8 godzin temu
Kto zawinił w Hiszpanii?
Dzień po ogłoszeniu przez rząd Hiszpanii przyczyn blackoutu z 28 kwietnia tamtejszy operator przesyłowy Red Eléctrica (REE) przedstawił własną wersję wydarzeń, odrzucającą częściową odpowiedzialność za awarię.
Rząd, wśród przyczyn blackoutu wymienił złe planowanie ze strony operatora. W swoim raporcie stwierdził, iż REE nie podjęła odpowiednich działań zaradczych, po tym jak dzień przed awarią jeden z wytwórców z południowego zachodu Hiszpanii wycofał z grafiku na 28 kwietnia swoją elektrownię gazową z powodu awarii. W efekcie wirująca rezerwa w sieci była za mała, aby poradzić sobie ze zjawiskami, które doprowadziły do blackoutu.
REE te zarzuty odrzuciło, stwierdzając w swoim raporcie, iż blackout nie był efektem braku inercji w sieci, a raczej nieodpowiedzialnym i nieregulaminowym zachowaniem innych wytwórców.
Co do reszty i rząd i REE się zgadzają. Pierwszą kostką domina była farma fotowoltaiczna w prowincji Badajoz (właściciela utajniono), która odpowiadała za niepokojące oscylacje częstotliwości w sieci. Według REE, stało się tak z powodu awarii jej wewnętrznych urządzeń.
Operator twierdzi, iż nie miał z tym nic wspólnego, ale podjął działania zaradcze, które zawiodły. A to dlatego, i tu też się zgadza z rządem, oscylacje wywołały kaskadowe odłączanie odbiorców i źródeł, także odnawialnych, w efekcie znaczny wzrost napięcia w sieci i dalsze domino.
REE stwierdziło, iż jedna z linii 400 kV została odłączona, kiedy napięcie w niej sięgnęło 480 kV. Tyle, iż według operatora, inni przyłączeni do sieci przesyłowej wytwórcy odłączyli się od niej, zamiast spełniać swoje umowne zadania m.in kompensacji mocy biernej itp. W efekcie, przy spadającym odłączaniu się odbiorców i źródeł, napięcie w sieci skoczyło na tyle, iż wszystko padło.
Tak więc, według rządu, winne jest złe planowanie REE, a potem nieregulaminowe zachowania wytwórców w elektrowniach gazowych, atomowych, wodnych i jednej węglowej. A według REE, wszystko się zgadza, za wyjątkiem tego, jakoby operator coś źle zaplanował. Czekamy na raport ENTSO-E, który będzie jesienią. Poniżej prezentujemy stworzoną przez chatGPT tabelkę zawierającą główne różnice między raportami rządu i REE.
Tymczasem hiszpański urząd ds. konkurencji i energii (CNMC) zaktualizował w czwartek przepisy regulujące obowiązki w zakresie kontroli napięcia w sieci elektroenergetycznej. Celem jest poszerzenie roli źródeł odnawialnych, takich jak energia słoneczna i wiatrowa - poinformował Reuters.
Dotychczas jedynie elektrownie konwencjonalne – węglowe, gazowe, jądrowe i wodne – miały obowiązek i możliwość świadczenia usług stabilizacji napięcia. Nowe przepisy, które zastępują stare 25-letnie regulacje, nakładają na instalacje odnawialne obowiązek posiadania mechanizmów kontroli napięcia i umożliwiają im świadczenie takich usług.
Dzięki nowym regulacjom farmy wiatrowe i słoneczne uzyskają taki sam status jak elektrownie konwencjonalne przy kontrolowaniu napięcia.
Zmiany zaproponował REE jeszcze w 2021 roku.
KE proponuje koniec rosyjskiego gazu od 2028 roku
Komisja Europejska ka przedstawiła projekt rozporządzenia, wygaszającego stopniowo możliwości importu gazu z Rosji. Od 1 stycznia 2026 roku zakazany będzie więc import gazu i LNG, kupowanego na spocie, oraz na mocy kontraktów krótkoterminowych, zawartych lub aneksowanych po 17 czerwca 2025 roku. jeżeli takowe ktoś ma, to zakaz obowiązuje od 17 czerwca 2026.
Rozporządzenie ustanowi ochronę prawną przed pozwami wobec tych, którzy przestaną zakontraktowany rosyjski gaz. Ale w projekcie jest też ukłon w stronę Węgier i Słowacji, które dalej chcą kupować od Gazpromu. Muszą one przestać odbierać rosyjski gaz od 1 stycznia 2028, o ile zawarły długoterminowe kontrakty przed 17 czerwca 2025. Co prawda nie wskazuje się tych państw w projekcie z nazwy, tylko określa się jako kraje nie posiadające dostępu do morza (i nierosyjskiego LNG). I w związku z tym mają więcej czasu w dostosowanie się do regulacji.
Przyjęcie tych rozwiązań w formie rozporządzenia, a nie sankcji omija groźbę weta ze strony Węgier i Słowacji. PE na pewno cały pomysł co do zasady poprze, a w Radzie UE decydować będzie większość głosów, więc Orban i Fico zostaną przegłosowani. Choć sprawa nie pozostało przesądzona, bo obiekcje wobec projektu przedstawiła także Belgia.
Rynek najwyraźniej już zdyskontował nadchodzące embargo, bo ceny gazu na 2026 rok nie wzrosły. A paradoksalnie lekki wzrost by się przydał, aby zachęcić graczy do gromadzenia zapasów na zimę celem odsprzedania ich w okresie zimnym drożej. w tej chwili spread lato/zima jest na poziomie 1,5 euro za MWh i to w zasadzie granica opłacalności.
Gaz-System dostał miliardy na gazociągi
Gaz-System dostał 2,2 mld złotych preferencyjnej pożyczki z KPO na projekt pływającego terminala LNG w Gdańsku. Zgodnie z umową z BGK, oprocentowanie to 0,5% rocznie, pożyczka jest na 25 lat, a rozpoczęcie spłat jest odroczone o 2 lata.
Przy czym pożyczka jest przeznaczona na budowę lądowej części całego programu FSRU, wycenianego przez operatora na 4,5 mld złotych bez kosztów czarteru pływającego terminala od Mitsui.
Ta lądowa część to około 250 km gazociągów wysokiego ciśnienia prowadzących z Gdańska do. węzła Gustorzyn koło Włocławka. Pożyczka nie będzie więc miała większego wpływu na stawki taryfy regazyfikacyjnej, którą zapłaci Orlen za odbiór ponad 6 mld m sześc. gazu przez FSRU. Albowiem to płocki koncern zarezerwował już całość zdolności terminala, który ma zacząć działać na początku 2028 roku.
Wodór dla Orlenu i Tauronu
Orlen i Tauron dostały niemal 2 mld złotych z KPO na projekty wodorowe. Orlen dostał 1,7 mld złotych dotacji na 2 projekty: Green H2 i Hydrogen Eagle.
Green H2 to projekt spółki celowej Lotos Green H2. Przewiduje produkcję przy pomocy OZE zielonego wodoru, który potem zostanie wykorzystany w procesach produkcji paliw w rafinerii w Gdańsku. Składa się na niego 100 MW elektrolizer połączony z instalacją magazynowania produktu.
Z kolei Hydrogen Eagle to projekt złożony zarówno z elektrolizy jak i wytwarzania tego gazu z odpadów komunalnych w technologii waste-to-hydrogen. Instalacje mają powstać nie tylko w Polsce, ale także w Czechach i na Słowacji. Pięć z nich ma produkować wodór z elektrolizerów, zasilanych energią z morskiej farmy wiatrowej Orlenu, natomiast w Płocku, Ostrołęce i w Czechach mają powstać trzy instalacje produkcji wodoru z odpadów. W sumie koncern planuje wytwarzać w ramach całego projektu 50 tysięcy zielonego i nieskoemisyjnego wodoru w 2030 roku.
Arcelor Mittal nie chce 1,5 mld euro
Grupa Arcelor‑Mittal zapowiedziała, iż odstępuje od swoich planów przekształcenia dwóch niemieckich hut – w Bremen i Eisenhüttenstadt – na produkcję „zielonej stali” opartej na technologii wodorowej. W związku z tym przedsiębiorstwo zrezygnowało z ubiegania się o dotacje rządowe i regionalne o wartości 1,3 mld euro.
Spółka tłumaczy, iż wysokie koszty energii w Niemczech sprawiają, iż projekt staje się nieopłacalny, choćby przy wsparciu finansowym. Arcelor‑Mittal zwrócił uwagę na brak konkurencyjności technologii wodorowych i brak dostępu do taniego, odnawialnego wodoru oraz na problemy na rynku stali w UE. To już drugi taki zarzucony projekt największego koncernu hutniczego w EU. Wcześniej zrezygnowano z przestawienia na wodór huty w Dunkierce.
