Portugalia po rekordach OZE: jak utrzymuje stabilność systemu bez węgla?

Portugalia po rekordach OZE – punkt wyjścia do systemu bez węgla

Portugalia stała się jednym z najbardziej rozpoznawalnych przykładów kraju, który szybko odchodzi od paliw kopalnych, a jednocześnie utrzymuje stabilność systemu elektroenergetycznego. Rekordowe udziały energii odnawialnej w produkcji energii elektrycznej, długie okresy pracy systemu praktycznie bez wykorzystania elektrowni węglowych i minimalna rola tego paliwa w miksie – to już nie pojedyncze wydarzenia, ale trwały trend.

Portugalski system energetyczny jest ciekawy z kilku powodów. Z jednej strony to kraj o ograniczonych zasobach paliw kopalnych i wysokiej zależności od importu. Z drugiej – ma doskonałe warunki naturalne dla energetyki wodnej, wiatrowej i słonecznej. Kluczowe pytanie brzmi jednak nie „ile OZE powstało”, ale jak udało się utrzymać stabilność systemu bez węgla, gdy znaczna część mocy pochodzi ze źródeł niestabilnych, takich jak wiatr i fotowoltaika.

Stabilność sieci to nie tylko unikanie blackoutów. To także sterowalność mocy, kontrola częstotliwości, zapewnienie rezerw, praca systemu w warunkach awarii i ekstremów pogodowych. Portugalia pokazuje, że nawet przy bardzo wysokim udziale OZE można to osiągnąć, o ile łączy się odpowiednią strukturę mocy, magazynowanie energii, zarządzanie popytem oraz integrację z sąsiednimi systemami.

Portugalskie doświadczenia są szczególnie interesujące dla krajów planujących szybkie odchodzenie od węgla – także w Europie Środkowo-Wschodniej. Widać tam, że rola gazu, energetyki wodnej, interkonektorów i cyfryzacji systemu rośnie wraz z udziałem niestabilnych OZE. Widać także, że decyzje regulacyjne i model rynku są tak samo ważne jak technologie.

Droga Portugalii do systemu energetycznego bez węgla

Żeby zrozumieć, jak Portugalia utrzymuje stabilność systemu po rekordach OZE, trzeba prześledzić, jak wyglądała transformacja energetyczna tego kraju. To nie był jeden skok, lecz szereg etapów, z których każdy zmieniał nie tylko miks wytwórczy, ale także sposób myślenia operatora systemu.

Od zależności od importu i węgla do lokalnych OZE

Jeszcze kilkanaście–kilkadziesiąt lat temu Portugalia była klasycznym przykładem kraju mocno uzależnionego od importu paliw kopalnych. Zasoby węgla były ograniczone, gaz ziemny również pochodził w dużej mierze z importu, a w miksie dominowały:

• elektrownie węglowe – jako podstawa pracy systemu,
• elektrownie gazowe – głównie jako źródła regulacyjne i szczytowe,
• istotny, choć zmienny udział elektrowni wodnych.

Zmiana zaczęła się w momencie, gdy polityka energetyczna została trwale powiązana z polityką klimatyczną oraz bezpieczeństwa energetycznego. Unijne cele redukcji emisji, rosnące koszty uprawnień do emisji CO₂ oraz potrzeba zmniejszenia zależności od importowanych paliw stworzyły silną motywację do inwestycji w OZE.

Portugalia wykorzystała swoje naturalne przewagi: silne wiatry na wybrzeżu Atlantyku, dobre nasłonecznienie i urozmaiconą rzeźbę terenu pozwalającą na budowę elektrowni wodnych wraz z elektrowniami szczytowo‑pompowymi. Z czasem OZE przestały być „dodatkiem” do systemu, a stały się jego kręgosłupem.

Elektrownie węglowe: wygaszanie zamiast nagłego odcięcia

Choć medialnie często mówi się o „nagłym” porzuceniu węgla, w Portugalii był to proces planowany. Wygaszanie elektrowni węglowych przebiegało etapami, z wyprzedzeniem komunikowanymi datami zamknięcia bloków. Dzięki temu operator systemu (REN – Redes Energéticas Nacionais) mógł stopniowo modyfikować zasady pracy sieci, testować nowe modele pracy przy wysokim udziale OZE oraz zwiększać znaczenie innych źródeł sterowalnych.

Przed definitywnym zamknięciem ostatnich bloków węglowych Portugalia wielokrotnie notowała długie okresy pracy systemu bez konieczności ich uruchamiania. Było to swoiste „ćwiczenie generalne” – operator mógł sprawdzić, jak system zachowuje się przy wysokim udziale wiatru, słońca i hydroenergetyki bez podpory węglowej. Gdy okazało się, że system przechodzi takie testy bez większych zakłóceń, polityczna decyzja o wyjściu z węgla stała się technicznie bezpieczniejsza.

Istotną rolę odegrały tu:

• modernizacje sieci przesyłowych – tak, aby energia z regionów o wysokiej produkcji OZE mogła być efektywnie przesyłana do ośrodków zużycia,
• rozwój źródeł gazowych – elektrownie gazowe zaczęły pełnić rolę elastycznej rezerwy,
• wzmocnienie połączeń transgranicznych – szczególnie z Hiszpanią.

Rekordowe udziały OZE a praca systemu

Rekordy udziału OZE w portugalskim miksie nie są już pojedynczymi dniami sprzyjającej pogody. Coraz częściej pojawiają się dłuższe okresy, gdy energia odnawialna pokrywa istotną część lub nawet całość krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną. W niektórych godzinach produkcja z OZE potrafi przewyższać zużycie, a nadwyżki eksportowane są głównie do Hiszpanii.

Z punktu widzenia stabilności systemu ważne jest, że Portugalia nie traktuje rekordów OZE jako celu samego w sobie, lecz jako test pracy w nowych warunkach. Każdy okres z wysokim udziałem wiatru i słońca to okazja do:

• weryfikacji modeli prognozowania produkcji i zużycia,
• sprawdzenia przydatności magazynów energii i elektrowni szczytowo‑pompowych,
• ćwiczeń dla operatora w zakresie redukcji mocy OZE (curtailment) w sytuacjach nadpodaży.

Na tym tle definitywne wyjście z węgla przestało być „skokiem w nieznane”. System już wcześniej funkcjonował jak system bezwęglowy przez wiele godzin, dni, a nawet tygodni, zanim ostatnia elektrownia węglowa została odłączona na stałe.

Struktura portugalskiego miksu energetycznego po wyjściu z węgla

Krajowy miks wytwórczy Portugalii po wyłączeniu elektrowni węglowych opiera się na kilku filarach, z których każdy pełni inną funkcję dla stabilności sieci. Nie chodzi tylko o to, skąd pochodzi energia w skali rocznej, ale jak poszczególne technologie zachowują się w skali godzinowej.

Energetyka wodna jako naturalny „magazyn” i stabilizator

Portugalia dysponuje dobrze rozwiniętą energetyką wodną, w tym zarówno klasycznymi elektrowniami zbiornikowymi, jak i elektrowniami szczytowo‑pompowymi. W praktyce to one stanowią jeden z głównych elementów stabilizujących pracę systemu po rekordach OZE.

Elektrownie wodne charakteryzują się:

• stosunkowo szybkim czasem rozruchu i zmian mocy,
• możliwością pracy w trybie regulacyjnym (podążanie za obciążeniem),
• zdolnością do świadczenia usług systemowych, takich jak regulacja częstotliwości.

W okresach wysokiej produkcji energii z wiatru i słońca, przy niskim zapotrzebowaniu, Portugalia może ograniczać pracę elektrowni wodnych i „oszczędzać” wodę w zbiornikach na później. Gdy warunki pogodowe się pogarszają lub zapotrzebowanie rośnie, uwolniona moc wodna wyrównuje bilans systemu.

W połączeniu z elektrowniami szczytowo‑pompowymi (o których więcej dalej) hydroenergetyka działa jak naturalny, wielkoskalowy magazyn energii. To jedna z kluczowych różnic między Portugalią a krajami pozbawionymi odpowiednich warunków hydrologicznych.

Energia wiatrowa jako filar produkcji podstawowej

W wielu krajach energia wiatrowa traktowana jest jako źródło trudne do prognozowania i niestabilne. Portugalia, dzięki położeniu nad Atlantykiem, posiada stosunkowo regularne warunki wiatrowe, szczególnie w rejonach przybrzeżnych i na wyżynach. To pozwala traktować część produkcji wiatrowej jako zbliżoną do „quasi-podstawowej”.

Oczywiście wiatr nadal pozostaje źródłem zależnym od pogody, jednak:

• duża liczba rozproszonych farm wiatrowych geograficznie wygładza wahania produkcji,
• dokładne modele meteorologiczne umożliwiają lepsze prognozowanie w krótkich i średnich horyzontach czasowych,
• wysoka korelacja produkcji wiatrowej z okresami większego zużycia w niektórych porach roku poprawia bilans.

Energia wiatrowa jest dziś jednym z głównych źródeł energii elektrycznej w Portugalii. Wysoki udział wiatraków wymusza jednak odpowiednią elastyczność reszty systemu – zarówno w zakresie mocy wytwórczych, jak i sieci przesyłowych, które muszą „przerzucać” nadwyżki do innych regionów lub za granicę.

Fotowoltaika: szczyty produkcji i zarządzanie południowym słońcem

Wraz ze spadkiem kosztów technologii fotowoltaicznych, Portugalia zaczęła intensywnie wykorzystywać swoje nasłonecznienie. W rezultacie szybko rośnie zarówno segment dużych farm PV, jak i rozproszona mikroinstalacja na dachach budynków mieszkalnych i komercyjnych.

Energia słoneczna ma inną charakterystykę niż wiatr:

• jest dobrze przewidywalna w skali doby (pojawiają się jednak nagłe spadki z powodu zachmurzenia),
• produkcja jest skoncentrowana w godzinach południowych i wczesnopopołudniowych,
• w letnich miesiącach może znacząco przekraczać zapotrzebowanie w tych godzinach.

Portugalia wykorzystuje fotowoltaikę w połączeniu z zarządzaniem popytem i magazynami energii. Kluczowe jest przesuwanie części zużycia z godzin wieczornych na południowe, gdy energia słoneczna jest najtańsza i najobfitsza. To wymaga odpowiednich taryf dynamicznych oraz inteligentnych systemów sterowania po stronie odbiorców.

Gaz jako elastyczna rezerwa, nie filar systemu

Po wyjściu z węgla naturalne jest pytanie, czy Portugalia „nie przesadziła” z przejściem na gaz ziemny. W praktyce rola gazu w portugalskim systemie elektroenergetycznym jest inna niż tradycyjna rola węgla w wielu krajach.

Elektrownie gazowe pełnią funkcję:

• źródeł szczytowych i półszczytowych – uruchamianych, gdy OZE i hydro nie są w stanie pokryć obciążenia,
• rezerwy wirującej i zimnej – utrzymywanej w gotowości na wypadek nagłego spadku produkcji z wiatru lub słońca,
• stabilizatora częstotliwości – dzięki pracy w trybie regulacyjnym.

Oznacza to, że Portugalia nie uzależniła się od gazu w takim stopniu, w jakim wiele krajów wcześniej było uzależnionych od węgla. Gaz nie jest podstawą produkcji, ale buforem, który wspiera system w okresach niskiej produkcji OZE. To ważny element kompromisu między dekarbonizacją a wymogiem bezpieczeństwa energetycznego.

Import, eksport i rola połączeń z Hiszpanią

Portugalia jest integralną częścią tzw. „wyspy energetycznej” Półwyspu Iberyjskiego. Jej kluczowym partnerem jest Hiszpania, z którą kraj ma rozbudowane połączenia transgraniczne. To kolejny filar stabilności systemu bez węgla.

W praktyce oznacza to:

• możliwość eksportu nadwyżek OZE do Hiszpanii w godzinach dużej produkcji,
• możliwość importu energii w okresach niskiej produkcji krajowej,
• wspólne reagowanie na niektóre sytuacje awaryjne w systemie iberyjskim.

Portugalia nie jest wyspą energetyczną w sensie technicznym. Współpraca z hiszpańskim systemem i integracja rynków energii pozwala na wygładzenie ekstremów i lepsze wykorzystanie różnych struktur miksu po obu stronach granicy.

Jak Portugalia zarządza zmiennością OZE bez wsparcia węgla?

Po odejściu od węgla kluczowe stało się zarządzanie zmiennością produkcji z wiatru i słońca. Portugalia wykorzystuje kilka grup narzędzi – od technologicznych po regulacyjne – które łącznie tworzą mechanizm stabilizacji pracy systemu elektroenergetycznego.

Prognozowanie produkcji z wiatru i słońca

Fundamentem zarządzania systemem bez paliw kopalnych jest dokładne prognozowanie generacji OZE oraz zapotrzebowania na energię. Portugalia intensywnie inwestowała w:

• nowoczesne modele meteorologiczne,
• systemy krótkoterminowych prognoz (od minut do kilku dób),
• cyfrowe platformy gromadzenia danych z farm wiatrowych i PV w czasie zbliżonym do rzeczywistego.

Operator systemu (TSO) korzysta z prognoz produkcji dla poszczególnych technologii OZE i regionów. Dzięki temu można wcześniej zaplanować uruchomienie jednostek gazowych, elektrowni wodnych czy aktywację magazynów energii. Dokładność prognoz przekłada się na mniejsze koszty rezerw i mniejszą liczbę nieprzewidzianych interwencji.

Magazyny energii i elektrownie szczytowo‑pompowe w codziennej pracy systemu

Sam potencjał hydroenergetyczny nie wystarczałby do stabilizacji systemu przy tak dużym udziale wiatru i słońca. Dlatego Portugalia rozwija różne formy magazynowania energii, przy czym największe znaczenie operacyjne mają elektrownie szczytowo‑pompowe.

W praktyce działają one jak gigantyczne baterie sieciowe:

• w godzinach nadwyżek OZE pobierają energię z sieci i pompują wodę do górnego zbiornika,
• w okresach niedoboru lub szczytu zapotrzebowania spuszczają wodę, produkując energię elektryczną,
• dostarczają mocy regulacyjnej w skali minut, wspierając utrzymanie częstotliwości.

Operator portugalskiego systemu wykorzystuje elektrownie szczytowo‑pompowe do „wygładzania” dobowych krzywych obciążenia i produkcji OZE. Typowy dzień z silnym wiatrem i dużym nasłonecznieniem wygląda następująco: w nocy, przy wysokiej produkcji wiatrowej, pompy pracują intensywnie; w południe część nadwyżek z PV również kierowana jest do pomp; wieczorem, gdy spada generacja słoneczna, a zużycie rośnie, elektrownie szczytowo‑pompowe przechodzą w tryb generacji.

Obok dużych zbiorników wodnych rośnie też rola bateryjnych magazynów energii. Na razie pełnią one głównie funkcje:

• szybkiej rezerwy (sekundy–minuty) przy nagłych zmianach mocy OZE,
• lokalnej stabilizacji napięcia w newralgicznych punktach sieci,
• wsparcia pracy farm PV i wiatrowych, które w ten sposób ograniczają własne przyłączeniowe ograniczenia.

Pojawiają się również projekty łączące duże farmy fotowoltaiczne z magazynami bateryjnymi, co pozwala eksportować energię późnym popołudniem, gdy ceny są wyższe i gdy system bardziej jej potrzebuje. Takie hybrydowe instalacje zmieniają charakter OZE z „pasywnego” dostawcy energii w aktywnego uczestnika rynku usług systemowych.

Zarządzanie popytem i elastyczność po stronie odbiorców

Drugim filarem radzenia sobie ze zmiennością, obok magazynów energii, jest elastyczność po stronie odbiorców. Portugalia systematycznie zwiększa udział zarządzania popytem (demand response) w bilansowaniu systemu.

W praktyce obejmuje to kilka grup działań:

• taryfy dynamiczne – ceny energii powiązane z sytuacją na rynku hurtowym zachęcają odbiorców do przesuwania części zużycia na godziny z wysoką generacją OZE,
• programy redukcji obciążenia – duże zakłady przemysłowe i centra handlowe deklarują gotowość do czasowego ograniczenia poboru w zamian za wynagrodzenie,
• inteligentne sterowanie budynkami – systemy HVAC, podgrzewanie wody czy ładowanie samochodów elektrycznych są zautomatyzowane tak, by reagować na sygnały cenowe lub polecenia operatora.

Prosty przykład z codziennej praktyki: część portugalskich gospodarstw domowych korzysta z taryf, w których pranie, zmywanie czy ładowanie auta opłaca się w południe, gdy produkcja z PV jest wysoka. Sterownik w domu sam wybiera najtańsze godziny w ciągu dnia, o ile użytkownik ustali przedział czasowy, w którym urządzenie ma zakończyć pracę.

Tego typu rozwiązania ograniczają konieczność uruchamiania jednostek gazowych tylko po to, by pokryć krótkotrwałe popołudniowe czy wieczorne skoki zapotrzebowania. Elastyczny odbiorca staje się więc realnym elementem bezpieczeństwa systemu, a nie wyłącznie biernym konsumentem.

Cyfryzacja sieci i inteligentne systemy sterowania

Stabilność systemu bez węgla nie opiera się wyłącznie na fizycznych aktywach. Równie istotne są narzędzia cyfrowe, które umożliwiają bieżącą obserwację i sterowanie pracą sieci. Portugalia konsekwentnie rozwija infrastrukturę smart grid zarówno w sieci przesyłowej, jak i dystrybucyjnej.

Na poziomie przesyłu operator wykorzystuje m.in.:

• systemy WAMS (Wide Area Monitoring System) z pomiarami synchronicznymi,
• zaawansowane SCADA z możliwością sterowania setkami urządzeń w czasie bliskim rzeczywistemu,
• automatyczne schematy odciążania i rekonfiguracji sieci przy przeciążeniach linii.

W sieciach dystrybucyjnych rośnie gęstość pomiarów i automatyki. Inteligentne liczniki, sterowalne rozłączniki i sekcjonowanie linii pozwalają szybciej reagować na lokalne problemy, co jest szczególnie istotne przy wysokim udziale rozproszonych instalacji PV. Dystrybutor może zdalnie ograniczyć moc wybranych źródeł albo przełączyć zasilanie części osiedla na inne linie, zanim problem przerodzi się w szerszą awarię.

Cyfryzacja umożliwia także rozwój tzw. sieci aktywnych, w których małe źródła i odbiorcy są koordynowani na poziomie lokalnym przez operatorów dystrybucyjnych. Zmniejsza to presję na sieć przesyłową i ułatwia integrację kolejnych megawatów OZE bez nadmiernych inwestycji w nowe linie wysokiego napięcia.

Stabilność częstotliwości w systemie zdominowanym przez źródła inwerterowe

Rezygnacja z węgla oraz rosnący udział fotowoltaiki i farm wiatrowych podłączonych przez falowniki zmieniają sposób, w jaki system zachowuje się dynamicznie. Klasyczne elektrownie synchroniczne zapewniają tzw. bezwładność systemową, która tłumi nagłe zmiany częstotliwości. Inwerterowe źródła OZE domyślnie tego nie robią.

Portugalia odpowiada na to wyzwaniem na kilku poziomach:

• wymaga od nowych instalacji OZE zdolności do pracy w trybie „grid-forming” lub „grid-supporting”, czyli aktywnego udziału w regulacji częstotliwości i napięcia,
• wykorzystuje elektrownie wodne i gazowe jako źródła mocy wirującej, które można szybko włączyć lub wyłączyć,
• wdraża usługi wirtualnej bezwładności świadczone przez duże magazyny energii oraz farmy wiatrowe.

Ważnym elementem jest projektowanie standardów przyłączenia. Nowe farmy PV i wiatrowe muszą spełniać wymagania tzw. „fault ride through” i umożliwiać operatorowi zmianę nastaw regulatorów mocy biernej i czynnej. Dzięki temu mogą pomagać w tłumieniu zakłóceń zamiast się wyłączać przy każdym spadku napięcia.

Regulacje i mechanizmy rynkowe wspierające stabilność

Same technologie nie zapewnią stabilności bez odpowiednich zasad gry. Portugalia, we współpracy z Hiszpanią i instytucjami unijnymi, rozwija zestaw mechanizmów rynkowych, które wynagradzają elastyczność i usługi systemowe.

Kluczowe elementy to między innymi:

• rynek dnia następnego i rynek dnia bieżącego – umożliwiający bieżące korygowanie pozycji producentów OZE i odbiorców,
• rynki bilansujące i rezerw – na których elektrownie wodne, gazowe, magazyny energii i część dużych odbiorców sprzedają usługi gotowości do zwiększenia lub zmniejszenia mocy,
• kontrakty długoterminowe (PPA) – stabilizujące przychody projektów OZE, a jednocześnie pozwalające operatorowi lepiej przewidywać strukturę podaży.

Portugalski regulator dopuszcza różne modele wynagradzania za elastyczność – od klasycznych opłat za moc dyspozycyjną po mechanizmy pay‑as‑bid dla konkretnych interwencji. Dla operatora liczy się przede wszystkim możliwość szybkiej reakcji w sytuacjach krytycznych, dlatego premiowane są technologie o krótkim czasie rozruchu i wysokiej sterowalności.

Bezpieczeństwo dostaw gazu a transformacja elektroenergetyki

Choć gaz nie jest filarem portugalskiego miksu, jego dostępność ma znaczenie dla bezpieczeństwa całego systemu. W sytuacjach długotrwałej suszy (gorsza produkcja hydro) i słabego wiatru to właśnie jednostki gazowe przejmują rolę głównych źródeł regulacyjnych.

Portugalia dywersyfikuje więc kierunki dostaw i formy pozyskania gazu:

• korzysta z terminali LNG, co ogranicza zależność od pojedynczego gazociągu,
• zawiera zróżnicowane kontrakty, czasem powiązane z przyszłymi dostawami wodoru lub innych gazów niskoemisyjnych,
• przystosowuje część infrastruktury do stopniowego domieszki biometanu czy zielonego wodoru.

W perspektywie kolejnych dekad rola gazu ma dalej maleć, jednak na obecnym etapie pełni on funkcję „ubezpieczenia” dla systemu. Kluczowe jest to, że elektrownie gazowe pracują relatywnie mało godzin w roku, ale muszą być utrzymywane w gotowości – stąd potrzeba adekwatnych mechanizmów wynagradzania za samą dostępność mocy.

Planowanie rozwoju sieci pod kątem świata bez węgla

Stabilność systemu w latach 30. i 40. XXI wieku zależeć będzie od tego, jak dziś planuje się rozwój sieci. Portugalia prowadzi długoterminowe planowanie (10–15 lat) w ścisłym powiązaniu z celami klimatycznymi i scenariuszami rozwoju OZE.

Analizy obejmują m.in.:

• mapowanie potencjału wiatru i słońca oraz lokalizacji nowych farm,
• identyfikację wąskich gardeł w przesyle i dystrybucji,
• ocenę potrzeb w zakresie nowych magazynów energii i elektrowni szczytowo‑pompowych.

W miejscach, gdzie sieć szybko się nasyca, Portugalia dopuszcza mechanizmy współdzielenia mocy przyłączeniowej oraz elastyczne warunki przyłączeń (np. warunkowe przyłączenia z dopuszczalnymi ograniczeniami mocy w wybranych godzinach). Dzięki temu możliwe jest przyspieszanie rozwoju OZE bez oczekiwania na pełne wzmocnienie infrastruktury liniowej.

Istotną rolę odgrywa także rozwój połączeń transgranicznych z Hiszpanią oraz w dalszej perspektywie – poprawa zdolności eksportowych półwyspu iberyjskiego w kierunku Francji. Im silniej zintegrowany system, tym łatwiej wykorzystać nadwyżki OZE i tym mniejsze ryzyko, że lokalne niedobory przełożą się na problemy z bezpieczeństwem dostaw.

Wnioski dla krajów planujących odejście od węgla

Portugalskie doświadczenia wskazują, że rezygnacja z węgla nie musi oznaczać wzrostu ryzyka blackoutu, jeśli jednocześnie rozwija się kilka kluczowych obszarów: hydroenergetykę i magazyny, elastyczność gazu, zarządzanie popytem, cyfryzację sieci oraz integrację rynków. Rekordy udziału OZE traktowane są jako poligon doświadczalny, a nie jednorazowe wydarzenia.

Dla państw o mniejszym potencjale hydro wnioski są inne, ale równie użyteczne: rolę portugalskich zbiorników wodnych mogą przejąć większe magazyny bateryjne, elastyczne elektrownie gazowe lub biomasowe, a także programy zarządzania popytem na większą skalę. Kluczowa jest kolejność działań – wprowadzanie OZE musi iść w parze z rozwojem narzędzi stabilizacji, a nie ich wyprzedzać o całe dekady.

Rola integracji sektorowej: kiedy prąd spotyka ciepło, transport i przemysł

Utrzymanie stabilności systemu bez węgla staje się łatwiejsze, gdy energia elektryczna może „uciekać” do innych sektorów gospodarki dokładnie wtedy, gdy jest jej nadmiar, i wracać w postaci elastycznego popytu w godzinach deficytu. Portugalia konsekwentnie rozwija właśnie taką integrację sektorową.

Najbardziej zaawansowanym polem jest elektryfikacja ciepła i chłodu. Przemysł spożywczy, turystyka i usługi potrzebują zarówno ogrzewania, jak i klimatyzacji. Coraz częściej wykorzystuje się pompy ciepła i systemy chłodnicze sterowane przez sygnały cenowe z rynku energii. Hotel lub zakład przetwórstwa ryb może intensywniej mrozić produkty przed południem, gdy fotowoltaika pracuje pełną mocą, a ograniczyć zużycie wieczorem, pozostając w akceptowalnym zakresie temperatur.

W transporcie elektrycznym Portugalia nie ogranicza się do budowy ładowarek. Operatorzy stacji szybkiego ładowania integrowani są z rynkami usług systemowych. W praktyce oznacza to możliwość:

• czasowego ograniczania mocy ładowania w godzinach szczytu wieczornego,
• przesuwania części ładowań floty (np. autobusów miejskich czy taksówek) na godziny dużej podaży OZE,
• docelowo – wykorzystania technologii V2G (vehicle‑to‑grid) jako rozproszonego magazynu energii.

W przemyśle, tam gdzie łatwo o magazynowanie pośrednie, rośnie rola tzw. procesów elastycznych. Wytwórca cementu, papierni czy zakład wody pitnej może przyspieszyć najbardziej energochłonne etapy produkcji w godzinach taniej energii z wiatru i słońca, a w szczycie zapotrzebowania ograniczyć pracę do minimum. Z perspektywy operatora systemu takie odbiorniki zachowują się jak szybka rezerwa – tyle że po stronie popytu, a nie podaży.

Nowe kompetencje operatora systemu: od inżyniera linii do menedżera niepewności

Transformacja miksu wymusza zmianę sposobu pracy operatora systemu przesyłowego. W kraju, w którym przez wiele godzin dziennie dominuje wiatr i słońce, zarządzanie niepewnością staje się równie istotne jak zarządzanie mocą znamionową jednostek.

Portugalski operator inwestuje w zaawansowane modele prognostyczne – nie tylko prognozy wiatru i nasłonecznienia, lecz także modele zachowań odbiorców, produkcji rozproszonej i ruchu transgranicznego. Zespół odpowiedzialny za planowanie dobowo‑godzinowe wykorzystuje:

• krótkoterminowe prognozy pogody z dokładnością do poszczególnych klastrów farm wiatrowych,
• dane historyczne zużycia dla typów dni (robocze, weekendy, sezon turystyczny),
• informacje o stanie magazynów energii i planowanych pracach remontowych w sieci.

Zmienia się także kultura operacyjna. Dyspozytorzy uczą się pracy z systemem, w którym „normalny stan” częściej oznacza szybkie zmiany przepływów i częstotliwości niż powolne, przewidywalne krzywe obciążenia. Coraz większą rolę odgrywają symulacje scenariuszowe – ćwiczenia na wypadek długotrwałej bezwietrznej pogody, awarii kluczowej linii czy nagłego wyłączenia interkonektora z Hiszpanią.

W praktyce oznacza to m.in. z góry zdefiniowane plany reakcji kaskadowej: najpierw uruchamiane są magazyny energii, następnie mobilizowana jest elastyczność dużych odbiorców i dopiero w dalszej kolejności – uruchamiane rezerwy gazowe. Dzięki cyfryzacji znaczną część tych decyzji podejmują algorytmy, ale ostateczna odpowiedzialność spoczywa na dyspozytorze.

Akceptacja społeczna i lokalne partnerstwa w miejscach dużej koncentracji OZE

Stabilność systemu technicznie można zapewnić, mimo to bez lokalnej akceptacji trudno budować nowe linie, farmy wiatrowe czy magazyny energii. Portugalia wyciągnęła wnioski z początkowych konfliktów wokół wiatraków i intensywnie rozwija modele współwłasności i korzyści lokalnych.

Na obszarach o dużym potencjale wiatrowym i słonecznym częstsze stają się projekty, w których gmina, wspólnoty mieszkańców lub lokalne spółdzielnie stają się mniejszościowymi udziałowcami inwestycji. Udział może przyjmować różne formy:

• pakiet udziałów w spółce projektowej,
• program lokalnych obligacji lub udziałów energetycznych dla mieszkańców,
• bezpośrednie zniżki na energię elektryczną dla odbiorców z sąsiedztwa instalacji.

Tam, gdzie powstają duże farmy solarne lub wiatrowe, operator systemu i inwestor organizują wspólne konsultacje techniczne. Mieszkańcy poznają planowany przebieg linii, zasady wycinki drzew, sposoby ograniczania hałasu i migotania cienia. Celem nie jest wyłącznie formalne „odhaczenie” konsultacji, lecz wczesne wychwycenie potencjalnych punktów zapalnych, które później mogłyby blokować kluczowe dla systemu inwestycje.

W kilku regionach, gdzie sieć niskiego napięcia szybko nasyciła się mikroinstalacjami PV, powstały tzw. lokalne fora energii. To platformy współpracy operatora dystrybucyjnego z samorządami, prosumentami i przedsiębiorcami. Omawia się tam nowe przyłączenia, potrzebę przebudowy stacji transformatorowych czy wprowadzenie lokalnych magazynów energii współfinansowanych z budżetów gmin.

Magazyny energii jako element wielowarstwowej obrony systemu

Portugalia nie dysponuje tak dużymi zasobami węgla czy gazu jak inne kraje europejskie, dlatego systemowo stawia na wielowarstwowe magazynowanie energii. Klasyczne elektrownie szczytowo‑pompowe są jedną warstwą, kolejne tworzą baterie, magazyny ciepła i – w przyszłości – wodór.

Duże magazyny bateryjne zlokalizowane w pobliżu głównych węzłów sieciowych pełnią podwójną funkcję. W normalnych warunkach arbitrażują cenę (ładują się w tanich godzinach, oddają energię w drogich), ale w sytuacjach krytycznych przechodzą w tryb usług systemowych: stabilizują częstotliwość, wspierają napięcie i zastępują chwilowo moc wirującą. Krótkie czasy reakcji baterii pozwalają „kupić” kilka minut potrzebnych na uruchomienie jednostek gazowych lub wodnych.

Na poziomie lokalnym powstają mniejsze magazyny wspierane przez programy pilotażowe. Osiedlowy magazyn kilkuset kWh umożliwia absorpcję nadwyżek z dachowych instalacji PV i zmniejsza ryzyko lokalnych przeciążeń transformatorów. Dla operatora dystrybucyjnego to tańsza alternatywa niż natychmiastowe przewymiarowanie całej infrastruktury.

Równolegle rozwijane są magazyny ciepła – od prostych zasobników wody w budynkach po przemysłowe instalacje z solami czy olejami termicznymi. Jeśli ciepło można przechować przez kilka godzin lub dni, elektryczne podgrzewanie wody czy powietrza można zgrać z profilami produkcji OZE, redukując szczytowe obciążenia sieci elektrycznej.

Hydrogen i paliwa syntetyczne jako przyszłe narzędzie bilansowania

Kolejną warstwą zabezpieczenia, która ma znaczenie szczególnie w kontekście długich epizodów niskiej produkcji z OZE, jest produkcja zielonego wodoru. Portugalia, dysponując dobrym nasłonecznieniem i dostępem do portów, rozwija projekty elektrolizerów zintegrowanych z farmami PV i wiatrowymi.

Wodór pełni kilka ról:

• pozwala zagospodarować nadwyżki energii w okresach silnego wiatru i dużej produkcji PV,
• może być magazynowany i przetwarzany w paliwa syntetyczne, które zastąpią część importu paliw kopalnych,
• w dłuższej perspektywie może częściowo zasilać elektrownie gazowe przystosowane do mieszanki H₂/CH₄.

W praktyce oznacza to, że w dniach, kiedy hurtowe ceny energii spadają do bardzo niskich poziomów, elektrolizery zwiększają pobór mocy, stabilizując system i tworząc produkt eksportowy. Gdy zapotrzebowanie na prąd jest wysokie, a produkcja z OZE niższa, jednostki te mogą ograniczyć pracę, ustępując miejsca odbiorcom wrażliwym.

Współpraca z Hiszpanią: wspólny rynek, wspólne ryzyka

Portugalia nie buduje stabilności w izolacji. Wspólny z Hiszpanią rynek energii elektrycznej (MIBEL) sprawia, że bilansowanie odbywa się de facto na poziomie całego Półwyspu Iberyjskiego. To znacząco zwiększa pulę dostępnych zasobów regulacyjnych i zmniejsza koszty utrzymania rezerw w każdym państwie z osobna.

Wysoka korelacja warunków pogodowych bywa wyzwaniem, ale różnice w strukturze miksu (większy udział energii jądrowej i innych technologii w Hiszpanii) działają stabilizująco. W godzinach, w których Portugalia ma nadmiar produkcji wiatrowej na wybrzeżu Atlantyku, część tej energii może płynąć do hiszpańskich centrów zużycia. Z kolei przy słabszym portugalskim wietrze system korzysta z hiszpańskich elektrowni wodnych i gazowych.

Aby w pełni wykorzystać potencjał tej współpracy, stopniowo zwiększa się przepustowości połączeń transgranicznych, a operatorzy pracują nad wspólnymi scenariuszami awaryjnymi. Ćwiczone są m.in. przypadki ograniczenia importu/eksportu do minimalnych wartości, aby krajowe zasoby poradziły sobie z nagłym szokiem. Scenariusze te uwzględniają specyfikę pracy inwerterowych źródeł OZE i rosnącą rolę magazynów energii po obu stronach granicy.

Znaczenie regulacji technicznych i standardów instalacji OZE

Oprócz sygnałów rynkowych, o rzeczywistej stabilności decydują szczegóły techniczne: parametry przyłączeń, wymogi dot. automatyki zabezpieczeniowej, jakość sprzętu. Portugalia aktualizuje kody sieciowe pod kątem systemu, w którym znaczną część mocy stanowią źródła inwerterowe.

Dla nowych instalacji PV i wiatrowych wymagane są m.in.:

• zdolność do pracy przy szerszym zakresie częstotliwości i napięcia niż dawniej,
• funkcje automatycznego ograniczania mocy przy przekroczeniu zadanych parametrów sieciowych,
• możliwość zdalnego sterowania współczynnikiem mocy i udziałem w regulacji napięcia.

Dodatkowo promuje się standardy jakości dla małych instalacji prosumenckich. Falowniki dachowych PV muszą spełniać podobne wymagania jak duże farmy: nie wyłączać się przy krótkotrwałych spadkach napięcia, reagować na zmiany częstotliwości zgodnie z wytycznymi operatora i umożliwiać przyszłe włączenie w programy zarządzania popytem.

Takie podejście minimalizuje ryzyko, że w krytycznym momencie tysiące małych jednostek wyłączą się jednocześnie, pogłębiając problem zamiast go łagodzić. System pozostaje bardziej przewidywalny, a operator może traktować rozproszoną generację jako zasób, a nie „czarną skrzynkę”.

Przenoszalność portugalskiego modelu i granice jego zastosowania

Nie każdy kraj ma dostęp do atlantyckiego wiatru, potencjału hydro i terminali LNG, dlatego prosty „eksport” portugalskiego miksu byłby iluzją. Przenoszalne są jednak zasady projektowania systemu, które stoją za portugalskim podejściem:

• traktowanie OZE jako głównego, a nie uzupełniającego źródła energii i podporządkowanie mu planowania sieci,
• wczesne inwestycje w elastyczność (magazyny, rezerwy, zarządzanie popytem), a nie dopiero po wystąpieniu problemów,
• silna cyfryzacja i automatyzacja – bez nich rosnący udział wiatru i słońca szybko wyczerpałby możliwości ręcznego sterowania,
• otwarty, połączony rynek energii, który pozwala handlować zarówno energią, jak i elastycznością pomiędzy krajami.

Kraj o niewielkim potencjale hydro może zastąpić zbiorniki wodne większym udziałem bateryjnych magazynów energii, szerszym wykorzystaniem ciepła sieciowego jako magazynu oraz lepiej zaprojektowaną elastycznością przemysłu. Państwo o słabszych połączeniach transgranicznych będzie musiało utrzymywać większe krajowe rezerwy, być może w postaci magazynów wodorowych lub bardziej rozbudowanego portfela elektrowni gazowych w trybie szczytowym.

Wspólnym mianownikiem pozostaje jednak dążenie do systemu, który jest elastyczny z natury, a nie stabilny wyłącznie dzięki dużym, rzadko uruchamianym blokom węglowym. Portugalia pokazuje, że przejście z jednego modelu do drugiego jest możliwe w stosunkowo krótkim czasie, o ile inwestycje w OZE są sprzężone z równoległym rozwojem mechanizmów stabilizujących i kulturą zarządzania ryzykiem po stronie operatorów.

Najczęściej zadawane pytania (FAQ)

Jak Portugalii udało się zrezygnować z węgla, a jednocześnie utrzymać stabilność systemu?

Portugalia nie odcięła się od węgla z dnia na dzień – proces wygaszania elektrowni węglowych był rozłożony na etapy i z wyprzedzeniem planowany przez operatora systemu REN. Dzięki temu można było stopniowo testować pracę systemu przy wysokim udziale OZE, wprowadzać modernizacje sieci i przygotowywać alternatywne źródła mocy.

Kluczowa była kombinacja kilku elementów: rozbudowana energetyka wodna (w tym szczytowo‑pompowa), elastyczne elektrownie gazowe pełniące rolę rezerwy, wzmocnione połączenia transgraniczne z Hiszpanią oraz lepsze prognozowanie produkcji z wiatru i słońca. Zanim zamknięto ostatnie bloki węglowe, system wielokrotnie pracował praktycznie bez węgla przez całe dni i tygodnie.

Jakie źródła energii zastąpiły w Portugalii elektrownie węglowe?

Podstawą portugalskiego miksu po wyjściu z węgla stały się odnawialne źródła energii: energetyka wodna, wiatrowa i słoneczna. Szczególnie ważna jest hydroenergetyka, która w tym systemie pełni rolę zarówno źródła energii, jak i „naturalnego magazynu” stabilizującego pracę sieci.

W momentach, gdy OZE nie pokrywają całego zapotrzebowania lub konieczne jest szybkie zwiększenie mocy, rolę wsparcia przejmują elastyczne elektrownie gazowe. Dodatkowym filarem są połączenia z zagranicą – nadwyżki mocy mogą być eksportowane, a w razie potrzeby kraj może importować energię z sąsiedniej Hiszpanii.

Jak Portugalia radzi sobie z niestabilnością wiatru i fotowoltaiki?

Portugalia łączy kilka rozwiązań: rozwiniętą energetykę wodną (w tym szczytowo‑pompową), zaawansowane prognozowanie pogody i produkcji OZE, elastyczne elektrownie gazowe oraz mechanizmy zarządzania popytem. Dzięki temu wahania produkcji z wiatru i słońca są „wygładzane” w skali godzinowej i dobowej.

W okresach nadwyżek produkcji OZE system może ograniczać pracę elektrowni wodnych, gromadzić wodę w zbiornikach, zasilać magazyny energii lub eksportować energię do Hiszpanii. W sytuacjach niedoboru – uwalniana jest moc hydroenergetyki, uruchamiane są jednostki gazowe, a część odbiorców może reagować na sygnały cenowe poprzez redukcję zużycia.

Jaką rolę w systemie Portugalii pełni energetyka wodna?

Energetyka wodna jest jednym z filarów stabilności portugalskiego systemu. Elektrownie wodne mogą szybko zwiększać lub zmniejszać moc, śledząc zmiany zapotrzebowania i produkcji z niestabilnych OZE. Są też kluczowe dla utrzymania częstotliwości i świadczenia usług systemowych.

W okresach wysokiej generacji z wiatru i słońca ograniczana jest produkcja z hydroenergetyki, a woda „oszczędzana” jest na później. Elektrownie szczytowo‑pompowe dodatkowo umożliwiają pompowanie wody do górnych zbiorników w czasie nadwyżek energii i oddawanie jej z powrotem, gdy zapotrzebowanie rośnie. W praktyce działa to jak wielkoskalowy magazyn energii.

Jak ważne są połączenia transgraniczne Portugalii z Hiszpanią?

Połączenia międzysystemowe z Hiszpanią są jednym z kluczowych elementów bezpieczeństwa pracy portugalskiej sieci przy wysokim udziale OZE. Umożliwiają eksport nadwyżek energii odnawialnej w godzinach, gdy produkcja przewyższa krajowe zużycie, oraz import energii w okresach niedoboru.

Dzięki integracji z większym systemem Półwyspu Iberyjskiego zmniejsza się ryzyko lokalnych niedoborów czy nadpodaży, a wahania produkcji wiatrowej i słonecznej są kompensowane w większej skali geograficznej. To pokazuje, że wysoki udział OZE jest znacznie łatwiejszy do utrzymania w systemach dobrze połączonych z sąsiadami.

Czego inne kraje mogą się nauczyć z portugalskiej transformacji energetycznej?

Portugalia pokazuje, że odejście od węgla może być bezpieczne dla systemu, jeśli jest planowane etapami i łączy inwestycje w OZE z przebudową całego rynku energii. Kluczowe wnioski to m.in.: konieczność rozwoju elastycznych mocy regulacyjnych (hydro, gaz, magazyny), wzmocnienia sieci oraz połączeń transgranicznych, a także inwestycji w cyfryzację i prognozowanie.

Istotna jest również spójna polityka regulacyjna – powiązanie celów klimatycznych z bezpieczeństwem energetycznym i jasny harmonogram wyłączania węgla. Dla krajów Europy Środkowo‑Wschodniej oznacza to, że technicznie możliwe jest szybkie ograniczanie roli węgla, o ile równolegle rozwijana jest infrastruktura, elastyczne źródła i nowoczesne zarządzanie systemem.

Kluczowe obserwacje

• Portugalia stała się przykładem kraju szybko odchodzącego od paliw kopalnych, w którym wysoki i rosnący udział OZE nie jest już epizodem, lecz trwałym elementem pracy systemu elektroenergetycznego.
• Kluczem do stabilności systemu bez węgla jest połączenie kilku filarów: odpowiedniej struktury mocy (wiatr, słońce, hydro, gaz), magazynowania energii, zarządzania popytem oraz integracji z sąsiednimi systemami.
• Wygaszanie elektrowni węglowych było procesem etapowym i planowanym, z wyprzedzeniem komunikowanymi datami zamknięcia, co pozwoliło operatorowi REN stopniowo dostosowywać zasady pracy sieci.
• Przed ostatecznym wyjściem z węgla Portugalia wielokrotnie testowała pracę systemu bez uruchamiania bloków węglowych, co zredukowało ryzyko techniczne i polityczne związane z definitywnym wyłączeniem.
• Stabilność sieci rozumiana jest szeroko: obejmuje sterowalność mocy, kontrolę częstotliwości, rezerwy oraz odporność na awarie i ekstrema pogodowe, a nie tylko unikanie blackoutów.
• Rekordowe udziały OZE traktowane są jako poligon doświadczalny – służą doskonaleniu prognoz, testowaniu magazynów i elektrowni szczytowo‑pompowych oraz procedur ograniczania produkcji OZE w razie nadpodaży.
• Portugalskie doświadczenia pokazują krajom odchodzącym od węgla, że rola gazu, hydroenergetyki, interkonektorów i cyfryzacji systemu rośnie wraz ze wzrostem udziału niestabilnych źródeł odnawialnych, a o powodzeniu przesądzają też decyzje regulacyjne i model rynku.