Raport Techniczny z analizy awarii systemu elektroenergetycznego na Półwyspie Iberyjskim. Jak działa sieć energetyczna? Kluczowe pojęcia i lekcje z wielkiej awarii.

 

Raport techniczny z analizy awarii systemu elektroenergetycznego na Półwyspie Iberyjskim w dniu 28 kwietnia 2025 r.

Wstęp

Incydent z dnia 28 kwietnia 2025 roku stanowi najpoważniejszą awarię w europejskim systemie elektroenergetycznym od ponad 20 lat. Spowodowała ona całkowite załamanie zasilania (blackout) na Półwyspie Iberyjskim, co miało znaczący wpływ na obywateli i gospodarkę Hiszpanii oraz Portugalii. Skala zdarzenia podkreśla jego strategiczne znaczenie jako krytycznego studium przypadku, obrazującego wyzwania związane z operowaniem systemem elektroenergetycznym o wysokim udziale zasobów opartych na przekształtnikach (IBR).

Celem niniejszego raportu jest dostarczenie technicznego, obiektywnego i opartego na faktach opisu przebiegu zdarzenia. Dokument ten ma na celu wspieranie transparentności, ułatwienie wyciągania wniosków i przyczynianie się do ciągłego doskonalenia operacji systemowych w całej Europie. Zgodnie z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2017/1485 (SO GL) oraz Metodologią Skali Klasyfikacji Incydentów (ICS), zdarzenie zostało sklasyfikowane jako incydent w skali 3 – o najwyższym stopniu powagi. W następstwie tej klasyfikacji, 12 maja 2025 roku powołano Panel Ekspertów. W jego skład weszło 45 specjalistów: 28 z Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) i krajowych organów regulacyjnych (NRA) oraz 17 z operatorów systemów przesyłowych (TSO), Regionalnych Centrów Koordynacyjnych (RCC) i ENTSO-E.

Należy podkreślić, że niniejszy dokument jest „raportem faktograficznym”, który nie ma na celu przypisywania odpowiedzialności żadnej ze stron. Jego zadaniem jest służenie jako obiektywny zapis faktów, który będzie stanowić podstawę do opracowania finalnego raportu. Raport końcowy będzie zawierał szczegółową analizę przyczyn źródłowych zdarzenia oraz rekomendacje mające na celu zapobieganie podobnym awariom w przyszłości.

Proces gromadzenia danych był złożony i wymagał współpracy wielu podmiotów, w tym operatorów systemów przesyłowych Red Eléctrica (RE), Rede Eléctrica Nacional (REN) i Réseau de Transport d’Électricité (RTE), a także licznych operatorów systemów dystrybucyjnych (DSO) oraz wytwórców. W celu ochrony informacji poufnych, przy jednoczesnym zachowaniu integralności analizy, Panel Ekspertów zastosował środki takie jak anonimizacja danych dotyczących poszczególnych jednostek wytwórczych. Rzetelna analiza zebranych danych pozwala na szczegółowe odtworzenie warunków panujących w systemie elektroenergetycznym tuż przed wystąpieniem awarii.

1. Warunki systemowe i rynkowe przed incydentem

Dogłębna analiza warunków systemowych i rynkowych w godzinach poprzedzających awarię jest kluczowa dla zrozumienia czynników, które doprowadziły do stanu krytycznego. Wysoka penetracja zasobów opartych na przekształtnikach (IBR) jednocześnie obniżyła inercję systemu i stworzyła poważne wyzwania w zakresie zarządzania napięciem. Problemy te zostały spotęgowane przez osłabioną topologię sieci, wynikającą z planowanych wyłączeń, co w konsekwencji stworzyło stan ekstremalnej podatności na zakłócenia dynamiczne. Połączenie tych czynników z pojawieniem się zjawisk oscylacyjnych doprowadziło do stanu podwyższonego ryzyka operacyjnego.

1.1. Topologia sieci i działania operatorów

W dniu 28 kwietnia topologia sieci na Półwyspie Iberyjskim była osłabiona przez szereg planowanych wyłączeń. Kluczowe znaczenie miała niedostępność transgranicznego połączenia 400 kV Brovales – Alqueva między Hiszpanią a Portugalią oraz połączenia 220 kV Biescas – Pragnères między Francją a Hiszpanią. Wyłączenia te, w połączeniu z innymi niedostępnościami elementów sieci, zwiększały impedancję systemu i ograniczały elastyczność operacyjną.

W odpowiedzi na wysokie poziomy napięcia, wynikające z wysokiej generacji OZE i niskiego obciążenia, operatorzy systemów przesyłowych RE i REN podejmowali liczne działania manualne w celu jego kontroli. Interwencje te polegały głównie na operowaniu dławikami oraz odłączaniu i załączaniu linii przesyłowych w celu zarządzania przepływami mocy biernej. Poniższa tabela syntetyzuje kluczowe manewry podjęte przed awarią.

Czas (CEST)	Operator	Działanie	Cel
09:07	REN	Załączenie linii Panoias – Tavira 400 kV	Manualna kontrola napięcia
09:09	REN	Załączenie dławika 180 Mvar (S. Feira)	Manualna kontrola napięcia
10:03	REN	Załączenie dławika 180 Mvar (S. Portimão)	Manualna kontrola napięcia
10:27	REN	Załączenie dławika 180 Mvar (S. Fanhões)	Manualna kontrola napięcia
12:04	RE	Odłączenie dławika (Villaviciosa 400 kV)	Zwiększenie tłumienia oscylacji
12:05	RE	Odłączenie dławika (Rueda 400 kV)	Zwiększenie tłumienia oscylacji
12:28	RE	Załączenie dławika (Morata 400 kV)	Manualna kontrola napięcia
12:32	RE	Zmiana nastawy napięcia łącza HVDC na 409 kV	Manualna kontrola napięcia

Tabela 1: Wybrane działania operatorów w dniu 28 kwietnia 2025 r. (Źródło: RE, REN)

1.2. Przepływy mocy i struktura generacji

W godzinach porannych 28 kwietnia odnotowano rosnącą generację ze źródeł odnawialnych, co doprowadziło do spadku cen na hiszpańskim rynku dnia następnego do wartości bliskich 0 €/MWh. W efekcie Hiszpania utrzymywała wysoki poziom eksportu energii elektrycznej, sięgający w szczytowych momentach 5 GW.

Struktura generacji w hiszpańskim systemie elektroenergetycznym była zdominowana przez energetykę słoneczną (PV) i wodną, które w południe stanowiły znaczącą część całkowitej produkcji. Wysoki udział generacji opartej na falownikach (IBR) wpływał na obniżenie inercji systemu, co jest istotnym czynnikiem z punktu widzenia stabilności częstotliwości.

Analiza przepływów transgranicznych między Hiszpanią a Francją, Portugalią i Marokiem wykazała znaczące odchylenia od handlowych harmonogramów wymiany. Te odchylenia były częściowo wynikiem działania zautomatyzowanego procesu International Grid Control Cooperation (IGCC), który w czasie rzeczywistym zarządza niezbilansowaniami międzyoperatorskimi, aby uniknąć jednoczesnej aktywacji rezerw w przeciwnych kierunkach. W momentach nagłego wzrostu obciążenia netto w sieci hiszpańskiej obserwowano gwałtowne redukcje eksportu, co wskazuje na dynamiczne reakcje systemu na lokalne zaburzenia bilansu mocy.

1.3. Napięcie i moc bierna

Profile napięciowe w hiszpańskiej sieci przesyłowej wykazywały rosnącą zmienność od godziny 09:00, a po 10:30 odnotowano znaczące wahania. W tym czasie napięcie w niektórych częściach sieci 400 kV zbliżyło się do górnej dopuszczalnej granicy 435 kV, jednak jej nie przekroczyło. Standardy napięciowe w Hiszpanii dopuszczają pracę w normalnym zakresie 390-420 kV, z możliwością chwilowego wzrostu do 435 kV. W Portugalii górna granica napięcia dla sieci 400 kV wynosi 420 kV.

Analiza map cieplnych napięcia na Półwyspie Iberyjskim pozwala zaobserwować geograficzną ewolucję poziomów napięcia. Między 09:00 a 12:30 najwyższe wartości napięcia koncentrowały się w centralnej i południowej części Hiszpanii, co było bezpośrednio związane z rosnącą generacją fotowoltaiczną i działaniami operatorów, którzy starali się zarządzać nadmiarem mocy biernej w systemie.

1.4. Analiza stabilności systemu

Tuż przed incydentem, o godzinie 12:30, całkowita energia kinetyczna (KE) dla Półwyspu Iberyjskiego wynosiła 119 474 MWs, co odpowiadało stałej inercji systemu (Htot) w zakresie 2,21–2,71 s. Wartości te, choć nie krytycznie niskie, odzwierciedlały system o zmniejszonej odporności na gwałtowne zmiany częstotliwości.

W ciągu 30 minut poprzedzających awarię zidentyfikowano dwa kluczowe zjawiska oscylacyjne, które świadczyły o pogarszającej się stabilności dynamicznej systemu:

• Oscylacja o godz. 12:03–12:08: była to oscylacja o charakterze lokalnym i częstotliwości 0,63 Hz. Objawiała się głównie wahaniami napięcia, które w stacji 400 kV Almaraz osiągnęły amplitudę 30 kV międzyszczytowo. Zjawisko to było związane z dużą koncentracją generacji i specyficzną topologią sieci w południowo-zachodniej Hiszpanii. W odpowiedzi operatorzy RE zastosowali protokół przeznaczony dla oscylacji międzyobszarowych, aby poprzez zmianę punktu pracy systemu poprawić jego tłumienie.
• Oscylacja o godz. 12:19–12:22: zjawisko to miało charakter międzyobszarowy, o częstotliwości 0,23 Hz, co odpowiada znanemu trybowi oscylacji wschód-zachód (ECW) w systemie europejskim. Stwierdzona przeciwfaza między zachodnim klastrem (Hiszpania, Portugalia) a wschodnią częścią systemu (np. Turcją) oraz ujemne tłumienie potwierdziły, że system utracił stabilność w dużej skali.

W odpowiedzi operatorzy aktywowali protokół współpracy RE-RTE i przełączyli połączenie stałoprądowe (HVDC) w tryb stałej mocy. Należy jednak podkreślić krytyczny fakt, że o 12:03:51, podczas pierwszej oscylacji, funkcja tłumienia oscylacji mocy biernej (POD-Q) na łączu HVDC została automatycznie wyłączona. Było to wynikiem zadziałania wbudowanej logiki bezpieczeństwa producenta, która blokuje funkcję, gdy jej sygnał wyjściowy zbyt często osiąga nasycenie na granicy ±100 Mvar. Ta zautomatyzowana decyzja usunęła kluczowe narzędzie stabilizujące dokładnie wtedy, gdy było ono najbardziej potrzebne, pozostawiając system „dynamicznie ślepym” na narastające niestabilności.

Splot tych warunków – wysoka generacja z IBR, wahania napięcia i niestabilność oscylacyjna – doprowadził do powstania stanu systemowego o wysokiej podatności na awarię kaskadową.

2. Przebieg i analiza Techniczna incydentu

Szczegółowa analiza kaskady, która rozpoczęła się o 12:32, stanowi podręcznikowy przykład szybko postępującej niestabilności napięciowej – zjawiska odmiennego od klasycznych niestabilności częstotliwościowych czy kątowych. W ciągu zaledwie kilkudziesięciu sekund pojedyncze wyłączenie przekształciło się w blackout obejmujący cały Półwysep Iberyjski, co świadczy o skrajnej niestabilności systemu w momencie inicjacji awarii.

2.1. Sekwencja zdarzeń prowadząca do awarii

Chronologiczne podsumowanie kluczowych etapów awarii, od pierwszych zaburzeń do całkowitej separacji Półwyspu Iberyjskiego, przedstawia się następująco:

• 12:32:00–12:32:57: w tym okresie nastąpiło początkowe zakłócenie, polegające na odłączeniu małych, rozproszonych jednostek wytwórczych oraz wzroście obciążenia netto. Spowodowało to łączny ujemny bilans mocy w systemie na poziomie około 525 MW, co zainicjowało powolny spadek częstotliwości.
• 12:32:57.220 (Zdarzenie 3): to zdarzenie było krytycznym czynnikiem inicjującym kaskadę. Nastąpiło wyłączenie transformatora mocy 400/220 kV w stacji Grenada. Właściciel zgłosił, że przyczyną było zadziałanie zabezpieczenia nadnapięciowego po stronie 220 kV przy wartości 242,9 kV (nastawa: 1,10 Un, t=0s). Jednakże, zapis z rejestratora PMU po stronie 400 kV tej stacji wykazał w momencie wyłączenia napięcie na poziomie zaledwie 417,9 kV. Wyłączenie to spowodowało natychmiastową utratę 355 MW generacji.
• 12:33:16–12:33:18 (Zdarzenia 4 i 5): wyłączenie transformatora wywołało gwałtowny wzrost napięcia w sieci. W południowej Hiszpanii napięcie osiągnęło wartość 451,4 kV (1,128 pu). W stacji 400 kV TS 3 – Cáceres rejestrator PMU o 12:33:16.420 odnotował napięcia fazowe na poziomie 428,1 kV, 436,8 kV i 430,2 kV. Przepięcia te spowodowały kaskadowe wyłączenia jednostek fotowoltaicznych (PV) i wiatrowych o łącznej mocy ponad 1650 MW z powodu zadziałania ich zabezpieczeń nadnapięciowych.
• 12:33:19.62: w tym momencie system elektroenergetyczny Półwyspu Iberyjskiego utracił synchronizm z Systemem Synchronicznym Europy Kontynentalnej. Rosnący deficyt mocy spowodował gwałtowny spadek częstotliwości, a różnica kątów fazowych na połączeniach z Francją przekroczyła granice stabilności.
• 12:33:21.535: nastąpiło wyłączenie połączeń zmiennoprądowych (AC) z Francją w wyniku zadziałania zabezpieczeń reagujących na utratę synchronizmu.
• 12:33:23.960: wyłączenie połączenia stałoprądowego (HVDC) z Francją, które pracowało w trybie stałej mocy, zakończyło proces całkowitej separacji Półwyspu Iberyjskiego.

2.2. Analiza wielkości elektrycznych

Po utracie synchronizmu częstotliwość na Półwyspie Iberyjskim zaczęła gwałtownie spadać. W ciągu kilku sekund obniżyła się z wartości bliskiej nominalnej 50 Hz do poziomu poniżej 48,5 Hz. Wskaźnik zmian częstotliwości (RoCoF) przekroczył wartość -1 Hz/s o godzinie 12:33:20.560. Chwilę później, w wyniku dalszych kaskadowych wyłączeń generacji, RoCoF przekroczył próg -2 Hz/s, który jest granicą wytrzymałości dla nowszych jednostek wytwórczych zgodnie z obowiązującymi przepisami.

Dynamiczne zachowanie napięcia było kluczowym czynnikiem napędzającym kaskadę awarii. Gwałtowne wzrosty napięcia, będące skutkiem odłączania dużych bloków generacji, powodowały zadziałanie zabezpieczeń nadnapięciowych w kolejnych elektrowniach. Analiza wskazuje, że zarejestrowane wartości napięcia (np. 451,4 kV, czyli 1,128 pu) przekroczyły dopuszczalne pasma pracy bez ograniczeń czasowych dla nowych jednostek wytwórczych, określone w kodeksach sieci (np. 1,0875 pu zgodnie z rozporządzeniem TED 749/2020), uruchamiając ich zabezpieczenia zgodnie z projektem, lecz z katastrofalnymi skutkami dla całego systemu.

2.3. Działanie zabezpieczeń i planów obrony systemu

Analiza działania systemów zabezpieczeń jednostek wytwórczych wykazała, że znacząca część generacji odnawialnej została wyłączona przez zabezpieczenia nadnapięciowe. Wstępna analiza wskazuje, że charakterystyka zadziałania niektórych jednostek wytwórczych mogła nie być w pełni zgodna z wymogami dotyczącymi zdolności do pracy w warunkach zakłóceniowych (Fault Ride-Through), określonymi w rozporządzeniu TED 749/2020. Jest to kluczowy obszar dalszych badań w raporcie końcowym.

Zabezpieczenia sieci przesyłowej, w tym na połączeniach transgranicznych z Marokiem i Francją, zadziałały poprawnie, reagując na spadek częstotliwości i utratę synchronizmu, co doprowadziło do kontrolowanego odłączenia tych połączeń i zapobiegło rozprzestrzenieniu się awarii na sąsiednie systemy.

W obliczu gwałtownego spadku częstotliwości, Plany Obrony Systemu w Hiszpanii i Portugalii zostały aktywowane automatycznie. Działania te okazały się skuteczne w hamowaniu dalszego spadku częstotliwości, choć nie zapobiegły całkowitemu załamaniu systemu. Główne środki obronne obejmowały:

• Schematy odciążania podczęstotliwościowego (LFDD): w Hiszpanii odłączono 8 505 MW obciążenia, a w Portugalii 2 173 MW.
• Odłączenie elektrowni szczytowo-pompowych: w Hiszpanii odłączono 2 756 MW obciążenia pompowego, a w Portugalii 2 098 MW.

Po całkowitym załamaniu systemu operatorzy przystąpili do realizacji skomplikowanych procedur odbudowy.

3. Proces odbudowy systemu

Po wystąpieniu blackoutu na tak dużą skalę, kluczowe znaczenie miał skoordynowany i efektywny proces odbudowy systemu. Operatorzy systemów przesyłowych w Hiszpanii, Portugalii i Francji natychmiast uruchomili swoje plany odbudowy, stosując różne strategie w celu jak najszybszego przywrócenia zasilania odbiorcom i stabilizacji sieci.

3.1. Strategie i działania w Hiszpanii (RE)

Red Eléctrica (RE) zastosowała podwójną strategię odbudowy, łącząc działania odgórne i oddolne:

• Strategia top-down (odgórna): Wykorzystanie wsparcia z sąsiednich, stabilnych systemów.
  • Pierwsze zasilenie z Francji poprzez linie 400 kV Argia–Hernani (12:43) i Baixas–Vic (13:35).
  • Wsparcie z Maroka (od 13:04), które posłużyło do odbudowy strefy południowej.
• Strategia bottom-up (oddolna): Uruchomienie elektrowni wodnych posiadających zdolność do rozruchu autonomicznego (tzw. black-start) w celu tworzenia lokalnych wysp energetycznych.
  • Tworzenie wysp rozpoczęto m.in. w regionach Duero, Galicia i Asturia.

Kluczowe etapy odbudowy w Hiszpanii:

• 12:43: uzyskano pierwsze zasilenie z Francji, co zapoczątkowało odbudowę w strefie północnej.
• 13:04: uruchomiono połączenie z Marokiem, które zapewniło wsparcie dla strefy południowej.
• 19:32: nastąpiła synchronizacja strefy południowej (zasilanej z Maroka) ze strefą północną (zasilaną z Francji i lokalnych wysp), co było kamieniem milowym w procesie odbudowy.
• 04:00 (29 kwietnia): zakończono pełną odbudowę hiszpańskiej sieci przesyłowej.

3.2. Strategie i działania w Portugalii (REN)

Operator REN przyjął strategię bottom-up, która w całości opierała się na zasobach krajowych. Proces odbudowy został zainicjowany przez dwie jednostki wytwórcze z funkcją black-start: elektrownię gazowo-parową CCGT 1-Norte na północy oraz elektrownię wodną HPP 1-Centro w centralnej części kraju. Działania te pozwoliły na utworzenie dwóch niezależnych wysp energetycznych.

Harmonogram odbudowy w Portugalii:

• 15:40: utworzono pierwszą stabilną wyspę energetyczną wokół elektrowni HPP 1-Centro.
• 18:36: uzyskano pierwsze połączenie synchroniczne z odbudowywaną siecią hiszpańską.
• 20:01 i 20:22: obie główne wyspy energetyczne (południowa i północna) zostały zsynchronizowane z siecią europejską.
• 00:22 (29 kwietnia): odbudowa portugalskiej sieci przesyłowej została zakończona.

3.3. Skutki i działania naprawcze we Francji (RTE)

Wpływ awarii na francuską sieć był ograniczony i dotyczył głównie regionu południowo-zachodniego, gdzie wystąpiły problemy z przepięciami. W wyniku zaburzeń doszło do wyłączenia jednej elektrowni jądrowej, około 20 innych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci przesyłowej oraz dodatkowych elektrowni w sieci dystrybucyjnej. Utrata obciążenia była niewielka i wyniosła 7 MW. Operator RTE podjął natychmiastowe działania w celu kontroli napięcia, które obejmowały m.in. otwieranie linii przesyłowych oraz wykorzystanie łącza HVDC do absorpcji mocy biernej, co pozwoliło szybko ustabilizować sytuację.

Pomimo ogromnej skali i złożoności operacji, odbudowa zasilania na całym Półwyspie Iberyjskim została pomyślnie zakończona w ciągu około 16 godzin. Po przywróceniu stabilności sieci, uwaga analityków skupiła się na ocenie roli organów koordynujących.

4. Rola regionalnych centrów koordynacyjnych (RCC) i komunikacji

Regionalne Centra Koordynacyjne (RCC) odgrywają fundamentalną rolę w planowaniu operacyjnym i zapewnianiu bezpieczeństwa pracy połączonego systemu elektroenergetycznego Europy. Jednocześnie sprawna komunikacja międzyoperatorska jest kluczowym elementem zarządzania kryzysami o zasięgu systemowym, umożliwiając szybką reakcję i koordynację działań naprawczych.

4.1. Analiza działań RCC przed incydentem

Analizy przeprowadzone przez właściwe RCC (Coreso, SEleNe CC, Nordic RCC) w dniach poprzedzających incydent nie zidentyfikowały żadnych istotnych zagrożeń dla bezpieczeństwa operacyjnego Półwyspu Iberyjskiego. Kluczowe zadania realizowane w ramach planowania operacyjnego, takie jak Koordynacja Planowania Wyłączeń (OPC), Krótkoterminowa Analiza Wystarczalności (STA) oraz Skoordynowana Analiza Bezpieczeństwa (CSA), nie ujawniły żadnych znaczących ryzyk. Sieć została uznana za bezpieczną i spełniającą kryterium N-1. Wyniki te ujawniają jednak krytyczny martwy punkt w standardowym planowaniu operacyjnym, gdzie statyczne analizy oparte na kryterium N-1, takie jak CSA, są niewystarczające do przewidywania i łagodzenia niestabilności dynamicznych, napędzanych przez złożone interakcje systemowe.

4.2. Komunikacja międzyoperatorska podczas incydentu

Kanały komunikacyjne między operatorami RE, REN, RTE oraz Monitorem Obszaru Synchronicznego (Swissgrid) były aktywnie wykorzystywane zarówno w fazie narastania problemów, jak i podczas samego kryzysu oraz procesu odbudowy. Kluczowe zdarzenia komunikacyjne obejmowały:

• Rozmowy dotyczące oscylacji (12:05–12:19): już przed wystąpieniem blackoutu operatorzy prowadzili intensywną komunikację w celu zdiagnozowania i złagodzenia obserwowanych oscylacji. Koordynowano działania zaradcze, w tym zmianę trybu pracy połączenia HVDC oraz redukcję zdolności przesyłowych (NTC) na granicy hiszpańsko-francuskiej – najpierw do 1500 MW (12:05), a następnie do 1000 MW (12:19).
• Komunikacja po wystąpieniu blackoutu: po rozdzieleniu systemów natychmiast uruchomiono procedury komunikacji kryzysowej. Za pośrednictwem systemu ENTSO-E Awareness System (EAS) ogłoszono stany awaryjne. Prowadzono rozmowy telefoniczne w celu koordynacji wzajemnego wsparcia przy odbudowie systemu, wymiany informacji o statusie sieci oraz uzgadniania parametrów pracy połączeń międzysystemowych.

Ocena przepływu informacji wskazuje, że chociaż analizy przedawaryjne nie przewidziały dynamicznego charakteru awarii, kanały komunikacyjne były aktywnie wykorzystywane do zarządzania rozwijającą się sytuacją i koordynowania złożonego procesu odbudowy.

5. Klasyfikacja incydentu i dalsze kroki

Po przeprowadzeniu wstępnej analizy, incydent z dnia 28 kwietnia 2025 roku został formalnie sklasyfikowany, a Panel Ekspertów określił zakres dalszych, pogłębionych badań, które zostaną zawarte w raporcie końcowym.

Zgodnie z metodologią Skali Klasyfikacji Incydentów (ICS), zdarzenie zostało jednogłośnie zakwalifikowane jako incydent w skali 3 (poważna awaria). Klasyfikacja ta wynika ze spełnienia kryterium OB3 (Blackout), które odnosi się do całkowitej utraty napięcia w obszarze kontrolnym danego operatora. Kryterium to zostało spełnione zarówno w Hiszpanii, jak i w Portugalii.

Niniejszy raport faktograficzny stanowi podstawę do opracowania raportu końcowego, którego publikacja planowana jest w ciągu około czterech miesięcy. Panel Ekspertów skupi się na następujących kluczowych obszarach dalszych analiz:

• Analiza przyczyn źródłowych incydentu: szczegółowe zbadanie sekwencji zdarzeń i czynników, które doprowadziły do utraty stabilności i kaskadowej awarii.
• Szczegółowa ocena mechanizmów i skuteczności regulacji napięcia: zbadanie, dlaczego stosowane środki kontroli napięcia okazały się niewystarczające oraz jak zachowały się systemy regulacji w jednostkach wytwórczych.
• Analiza zachowania poszczególnych podmiotów: ocena działań i reakcji operatorów systemów przesyłowych (TSO), operatorów systemów dystrybucyjnych (DSO) oraz wytwórców energii w trakcie trwania incydentu.
• Ocena działania planów obrony i odbudowy systemu: analiza skuteczności automatycznych schematów obronnych oraz przebiegu i efektywności procesu przywracania zasilania.

Raport końcowy będzie zawierał również rekomendacje mające na celu zapobieganie podobnym incydentom w przyszłości w całym europejskim systemie elektroenergetycznym.

Jak działa sieć energetyczna? Kluczowe pojęcia i lekcje z wielkiej awarii

Wprowadzenie: delikatna równowaga mocy

Sieć elektroenergetyczną można porównać do żywego, skomplikowanego organizmu. Podobnie jak ciało człowieka, aby prawidłowo funkcjonować, potrzebuje nieustannej, precyzyjnej równowagi. Każda wyprodukowana kilowatogodzina energii musi w tej samej chwili znaleźć swojego odbiorcę. Gdy ta delikatna harmonia zostaje zakłócona, nawet na ułamek sekundy, cały system może zacząć chorować, a w skrajnych przypadkach – doznać zapaści.

Celem tego dokumentu jest przybliżenie fundamentalnych zasad działania tej niezwykłej sieci w prosty i zrozumiały sposób. Aby zilustrować kluczowe pojęcia na konkretnych przykładach, posłużymy się analizą prawdziwego zdarzenia – wielkiej awarii (blackoutu), która dotknęła Półwysep Iberyjski 28 kwietnia 2025 roku. Zdarzenia te rozegrały się w warunkach charakterystycznych dla nowoczesnych sieci: przy wysokim udziale generacji ze źródeł odnawialnych i znacznym eksporcie energii do sąsiednich krajów. Analiza tej najpoważniejszej awarii w europejskim systemie energetycznym od ponad 20 lat pozwala wyciągnąć cenne lekcje na przyszłość.

1. Dwa filary stabilności: napięcie i częstotliwość

Napięcie i częstotliwość to dwa najważniejsze "parametry życiowe" systemu elektroenergetycznego. Operatorzy sieci muszą je nieustannie monitorować i utrzymywać w ściśle określonych granicach, aby zapewnić stabilne i bezpieczne dostawy prądu.

1.1. Napięcie: ciśnienie w systemie

Napięcie w sieci energetycznej można porównać do ciśnienia wody w rurach. Musi być ono utrzymywane na odpowiednim poziomie – ani za wysokie, ani za niskie – aby energia mogła skutecznie docierać do odbiorców, a podłączone urządzenia działały poprawnie.

Odchylenia od normy niosą za sobą poważne konsekwencje:

• Zbyt niskie napięcie: może prowadzić do nieprawidłowego działania lub uszkodzenia urządzeń, które nie otrzymują wystarczającej "siły" do pracy.
• Zbyt wysokie napięcie (przepięcie): grozi trwałym uszkodzeniem sprzętu elektronicznego i jest bezpośrednim zagrożeniem dla stabilności całej sieci.

Przykład z Awarii

Aby ugruntować tę teorię, spójrzmy na dane z raportu dotyczącego awarii w Hiszpanii.

• Normalny zakres: dla sieci najwyższych napięć 400 kV wynosi od 390 kV do 420 kV.
• Dopuszczalna granica: chwilowe wzrosty napięcia są dopuszczalne do 435 kV.
• Co się stało: tuż przed awarią napięcie w hiszpańskiej sieci niebezpiecznie zbliżyło się do tej granicy. W krytycznym momencie gwałtownie ją przekroczyło, osiągając w niektórych miejscach 451,4 kV.

To właśnie to przepięcie, jak czytamy w raporcie, "uruchomiło kaskadę strat wytwarzania" – automatyczne systemy zabezpieczeń w elektrowniach zaczęły odłączać generatory, aby chronić je przed zniszczeniem, co stało się bezpośrednią przyczyną dalszych problemów.

1.2. Częstotliwość: rytm serca systemu

Częstotliwość to "puls" całego systemu. W Europie wynosi ona 50 Hz (herców), co oznacza, że prąd zmienia swój kierunek 50 razy na sekundę. Wszystkie elektrownie podłączone do wspólnej, zsynchronizowanej sieci muszą wirować w tym samym, idealnie zgranym rytmie.

Utrzymanie stabilnej częstotliwości zależy od fundamentalnej zasady: idealnej równowagi między energią wytwarzaną a zużywaną.

Sytuacja w Sieci	Efekt
Wytwarzanie > Zapotrzebowanie	Częstotliwość rośnie
Wytwarzanie < Zapotrzebowanie	Częstotliwość spada
Wytwarzanie = Zapotrzebowanie	Częstotliwość jest stabilna (50 Hz)

Przykład z awarii

Incydent na Półwyspie Iberyjskim doskonale ilustruje, co dzieje się, gdy ta równowaga zostaje gwałtownie zaburzona.

1. Pierwsze uderzenie: pierwszym znaczącym zakłóceniem było wyłączenie pojedynczego transformatora mocy z powodu lokalnego przepięcia. Spowodowało to natychmiastową utratę 355 megawatów (MW) mocy z podłączonych do niego farm odnawialnych. Wytwarzanie stało się mniejsze niż zapotrzebowanie.
2. Pierwszy spadek: system natychmiast zareagował, a jego "puls" zwolnił – częstotliwość spadła do 49,94 Hz.
3. Efekt domina: to zdarzenie przyczyniło się do szerszego, kaskadowego wzrostu napięcia w południowej części systemu. To z kolei uruchomiło lawinę wyłączeń kolejnych, znacznie większych farm fotowoltaicznych i wiatrowych. Deficyt mocy gwałtownie się pogłębił, a częstotliwość zaczęła spadać coraz niżej, osiągając poziomy krytyczne.

Gdy podstawowe parametry życiowe systemu są zagrożone, do gry wchodzą inne siły, które pomagają utrzymać równowagę lub, w niesprzyjających warunkach, dodatkowo ją destabilizują.

2. Niewidzialni strażnicy równowagi

Oprócz napięcia i częstotliwości, stabilność sieci zależy od innych kluczowych czynników, które odgrywają rolę "niewidzialnych strażników" równowagi. Dwa z najważniejszych to inercja systemu i moc bierna.

2.1. Inercja systemu: bezwładność i odporność na zmiany

Inercję systemu można porównać do ciężkiego, rozpędzonego koła zamachowego. Trudno jest je gwałtownie zatrzymać lub przyspieszyć. W systemie energetycznym ta "bezwładność" pochodzi głównie z wirujących z ogromną prędkością mas generatorów i turbin w tradycyjnych elektrowniach (węglowych, jądrowych, gazowych, wodnych).

Kluczowy wniosek jest prosty: im wyższa inercja, tym system jest bardziej "sztywny" i odporny na nagłe zmiany częstotliwości.

Współczesne sieci stają przed nowym wyzwaniem. Rosnący udział odnawialnych źródeł energii (OZE), takich jak fotowoltaika, które są podłączone do sieci przez falowniki i nie posiadają wirujących mas, powoduje, że ogólna inercja systemu może maleć. To sprawia, że sieć staje się bardziej podatna na gwałtowne wahania częstotliwości po wystąpieniu zakłócenia, co czyni ją bardziej wrażliwą na awarie.

2.2. Moc bierna: niezbędny pomocnik

W sieci energetycznej mamy do czynienia z dwoma rodzajami mocy:

• Moc czynna: to ta, która wykonuje pracę – zasila nasze urządzenia, oświetla domy i napędza przemysł.
• Moc bierna: sama nie wykonuje pracy, ale jest absolutnie niezbędna do prawidłowego funkcjonowania systemu. Można ją porównać do smaru w maszynie – nie napędza jej, ale bez niej cała konstrukcja szybko by się zatarła.

Jej najważniejszą funkcją w kontekście stabilności jest regulacja napięcia. Zasada jest prosta:

• Dostarczanie mocy biernej do sieci powoduje wzrost napięcia.
• Pobieranie (absorpcja) mocy biernej z sieci powoduje spadek napięcia.

Przykład z awarii

W dniu awarii, w obliczu niebezpiecznie rosnącego napięcia, operatorzy hiszpańskiej sieci podejmowali działania zaradcze. Raport wspomina o załączaniu "dławików kompensacyjnych" (ang. shunt reactors). Zadaniem tych urządzeń jest właśnie absorpcja (pobieranie) nadmiaru mocy biernej z sieci w celu obniżenia napięcia. Można je sobie wyobrazić jako "gąbki" dla mocy biernej, które, włączone do sieci, "wchłaniają" jej nadmiar, co bezpośrednio przekłada się na obniżenie "ciśnienia" elektrycznego, czyli napięcia.

Gdy jednak podstawowe mechanizmy regulacji zawodzą, system może zacząć zdradzać bardziej niepokojące objawy niestabilności, takie jak oscylacje.

3. Gdy system drży: czym są oscylacje mocy?

Oscylacje mocy to niepożądane, cykliczne wahania mocy, napięcia i częstotliwości w systemie. Można je porównać do rezonansu lub niekontrolowanych drgań w konstrukcji mechanicznej, które – jeśli nie zostaną stłumione – mogą prowadzić do jej zniszczenia.

Przed awarią na Półwyspie Iberyjskim wystąpiły dwa kluczowe rodzaje oscylacji:

• Oscylacje lokalne dotyczą niewielkiej części systemu, np. pojedynczej elektrowni lub grupy elektrowni "walczącej" z resztą sieci. Przykładem była oscylacja o częstotliwości 0,63 Hz, która pojawiła się w Hiszpanii o 12:03 i dotyczyła głównie południowo-zachodniej części kraju.
• Oscylacje międzyobszarowe to znacznie groźniejsze zjawisko, gdzie duże części systemu energetycznego – często całe kraje lub regiony – zaczynają się "huśtać" w przeciwnych fazach. O godzinie 12:19 doszło właśnie do takiej sytuacji: cały Półwysep Iberyjski (Hiszpania i Portugalia) oscylował przeciwko reszcie Europy.

Naturalną zdolnością systemu do wygaszania takich drgań jest tzw. tłumienie (ang. damping). Niestety, raport z awarii wskazuje na "postępującą degradację tłumienia" jako kluczowy czynnik, który sprawił, że oscylacje stały się niebezpieczne i nie wygasły samoczynnie.

System nie poddawał się jednak bez walki. Gdy tylko operatorzy hiszpańscy i francuscy wykryli niebezpieczne oscylacje lokalne i słabnące tłumienie, o 12:04 aktywowali specjalny protokół obronny. Kluczowym działaniem, podjętym o 12:09, była zmiana trybu pracy połączenia stałoprądowego (HVDC) między Hiszpanią a Francją. Przełączono je w tryb stałej mocy, aby aktywnie zwiększyć tłumienie w systemie i ustabilizować chwiejącą się sieć. To pokazuje, jak inżynierowie w czasie rzeczywistym walczą o utrzymanie równowagi.

Kiedy jednak wszystkie te zjawiska zaczynają wymykać się spod kontroli, system musi sięgnąć po ostateczne środki obrony, aby uniknąć całkowitego zniszczenia.

4. Ostatnia linia obrony: plan obrony systemu

Każdy system elektroenergetyczny posiada "plan obrony" – zautomatyzowane schematy działania na wypadek ekstremalnych zagrożeń, takich jak gwałtowny spadek częstotliwości. Mają one działać jak ostatnia deska ratunku.

Podczas awarii na Półwyspie Iberyjskim zadziałał kluczowy mechanizm obronny: automatyczne odciążanie z powodu niskiej częstotliwości (LFDD). Polega ono na celowym i automatycznym odłączaniu od zasilania części odbiorców, aby szybko zredukować zapotrzebowanie na moc. Celem tego drastycznego środka jest zatrzymanie spadku częstotliwości i uratowanie reszty systemu przed całkowitym blackoutem. Jest to "celowe poświęcenie części, aby ocalić całość".

Poniższa tabela przedstawia uproszczony schemat działania tego mechanizmu w Hiszpanii.

Próg Częstotliwości	Działanie w Hiszpanii
49.5 Hz	Automatyczne odłączenie pomp w elektrowniach szczytowo-pompowych (redukcja obciążenia)
49.0 Hz	Odłączenie 6% całkowitego obciążenia (odbiorców)
48.8 Hz	Odłączenie kolejnych 9% obciążenia
48.6 Hz	Odłączenie kolejnych 8% obciążenia
...i tak dalej	...aż do progu 48.0 Hz

W trybie pompowania, elektrownie szczytowo-pompowe działają jak ogromni odbiorcy energii. Ich odłączenie jest jednym z najszybszych sposobów na zmniejszenie obciążenia w całym systemie i wsparcie stabilności częstotliwości.

Podsumowanie: lekcje z ciemności

Analiza wielkiej awarii na Półwyspie Iberyjskim pozwala nam zrozumieć, jak skomplikowanym i wrażliwym organizmem jest sieć energetyczna. Oto najważniejsze wnioski:

• równowaga jest kluczowa: stabilność sieci zależy od idealnego zbilansowania mocy wytwarzanej i zużywanej w każdej sekundzie.
• napięcie i częstotliwość to znaki życia: ich utrzymanie w wąskich, precyzyjnie określonych granicach jest absolutnym priorytetem dla operatorów systemu.
• nowe wyzwania dla sieci: rosnący udział odnawialnych źródeł energii (OZE) zmienia charakterystykę sieci (np. obniża jej inercję), co wymaga nowych, bardziej zaawansowanych podejść do zarządzania stabilnością.
• system potrafi się bronić: automatyczne plany obrony są ostatnią deską ratunku, która, choć bolesna dla odłączonych odbiorców, zapobiega jeszcze większym katastrofom i pozwala szybciej odbudować system po awarii.

Lekcje wyciągnięte z tego blackoutu nie są jedynie historyczną ciekawostką – aktywnie kształtują one przyszłe projekty i zasady działania odpornych sieci energetycznych w erze transformacji energetycznej.