Co doprowadziło do blackoutu w Hiszpanii? Jest oficjalny raport

Pod koniec ubiegłego tygodnia Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej (ENTSO-E) opublikowała końcowy raport dotyczący blackoutu z 28 kwietnia 2025 r., która objęła Hiszpanię, Portugalię oraz niewielki obszar Francji przy granicy z Hiszpanią. Dokument przygotował 49 osobowy zespół ekspertów, w którego skład weszli między innymi przedstawiciele operatorów systemów przesyłowych, ACER, struktur ENTSO-E oraz krajowych regulatorów, w tym także eksperci PSE. Autorzy zaznaczyli jednocześnie, że celem raportu nie jest przypisanie odpowiedzialności prawnej, lecz techniczne i obiektywne odtworzenie przebiegu incydentu oraz wskazanie działań, które mogą ograniczyć ryzyko podobnych zdarzeń w przyszłości.

Po kolei

W dokumencie podkreślono., że był to najpoważniejsza awaria w Europie od 20 lat. Z ustaleń raportu wynika, że właściwy incydent rozpoczął się o 12.32, ale analiza warunków pracy systemu została poprowadzona już od godziny 9. Tego dnia Hiszpania pracowała w warunkach rosnącej produkcji OZE, niskich cen na rynku dnia następnego i eksportu energii sięgającego 5 GW. Od ok. godziny 9 rano rosła zmienność napięcia, a po 10.30 w części hiszpańskiej sieci 400 kV napięcie zaczęło zbliżać się do 435 kV, choć z wyjątkiem jednego węzła pozostawało poniżej tego poziomu. Raport odnotowuje też, że na południowym zachodzie Hiszpanii produkcja energii była wysoka względem lokalnego zużycia, co przekładało się na duże przepływy tranzytowe do innych obszarów systemu.

W ostatnich 30 minutach przed blackoutem odnotowano dwa główne epizody oscylacyjne. Pierwszy wystąpił między 12.03 a 12.08 i miał charakter lokalny z dominującą częstotliwością 0,63 Hz. Drugi pojawił się między 12.19 a 12.22 i został opisany jako oscylacja międzyobszarowa o częstotliwości 0,2 Hz. Operatorzy podejmowali działania ograniczające te zjawiska. Zmniejszano eksport z Hiszpanii do Francji, zmieniano tryb pracy połączenia HVDC z Francją i korygowano przepływy transgraniczne. Raport wskazuje, że działania te ograniczyły oscylacje, ale równocześnie przyczyniły się do wzrostu napięcia w systemie iberyjskim.

Po 12.32 sytuacja zaczęła się szybko pogarszać. Raport wskazuje, że wzrósł pobór netto w sieciach dystrybucyjnych o ok. 317 MW, co częściowo wiązano z odłączeniami małych źródeł poniżej 1 MW, głównie dachowych instalacji PV, a częściowo ze wzrostem obciążenia zależnego od napięcia. Jednocześnie między 12.32 a 12.32.57 odnotowano ok. 208 MW szybkiej redukcji punktu pracy lub odłączeń z nieustalonej przyczyny. W tym samym czasie duże źródła odnawialne w Hiszpanii zmniejszyły moc o ok. 500 MW. Jak podkreślono w analizie, oznaczało to, że jeszcze przed uruchomieniem głównej kaskady system był jednocześnie osłabiany przez kilka zjawisk.

Kolejne zdarzenia układały się już w szybki ciąg przyczynowo skutkowy. O 12.32.57 odłączył się transformator 400/220 kV w rejonie Granady, który tuż przed zadziałaniem zabezpieczenia wprowadzał do sieci 355 MW. Następnie system utracił 727 MW fotowoltaiki i innych źródeł w rejonie Badajoz. Chwilę później odłączyło się kolejne 928 MW źródeł wiatrowych i słonecznych w kilku prowincjach. Jak wynika z raportu, łączna skala wzrostu obciążenia netto i utraty generacji przekroczyła w tym momencie 2,5 GW. W części przypadków przyczyną było zadziałanie zabezpieczeń nadnapięciowych, ale dla wielu odłączeń zespół ekspertów nie był w stanie jednoznacznie ustalić przyczyny ze względu na brak pełnych danych i zapisów zakłóceniowych.

Odłączenie od reszty Europy

W dalszej fazie doszło do utraty synchronizmu Półwyspu Iberyjskiego z resztą Europy kontynentalnej. Częstotliwość w Hiszpanii i Portugalii zaczęła odchylać się od częstotliwości w pozostałej części obszaru synchronicznego. Następnie odłączyły się połączenia prądu przemiennego między Francją a Hiszpanią, a później również inne połączenia graniczne, w tym z Marokiem i połączenie HVDC z Francją.

W podsumowaniu raport stwierdza, że blackout był wynikiem wielu współdziałających czynników, obejmujących wahania napięcia, zjawiska oscylacyjne, szerokie odłączenia generacji w Hiszpanii, zwłaszcza źródeł opartych na przekształtnikach, a następnie kaskadę odłączeń nadnapięciowych zakończoną utratą synchronizmu.

Jedna z głównych tez raportu dotyczy samego mechanizmu awarii. W dokumencie zapisano wprost, że kluczowym zjawiskiem incydentu była nieskuteczność kontroli napięcia w hiszpańskim systemie elektroenergetycznym.

Analiza wskazała kilka czynników, które pogarszały sytuację, a wśród nich wymieniono ręczne przełączanie dławików, pracę wielu źródeł odnawialnych ze stałym współczynnikiem mocy, niewystarczające zachowanie części generatorów synchronicznych w obszarze mocy biernej oraz niewielki margines między dopuszczalnym napięciem roboczym a poziomem, przy którym część jednostek mogła się odłączyć. Raport odnotowuje też, że przy dużej liczbie dławików szybkie wykorzystanie tych zasobów wyłącznie w trybie ręcznym było trudne operacyjnie.

Raport pozostawia również kilka kwestii bez pełnego wyjaśnienia. Autorzy wskazali, że operatorzy dystrybucyjni nie dysponowali rzeczywistymi danymi produkcyjnymi z małych źródeł poniżej 1 MW, dlatego konieczne było pozyskiwanie informacji od producentów falowników. Dane zebrane w ten sposób obejmowały tylko część rynku. Jednocześnie część informacji dotyczących wcześniejszych odłączeń jednostek wytwórczych nie była dostępna, ponieważ nie wszyscy właściciele dysponowali zapisami zakłóceniowymi. Raport zestawia też awarię z 28 kwietnia z epizodem z 22 kwietnia, kiedy również doszło do nadnapięć i częściowych odłączeń, ale nie wystąpiły istotne oscylacje i nie uruchomiła się kaskada prowadząca do blackoutu.

Po awarii odbudowa systemu w Portugalii zakończyła się kilka minut po północy, a w hiszpańskiej sieci przesyłowej około godz. 4 rano. Raport opisuje jednak poważne problemy, które towarzyszyły temu procesowi. W części obszarów występowały zakłócenia łączności, a niektórzy operatorzy dystrybucyjni utracili zdalne sterowanie oraz widoczność części stacji. W efekcie tempo odbudowy było uzależnione zarówno od stanu sieci i źródeł, jak i od dostępności łączności, telemetrii oraz bieżącej koordynacji między operatorami.

Co do poprawy?

W rekomendacjach autorzy wskazują między innymi na potrzebę ograniczenia stosowania pracy źródeł ze stałym współczynnikiem mocy, lepszego dostępu do danych o mocy biernej i zwiększenia dostępnych rezerw w tym obszarze, a także automatyzacji załączania dławików. Zwracają również uwagę, że plany obrony systemu powinny być lepiej dostosowane do warunków, w których rośnie udział źródeł rozproszonych. Raport podkreśla też znaczenie pozyskiwania danych w czasie rzeczywistym z większej liczby punktów sieci oraz organizowania wspólnych ćwiczeń operatorów i uczestników rynku.

Jak tłumaczą PSE w rozmowie z Energetyka24: Takie zdolności istnieją, ale nie w stosunku do wszystkich instalacji i są zróżnicowane w zależności od kraju i charakterystyki jego systemu elektroenergetycznego. Skala rozwoju energetyki rozproszonej wymaga, by stawiać wymóg przekazywania niezbędnych danych pomiarowych do operatora oraz zachować możliwość – w sytuacjach awaryjnych – sterowania instalacjami. Jednocześnie to cena powinna być głównym bodźcem decydującym o tym, czy dana instalacja pracuje czy nie. Przekazywanie danych i sterowanie to kwestie czysto techniczne, związane z bezpieczeństwem pracy systemu.

Jednocześnie PSE zaznaczają, że nie można wprost porównywać sytuacji w Polsce i w Hiszpanii ze względu na inną strukturę wytwórczą, mechanizmy zarządzania systemem oraz rozwiązania rynkowe.

W odpowiedzi na wydarzenia w Hiszpanii z kwietnia ubiegłego roku polski rząd zapowiedział tzw. pakiet antyblackoutowy, przygotowany wspólnie przez Ministerstwo Energii i Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Według resortu jego celem jest zwiększenie odporności krajowego systemu elektroenergetycznego na awarie i zakłócenia, a założenia obejmują zmiany w zarządzaniu systemem, zasadach przyłączeń, cyberbezpieczeństwie oraz nadzorze nad pracą części instalacji i urządzeń przyłączonych do sieci. Pierwszy główny element pakietu antyblackoutowego, czyli projekt UC84 nowelizujący Prawo energetyczne oraz część innych ustaw, przeszedł już etap rządowy i parlamentarny. Jak wskazują PSE, kluczowa zmiana przewidziana w tym projekcie dotyczy reformy systemu przyłączeniowego, a całość czeka obecnie na podpis prezydenta.

Równolegle wdrażane są także rozwiązania operacyjne, związane między innymi z zarządzaniem poziomami napięć. Pełną zdolność operacyjną osiągnęło również Narodowe Centrum Analiz Energetycznych, a PSE realizują strategię, której głównym celem jest przygotowanie systemu do 2035 r. do bezpiecznej pracy bez konieczności uruchamiania źródeł emisyjnych. Spółka wdraża także założenia pakietu antyblackoutowego dotyczące cyberbezpieczeństwa i fizycznej ochrony infrastruktury, przy czym część szerszych rozwiązań ma być jeszcze rozwijana w kolejnych projektach ustaw.