Povratak TE Pljevlja na mrežu smanjio troškove EPCG-a, ali pojačao pitanje zavisnosti sistema od jednog izvora

Povratak Termoelektrane Pljevlja (TE Pljevlja) snage 225 MW na mrežu nakon kvara u prenosnom sistemu privremeno je rasteretio finansije državne elektroprivrede EPCG-a. Međutim, događaj je istovremeno potvrdio strukturnu ranjivost crnogorskog elektroenergetskog sistema: kada veliki proizvodni izvor nije dostupan, zemlja se brzo oslanja na skupe zamenske nabavke iz inostranstva.

Kvar koji je prekinuo spoljašnje napajanje i odložio stabilizaciju

Prekid rada TE Pljevlja počeo je 2. avgusta, kada je kvar na trafostanici kojom upravlja CGES prekinuo spoljašnje napajanje elektrane. Napajanje je obnovljeno za približno 80 minuta, ali je jedinica tražila dodatne provere i stabilizaciju pre ponovnog priključenja na mrežu u ranim jutarnjim satima 6. avgusta.

Uvoz kao “zamena” i trošak koji se meri stotinama hiljada evra dnevno

Tokom perioda kada TE Pljevlja nije bila raspoloživa, EPCG je uvozila oko 7.500 MWh električne energije dnevno. Procijenjeni dnevni trošak iznosio je oko 760.000 evra, što implicira prosečnu nabavnu cenu od približno 101 evro/MWh, bez dodatnih troškova balansiranja, zagušenja mreže ili prenosa.

Domaće solarne elektrane obezbeđivale su oko 500 MWh dnevno — svega približno 10% uobičajene dnevne proizvodnje TE Pljevlja. U tom periodu glavni oslonac domaće zamenske energije bila je hidroenergija, dok je EPCG odložila planirani remont Hidroelektrane Perućica kako bi očuvala stabilnost elektroenergetskog sistema.

Brza promena trgovinske pozicije zbog udela TE Pljevlja

TE Pljevlja inače obezbeđuje oko 40% ukupne proizvodnje električne energije u Crnoj Gori. Zbog toga njen povratak na mrežu ima neposredan efekat na trgovinsku poziciju i novčane tokove EPCG-a: nedostupnost elektrane može već nakon nekoliko sati transformisati Crnu Goru iz sezonski uravnoteženog sistema u značajnog uvoznika, naročito tokom sušnih i toplih letnjih perioda.

Operativna odgovornost i finansijski rizik vezani za prenos

Incident dodatno ukazuje na međuzavisnost između proizvodnih kapaciteta i prenosne infrastrukture. Preliminarna analiza CGES-a povezala je kvar na trafostanici sa kombinacijom ekstremnih vremenskih uslova i industrijskog zagađenja, a ne sa unutrašnjim kvarom u elektroenergetskoj mreži. Ta razlika može biti važna pri proceni operativne odgovornosti, osiguranja i raspodele troškova nastalih zbog prekida rada.

Koliko bi koštao duži zastoj: računica koja naglašava izloženost

Finansijska izloženost opisana je kroz scenarije trajanja prekida rada. Prekid od deset dana, uz prijavljeni tempo uvoza, zahtevao bi približno 7,6 miliona evra za nabavku zamenske električne energije. U slučaju jednomesečnog zastoja pod sličnim uslovima trošak bi mogao dostići gotovo 23 miliona evra, pre eventualnog dodatnog rasta cena na tržištu.

EPCG je obezbedila dovoljne količine uvozne električne energije za pokrivanje preostalih domaćih potreba do kraja 2026. godine, čime je smanjen neposredni rizik po sigurnost snabdevanja. Istovremeno, dugoročni ugovori o nabavci štite fizičku dostupnost energije, ali mogu “zaključati” troškove koji se pokažu nepovoljnim ako TE Pljevlja, hidroelektrane i novi obnovljivi izvori proizvedu više električne energije nego što se očekuje.

Povratak na mrežu pomaže pripremama, ali ne uklanja koncentracioni rizik

Ponovni rad TE Pljevlja omogućava EPCG-u da nastavi pripreme za odloženi remont HE Perućica. Ipak, događaj ne rešava strukturni rizik koncentracije proizvodnje u crnogorskom energetskom sistemu: sve dok značajniji kapaciteti solarne energije, energije vetra, skladištenja i fleksibilnog balansiranja ne budu pušteni u rad, kvar TE Pljevlja ili većeg hidroenergetskog objekta nastaviće da ima nesrazmerno velik uticaj na uvoz električne energije i finansijske rezultate elektroprivrede.