Europejski związek operatorów sieciowych (ENTSO-E) opublikował wstępne wyniki dochodzenia dotyczącego przebiegu iberyjskiego blackoutu oraz zachowania systemu w godzinach bezpośrednio go poprzedzających. Potwierdzają one, że u źródeł blackoutu była seria – niewyjaśnionych jeszcze – wyłączeń źródeł słonecznych i wiatrowych (w krótkim czasie z systemu wypadły OZE o łącznej mocy ponad 900 megawatów) oraz powiązana z nimi kaskada skoków napięcia. To właśnie destabilizacja tego ostatniego parametru sieci spowodowała swoistą „reakcję łańcuchową”, która w konsekwencji przyniosła utratę zasilania na całym Półwyspie Iberyjskim.
Test dla bezpieczeństwa energetycznego. Zawiodła sieć czy wytwórcy?
„To najpoważniejsza awaria zasilania w europejskiej sieci energetycznej od ponad 20 lat i pierwsza w swoim rodzaju” – stwierdzono w raporcie. – Musimy wspólnie wyciągnąć wnioski z tej sytuacji i podjąć zdecydowane działania, aby zapobiec podobnym incydentom w przyszłości – komentował unijny komisarz ds. energii Dan Jørgensen, przyznając, że wydarzenia na Półwyspie Iberyjskim uwypuklają nowe wyzwania stojące przed systemem energetycznym Europy. – KE już pracuje nad przeglądem unijnych ram (legislacyjnych dot. – DGP) bezpieczeństwa energetycznego – dodał komisarz.
Zdaniem przewodniczącego zarządu ENTSO-E Damiana Cortinasa blackout świadczy to m.in. o potrzebie zwiększenia kontroli napięć na poziomie poszczególnych wytwórców. Przekaz operatorów jest formułowany dość ostrożnie i podkreśla się, że celem najnowszej publikacji nie jest określenie pierwotnej przyczyny, znalezienie winnego ani wydanie ostatecznych rekomendacji. Tę rolę w większym stopniu odegrać ma kolejny raport, który ENTSO-E ma przedstawić w przyszłym roku.
Nie tylko energia elektryczna
W praktyce wiadomo już jednak sporo. Głównym problemem, na który wskazuje kolejny dokument, jest niedobór tzw. mocy synchronicznych, czyli konwencjonalnych elektrowni, które stabilizują sieć pracą swoich generatorów. To one, wirując, dostarczają systemowi parametrów kluczowych dla absorbowania i eliminowania fluktuacji – które w naturalny sposób częściej pojawiają się w systemach z dużym udziałem OZE. Zdaniem części ekspertów to świadczy o błędach po stronie hiszpańskiego operatora, który nie przewidział wystarczających rezerw pozwalających na sterowanie napięciem. Interpretację tę, która pojawiła się już w pierwszych dniach po blackoucie, potwierdzają dane opublikowane w nowym raporcie, które wskazują dodatkowo, że przyzwolenie na duże wahania napięcia nie było jedynie „wypadkiem przy pracy”, lecz ryzykownym standardem w zarządzaniu hiszpańską siecią.
– Interpretacja, która zmierza w tym kierunku (brak odpowiedniej kontroli nad wahaniami napięć) wspiera nasze rekomendacje z pakietu antyblackoutowego oraz postulaty podnoszone na forum UE, dotyczące trwałego uwzględnienia mocy i usług systemowych na rynku energii – mówi DGP Grzegorz Onichimowski, który stoi na czele Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Chodzi o ideę wielotowarowego rynku energii, na którym trwale uwzględniono by potrzebę wynagradzania poszczególnych podmiotów nie tylko za dostarczaną przez nie energię elektryczną, lecz także inne parametry istotne z punktu widzenia niezawodności systemu. To, z jednej strony, moc, rozumiana jako gotowość do realizowania dostaw w określonym czasie na żądanie operatora, a z drugiej również usługi stabilizujące sieć. Wszystko to razem miałoby złożyć się na racjonalizację warunków konkurencji oraz podniesienie poziomu bezpieczeństwa energetycznego w okresie transformacji.
Europejscy operatorzy nie potwierdzają jednocześnie formułowanych przez część ekspertów przypuszczeń, które mówiły o niewystarczającej ilości połączeń międzysystemowych jako istotnym czynniku, który przyczynił się do blackoutu. Jednym ze słabych punktów Półwyspu Iberyjskiego miało być położenie na krańcu europejskiego obszaru synchronicznego i związany z tym brak możliwości „zamortyzowania” zaistniałych wstrząsów przez systemy krajów sąsiednich. Na niedostateczną ilość interkonektorów i ograniczone w związku z tym możliwości uzyskania wsparcia od sąsiadów jako źródło wysokiego narażenia Hiszpanii na ryzyko blackoutu wskazywał m.in. w opisywanym przez nas raporcie brytyjski think tank Ember. Rozbudowę interkonektorów jako jedno z głównych zaleceń po awarii przedstawiało też stowarzyszenie branży wiatrowej WindEurope, a działania w tym kierunku zapowiadał komisarz Jørgensen. – Nawet gdyby dysponowano interkonektorami o dwukrotnie większej przepustowości, nie powstrzymałoby to blackoutu ani nie przyspieszyło przywrócenia pracy systemu – powiedział tymczasem w piątek Damian Cortinas. A nieoficjalnie w środowisku operatorów mówi się, że w tym konkretnym przypadku dodatkowe interkonektory mogły nawet zwiększyć zasięg awarii.
Sąd nad transformacją. Czy zawinił nadmiar OZE?
– Błędem byłoby, moim zdaniem, sprowadzanie wniosków z iberyjskiego blackoutu do nadmiernego rozwoju OZE czy niewystarczającego wykorzystania elektrowni konwencjonalnych do ich stabilizacji. Wręcz przeciwnie, widzę potrzebę dalszego pogłębiania transformacji rozumianej jako rozwój źródeł rozproszonych i zdecentralizowanego, „inteligentnego” zarządzania systemem. Magazyny bateryjne i hybrydowe inwertery z funkcją tzw. grid-formingu mogą zapewniać usługi związane z bezpieczeństwem sieci równie skutecznie co wirujące turbiny gazowe w dużych jednostkach wytwórczych – uważa Eryk Kłossowski, prezes PSE w latach 2015-23. Pełne wykorzystanie potencjału tych technologii wymagałoby jednak – dodaje – zmian regulacyjnych i przeniesienia części kompetencji związanych ze sterowaniem napięciami na poziom poszczególnych źródeł.
Na podobnym stanowisku stoi brytyjski Ember. Chris Rosslowe, analityk tego think tanku, odnotowuje, że ustalenia ENTSO-E potwierdzają, że w czasie awarii w systemie pracowało stosunkowo niewiele elektrowni konwencjonalnych, zdolnych do świadczenia usług regulowania napięcia, a w procesie destabilizacji systemu miały miejsce nieplanowane wyłączenia źródeł OZE. Ale przekonuje jednocześnie, że raport zaprzecza tezom o nadmiernym oparciu się o energetykę słoneczną. – To zdarzenie potwierdza coś, o czym już wiedzieliśmy. Wraz z ewolucją systemów energetycznych rośnie znaczenie modernizacji sieci i zielonej elastyczności dla odporności systemu – kwituje.
Ale w kręgu zbliżonym do operatora słyszymy, że nie sposób, opisując sekwencję, która doprowadziła do blackoutu, pominąć zmian, jakie spowodował dynamiczny rozwój źródeł zależnych od pogody. – Problem polega na tym, że od wytwórców OZE nikt nie oczekiwał dotąd realizowania usług, które zapewnią bezpieczeństwo sieci. W momencie, kiedy osiągają one masę krytyczną, jeśli chodzi o udział w miksie, musimy to podejście zmienić – mówi jeden z naszych rozmówców. I dodaje, że faktem jest też, że najważniejszym zasobem z punktu widzenia stabilności polskiego systemu pozostaje dziś „ten okropny węgiel” – spalany w elektrowniach i elektrociepłowniach.
Po blackoucie hiszpański operator znacząco zwiększył swoją aktywność związaną z bilansowaniem systemu energetycznego. Chętniej sięga zwłaszcza po redukcje OZE
Jak ustabilizować niskoemisyjny system?
W systemie energetycznym z wysokim udziałem źródeł wiatrowych i słonecznych, w którym elektrownie konwencjonalne uruchamiane są – co do zasady – jako uzupełnienie OZE w szczytach zapotrzebowania oraz w okresach, gdy na drodze do jego zaspokojenia stoją warunki pogodowe. W takim układzie traci rację bytu dotychczasowy model, w którym stabilizację napięć zapewniają tzw. masy wirujące pracujących ze stałą prędkością generatorów synchronicznych.
Podstawowe rozwiązania tego problemu są dwa. Po pierwsze, dalsze wykorzystanie wyposażonych w generatory źródeł dyspozycyjnych, do których, oprócz jednostek zasilanych paliwami kopalnymi, należą też elektrownie wodne, jądrowe czy biomasowe. Teoretycznie tego rodzaju moce wytwórcze mogłyby zastąpić moce opalane węglem czy gazem w roli stabilnej podstawy miksu energetycznego,. Ta ścieżka oznaczałaby jednak ograniczenie pola ekspansji źródeł zależnych od pogody, na które – jako stosunkowo najtańsze i najprostsze w instalacji – stawiała do tej pory znaczna część krajów Europy i świata.
Druga możliwość to zapewnienie parametrów bezpieczeństwa systemu przy pomocy nowych technologii, m.in. zastępujących generatory tzw. kompensatorów synchronicznych, bateryjnych magazynów energii czy (odpowiednio wykorzystywanych) inwerterów, czyli urządzeń służących do konwersji prądu stałego w zmienny (i odwrotnie), w które wyposażone są źródła wiatrowe i słoneczne. Oznaczałoby to scedowanie części odpowiedzialności za zarządzanie stabilnością sieci na rozproszonych wytwórców OZE.
Możliwa jest wreszcie próba równoległego wykorzystania obu tych opcji, np. poprzez stworzenie rynku usług sieciowych, w którego aukcjach mogłyby rywalizować ze sobą różne rodzaje podmiotów i technologii spełniających tę samą funkcję. Na ten kierunek stawiają m.in. Niemcy, które zapowiedziały uruchomienie od początku przyszłego roku rynku inercji, w ramach którego operatorzy sieciowi kontraktować będą dostawy jednego z kluczowych parametrów zwiększających stabilność systemu energetycznego.