Hiszpania myli rezerwę z napięciem

Komisja Europejska zatwierdziła w ubiegłym tygodniu hiszpański mechanizm mocowy za 9 mld EUR, czyli system płatności dla elektrowni za samą gotowość do pracy w godzinach najwyższego zapotrzebowania. Madryt zgłosił plan w Brukseli już w grudniu 2024 r., ale polityczne tempo nadał mu blackout z kwietnia 2025 r., który pozbawił prądu 50 mln ludzi. Problem w tym, że śledztwo techniczne wskazało inną przyczynę awarii: niestabilność napięcia. Sieć nie straciła mocy wytwórczych, lecz kontrolę nad przepływem energii. Płatności za moce tego nie naprawiają.

Co naprawdę ustalili inżynierowie

Gdy 28 kwietnia 2025 r. hiszpański system elektroenergetyczny się załamał, kraj miał więcej niż wystarczającą moc wytwórczą, by pokryć popyt. ENTSO-E, organizacja koordynująca pracę europejskich sieci przesyłowych, poświęciła 472-stronicowy raport temu, co faktycznie zawiodło. Elektrownie gazowe nie dostarczyły mocy biernej, czyli tej części pracy systemu, która stabilizuje napięcie, choć miały taki obowiązek w kontraktach. Instalacje słoneczne, działające według przestarzałych reguł przyłączeniowych, nie mogły uczestniczyć w regulacji napięcia, mimo że technicznie były do tego zdolne.

Żadna z 21 rekomendacji ENTSO-E nie dotyczy mechanizmów mocowych. Clean Air Task Force zwraca uwagę, że takie mechanizmy nie są zaprojektowane pod usługi kontroli napięcia, czyli dokładnie ten element, który zawiódł. Nowy program za 9 mld EUR gwarantuje jedynie, że w systemie będzie wystarczająco dużo megawatów. Nie odpowiada na pytanie, czy sieć będzie potrafiła nimi zarządzać w czasie rzeczywistym.

Kto dostaje pieniądze, kto płaci rachunek

Roczny koszt programu wyniesie 900 mln EUR (El País, Concurrences). Trafi na rachunki za prąd jako opłata regulowana, co według szacunków rządu oznacza dla przeciętnego gospodarstwa domowego w standardowej taryfie około 4 eurocentów dziennie. Pieniądze otrzymają wytwórcy wyłonieni w aukcjach prowadzonych przez Red Eléctrica, hiszpańskiego operatora sieci przesyłowej.

Najwięcej do zyskania mają dotychczasowi gracze. Iberdrola, Naturgy i Endesa zarobiły w pierwszym kwartale 2026 r. 4,25 mld EUR, o 27,2% więcej rok do roku. Część tego wzrostu wynikała ze środków nadzwyczajnych po blackoucie, które uprzywilejowały produkcję z gazu.

Najlepiej widać to w wycenie usługi, która faktycznie zawiodła. Elektrownie gazowe dostają 100-200 EUR za jednostkę usługi kontroli napięcia, podczas gdy źródła odnawialne otrzymują około 1 EUR. Hiszpański regulator zaproponował podwojenie stawki dla OZE do 2 EUR. Branża solarna domagała się 50 EUR.

Hiszpania nie jest jedynym krajem, który źle diagnozuje problem

W ostatniej dekadzie ponad dwie trzecie z około 87 mld EUR europejskich płatności mocowych trafiło do wytwórców konwencjonalnych, wynika z danych Aurora Energy Research. Tempo wydatków rośnie. Według ACER, unijnej agencji regulatorów energii, koszty w całej UE sięgają już 6,5 mld EUR rocznie, po wzroście o 40% w ciągu jednego roku. Niemcy projektują własny mechanizm, a German New Energy Economy Association szacuje, że do 2050 r. może on kosztować 340-435 mld EUR. Według Bruegla ceny aukcyjne różnią się między państwami członkowskimi ponad dziesięciokrotnie, co sugeruje, że o skali wydatków częściej decyduje presja polityczna niż techniczna diagnoza.

Tańsze i bardziej precyzyjne rozwiązania już działają. Hiszpania w 2025 r. zaktualizowała kodeks sieciowy, czyli techniczne zasady przyłączania elektrowni do systemu, tak aby OZE mogły uczestniczyć w kontroli napięcia. Do kwietnia 2026 r. do programu zgłoszono 14,5 GW mocy, w tym 6 GW ze źródeł odnawialnych. Moc magazynów bateryjnych wzrosła od blackoutu o 589%. Rynek zareagował bez programu za 9 mld EUR.

Hiszpania zmieniła reguły sieciowe, by rozwiązać problem techniczny, ale równolegle wydaje 9 mld EUR na problem polityczny. Konsumenci zapłacą za jedno i drugie.