Wzrasta temperatura, rosną wyzwania dla sieci. Jak lato testuje energetykę

Doświadczenia Hiszpanii i Portugalii z kwietnia 2025 roku stały się ważnym punktem odniesienia w europejskiej dyskusji o bezpieczeństwie energetycznym. Nie dlatego, że identyczny scenariusz można pisać dla Polski, ale dlatego, że pokazały one, jak złożone są dziś wyzwania związane z pracą systemu elektroenergetycznego. Jak wynika z raportu końcowego dotyczącego awarii na Półwyspie Iberyjskim, problemem nie był klasyczny niedobór mocy, lecz gwałtowny wzrost napięcia, utrata kontroli napięciowej i kaskadowe odłączanie źródeł wytwórczych.

– Awaria iberyjska stała się punktem odniesienia w dyskusji o bezpieczeństwie energetycznym w Europie. Nie oznacza to jednak, że w Polsce należy spodziewać się identycznego scenariusza. Ryzyko poważnej awarii systemowej zawsze istnieje, ale natura zagrożenia w Polsce jest inna niż w Hiszpanii i Portugalii. Tam mieliśmy do czynienia z kryzysem napięciowym, a nie klasycznym blackoutem wynikającym z braku energii. Problemem był gwałtowny wzrost napięcia, utrata kontroli nad jego poziomem i kaskadowe odłączanie się kolejnych źródeł – wyjaśnia dr inż. Łukasz Adrian, audytor energetyczny, Multiconsult Polska.

To ważna lekcja, bo pokazuje, że bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego nie zależy wyłącznie od tego, czy w kraju jest wystarczająco dużo mocy. Równie istotne stają się kontrola napięcia, zarządzanie mocą bierną, praca falowników, automatyka sieciowa oraz bieżąca wymiana danych między operatorem systemu przesyłowego i operatorami sieci dystrybucyjnych.

Nie OZE są problemem

Rozwój odnawialnych źródeł energii zmienia sposób pracy sieci, ale nie oznacza automatycznie większego ryzyka blackoutu. Problemem nie jest sama fotowoltaika, lecz tempo, w jakim przybywa źródeł zależnych od pogody, przy jednoczesnej potrzebie modernizacji sieci, rozwoju magazynów energii i automatyki.

W słoneczne dni system elektroenergetyczny działa dziś według zupełnie innego rytmu niż jeszcze kilkanaście lat temu. W południe produkcja z fotowoltaiki może być bardzo wysoka, podczas gdy zapotrzebowanie nie zawsze rośnie w tym samym tempie. Z kolei późnym popołudniem i wieczorem sytuacja szybko się zmienia: produkcja z PV spada, budynki są nadal nagrzane, klimatyzatory pracują, a mieszkańcy wracają do domów i uruchamiają kolejne urządzenia. To zjawisko, określane w energetyce jako „krzywa kaczki”, coraz wyraźniej pokazuje, że dla systemu liczy się nie tylko ilość energii, ale też moment, w którym jest ona produkowana i zużywana.

Przez lata największe obciążenia systemu elektroenergetycznego kojarzono przede wszystkim z zimą. Dziś coraz większe znaczenie mają letnie fale upałów. Klimatyzacja staje się dla sieci tym, czym ogrzewanie było zimą – źródłem wysokiego, powtarzalnego i coraz bardziej masowego poboru energii.

– Sama fotowoltaika nie zwiększa ryzyka blackoutu. Zwiększa natomiast złożoność zarządzania systemem. Jeśli za szybkim przyrostem źródeł odnawialnych idą inwestycje w sieci, magazyny energii i automatykę, system może być bezpieczniejszy i bardziej elastyczny. Ryzyko pojawia się wtedy, gdy transformacja jest niesymetryczna: przybywa źródeł zależnych od pogody, ale sieć nadal pracuje według klasycznej logiki systemowej – mówi dr inż. Łukasz Adrian, ekspert Multiconsult Polska. - W praktyce największym wyzwaniem w słoneczne dni może być więc nie tyle niedobór energii, co

jej chwilowy nadmiar w określonych godzinach oraz zdolność sieci do jego przyjęcia. Później, gdy produkcja z PV spada, kluczowe staje się utrzymanie rezerw na wieczorny wzrost zapotrzebowania – dodaje.

To rozróżnienie ma znaczenie. Blackout oznacza wielkoobszarową awarię systemową. Lokalna awaria może dotyczyć ulicy, osiedla lub gminy. Stopnie zasilania obejmują przede wszystkim dużych odbiorców przemysłowych, natomiast redysponowanie OZE, czyli czasowe ograniczanie produkcji z farm fotowoltaicznych lub wiatrowych, jest narzędziem operacyjnym operatora i dla odbiorcy końcowego zwykle pozostaje niezauważalne.

Co trzeba zrobić, żeby ograniczyć ryzyko?

Odpowiedzią nie jest jedno rozwiązanie, ale cały zestaw działań: modernizacja sieci, rozwój magazynów energii, cyfryzacja, automatyka oraz większa elastyczność po stronie odbiorców.

– Kluczowe są magazyny energii, zarówno wielkoskalowe, jak i lokalne. Pozwalają przechować energię z godzin południowych i wykorzystać ją wtedy, gdy system najbardziej jej potrzebuje. Drugim filarem jest modernizacja sieci dystrybucyjnych, które muszą być przygotowane na dwukierunkowy przepływ energii. Trzecim elementem są taryfy dynamiczne i elastyczność popytu, czyli zachęcanie odbiorców do przesuwania części zużycia na godziny, w których energii z OZE jest najwięcej – zauważa dr inż. Łukasz Adrian, ekspert Multiconsult Polska.

Znaczenia nabiera także szybka wymiana danych. Operator krajowy musi wiedzieć nie tylko, co dzieje się w dużych elektrowniach i sieci przesyłowej, ale również na poziomie lokalnych sieci niskiego i średniego napięcia. To tam pracują prosumenckie instalacje fotowoltaiczne, pompy ciepła, klimatyzatory i ładowarki samochodów elektrycznych. Nowoczesna energetyka to system naczyń połączonych, w którym każdy element ma znaczenie.