Czy Polsce grozi blackout?

W skład KSE wchodzą przede wszystkim elektroenergetyczne linie przesyłowe wysokich napięć (400 kV, 220 kV i 110 kV). Do nich podłączone są źródła energii – generatory o różnej wartości mocy. Z kolei linie rozdzielcze średniego i niskiego napięcia docierają do odbiorców końcowych. Struktura KSE została przedstawiona na rys. 1. Widać tam, że KSE połączony jest także za pośrednictwem linii przesyłowych najwyższych napięć (400 kV) z analogicznymi systemami elektroenergetycznymi sąsiednich państw. Dzięki temu istnieje możliwość wymiany pomiędzy nimi mocy elektrycznej, a to niezwykle istotne z punktu widzenia kwestii o charakterze bilansowym.

Rys. 1. Ogólna struktura KSE

(źródło: http://www.plans.com.pl/resources/wyklady/xWyklad_01_Struktura.pdf)

W przypadku każdego KSE musi być zawsze w sposób bezwzględny spełniony warunek bilansu mocy. Oznacza to, iż suma mocy generowanych przez wszystkie źródła wytwórcze ma być równa sumie mocy zapotrzebowanych przez odbiorców, powiększonej jeszcze o nieuniknione straty przesyłowe. Poszukując jakiejś przemawiającej do wyobraźni analogii, KSE można wyobrazić sobie w postaci podpartej na środku belki, która znajduje się cały czas w stanie równowagi chwiejnej. Zapotrzebowanie mocy podlega bowiem nieustannym zmianom, za którymi musi nieprzerwanie nadążać jej podaż. W poglądowy sposób KSE został przedstawiony na rys. 2, gdzie na jeden koniec podpartej na środku belki działa siła proporcjonalna do sumarycznej generacji mocy, a na drugi jej koniec siła proporcjonalna do sumy zapotrzebowania mocy, powiększonej o straty przesyłowe.

Rys. 2. Stan równowagi mocy w KSE

(opracowanie własne)

Aby przedawniona na rys. 2 podparta na środku belka się nie przewróciła (mówiąc dosłownie, nie wystrzeliła jak z katapulty), to musi posiadać tzw. inercję, czyli bezwładność. Również KSE nie może pracować bez inercji, którą zapewniają turbiny parowe i generatory (tzw. turbogeneratory) wirujące z częstotliwością sieci elektroenergetycznej, czyli 50 razy na sekundę – to stąd bierze się wartość częstotliwości napięcia przemiennego w sieci elektroenergetycznej, wynosząca właśnie 50 Hz w krajach europejskich (w niektórych krajach na innych kontynentach wynosi ona 60 Hz).

Duży turbogenerator ma masę kilkudziesięciu ton. Można zatem go porównać do wyładowanego węglem czteroosiowego wagonu, który wirowałby wokół swej osi poziomej właśnie z prędkością wynoszącą 50 obrotów na sekundę. Jest to gigantyczna energia kinetyczna, która w przypadku wystąpienia w KSE większego zakłócenia, spowodowanego gwałtownym ubytkiem generowanej mocy – na przykład z powodu awaryjnego wyłączenia dużego bloku elektroenergetycznego – będzie wydawana sukcesywnie do elektroenergetycznych sieci przesyłowych. Wówczas spadek częstotliwości pracy KSE będzie stosunkowo łagodny. Operator KSE zyskuje kilka cennych minut, w trakcie których może uruchomić elektrownie wodne oraz elektrownie szczytowo-pompowe, aby za ich pośrednictwem można było uzupełnić powstały w KSE deficyt mocy.

Następnie zostaje uruchomiona tzw. wirująca rezerwa mocy. Poszczególne bloki elektroenergetyczne w przeciągu kilkudziesięciu minut są w stanie nieco podnieść wartości generowanych przez siebie mocy, aby uzupełnić w ten sposób powstały w KSE nagły deficyt (wywołany stanem awaryjnym). Ostatecznie umożliwia to zwolnienie z tej roli wspomnianych elektrowni wodnych i szczytowo-pompowych. Zawsze posiadają one przecież ograniczony zapas zgromadzonej w swych zbiornikach wody. Mogą pracować z pełną mocą maksymalnie zaledwie przez kilka godzin. Ich rola w stabilizowaniu KSE jest więc wyłącznie tymczasowa a ostatecznie muszą zostać zastąpione blokami elektrowni cieplnych.

Oczywiście, im większa jest wartość tzw. stałej inercji KSE, która wyznaczana jest jako stosunek wartości energii kinetycznej turbogeneratorów do wartości ich mocy pozornej, tym system elektroenergetyczny jest bardziej stabilny. Tym większe są też szanse, że w przypadku wystąpienia jakiegoś stanu awaryjnego będzie on w stanie się skutecznie obronić.

Każdy KSE rozpatrywany być musi jako system wielki, złożony, a także jako nieliniowy system dynamiczny. Dlatego nasza wiedza na temat tego, co się w tego rodzaju systemach na bieżąco dzieje, nie jest nigdy kompletna i zawsze może nas coś niespodziewanie zaskoczyć. Zwiększając inercję KSE zmniejszamy jedynie prawdopodobieństwo wystąpienia tzw. blackoutu. Teoretycznie zawsze może się on zdarzyć w przypadku jakiegoś niekorzystnego splotu okoliczności. Trzeba więc zawsze dysponować skutecznym planem odbudowy systemu elektroenergetycznego po ewentualnym wystąpieniu blackoutu.

Gdy nadejdzie katastrofa

Sam angielskojęzyczny termin „blackout” oznacza wystąpienie nieprzewidzianej i nagłej katastrofy, podczas której dochodzi do reakcji o charakterze lawinowym. Rusza cała kaskada katastroficznych zdarzeń, prowadząc w efekcie do rozpadu całego KSE. Poszczególne generatory wypadają z trybu pracy synchronicznej. To z kolei prowadzi do gigantycznych zwarć w elektroenergetycznych sieciach przesyłowych o mocy wielu tysięcy megawoltamperów. Z tego powodu następuje ostatecznie wyłączenie przez systemy automatyki zabezpieczeń wszystkich elektroenergetycznych linii przesyłowych i odłączenie od nich wszelkich źródeł energii elektrycznej. Konsekwencją jest zanik napięcia sieciowego na znacznym obszarze, obejmującym niekiedy nawet terytorium całego kraju.

Jak już wspomniano, odbudowa systemu elektroenergetycznego po wystąpieniu blackoutu jest bardzo złożonym procesem. Wymaga bowiem kolejnego synchronizowania z częstotliwością pracy KSE uruchamianych ponownie źródeł energii elektrycznej. Może to potrwać wiele godzin, a w skrajnym przypadku nawet i dni. Blackout obejmujący terytorium całego kraju jest prawdziwą katastrofą o trudnych do przewidzenia skutkach, ponieważ po jego wystąpieniu w kraju przestaje działać w zasadzie wszystko. Praktycznie w każdym obszarze działalności ludzkiej prowadzi to do strasznego chaosu. Nieuniknione są także w jego trakcie ofiary śmiertelne. Ludzie, który w owym czasie potrzebować będą pomocy – choćby medycznej – mogą jej na czas nie otrzymać. Należy zatem uczynić wszystko, aby do powstania blackoutu w naszym kraju nie dopuścić, a występujące w sposób nieunikniony potencjalne ryzyko jego pojawienia się należy w maksymalnie możliwym stopniu zminimalizować.

Dla zobrazowania zjawiska blackoutu poszukać możemy ponownie jakiejś przemawiającej do nas analogii. Wyobrazić sobie możemy klocki domina ustawione pionowo w jednym rządku. W ich przypadku wystarczy tylko pchnąć pierwszy z nich, aby po chwili zostały przewrócone wszystkie. Analogiczne zjawisko występuje w przypadku blackoutu. Niekiedy może wystarczyć, że zaledwie jedna z elektroenergetycznych linii przesyłowych najwyższych napięć (400 kV lub 220 kV) ulegnie termicznemu przeciążeniu. Automatyka zabezpieczeń ją w pewnym momencie wyłączy w trybie awaryjnym, aby nie dopuścić do uszkodzenia. Jednakże pociągnie to za sobą w sposób nieuchronny zmianę rozpływu mocy w pozostałych tego rodzaju liniach, tworzących sieć oczkową. Jakieś pozostałe linie mogą wskutek tego również ulec analogicznemu termicznemu przeciążeniu i również zostaną w pewnym momencie automatycznie wyłączone. W ten sposób może powstać cała kaskada tego rodzaju niekorzystnych zdarzeń. Wyłączone mogą zostać wszystkie elektroenergetyczne linie przesyłowe najwyższych napięć w KSE, co ostatecznie skutkuje właśnie blackoutem.

Blackout: bezbronny system

Ogólne rzecz biorąc, jest to zjawisko stosunkowo rzadkie. W powojennej Polsce tego rodzaju sytuacji na szczęście nigdy jeszcze nie doświadczyliśmy, chociaż już kilka razy brakowało niewiele. Ostatni raz blackout bliski był 17 maja 2021 roku. Z winy operatora doszło do potężnego zwarcia na stacji elektroenergetycznej Rogowiec. Od KSE odłączonych zostało 10 bloków elektroenergetycznych elektrowni w Bełchatowie. Na szczęście sytuację udało się wtedy opanować, właśnie dzięki dużej wartości stałej inercji KSE, szybkiemu uruchomieniu wszystkich polskich elektrowni szczytowo-pompowych oraz awaryjnemu importowi energii elektrycznej z krajów ościennych.

Ostatni ze spektakularnych blackoutów na świecie wydarzył się na Półwyspie Iberyjskim 28 kwietnia 2025 roku. Na wiele godzin energii elektrycznej pozbawione zostały: całe Hiszpania i Portugalia, a także i przygraniczne obszary Francji. Bezpośrednia przyczyna – czyli ustalenie, co zapoczątkowało całą kaskadę niefortunnych zdarzeń, które w rezultacie doprowadziły do wyłączenia dosłownie wszystkiego na całym Półwyspie Iberyjskim – nie została jeszcze ostatecznie ustalona. Co ciekawe, w mediach pojawiły się zaraz spekulacje o cyberataku, przeprowadzonym zapewne na bezpośrednie polecenie Władymira Władymirowicza, a także różne absurdalne stwierdzenia, wypowiadane przez osoby nie posiadające żadnej wiedzy technicznej, że jakoby zmiany temperatury powietrza miały doprowadzić do wahania napięć w sieciach przesyłowych. Tymczasem nie tyle istotna jest bezpośrednia przyczyna rozważanego blackoutu, ponieważ zakłócenia w pracy systemu elektroenergetycznego mogą pojawić się zawsze. Przerażające jest natomiast to, że hiszpański system elektroenergetyczny nie był w stanie samodzielnie się obronić. Stało się tak dlatego, że w owym feralnym dniu zbyt wiele mocy było wprowadzane z instalacji fotowoltaicznych w stosunku do mocy generowanej ze źródeł klasycznych. W przypadku tych ostatnich pracują turbiny parowe, wnoszące swój istotny wkład do wartości stałej inercji systemu elektroenergetycznego. Tymczasem źródła fotowoltaiczne, jak również i siłownie wiatrowe, do systemu elektroenergetycznego podłączone są poprzez falowniki, czyli tyrystorowe urządzenia energoelektroniczne, których inercja wynosi dokładnie zero. W razie zakłócenia zostają one odłączone od sieci elektroenergetycznej dosłownie w przeciągu kilku milisekund.

W owym krytycznym dniu w Hiszpanii podczas dwunastej godziny doby (produkcja energii elektrycznej w instalacjach fotowoltaicznych osiąga wówczas swoje maksimum) systemy generowania prądu ze światła słonecznego wytwarzały łącznie ponad 17 GW mocy elektrycznej. Również siłownie wiatrowe wnosiły do krajowego systemu elektroenergetycznego kolejne 3 GW. Zatem łącznie niestabilne źródła odnawialne produkowały ponad 20 GW mocy elektrycznej. W ich przypadku, niestety, podaż mocy podlega często losowym wahaniom o dużej amplitudzie. Wystarczy, że ustanie wiatr bądź pojawią się zachmurzenia, by nastąpił gwałtowny spadek wartości generowanej mocy. Tymczasem w stabilnych źródłach energii elektrycznej, czyli takich, w przypadku których występują wirujące turbiny parowe, wnoszące do systemu elektroenergetycznego inercję, pracowało jedynie około 6 GW – nieco ponad 3 GW w elektrowniach atomowych i niecałe 3 GW w elektrowniach cieplnych (spalanie gazu ziemnego, odpadów, śmieci i biomasy).

W związku z powyższym stanem inercja hiszpańskiego systemu elektroenergetycznego była wręcz rażąco niska w stosunku do wartości generowanych mocy. Był to rezultat swego rodzaju eksperymentu, który przeprowadzano tam od kilku dni. Chodziło o wykazanie, że możliwe jest pokrycie w stu procentach krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną wyłącznie przy pomocy odnawialnych źródeł energii.

Warto w tym miejscu wspomnieć, że awaria w Czarnobylu w 1986 roku była także następstwem próby – ze zwiększaniem mocy reaktora atomowego ponad dopuszczalny poziom. Tyle że później nie dało się już – wskutek rozszerzalności termicznej elementów reaktora – ponownie opuścić prętów kadmowych, stabilizujących poziom powielania neutronów termicznych. W wyniku tego doszło do stopienia się rdzenia reaktora i ostatecznie jego wybuchu.

Z kolei w przypadku hiszpańskiego systemu elektroenergetycznego wystarczyło pojawienie się dowolnego zakłócenia związanego z gwałtowną zmianą podaży mocy generowanej w instalacjach fotowoltaicznych. Doszło wówczas do takiego rozregulowania całego systemu elektroenergetycznego, że stał się on całkowicie niesterowalny. Finałem był blackout. To właśnie rażąco niska inercja tamtejszego systemu elektroenergetycznego sprawiła, że jego operatorowi zabrakło zapewne kilkudziesięciu cennych sekund na podjęcie stosownych działań zaradczych. Częstotliwość pracy systemu zaczęła zbyt gwałtownie spadać. Zaledwie po kilku sekundach rozsypał się on dosłownie, niczym domek z kart.

Warto także wspomnieć, że cały iberyjski układ elektroenergetyczny pracuje w zasadzie jako swego rodzaju wyspa. Posiada mocniejsze połączenia transgraniczne wyłącznie z Francją, a kabel podmorski łączący go z Marokiem nie ma tu większego znaczenia w związku z ograniczoną przepustowością. To wszystko sprawia, że w sytuacji krytycznej system musi obronić się właściwie sam. Nie może liczyć na swego francuskiego sąsiada, który w krytycznym momencie się od niego po prostu odciął. W przeciwnym razie doszłoby z pewnością do rozprzestrzenia się energetycznej katastrofy na większe obszary kraju nad Sekwaną, a może i kolejnych państw.

Niestety, Polska jest również w znacznym stopniu narażona na tego rodzaju blackout, wywołany nadmiarem mocy zainstalowanej w fotowoltaice. W chwili pisania niniejszego artykułu jej łączna wartość (wszystkie krajowe panele – prosumenci oraz farmy fotowoltaiczne) przekracza już 22 GW. Dla porównania: to znacznie więcej niż wynosi sumaryczna moc czterech potężnych elektrowni węglowych, takich jak w Bełchatowie (około 5 GW). Ponadto koszt zainstalowania jednostki mocy (jednego megawata) w fotowoltaice jest porównywalny do analogicznych wydatków dla bloków węglowych. Wynika stąd logiczny wniosek, że dokładnie za takie same pieniądze, które w naszym kraju wydano na fotowoltaikę, można byłoby wybudować ponad 20 dużych bloków węglowych, (takich jak w nieukończonej elektrowni Ostrołęka) – zaprojektowanych na parametry nadkrytyczne o sprawności netto przekraczającej 46 procent, co rozwiązałoby nasze problemy energetyczne na kilka kolejnych dekad.

Rozwiązanie problemu leży… pod ziemią

Warto przy okazji wspomnieć, że dysponujemy największymi w Europie złożami węgla brunatnego. Wystarczyłyby nam one na co najmniej 200 lat. Dzięki nim energia elektryczna nie kosztowałaby zapewne więcej niż około 30 groszy za kilowatogodzinę, co sprawiłoby, że cała nasza gospodarka stałaby się przez to niezwykle konkurencyjna. Widocznie komuś bardzo na tym zależy, aby tak się nigdy nie stało, ponieważ polski przemysł zmierza do „zarżnięcia” przez wysokie ceny energii. Mieszkańcy naszego kraju stanowić mają natomiast docelowo li tylko rezerwuar taniej siły roboczej do pracy w swego rodzaju „domu starców”, w jaki nieubłagalnie zamienia się powoli cała Unia Europejska.

Ponadto warto jest mieć świadomość, że fotowoltaika to w naszych szerokościach geograficznych przedsięwzięcie całkowicie nieopłacalne. Przesądza o tym wartość współczynnika EROI (ang. Energy Return on Investment). Wynosi ona dla Polski w najlepszym przypadku (ogniwa polikrystaliczne) zaledwie niewiele ponad 3, podczas gdy próg ekonomicznej rentowności szacowany jest na ponad 7 jednostek. Notuje się go dopiero poniżej czterdziestego równoleżnika przebiegającego przez środek Półwyspu Iberyjskiego. W związku z powyższym rozważanie instalacji fotowoltaicznych na terytorium naszego kraju w warunkach normalnej gospodarki rynkowej nie miałoby najmniejszej racji bytu. Dopiero wprowadzenie gigantycznej interwencji państwa, uruchomienie różnych systemów dopłat i preferencji, a także sztuczne zawyżenie cen energii elektrycznej (dla przedsiębiorców nawet trzykrotne), głównie wskutek wprowadzania podatku ETS sprawiło, że fotowoltaika w Polsce przekroczyła próg opłacalności dla instalujących ją prosumentów oraz właścicieli farm fotowoltaicznych. Jednak gdyby energia elektryczna z polskiego węgla brunatnego kosztowała, jak uprzednio wspomniano, nie więcej niż 30 groszy za kilowatogodzinę, nikt by sobie w naszym kraju wysoce nierentowną fotowoltaiką nawet nie zaprzątał głowy.

Zainstalowanie w naszym kraju tak wielkich mocy w bardzo niestabilnym systemie przy gigantycznym wsparciu państwa to jedna wielka afera gospodarcza. Można ją porównać chyba tylko z aferą FOZZ-u z lat 90. ubiegłego stulecia. Nie wiem nawet, czy skala marnotrawstwa środków publicznych nie jest tutaj jeszcze większa. Zwłaszcza nagłośnienia wymaga marginalny wręcz udział fotowoltaiki w wytwarzaniu energii elektrycznej w naszym kraju, co można zobaczyć na rys. 3.

Rys. 3. Polski miks energetyczny w roku 2023

(źródło: https://energy.instrat.pl/weglowe-podsumowanie-2024-02-22/)

W roku 2023 wyprodukowano w Polsce w sumie 165 TWh energii elektrycznej, z czego zaledwie 6,9%, czyli około 11,4 TWh, to zasługa paneli słonecznych. W tym okresie moc zainstalowana w polskiej fotowoltaice systematycznie wzrastała od wartości około 13 GW do mniej więcej 17 GW. Przyjmując, że jej średnia wartość wynosiła około 15 GW, a także uwzględniając, że rok ma 8 760 godzin, to gdyby instalacje słoneczne pracowały przez okrągłe 12 miesięcy ze swą pełną mocą zainstalowaną, powinny wyprodukować w tym okresie w sumie około 131 TWh. Odnosząc teraz tę szacowaną wartość do wartości rzeczywistej, wynoszącej 11,4 TWh, otrzymujemy rezultat współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej w polskiej fotowoltaice na poziomie około 8,7%. Dla porównania – w przypadku elektrowni węglowych przekracza on nawet 70%.

W istocie systemy słoneczne zamontowane na szerokościach geograficznych charakterystycznych dla naszego kraju to najmniej wydajne i w związku z tym jednocześnie najdroższe źródło energii elektrycznej. Bez gigantycznych dotacji państwowych nie miałoby ono tu w ogóle racji bytu. Pomimo zainstalowania wielu gigawatów mocy w urządzeniach wychwytujących światło słoneczne, udział fotowoltaiki w krajowym miksie energetycznym nadal pozostaje na wręcz marginalnym poziomie. To właśnie z powodu stosowania tego źródła energia elektryczna w naszym kraju jest tak makabrycznie droga!

Dodatkowo – co jeszcze gorsze, i to znacznie – systematyczne zwiększanie wartości mocy zainstalowanej w polskiej fotowoltaice, powoduje coraz to większą destabilizację KSE. Scenariusz hiszpański staje się zatem dla nas coraz bardziej realny. Każdy kolejny gigawat mocy zainstalowanej u prosumentów wręcz dramatycznie przybliża do nas tę czarną perspektywę. Aby się o tym przekonać, wystarczy spojrzeć na dane dotyczące pracy KSE, publikowane na bieżąco przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE).

Rys. 4. Dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 12:54

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Na rys. 4 zamieszczono dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 12:54, czyli w pobliżu południa słonecznego. Moc generowana przez instalacje fotowoltaiczne osiąga wówczas swą wartość maksymalną. Z rys. 4 możemy odczytać, że w rozważanym czasie zapotrzebowanie mocy w KSE wynosiło 15.033 MW. Z tej wartości 8.455 MW generowały elektrownie cieplne (opalane przede wszystkim węglem kamiennym i brunatnym). Nieco więcej, bo 9.059 MW wytwarzała fotowoltaika. Pracowały jeszcze elektrownie wodne przepływowe, które nie posiadają zbiornika gromadzącego napływającą rzeką wodę i w związku z tym muszą pracować przez cały czas w tzw. podstawie KSE. Jednak ich wkład w produkcję energii elektrycznej w praktyce pozostaje i tak na poziomie wręcz marginalnym – w rozpatrywanym przypadku było to zaledwie 136 MW.

O rozważanej porze pracowały także siłownie wiatrowe. Prędkość podmuchów była jednak wówczas bardzo niewielka. Urządzenia tego rodzaju generowały więc łącznie jedynie 158 MW, przy mocy zainstalowanej wynoszącej prawie 11 tysięcy megawatów. Wykorzystywały zatem zaledwie niecałe 2% swego potencjału (mocy zainstalowanej). Gdyby w tym czasie wiał nawet nieco silniejszy wiatr, to i tak nic by to w sumie nie dało. W takim wypadku większość farm fotowoltaicznych musiałaby bowiem zostać przez PSE odłączona od elektroenergetycznych sieci przesyłowych – tym bardziej, że w rozpatrywanym dniu PSE odłączała w godzinach okołopołudniowych także i kilka megawatów zainstalowanych w farmach fotowoltaicznych. Chodziło o to, by spełniony został warunek zbilansowania mocy w KSE; warunek, bez zrealizowania którego żaden system elektroenergetyczny nie może przecież pracować, gdyż skończyłoby się to natychmiastowym blackoutem.

Patrząc na rys. 4 uwagę zwraca przede wszystkim gigantyczny eksport do wszystkich krajów sąsiednich, z którymi tylko posiadamy czynne połączenia transgraniczne. Saldo tego eksportu wynosiło 2.810 MW. Pozornie może się wydawać, że wysyłanie energii elektrycznej do krajów ościennych jest czymś pozytywnym, ponieważ się na tym zapewne zarabia – przynajmniej tak podpowiadałby nam elementarna logika.

Niestety, gdy spojrzymy na rys. 5, to widać, że logiki nie ma w tym bynajmniej żadnej. Eksport odbywa się po cenach ujemnych, co w praktyce oznacza, że musimy do niego jeszcze dopłacać, i to słono.

Rys. 5. Wykres giełdowych cen energii elektrycznej w dniu 1 maja 2025

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Jak można odczytać z rys. 5, giełdowa cena energii elektrycznej spadła wówczas nawet do rekordowo niskiego poziomu, wynoszącego około minus 1 300 zł za megawatogodzinę. Obecnie giełda energii elektrycznej to wręcz istny raj dla wszelkiej maści spekulantów. W stosunkowo krótkim przedziale czasu ceny zmieniają się tam dosłownie jak w kalejdoskopie. Przyjmują naprzemiennie ujemne i dodatnie wartości, co stwarza mnóstwo okazji do szybkiego i łatwego zarobku. Cytując słowa z kultowego filmu „Rejs”, można zadać zatem trafne również w tym wypadku pytanie: „Panie, i kto za to płaci? Ja płacę, pan płaci, pani płaci, społeczeństwo…”.

Można także zastanawiać się, dlaczego ten eksport po cenach ujemnych w ogóle ma miejsce, skoro jest nieopłacalny. Toż to czysty absurd!

Niestety, w obecnych realiach wysyłka energii stanowi konieczność. Bez niej nie bylibyśmy już w stanie zbilansować mocy w KSE, co skutkowałoby właśnie nieuchronnym blackoutem. Dzieje się tak dlatego, że około 2/3 mocy zainstalowanej w krajowej fotowoltaice występuje po stronie prosumentów, którzy są całkowicie „niesterowalni”. PSE może nakazać wyłączenie jedynie dużych farm fotowoltaicznych, ale już nie należących do przeciętnego Kowalskiego, który na dachu swego domu zamontował sobie kilka kilowatów mocy elektrycznej w panelach fotowoltaicznych. Takiej instalacji PSE w ogóle bezpośrednio „nie widzi”. To właśnie fotowoltaika prosumencka, którą swego czasu tak bezmyślnie na potęgę dotowano, uruchamiając kolejne rządowe programy wsparcia, przyczynia się obecnie do wielkiej destabilizacji całego KSE. Wymusza również tzw. awaryjny eksport energii elektrycznej do krajów ościennych po cenach silnie ujemnych. To jedyny argument skłaniający naszych sąsiadów do przyjęcia niepotrzebnych im wówczas do niczego nadwyżek energii elektrycznej. Prawdopodobnie wykorzystują ją do pompowania wody w ich elektrowniach szczytowo-pompowych, którą to zmagazynowaną w ten sposób energię mogą sobie później wykorzystać podczas wieczornego szczytu obciążenia. Mają ją przecież w zasadzie za darmo, a jeszcze nawet coś dodatkowo na tym zyskują w przypadku występowania cen ujemnych.

Z kolei na rys. 6 przedstawione zostały dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 o godz. 16:37, gdzie widać, że sumaryczna moc generowana w instalacjach fotowoltaicznych uległa zmniejszeniu do wartości 7.925 MW.

Rys. 6. Dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 16:37

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Analogicznie zmniejszeniu uległo też saldo eksportu do wartości 1.734 MW. Jednak niepokoi równoczesne zredukowanie wartości mocy generowanej przez elektrownie cieplne do wartości zaledwie 7.752 MW. Czyżby fakt ten był skutkiem przeprowadzania swego rodzaju eksperymentów mających ustalić, jak jeszcze bardzo można zejść w dół z wartością stałej inercji KSE? Warto nadmienić, że za stosunkowo bezpieczną wartość uważa się 8.000 MW generowanych przez krajowe elektrownie cieplne. Jednak, jak widać, próbuje się obecnie zejść trochę poniżej tej wartości, aby jeszcze nieco zwiększyć udział fotowoltaiki w krajowym miksie energetycznym. Oby nie skończyło się to tylko tak, jak ostatnio miało miejsce w Hiszpanii!

Z kolei na rys. 7 możemy zapoznać się ze stanem pracy KSE około godziny później, czyli o 17:32, gdzie widzimy już znaczny zjazd udziału fotowoltaiki do wartości 5.828 MW. W związku z tym saldo eksportu również spadło do zaledwie 63 MW. Podniosła się za to wartość mocy generowanej przez elektrownie cieplne – do poziomu 8.521 MW.

Rys. 7. Dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 17:32

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Analogicznie o tym, co działo się godzinę później – dokładnie o godz. 18:33 – możemy dowiedzieć się z rys. 8. Widać tam, że moc generowana w instalacjach fotowoltaicznych w przeciągu jednej tylko godziny spadła do wartości 2.631 MW. Zatem w stosunkowo krótkim czasie ubyło prawie 3.200 MW. Tak duża luka w wartości generowanej w KSE mocy wywołała konieczność importu energii elektrycznej z Niemiec i ze Szwecji, przy czym saldo tego importu wyniosło 611 MW. Również wartość mocy wytwarzanej przez elektrownie cieplne wzrosła do wartości 11.066 MW. Elektrownie te w ciągu zaledwie jednej godziny podniosły więc swą łączną moc o ponad 2.500 MW. Jest to zarazem maksymalna wartość możliwego do uzyskania gradientu mocy polskich elektrowni cieplnych. Dalszy dynamiczny wzrost wartości mocy generowanej przez polską fotowoltaikę będzie więc wymuszał konieczność jeszcze większego importu energii elektrycznej z krajów ościennych, co widać na rys. 9.

Rys. 8. Dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 18:33

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Patrząc na rys. 9. widać, że o godz. 19:30 moc generowana przez fotowoltaikę zmalała do zaledwie 685 MW. Saldo importu wzrosło do wartości 2.338 MW, co umożliwiło zbilansowanie mocy w KSE. Dodatkowo uruchomiono także elektrownie wodne zbiornikowe i elektrownie szczytowo-pompowe, które łącznie dały 1.006 MW.

Rys. 9. Dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 19:30

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Z kolei na rys. 10 widać, że o godz. 20:34 wartość mocy wytwarzanej przez fotowoltaikę wynosi już dokładnie zero. Natomiast moc generowana przez elektrownie wodne i szczytowo-pompowe wzrosła do wartości 1.176 MW. W celu zbilansowania mocy w KSE nadal konieczny jest wysoki import energii elektrycznej, którego saldo wynosiło 2.063 MW.

Rys. 10. Dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 20:34

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Warto jeszcze wspomnieć, że w godzinach wieczornych, wraz ze spadkiem wartości mocy generowanej przez fotowoltaikę, obserwowany jest równoczesny wzrost zapotrzebowania mocy, zgłaszany ze strony jej odbiorców. To jeszcze tylko dodatkowo pogarsza warunki pracy całego KSE. Przyczynia się bowiem do zwiększenia wartości występującego w nim gradientu mocy. Wykres dobowych zmian zapotrzebowania mocy w KSE przedstawiono na rys. 11.

Jak już uprzednio wspomniano, istniejące w Krajowej Sieci Elektroenergetycznej elektrownie cieplne nie są w stanie wytworzyć tak wysokich wartości gradientu mocy. Stąd powstaje konieczność uruchomienia elektrowni wodnych i elektrowni szczytowo-pompowych, a także – przede wszystkim – posiłkowania się potężnym importem energii elektrycznej z zagranicy.

Rys. 11. Wykres zapotrzebowania mocy w KSE w dniu 1 maja 2025 roku

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Na rys. 12 widać, że nawet o godz. 21:28, gdy zapotrzebowanie mocy zaczyna już powoli spadać, nadal konieczny jest pokaźny import energii elektrycznej w wysokości 2.210 MW.

Rys. 12. Dane dotyczące pracy KSE w dniu 1 maja 2025 roku o godz. 21:28

(źródło: https://www.pse.pl/home)

Reasumując zamieszczone powyżej rozważania, należy kategorycznie stwierdzić, że po zainstalowaniu w polskiej fotowoltaice już ponad 22.000 MW mocy elektrycznej, KSE stała się w okresie wiosenno-letnim całkowicie zależna od ścisłej współpracy z systemami elektroenergetycznymi państw ościennych. Bez pokaźnego eksportu mocy elektrycznej w godzinach okołopołudniowych (po cenach ujemnych) oraz bez równie dużego jej importu podczas trwania wieczornego szczytu obciążenia (po wysokich cenach dodatnich) nie byłoby możliwe zbilansowanie mocy w krajowej sieci, co w trybie natychmiastowym skutkowałoby blackoutem na terenie całej Polski.

Niestety, w najbliższych latach prognozowany jest dalszy dynamiczny wzrost mocy zainstalowanej w krajowej fotowoltaice. Przyczyni się to do pogłębiania opisywanych tu problemów związanych z koniecznością zbilansowania mocy w KSE. W ślad za tym będzie także rosła wartość zarówno eksportu, jak i importu energii elektrycznej z krajów sąsiednich. Już obecnie przekracza ona niekiedy wartość 3.000 MW. Z kolei potencjał do dalszego zwiększenia wysyłki jest mocno ograniczony. Wynika to nie tylko z termicznej wytrzymałości transgranicznych linii przesyłowych, ale także i z możliwości sąsiednich państw do przyjęcia aż tak dużych nadwyżek mocy w godzinach okołopołudniowych i udzielania nam równie wysokiego wsparcia w godzinach wieczornych.

W związku z powyższym, każdy kolejny gigawat mocy zainstalowanej w krajowej fotowoltaice, a zwłaszcza w instalacjach prosumenckich, widmo blackoutu będzie do nas sukcesywnie przybliżał. Uważam, że już w najbliższej przyszłości powinniśmy przygotować się na najgorsze.

dr inż. Mirosław Gajer, Wydział Elektrotechniki, Automatyki, Elektroniki i Inżynierii Biomedycznej Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie