"Ne, Slovenija ni elektroenergetsko samozadostna. Sodeč po zadnjem objavljenem poročilu o stanju, ki ga sestavlja Agencija za energijo, se je v letu 2023 pokritost porabe električne energije z domačo proizvodnjo približala najvišji vrednosti v zadnjih petih letih in je znašala 90,9 odstotka, k čemur sta največ prispevali zelo ugodna hidrologija in s tem nadpovprečna proizvodnja v hidroelektrarnah. Opazna je bila tudi rast proizvodnje v sončnih elektrarnah, proizvedli smo skoraj 36 odstotkov več električne energije iz sonca kot v letu 2022," odgovarja državno podjetje ELES, ki je sistemski operater prenosnega električnega omrežja v Sloveniji.

"Drži, v Evropi imamo enoten energetski trg in vsa elektrika mora na trg skladno s pravili delovanja enotnega trga. Enoten trg pa ne pomeni, da so cene povsod po Evropi enake, saj se cene oblikujejo regionalno v odvisnosti od ponudbe in povpraševanja v posamezni geografski regiji (elektrike namreč ni mogoče poljubno prenašati na dolge razdalje). Zaradi tega je pomembno, da vsaka država teži k čim večji energetski samooskrbi," odgovarjajo v Gen energiji.

V ELES-u v odgovoru na vprašanje poudarjajo, da elektrarne niso nujno dolžne prodajati električne energije prek borze, temveč jo lahko prodajo na več načinov. Veliki odjemalci (npr. industrija) jo praviloma zakupijo prek posrednikov. Oba slovenska proizvodna stebra (Gen energija in HSE) imata svoje tržne oddelke za prodajo elektrike, zato ta predpostavka ne drži povsem. "ELES kot sistemski operater se do njihove prodajne strategije ne more opredeljevati. Lahko pa potrdimo, da je v primeru kriznih stanj lastna proizvodnja električne energije pomemben element nacionalne varnosti," so zapisali.

Podobno poudarjajo tudi v Gen energiji: "Če se zgodijo energetska kriza, vojna ali kakšna anomalija na elektroenergetskih sistemih, ki bi lahko v določenem trenutku tudi razpadli ali pa bi v kriznih časih zaprli pretok električne energije, takšna (jedrska) elektrarna predstavlja neodvisnost."

Slovenija je sicer del elektroenergetskega sistema ENTSO-E, ki je največje sinhrono električno omrežje na svetu, ki se razteza od Portugalske do Ukrajine in od Norveške do Turčije. Odgovorni so za varno in usklajeno delovanje evropskega elektroenergetskega sistema. Hkrati Slovenija nastopa na vseevropskem trgu z električno energijo. Kot so pred časom za MMC pojasnili na Agenciji za energijo, je glavna značilnost združevanja evropskih trgov v tem, da dodeljevanje razpoložljivih prenosnih zmogljivosti med trgovalnimi območji poteka hkrati s trgovanjem z energijo. "Posledica so boljša izkoriščenost prenosnih zmogljivosti in manjša tveganja za tržne udeležence. Vendar pa ima spajanje trgov tudi "pomanjkljivost" z vidika, da ne moremo ugotoviti vira energije, saj je za vsako uro dneva razpoložljiv le podatek o izmenjavah na posameznih mejah, ne pa tudi o dejanskem izvoru energije, ki je lahko tudi v tretjih državah," so zapisali.

"Ni res, da bomo zagotovo plačevali cenejšo energijo, če imamo svojo porabo pokrito s svojo proizvodnjo. Če imamo v Sloveniji elektrarno, ki proizvaja elektriko zelo poceni takrat, ko je povsod primanjkuje, bomo morali tekmovati z vsemi na trgu (borzi), da bi kupili njeno elektriko. Ker smo del evropskega trga, lahko kupimo energijo po ceni, kot velja na tem evropskem trgu, in ne samo v Sloveniji. Naše elektrarne lahko prodajo elektriko po ceni, kot velja na trgu, ne glede na to, kolikšna je njihova proizvodna cena. Edina izjema so dolgoročne pogodbe o dobavi: takrat se tveganje spremembe cene v prihodnosti porazdeli med kupca in prodajalca, cena pa je določena bilateralno med njima. S tem si elektrarne zmanjšujejo tveganja, obenem pa borzni cenovni signal za dan vnaprej služi kot javna referenca za določanje teh cen.

Primer: če ima npr. elektrarna lastno ceno 50 EUR/MWh in jo trenutno na trgu za dan vnaprej ponuja po 70 EUR/MWh, jo lahko z dolgoročno pogodbo za 10 let kupcu proda za 60 EUR/MWh. Kupec in elektrarna s tem dobita zagotovo prodano znano količino proizvodnjo elektrike po znani ceni. A če bo na trgu čez sedem let cena 30 EUR/MWh, bo kupec še vedno moral plačevati elektrarni 60 EUR/MWh in bo imel zato za 30 EUR/MWh predrago elektriko; če pa bo cena na trgu 100 EUR/MWh, bo kupec zadovoljen, elektrarna pa bo z dolgoročno pogodbo imela oportunitetni strošek 40 EUR/MWh, saj bi to elektriko lahko dražje prodala na trgu kot po dolgoročni pogodbi.

To, kar lahko sami prispevamo k nižanju borzne cene na evropskem trgu, je, da postavimo več elektrarn s poceni proizvodnjo in jo prodajamo na borzo. Obenem pa se s tem izpostavimo tveganju, da bo proizvodnje na trgu preveč in bo cena elektrike v prihodnosti močno padla, naša investicija v proizvodnjo doma pa bo predraga, elektrarna zato ne bo mogla obratovati in bo sčasoma postala nasedla investicija. Težava je torej cena, po kateri bomo lahko prodajali, ki je odvisna od prihodnjega razmerja med ponudbo in povpraševanjem. Drugi način pa je lokalna individualna in skupnostna samooskrba, kjer sami pokrivamo svojo porabo in nismo odvisni od trga, saj poteka oskrba na ravni distribucijskega sistema. Tudi tu igra borzna cena vlogo referenčnega signala, a zaradi majhnih količin ne vpliva nanjo," pojasnjuje profesor na ljubljanski fakulteti za elektrotehniko in direktor Inovacijsko-razvojnega inštituta Andrej Gubina.

V Gen energiji pa menijo, da zaradi naraščajočega povpraševanja po elektriki, zaradi potreb po obsežnih investicijah v nove proizvodne zmogljivosti, v omrežje, hranilnike itd. težko pričakujemo, da bo tržna cena električne energije v prihodnjih desetletjih padla na tako nizke ravni, kot smo jih bili navajeni v preteklosti. "Če pa se bo električna energija v Evropi močno podražila, bomo imeli od nove jedrske elektrarne obsežne koristi vsi odjemalci električne energije, navsezadnje tudi posredno, zaradi dividend in davčnih dajatev energetskih podjetij v korist države," navajajo.

Iz ELES-a so sporočili, da je direktor družbe Aleksander Mervar že večkrat, med drugim tudi za MMC, poudaril, da "konkurenčno" ni enako "poceni". "Konkurenčno pomeni skladno s stanjem na trgu. Napačno pa je pričakovanje, da bodo investitorji električno energijo prodajali pod tržno ceno. Vsak investitor, tudi investitorji v jedrske elektrarne, pričakuje dobiček, saj je elektrika tržna, in ne socialna dobrina," poudarja Mervar.

(Glej odgovor na 3. vprašanje)

Prodajna cena elektrike je odvisna od razmer na trgu. Stroškovna (proizvodna) cena elektrike pa vključuje stroške, ki nastanejo pri sami proizvodnji. V stroškovno ceno proizvedene elektrike v jedrski elektrarni so tako vključeni stroški goriva, materialov, vzdrževanja, stroški storitev, zavarovanj, stroški dela, stroški nadomestila za omejeno rabo prostora, vključena so vodna povračila za izkoriščanje reke Save, vključen je tudi strošek za odlaganje jedrskih odpadkov. V stroškovno (proizvodno) ceno elektrike ni vključen strošek financiranja, ki nastane zaradi najema posojil, pojasnjuje Bruno Glaser, poslovni direktor Gen energije.

Jonas Sonnenschein iz nevladne organizacije Umanotera pri tem opozarja, da se v medijih kot cena elektrike, ki jo bo proizvajal JEK 2, pogosto pojavlja znesek 45 EUR/MWh, ki ga Gen energija navaja kot stroškovno ceno elektrike, in dodaja: "Stroškovna cena ni relevanten podatek, če nas zanima, po kateri ceni lahko nekdo brez izgub ponuja elektriko. Upoštevati moramo namreč tudi strošek financiranja, pri čemer pa je še vse zelo nejasno." "Cena 45 EUR/MWh bo morda relevantna po letu 2070, če bo nuklearka zgrajena do leta 2040 in nato v odplačana v tridesetih letih," še pravi Sonnenschein.

Na spletni strani JEK-a 2 so objavljene tudi predvidene prodajne cene elektrike, ki vključujejo različne stopnje stroškov financiranja. Pri vrednosti pri dvoodstotni stopnji (brez inflacije) WACC (uravnotežen povprečen strošek financiranja) ocenjujejo povprečno potrebno prodajno ceno elektrike iz elektrarne za povrnitev investicije na 66 EUR/MWh, pri triodstotnem WACC-u bi bila cena 81 EUR/MWh in pri štiriodstotnem WACC-u 99 EUR/MWh. "Finančna konstrukcija in viri financiranja bodo znani in določeni pred dokončno investitorjevo odločitvijo (FID), ki je predvidena v letu 2028," ob tem še navaja Gen energija.

"Vaše razmišljanje drži in kaže na lastnost tovrstnih projektov, kjer so nizki stroški financiranja ključni za dolgoročno uspešnost projekta. To izpostavljamo in ves čas poudarjamo tudi v družbi GEN. Zaradi tega zagovarjamo stališče, da je za uspešno investicijo v JEK 2 nujno potrebna dejavna vloga države, da se projekt obravnava kot strateški infrastrukturni projekt, saj le na tak način lahko dosežemo dovolj nizke stroške financiranja (dovolj nizek WACC)," so sporočili iz Gen energije.

"Pri številkah, ki jih citirate, gre za izračun, kakšna mora biti dosežena prodajna cena elektrike (realno enaka vsa leta poslovanja), upoštevaje dane podatke o stroških investicije in poslovanja in izbrano stopnjo tehtane zahtevane stopnje donosa, da se projekt ekonomsko izide, upoštevaje stroške poslovanja, investicije in financiranja. To pomeni, pri kakšni ceni je neto sedanja vrednost projekta enaka 0. Pri tem opozarjamo, da je treba razločevati zahtevane realne donosnosti (ki ne upoštevajo inflacije) in nominalne donosnosti (pri katerih je upoštevana inflacija). V primeru zahtevanih realnih donosnosti lahko računamo z današnjimi cenami električne energije, če pa računamo z nominalnimi donosnostmi, je treba izvesti inflacijsko prilagoditev, da postanejo cene med seboj primerljive," dodajajo.

Bruno Glaser, poslovni direktor Gen energije, navede primer Češke, kjer je bila obrestna mera posojila, ki ga je dala država, ničodstotna. "To pomeni, da je realna obrestna mera v času gradnje negativna, v času obratovanja je pa zahtevana donosnost odstotek, kar skupaj z davki predstavlja približno 1,5 odstotka." Glaser navaja primer širitve češke jedrske elektrarne Dukovany, kjer so pred kratkim za gradnjo dveh novih 1050-megavatnih blokov izbrali južnokorejskega dobavitelja KHNP. Da država investira v jedrsko elektrarno in zagotovi denar po ugodni obrestni meri, je po mnenju Glaserja logična praksa. "Denar lahko zagotovi s krediti pri exim bankah, bodisi s plačnimi krediti bodisi z obveznicami, ki se izdajajo na dolgi rok. Tukaj od pet- do šestodstotni donosi niso pričakovani."

"Pri investicijah, kjer se upošteva dolgoročnost do 80 ali 100 let, bi izredno visoka donosnost, ki bi jo nekdo, na primer kapitalist, ki nosi denar, pričakoval, povzročila zelo visoke cene. Če želimo imeti stabilno elektriko kot dobrino, ki jo bosta gospodarstvo in družba izkoriščala in iz nje proizvajala dodano vrednost na dolgi rok, ni realno mogoče pričakovati, da bomo imeli 10-odstotne donose. Kajti če bomo želeli imeti 10-odstotne donose, bo cena noro visoka. Takšen je primer jedrske elektrarne Hinkley Point C v Veliki Britaniji, kjer zasebni sektor, ki je investitor, želi imeti visoke donose. To je jedro ekonomike, mi za tak projekt ne moremo pričakovati izredno visokih donosov. Če jih bomo pričakovali, pa ne moremo računati, da bo ta cena elektrike nizka. Pri nominalni donosnosti od dva do tri odstotke bi cena proizvedene elektrike znašala približno toliko, kot jo danes deklariramo na borzi," doda Glaser.

Trenutno so cene električne energije za pasovno dobavo v letih 2025-2027 med 83 in 101 EUR/MWh (na madžarski borzi električne energije), cene pa se od konca letošnje zime, ko je bila dosežena najnižja točka, nekoliko zvišujejo, navajajo v Gen energiji.

Polovica NEK-a je v lastništvu GEN energije in druga polovica v lasti Hrvatske elektroprivrede. NEK tako dobavlja proizvedeno električno energijo obema družbenikoma v enakih deležih, kar pomeni, da 50 odstotkov proizvedene električne energije izvozi na Hrvaško. Letno pokriva približno 20 odstotkov potreb Slovenije in 16 odstotkov potreb Hrvaške po električni energiji, navajajo na spletni strani nek.si.

"Za obstoječi NEK imamo meddržavno pogodbo, polovica proizvedene energije se izvaža na Hrvaško. A ta energija ostaja znotraj enotnega trga EU-ja. Ko je polovica energije iz NEK-a na Hrvaškem, je ni mogoče več ločiti od preostale energije, ki jo HEP bodisi proizvede bodisi kupi, ni je mogoče več ločiti tudi od energije, ki jo HEP proda, v Slovenijo ali prek Slovenije. Še več, HEP, lastnik polovice NEK-a, ima v Sloveniji že približno 10-odstotni delež pri oskrbi končnih odjemalcev, to energijo HEP prodaja svoji družbi v Sloveniji. Najmanj ta delež nedvomno ostane v Sloveniji," pa pojasnjujejo na ministrstvu za okolje, podnebje in energijo.

Trenutno je glavni investitor v projekt JEK 2 Gen energija, ki je krovna družba v skupini GEN in je v 100-odstotni lasti države. "V prihodnje pa pričakujemo, da bo investitor gospodarska družba, na primer poslovni subjekt JEK 2, d. o. o. Na začetku bo to zagotovo organizacija, ki jo bo ustanovil Gen sam, kako bo organizacija rasla, kdo vse bo v njej soudeležen, pa danes še ne vemo," pojasnjuje poslovni direktor Gen energije Bruno Glaser.

Do končne investitorjeve odločitve o izvedbi projekta JEK 2, ki je predvidena v letu 2028, bo treba izpeljati proces strateškega odločanja. Med ključnimi podatki, ki bodo vplivali na odločitev, so lokacija (Krško), zahtevana tehnologija (tlačnovodni reaktor) ter sprejemljivi dobavitelji (EDF, KHNP, Westinghouse) in vplivi na omrežje (študija Elektroinštituta Milan Vidmar), odgovarjajo v Gen energiji.

Strošek financiranja bo močno vplival na ceno projekta, zato je zelo pomembno, kakšna bo vloga države pri financiranju. V Gen energiji pričakujejo, da bo država zagotovila državno poroštvo in posledično poceni financiranje.

Kot je konec maja letos pojasnil generalni direktor Gen energije Dejan Paravan, predvidevajo, da bi od 20 do 30 odstotkov naložbe financirali z lastnimi sredstvi in sredstvi (domačih in morda tudi tujih) partnerjev, od 70 do 80 odstotkov pa z zadolževanjem. Pri tem vložka Gen energije ne smemo razumeti kot kapital, ki ga lahko prispevajo "čez noč", temveč v daljšem časovnem obdobju med gradnjo.

"Financiranje drugega bloka je izziv, ki ga Gen energija sama ne more izvesti. Če poenostavim - del investicijskega denarja lahko zbere Gen oziroma ima zalogo za daljše obdobje v času gradnje in obratovanja. Drugi del lahko prispeva podjetje iz Slovenije ali iz tujine, torej soinvestitor, ki je neposredno vključen v sam projekt. Tretji del pa lahko zagotovimo s posojili. Ker gre za velike zneske, lahko kredite dobimo prek Exim bank po ugodnih obrestnih merah iz države dobaviteljice, lahko so to obveznice, lahko so to običajni bančni krediti. Različne modele financiranja še raziskujemo. Bistvo financiranja, ki je tudi najbolj občutljivo, so pričakovani donosi oziroma obrestne mere teh posojil. To je eno izmed ključnih meril za samo ekonomsko upravičenost projekta," dodaja Glaser.

Med tremi mogočimi dobavitelji je francoski EDF, njegove prednosti so, da gre za evropsko tehnologijo, dobavne verige in manjša valutna tveganja. A vse EDF-jeve jedrske elektrarne, ki se v zadnjem času gradijo po Evropi, se spopadajo z dolgimi zamudami in visokimi podražitvami. Ameriški Westinghouse je dobavitelj, ki je gradil NEK in naj bi bil slovenskim inženirjem blizu zaradi poznavanja tehnologije. Na drugi strani pa se družba v zadnjih letih spopada s stečaji in izgubami, zato številni opozarjajo, da današnji Westinghouse ni več enak družbi, ki je gradila NEK. Tretja možnost je južnokorejski KHNP, ki so ga za dobavitelja zaradi najugodnejše ponudbe pred kratkim izbrali na Češkem.

Gen energija bo pri iskanju dobavitelja po napovedih poslovnega direktorja Bruna Glaserja pozorna na več meril. Prvo je tehnično merilo, ali so torej tehnične lastnosti tipskih elektrarn, ki jih ponujajo dobavitelji, primerne za specifične okoliščine. Drugo merilo je cena, pomembno bo tako, kakšna bo deklarirana cena na inštaliran kilovat, kot tudi sami plačilni pogoji. "V trenutku, ko podpišemo pogodbo, moramo vedeti, kaj bomo dobili od dobavitelja in po kakšnih pogojih, katera tveganja bo prevzel dobavitelj in katera tveganja bosta morala prevzeti Gen energija in država," pojasni Glaser.

Tretje merilo pa je geostrateška politična odločitev, opozarja Glaser. "Mi lahko predlagamo in pripravimo vse podlage za odločanje, a na koncu se bo o dobavitelju odločila država, ne inženirji. Eksaktnih meril za izbor danes nimamo, saj so ta tudi predmet pogajanj. A da bi vsa tveganja in vsebine čim bolje poznali, je pomembno, da izdelamo študije izvedljivosti, s katerimi bi si lahko odgovorili na tri četrtine vprašanj o nadaljnjih korakih."

Po podatkih Gen energije naj bi se znesek investicije na državljana gibal med 5000 in 8000 evri: "Investicijska vrednost JEK-a 2 je ocenjena na 9314 milijonov evrov za 1000-megavatno elektrarno in 15.371 milijonov evrov za 1650-megavatno elektrarno. Če upoštevamo, da je imela po podatkih SURS-a Slovenija na dan 1. april 1.918.711 državljanov, to pomeni 4854 evrov na državljana za 1000-megavatno elektrarno in 8011 evrov za 1650-megavatno elektrarno."

Gen energija je maja letos izbor zožila na pet mogočih enot in pri tem izključila možnost postavitve dveh novih blokov. Odločitev, kakšna bo moč nove elektrarne, še ni sprejeta, je za MMC pojasnil poslovni direktor Gen energije Bruno Glaser, možnosti pa se gibajo od 1000- do 1650-megavatnega bloka. "Neposredna odločitev še ni sprejeta, bo pa zagotovo znana pred letom 2028 oziroma še bistveno prej. Gre za proces strateškega odločanja, v katerem je moč elektrarne zelo pomembna. A v trenutni fazi projekta se nam še ni treba tako natančno opredeliti, saj pri umeščanju v prostor in vplivih na okolje upoštevamo najslabši mogoči scenarij, v katerega lahko vključimo vse te moči, ki so danes na listi mogočih moči," je dejal Glaser.

Ko je maja Elektroenergetski inštitut Milan Vidmar predstavil študijo priključitve JEK-a 2 na elektroenergetski sistem, je navedel, da je z vidika vpliva na elektroenergetsko omrežje optimalna velikost bloka do 1300 megavatov neto električne moči, izbira večje enote, na primer 1650-megavatnega bloka, bi že zahtevala večja vlaganja v omrežje.

Upravljanje poslovnih tveganj je eno najzahtevnejših področij pri tovrstnih projektih, priznavajo v Gen energiji. Finančna odgovornost za zamude je načeloma določena v pogodbi med investitorjem in izbranim dobaviteljem. V pogodbi bodo določene odgovornosti za pravočasno dobavo opreme, odgovornosti v primeru zamud pri gradbenih delih, upravnih postopkih itn. "Če pade gradbeno dovoljenje, če se pojavijo pritožbe, je običajno odgovoren investitor. Gre za delitev tveganj med investitorjem in izvajalcem. Vsi si želimo, da bi bilo čim več tveganj na strani izvajalca, ne pa investitorja ali države, ampak idealnih razmer tu ni," odgovarja poslovni direktor Gen energije Bruno Glaser. "Tudi izkušnje iz tujine kažejo, da je pri tem vsak projekt svoja zgodba, saj univerzalna rešitev ali model ne obstajata," dodajajo v družbi.

Trenutno za JEK 2 ni soinvestitorja. Soinvesticija druge države je strateška odločitev posamezne države, zato Gen energija ne išče soinvestitorja in ne izvaja pogajanj v tej smeri. "Gre za tako pomembno zadevo, da se o njej odloča na ravni politike in države. Zagotovo pa obstajajo interesi za soinvestiranje na strani Hrvaške, tu so interesi italijanske industrije. Pred časom so bili izraženi tudi interesi drugih podjetij držav v soseščini," pojasnjuje Bruno Glaser, ki pričakuje, da bo ob morebitnem nadaljevanju projekta izražen velik interes za soinvesticije.

Po najkonservativnejših predpostavkah Gen energije je za gradbena dela amortizacijska doba nastavljena na 80 let in 40 let za opremo. Investicija naj bi se z obratovanjem po trenutnih ocenah družbe poplačala v dvajsetih letih.

V Gen energiji odgovarjajo, da stroški gradnje vključujejo predvsem znesek, ki ga je treba plačati dobavitelju (EDF, Westinghouse ali KHNP), da zgradi elektrarno. Obenem pa so v strošek gradnje všteti tudi določeni drugi stroški, kot je na primer specifika lokacije, ki zahteva prilagoditev dizajna elektrarne na potresno tvegano območje. V stroške so vključene tudi prilagoditve infrastrukture na sami lokaciji, na primer prestavljanje daljnovodov, plinske napeljave, gradnja novih cest, mostov itn. Vse to so stroški investicije.

Ko pa elektrarna začne obratovati, se pojavijo obratovalni stroški. Takrat pa se v stroškovno ceno elektrike vključi tudi postavka za razgradnjo jedrske elektrarne, ki naj bi znašala dva evra na megavatno uro. Sredstva se stekajo v sklad, v katerem se zbira denar za razgradnjo elektrarne po končani obratovalni dobi ter za skladiščenje in odlaganje radioaktivnih odpadkov.

Skupni izdatki za projekt JEK 2 od leta 2006 do vključno leta 2023 znašajo 43,1 milijona evrov.

V Gen energiji so po besedah poslovnega direktorja Bruna Glaserja pri zunanjem izvajalcu naročili študijo, ki je zajela analizo porabljenih sredstev. Do leta 2014 je bilo za študije projekta porabljenih 11 milijonov evrov. Po letu 2014, ko Gen energija postane investitor v projekt JEK 2, je bilo do konca leta 2023 za študije porabljenih še dodatnih 11 milijonov evrov. Za stroške dela je bilo v celotnem obdobju od 2006 do konca leta 2023 namenjenih prav tako 11 milijonov. 6,7 milijona evrov je bilo namenjenih za nakupe zemljišč. Skupno okoli 40 milijonov evrov.

"V bližini Gen energije v Krškem so bila določena poseljena območja, ki smo jih pred časom odkupili in zagotovili ljudem nadomestne hiše, saj bi ta zemljišča prišla v ožje območje okoli JEK-a 2, kar bi lahko predstavljalo težave. Z lastniki smo se ustrezno dogovorili in stvar razrešili," pojasnjuje Glaser.

Izdatki za obveščanje o projektu JEK 2, skupaj z že izvedenimi in načrtovanimi projekti, do konca letošnjega leta znašajo 559.539 evrov, od tega izdatki za oglaševanje 257.731 evrov, so ob tem še sporočili iz Gen energije in dodali povezavo do objavljene strukture izdatkov, povezanih s promocijo projekta JEK 2: https://jek2.si/izdatki-informiranja/.

Eden od razlogov v korist skorajšnjega referenduma je nadaljevanje pogajanj s tremi morebitnimi dobavitelji za JEK 2, menijo v Gen energiji. Od danes pa do leta 2028, ko bo sprejeta končna odločitev, bo morala Gen energija za raziskave in postopke, ki jih predpisujejo IAEA, URSJV in slovenska zakonodaja, porabiti več kot 100 milijonov evrov, zato menijo, da je prav, da se preveri mnenje javnosti, ali naj Gen energija nadaljuje priprave na projekt JEK 2 ali ne.

Kot je konec avgusta pojasnil generalni direktor Dejan Paravan, so s francoskim EDF-jem, ameriškim Westinghousom in južnokorejskim KHNP-jem že dalj časa v strokovnem dialogu, zato je napočil trenutek, da začnejo pogovori o ponudbah študij izvedljivosti. "Zdaj smo prišli v pogovorih že tako daleč, da jim bomo posredovali zelo konkretne podatke o lokaciji in drugih zahtevanih parametrih, na primer povezanih s potresno varnostjo lokacije. Nato bodo morali ponudniki vse to natančno preveriti pri svojih dizajnih. To pomeni rekalkulacijo njihovih načrtov, za kar bodo potrebovali precej dela." In kot navedeno, tudi precej finančnih sredstev, ki jih bo morala zagotoviti Gen energija. Potencialni dobavitelji JEK-a 2 študij izvedljivosti namreč ne pripravljajo na zalogo, temveč po naročilu, glede specifičnost objekta in lokacije. "Če bi bila odločitev na referendumu negativna, ta strošek ne bo nastal, ker bomo študije zaustavili," je takrat izjavil Paravan.

Če bi bila odločitev na posvetovalnem referendumu negativna, bi tudi po besedah poslovnega direktorja Bruna Glaserja to pomenilo zavoro, a kot je pojasnil za MMC, bi "študije v vsakem primeru morali nadaljevati". "Projekta ne bomo mogli nadaljevati na način kot zdaj. Kako se bomo odločali, če bo izid negativen, ne bi želel špekulirati. Referendum je politično vprašanje, ki si ga nismo izmislili mi in ga ne potrebujemo. Tehnično gledano želimo projekt izpeljati, ker imamo že danes inženirske in ekonomske razloge za izvedbo. Študije izvedljivosti pa so nujne in jih bomo potrebovali v vsakem primeru." Ne glede na to, kako bo posvetovalni referendum kot "prehodni pojav izzvenel skozi čas in kako se bo v prihodnje odločala politika", pa bi negativen izid v tem trenutku pomenil zaustavitev projekta, še doda Glaser.

Jonas Sonnenschein iz nevladne organizacije Umanotera, ki se ne strinja z novembrskim referendumom, opozarja, da nadaljevanje priprav študij izvedljivosti za JEK 2 ni predmet referendumskega vprašanja. V tem primeru bi se referendumsko vprašanje namreč glasilo: Ali podpirate, da država podjetju Gen energija podeli mandat za nadaljevanje priprave dokumentacije za JEK 2? Trenutno pa se vprašanje glasi: Ali podpirate izvedbo projekta JEK 2, ki bo skupaj z ostalimi nizkoogljičnimi viri zagotovil stabilno oskrbo z električno energijo?

Da referendumsko vprašanje ni ustrezno, sta del poslancev in tudi zakonodajnopravna služba DZ-ja opozarjala že ob sprejetju spremenjenega predloga za razpis posvetovalnega referenduma maja letos. Zakonodajnopravna služba meni, da del vprašanja, v katerem je navedeno, da bo projekt JEK 2 skupaj z drugimi nizkoogljičnimi viri zagotovil stabilno oskrbo z električno energijo, "pomeni interpretacijo tega vprašanja z vidika predlagateljev referenduma, ki ne sodi v referendumsko vprašanje", tako da po njenem mnenju referendumsko vprašanje v tem delu ni jasno izraženo.

Vzpostavitev javnega civilnega nadzora pri vodenju projekta JEK 2 so med drugim predlagali Mladi za podnebno pravičnost, ki menijo, da bi moral imeti organ civilnega nadzora zagotovljen dostop do podatkov in zagotovljena sredstva za delovanje. Ob zaznanih večjih nepravilnostih pa bi imel možnost tudi ustaviti postopek. Izbor članov in članic civilnega nadzora bi moral po mnenju MZPP-ja potekati prek razpisa, končna sestava pa naj bi zajemala posameznice in posameznike različnih starosti, spolov in znanj s področij ekonomije, prava, varstva okolja, geologije, sociologije, jedrske tehnike, elektrotehnike itd. Kandidati bi morali biti politično neodvisni in z visoko stopnjo integritete (brez kartotek, brez sodnih postopkov), navajajo na svoji spletni strani.

Tudi v Gen energiji odgovarjajo, da bi bilo smiselno pri projektu uvesti civilni nadzor, in sicer v okviru posebnega zakona o JEK-u 2, ki ga lahko pričakujemo, če bodo državljani na novembrskem referendumu projekt podprli. "Civilni nadzor se nam zdi pomemben predvsem v drugi fazi, ko se začne gradnja, ko se začnejo najvišji stroški. Ko podpišeš pogodbo, se začne naročanje velikih komponent, začnejo se gradbena dela, na vrsto pridejo prva večja plačila po pogodbi. Takrat je po mojem mnenju nujno, da imamo civilni nadzor, ki naj traja ves čas do konca gradnje," je za MMC dejal Bruno Glaser iz Gen energije.

JEK 2 bi za hlajenje uporabljal hladilni stolp na naravni vlek, sporočajo iz Gen energije, kar pomeni, da s toplotno ne bi obremenjeval Save in bi hkrati zagotovil odpornost proti sušnim razmeram. "NEK ima že vzpostavljene hladilne stolpe na prisilni vlek, ki razbremenijo reko Savo v primeru nizke, pa tudi visoke gladine. NEK je tako lahko obratoval tako med poplavami kot v sušnem obdobju. Oskrba s pitno vodo na območju Krške kotline zaradi tega ne bo prizadeta."

"Pri analizah temperatur in dotoka vode se upoštevajo tudi podnebne spremembe, ki jih lahko pričakujemo v prihodnjih stotih letih," dodaja poslovni direktor Bruno Glaser. "Že danes smo v Nuklearni elektrarni Krško omejeni na dovoljen prirastek temperature tri kelvine, ko se iztok primeša reki Savi. Zato je treba že danes predvideti suše in višje temperature in investirati v hladilne sisteme, ki bodo zmanjšali tveganja. To pomeni, da moramo sisteme načrtovati konservativno," dodaja Glaser. V nasprotnem primeru bi bilo treba zaradi npr. zmanjšanega pretoka Save zmanjšati moč elektrarne.

Edina preliminarna študija, ki je preverjala vpliv hladilnega stolpa na mikrolokacijo in širši vpliv stolpa na podnebje, vlažnost, meglo in druge meteorološke pojave, je bila za zdaj izdelana po naročilu investitorja, torej Gen energije. Več podrobnosti in zanesljivih informacij o vplivih hladilnega stolpa bo znanih, če bo projekt šel v smeri realizacije in bo izvedena presoja vplivov na okolje.

Glede na rezultate omenjene študije pa naj bi bil vpliv na mikroklimo zanemarljiv. "Tak hladilni stolp izloči od 700 kg do ene tone vodne pare na sekundo, odvisno od moči elektrarne. Delovanje stolpa naj bi s tem polurno vlažnost ozračja povečalo za 0,2 odstotka. Za 0,09 oziroma za manj kot promil pa bi se povečala 72-urna povprečna vlažnost ozračja," je rezultate povzel poslovni direktor Bruno Glaser.

"Senca oblaka iz vodnih stolpov bo izražena predvsem v večernih, nočnih in zgodnjih jutranjih urah, ko je viden oblak najmanj moteč. (…) Največ sence je v bližini hladilnega stolpa. Lokacija, kjer je sence največ, je imela senco 18 dni svetlega dela dneva v enem letu. Pomembnih negativnih vplivov za kmetijstvo ni bilo zaznati, še posebej ne v obliki opaznega povečanja vlažnosti zraka pri tleh, kar bi bilo pomembno za razvoj nekaterih rastlinskih bolezni," navajajo v Gen energiji. Pregled tehnologij hladilnih stolpov je objavljen na spletni strani JEK 2.