Po blackoucie pojawiły się głosy krytyczne szczególnie polityków opozycji wobec rządów premiera Sancheza o błędnym i zbyt szybkim odchodzeniem od energetyki konwencjonalnej i planowanym odejściu od energetyki jądrowej. Eksperci wskazali na brak tzw. bezwładności sieci („grid inertia”), spowodowany ograniczonym udziałem elektrowni jądrowych i węglowych jako czynniku pogarszającym stabilność systemu. Hiszpania planuje wyłączyć ostatnie reaktory jądrowe do 2035 r., ale po blackoutcie, a wraz za nim krytyce opinii publicznej, rozważa wycofanie się z tej decyzji.
Na Półwyspie Iberyjskim
28 kwietnia zapanował chaos. Co było jego przyczyną?
28 kwietnia, godzina 12:30. Na ulicach Hiszpanii i Portugalii gasną światła sygnalizacji, windy stają w miejscu, a w domach robi się cicho – nawet lodówki milkną. W ciągu kilku minut niemal cały Półwysep Iberyjski zostaje odcięty od prądu. Ponad 50 mln ludzi doświadcza największej awarii energetycznej w regionie od dziesięcioleci.
Tego feralnego dnia doszło do potężnego blackoutu, który na 24 godziny wprowadził chaos w Hiszpanii, Portugalii i części południowej Francji. Hiszpańska sieć elektryczna obsługuje populację około 44 mln ludzi, a szczytowe obciążenie wynosi około 40 GW. System ma imponującą zainstalowaną moc ponad 125 GW, przy czym energia odnawialna odgrywa znaczącą rolę 32 GW z fotowoltaiki i 31 GW z wiatru. Pozostała część pochodzi głównie z gazu, hydroenergii i energii jądrowej. Hiszpańska sieć przesyłowa utrzymuje połączenia z trzema sąsiednimi regionami: Francją (2,8 GW mocy importowej), Portugalią (2,1 GW mocy importowej i 3,9 GW mocy eksportowej) i Marokiem (600 MW mocy importowej i 900 MW mocy eksportowej). Mniejsza sieć Portugalii obsługuje populację około 11 mln ludzi z obciążeniem szczytowym 9 GW. Portugalski system jest w przeważającej mierze oparty na energii wodnej, z około 8,3 GW mocy hydroelektrycznej i znacznymi zasobami magazynów szczytowo-pompowych. Jego sieć przesyłowa jest dobrze zintegrowana z Hiszpanią za pośrednictwem wielu połączeń 400 kV, co pozwala obu krajom działać w sposób ściśle zsynchronizowany.
W momencie zdarzenia 28 kwietnia Półwysep Iberyjski znajdował się w stosunkowo normalnych warunkach pracy. Obciążenie wynosiło około 25 GW w Hiszpanii i 8 GW w Portugalii. Warunki pogodowe były sprzyjające, było słonecznie, bez usterek, chociaż na południu półwyspu wiał silny wiatr. System skorzystał na deszczowej wiośnie, co spowodowało wysoki poziom wody w zbiornikach wodnych. Jednak kilka dużych generatorów w elektrowniach przechodziło sezonową konserwację. W międzyczasie, w momencie zdarzenia, do sieci dostarczano znaczną ilość energii słonecznej z farm fotowoltaicznych.
Awarie rozpoczęły się od nagłej utraty 2,2 GW mocy w podstacjach w Granadzie, Badajoz i Sewilli. To zainicjowało efekt domina, prowadząc do automatycznych odłączeń od sieci i rozległej przerwy w dostawie energii.
Zielona energia na cenzurowanym. Winne OZE?
Przyczyną tego zdarzenia była bardzo silna oscylacja w sieci elektroenergetycznej, a wiodącą przyczyną, mogącą przyczynić się do silnej oscylacji, był wysoki udział odnawialnych źródeł energii, co spowodowało dużą fluktuację w generacji energii, ponieważ z założenia OZE są niestabilne i zależą od warunków pogodowych.
Silna oscylacja w sieci elektroenergetycznej oznacza znaczne wahania napięcia lub częstotliwości, które mogą być spowodowane różnymi czynnikami, takimi jak nagłe zmiany zapotrzebowania na energię, problemy z generatorami lub uszkodzenia linii energetycznych. Te wahania mogą prowadzić do problemów z jakością energii, uszkodzeń urządzeń elektrycznych lub nawet przerw w dostawach prądu.
Według Red Electrica de Espana (REE), operatora krajowego – 78 proc. wytwarzanej wówczas energii pochodziło z OZE, a przerywany charakter pracy, jak podaje wielu ekspertów, mógł być główną przyczyną niestabilności systemu. Brak szybkiej reakcji na nagłe wahania w wytwarzaniu z OZE i wahaniach popytu mógł spowodować kaskadowe załamanie, które doprowadziło do blackoutu. Baleary, gdzie znajdują się konwencjonalne elektrownie i elektrociepłownie, nie zostały dotknięte skutkami w przerwach dostaw.
W raporcie ERAA 2024 (Europejska Ocena Adekwatności Zasobów) przygotowanym przez ENTSO-e (Europejska Sieć Operatorów Przesyłowych Energii Elektrycznej) wskazywano na potencjalne ryzyko wystąpienia przerw w dostawach energii elektrycznej w Hiszpanii właśnie z uwagi na brak rezerwowania produkcji w przypadku awarii w źródłach konwencjonalnych i oparcie się na produkcji z OZE.
Po blackoucie pojawiły się głosy krytyczne szczególnie polityków opozycji wobec rządów premiera Sancheza o błędnym i zbyt szybkim odchodzeniu od energetyki konwencjonalnej i planowanym odejściu od energetyki jądrowej. Eksperci wskazali na brak tzw. bezwładności sieci („grid inertia”), spowodowanym ograniczonym udziałem elektrowni jądrowych i węglowych jako czynniku pogarszającym stabilność systemu. Hiszpania planuje wyłączyć ostatnie reaktory jądrowe do 2035 r., ale po blackoucie, a wraz za nim krytyce opinii publicznej, rozważa wycofanie się z tej decyzji.
W opublikowanym już w 2023 r. raporcie o potrzebach systemowych europejskiego związku operatorskiego ENTSO pisano, że wraz z wygaszaniem różnego typu elektrowni konwencjonalnych, zwiększać się będzie wrażliwość systemów energetycznych, które narażone będą na „znaczące zmiany częstotliwości, a nawet blackouty i to przy stosunkowo niewielkiej nierównowadze pomiędzy wytwarzaniem energii a jej odbiorem”.
Polska też ryzykuje.
Co nas chroni przed blackoutem?
Na razie energetyka odnawialna ma w dalszym ciągu pokrycie w rezerwowych jednostkach węglowych i gazowych, chociaż już dzisiaj prawie 40 proc. energii produkujemy w źródłach odnawialnych i zeroemisyjnych. Powinniśmy stan posiadania źródeł konwencjonalnych opartych na paliwach kopalnych utrzymać przynajmniej do momentu wybudowania elektrowni jądrowych i wielkoskalowych magazynów energii, które będą magazynowały energię z OZE wtedy, kiedy nie ma na nią zapotrzebowania, a oddawały wtedy, kiedy system elektroenergetyczny będzie jej potrzebował. Brak magazynów energii sprawia, że często w Polsce operator krajowy sieci przesyłowej spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne, który odpowiada za bilansowanie energii w polskim systemie, odłącza instalacje wytwarzające energię z OZE, kiedy w systemie jest na nią mniejsze zapotrzebowanie. Dochodzi wtedy do marnotrawstwa i środków, i możliwości. W ostatnich 10 latach czterokrotnie wzrosła moc zainstalowana w Polsce w źródłach odnawialnych, co odbyło się za sprawą ogromnych nakładów finansowych, pośrednio z naszych portfeli poprzez szereg dotacji, po to, żebyśmy mieli dostęp do tańszej energii, bo bez emisji CO2, a dzisiaj nie korzystamy z tych instalacji, bo nie jesteśmy w stanie odebrać z nich energii.
Szczególne znaczenie – oprócz zabezpieczenia możliwości dalszego funkcjonowania w systemie mocy węglowych i uzupełniania ich, w miarę potrzeb, jednostkami gazowymi – ma modernizacja sieci elektroenergetycznych, inwestycje w nowoczesne systemy monitorowania i zarządzania przepływami energii, które pozwolą odpowiedzieć na wyzwania związane z rozwojem źródeł rozproszonych. Inercję w elektroenergetyce przez dziesięciolecia zapewniają nam generatory synchroniczne w elektrowniach konwencjonalnych i jądrowych. Wirujące z odpowiednią prędkością masy stanowią jedną z podstaw funkcjonowania systemu i nie są tak podatne na zmiany częstotliwości bądź napięcia.
Odnawialne Źródła Energii ich nie posiadają, a właśnie tych mocy przybywa najszybciej. Mało tego, podstawowy strategiczny dokument rządowy Krajowy plan w dziedzinie energii i klimatu do 2030 r. w skrócie KPiEK 2030, który ma wyznaczyć, jak mają być prowadzone inwestycje w energetyce, od kilkunstu miesięcy jest w konsultacjach międzyresortowych, a jego przyjęcie i przedstawienie Komisji Europejskiej ma już ponad roczne opóźnienie.
KPiEK zakłada m.in., że w 2030 r.:
- 56,1 proc. energii elektrycznej pochodzić będzie z odnawialnych źródeł,
- z węgla produkować będziemy 22 proc. energii elektrycznej, podczas gdy w 2024 r. było to aż 60 proc.,
- udział OZE w transporcie sięgnie 17,7 proc.,
- produkcja energii elektrycznej wyniesie 193 TWh w porównaniu do 166 TWh w 2024 r.,
- moc zainstalowana w energetyce sięgnie 96 GW w porównaniu do 67 GW w 2024 r.,
- wydobycie węgla kamiennego sięgnie 22 mln ton, podczas gdy w 2024 r. było to 44 mln ton. Natomiast umowa społeczna rządu z górnikami zakłada, że w 2030 r. wydobycie sięgnie 30 mln ton.
Czy nieprzyjęcie planu stawia pod znakiem zapytania kierunek rozwoju polskiej elektroenergetyki? Czy przyspieszony rozwój OZE da nam to, czego oczekujemy, a więc energię elektryczną niezależnie od zmian pogody? Polska potrzebuje transformacji energetyki, ze względów ekonomicznych – koszty emisji CO2 oraz technicznych – wyeksploatowane, zdekapitalizowane źródła wytwarzania energii oraz wyeksploatowane sieci i nienowoczesny system odbioru energii, który nie radzi sobie przede wszystkim z ogromną liczbą ponad 1,5 mln prosumentów, którzy produkują i oddają do sieci energię ze swoich instalacji przede wszystkim fotowoltaicznych. Konieczne jest wprowadzenie skoordynowanych systemów planowania i sterowania odnawialnymi źródłami energii oraz energetyką konwencjonalną w ramach systemu przesyłu i dystrybucji energii, a przyszłość to bezpieczne dostawy energii z elektrowni jądrowych.
Jeśli tego nie zrobimy, pytanie nie brzmi: czy, ale kiedy Polska pogrąży się w ciemności.