrežje prešibko oziroma so vozlišča 110 kV že zasičena, novih priključitev na obstoječe omrežje preprosto ni mogoče varno zagotoviti. Dober primer je območje Brnika, na katerem brez povezave 110 kV Kamnik–Visoko in nadgradnje 110/20 kV RTP Brnik večjih sončnih elektrarn ne moremo priključiti. 

Z načrtovanimi naložbami v infrastrukturo postopno povečujemo možnosti za nove priključitve, do takrat pa izvajamo začasne rešitve – napajanje po srednjenapetostnem omrežju, dinamični priklopi in spodbujanje nameščanja hranilnikov. 

V energetiki hkrati iščemo tudi rešitve, kako omogočiti več priključitev, ne da bi bilo treba dodatno širiti omrežje. Eden izmed izzivov so priključne moči – veliko uporabnikov ima pogodbeno zagotovljeno visoko moč, ki pa jo v praksi izkorišča le delno. 

Posledično so številne priključne točke administrativno zasedene, čeprav bi tehnično še omogočale priključitev novih uporabnikov ali proizvodnih naprav. Zato razmišljamo o različnih možnostih, kako bi del te neizkoriščene moči lahko vrnili v sistem in jo uporabili za nove priključitve. 

Ena možnost je odkup ali začasni prenos neizkoriščene priključne moči med uporabniki, druga pa uvedba spodbudnih mehanizmov za vračanje ali deljenje moči v omrežju. 
Pravne in regulativne podlage bo sicer treba še pretehtati, cilj pa ostaja enak – omogočiti več novih priključitev brez dodatnih investicij in s tem doseči učinkovitejšo rabo obstoječih zmogljivosti elektrodistribucijskega omrežja.

Kot eno izmed rešitev stroka velikokrat poudarja tudi večjo uveljavitev prožnosti.

V prihodnje bo vsekakor treba poleg klasičnih ojačitev omrežja bolj izkoristiti tudi mehanizme prožnosti, ki jih omogoča nova evropska zakonodaja. Eurelectric v najnovejših poročilih poudarja, da imajo distribucijska omrežja možnost dostopa do štirih glavnih orodij za povečanje prožnosti – tehnično določene omejitve, tarifne spodbude, fleksibilne priključne pogodbe in tržne mehanizme. 
Po izkušnjah evropskih distributerjev so takšni ukrepi omogočili za od 20 do 30 odstotkov več priključkov na obstoječe omrežje brez dodatnih vlaganj in zmanjšali potrebe po fizičnih ojačitvah omrežja za več kot 15 odstotkov. 

Tak pristop omogoča, da se omrežje upravlja bolj dinamično, lokalno prilagojeno in stroškovno učinkovito. V Sloveniji že razmišljamo, kako ta koncept postopno uvesti v praksi – tam, kjer bi z lokalno prožnostjo lahko nadomestili vsaj del dragih fizičnih ojačitev.

Z vse večjo digitalizacijo in s povezljivostjo omrežja se povečuje tudi njegova ranljivost na kibernetske napade. Kako se na ravni distribucije spoprijemate z varnostnimi izzivi?

Digitalizacija distribucijskega sistema poteka zelo hitro. Po ocenah Evropske komisije bo do leta 2030 v pametne števce in napredne merilne sisteme vključenih že več kot 260 milijonov uporabnikov, kar bo pomenilo največjo tehnološko spremembo v zgodovini elektrodistribucije. 

Z večanjem digitalizacije se povečujejo tudi kibernetska tveganja, ki jih preučujemo na več ravneh, z ločevanjem poslovnih in operativnih sistemov, večfaktorsko avtentifikacijo, s poučevanjem zaposlenih in podobno. Skupaj z Elesom pa vzpostavljamo tudi skupni varnostnooperativni center E-VOC, ki bo nenehno bedel nad našimi sistemi ter bo povezan tudi z nacionalnim odzivnim centrom za računalniške in varnostne incidente CSIRT.

V javnosti se občasno pojavljajo namigi, da bi bilo zaradi sinergijskih učinkov smiselno vsa distribucijska podjetja združiti pod eno streho. Se vam takšne zamisli zdijo smiselne?

Ne. Današnji regionalni model s petimi podjetji in z močnim GIZ distribucije se je izkazal kot zelo uspešen. Smo blizu uporabniku, sinergije pa dosegamo s tipizacijo in standardizacijo, skupnimi projekti, z varnostjo in digitalizacijo. 

Študija Poslovno-finančna in organizacijska optimizacija GJS distribucijskega operaterja elektroenergetskega sistema, ki je bila končana v septembru, kaže, da bi s postavitvijo kompetenčnih centrov v treh letih lahko prihranili približno 15 milijonov evrov, in to brez reorganizacijskih tveganj in stroškov. 

Zdajšnji sistem delitve pristojnosti med Elesom in elektrodistribucijskimi podjetji se je izkazal kot stabilen in učinkovit. Model, v katerem Eles upravlja prenosno omrežje, distribucijska podjetja pa razvoj in obratovanje distribucijskih sistemov, omogoča zanesljivo oskrbo uporabnikov in skladnost z evropskimi pravili. 
Potrebne je le več koordinacije pri investicijah in skupni digitalni infrastrukturi, ki bo povezala prenos, distribucijo in uporabnike v enoten pameten sistem.

Kako ocenjujete sodelovanje distribucijskih podjetij z družbo Eles, potem ko je ta prevzela naloge nekdanjega SODO? Je sodelovanje zdaj učinkovitejše?

Z današnjega vidika lahko rečem, da je bila odločitev o integraciji SODO v Eles ena najboljših sprememb v slovenski energetiki zadnjih let. Odpravila je podvajanja in zapletena razmerja, ki so v preteklosti jemala preveč časa, a niso prinašala rezultatov. 

Danes imamo jasno razdeljene vloge: Eles kot kombinirani operater upravlja s prenosnim in z distribucijskim delom sistema, medtem ko so distribucijska podjetja odgovorna za obratovanje, razvoj in za investicije v omrežja.

Sodelovanje je zdaj partnersko, strokovno in predvsem razvojno usmerjeno. Skupaj izvajamo ključne projekte, kot so povezava 110 kV Kamnik–Visoko, nadgradnja TP Brnik in evropski projekt GreenSwitch, ki povezuje Slovenijo, Hrvaško in Avstrijo. Z Elesom usklajeno načrtujemo razvoj omrežij ter iščemo rešitve za vključevanje novih proizvodnih virov, hranilnikov in polnilnic. Takšno sodelovanje z Elesom danes omogoča večjo učinkovitost in usklajenost investicij, predvsem pa daje slovenski energetiki enotno strokovno smer.

Prenosno in distribucijsko omrežje danes delujeta kot celota – prenos zagotavlja stabilnost in povezavo z evropskim sistemom, distribucija pa vse bolj postaja hrbtenica lokalne energetske tranzicije. Ta sinergija med obema nivojema je ključna za uspeh. Ko prenos in distribucija dihata skupaj, ima celoten elektroenergetski sistem večjo prožnost, manj izgub in večjo zanesljivost. 

To sodelovanje je danes bistveno učinkovitejše, kot je bilo v času SODO – manj administracije, več vsebine in predvsem več zaupanja. Zahvala pri tem gre tudi ekipam v distribucijah in pri Elesu, ki s strokovnostjo, predanostjo in z medsebojnim spoštovanjem vsak dan dokazujejo, da lahko slovenska energetika deluje usklajeno in z izjemno visoko profesionalno kulturo.

Kako ocenjujete slovensko energetsko politiko v širšem evropskem kontekstu? 

Slovenija je na prelomnici. Ne gre za »jedrsko ali sončno« energijo, ampak za jedrsko in sončno – oboje potrebujemo, skupaj s hidroenergijo, z vetrno energijo, s hranilniki in prožnostjo. JEK 2 je strateški projekt, ki bo po letu 2043 zagotavljal bazno, nizkoogljično proizvodnjo in stabilnost elektroenergetskega sistema. TEŠ pa mora postopno preiti iz fosilnih goriv v nizkoogljične tehnologije, hkrati pa ohraniti vlogo pri sistemskih rezervah in oskrbi s toploto za Šaleško dolino.

Delež fosilnih goriv v EU je padel na rekordno nizkih 28 odstotkov, delež nizkoogljičnih virov pa je že 72-odstoten. To je smer, v katero moramo iti tudi mi – stabilna, raznolika in digitalno podprta energetska mešanica, ki povezuje jedrsko, obnovljivo in pametno infrastrukturo.

Kje vidite največje izzive za slovensko elektroenergetiko v naslednjem desetletju?

Odločilno je, da v prihodnje še pospešimo vlaganja v omrežja, saj brez robustnega in pametnega omrežja noben vir ne pride do uporabnika. Po kakovosti in zanesljivosti omrežja zasedamo visoko mesto v svetu, po hitrosti umeščanja v prostor pa smo počasni – to bo treba še izboljšati. 

Največjo priložnost vidim v povezovanju vseh členov energetskega sistema – od proizvodnje in prenosa do distribucije, skladiščenja in aktivnega odjema. Slovenija ima namreč znanje in izkušnje, da postane ena najbolj uravnoteženih elektroenergetskih držav v regiji. Pri tem pa bo ključna kombinacija stabilnih virov, kot sta hidroenergija in jedrska energija, ter razpršenih obnovljivih virov, ki bodo z ustrezno prožnostjo, s hranilniki in trgi fleksibilnosti ustvarili nov energetski ekosistem.

Ob tem mora država ostati strateški lastnik ključne energetske infrastrukture, hkrati pa naj omogoči sodelovanje zasebnih vlagateljev pri razvoju novih tehnologij, pametnih omrežij in obnovljivih virov. Skupni vlagateljski model bo namreč povečal kapitalsko moč, pospešil digitalizacijo in omogočil hitrejše izvajanje zelenega prehoda. 

Zavedati se moramo tudi, da vlaganja v omrežja in proizvodne vire niso strošek, ampak dolgoročno zavarovanje energetske varnosti in konkurenčnosti slovenskega gospodarstva. 

VIR: Naš Stik