Zawodna niezawodność

W czwartek 14 sierpnia w północno-wschodniej części Stanów Zjednoczonych oraz południowo-wschodnich prowincjach Kanady miała miejsce największa awaria sieci elektroenergetycznej w historii Ameryki Północnej. Krótko po godzinie 16 czasu lokalnego przerwano dostawy energii elektrycznej w regionie Ohio, Nowego Jorku, New England, Massachusetts, Connecticut, Michigan, Ontario, Pensylwanii, północnego New Jersey, a po stronie kanadyjskiej - w prowincji Quebec. W sumie przerwa w dostawie energii elektrycznej, zwana popularnie blackoutem, objęła około 9300 mil kw., w tym około 50 mln ludzi (około 15 mln klientów), a łącznie wyłączone zostało 61300 MW mocy.

Skutki

W wyniku awarii wyłączonych zostało ponad 100 elektrowni w USA i Kanadzie, w tym 22 elektrowni nuklearnych. Na szczęście żadna z elektrowni jądrowych nie uległa uszkodzeniu. We wszystkich poprawnie zadziałały systemy zabezpieczeń służące ochronie jednostek w momencie awarii sieci, bądź znacznych wahań parametrów sieciowych. W sytuacji zagrożenia, w celu ochrony sprzętu, elektrownie są automatycznie wyłączane. Dodatkowo, każda z nich posiada dodatkowe zasilanie, przeważnie ze strony awaryjnych generatorów spalinowych, tzw. EDG (emergency diesel generators), które w razie awarii dostarczają energię na potrzeby podstawowych systemów bezpieczeństwa, utrzymujących i monitorujących bieżący stan reaktora. Jak ustalono, wszystkie z nich także zadziałały poprawnie.
Awaria spowodowała zatrzymanie się pociągów, wind, a brak sygnalizacji świetlnej wywołał niemały chaos w ruchu ulicznym dużych aglomeracji. Brak energii elektrycznej dotknął także ruch powietrzny. Na kilku lotniskach regionu zawieszono wszystkie loty. Mieszkańcy stanu Michigan ucierpieli dodatkowo w wyniku braku wody, która dostarczana jest tam przy użyciu pomp elektrycznych.
W półtorej godziny od awarii, działalność zawiesiła nowojorska giełda towarowa NYMEX (New York Mercantile Exchange) z powodu braku dostępu uczestników giełdy do elektronicznych systemów handlowych i rozliczeniowych. Wstrzymanie operacji giełdowych trwało około 5 godzin, a wznowienie działalności nastąpiło dopiero o godz. 22.
O wiele dłużej trwała wyjątkowa sytuacja w Ontario. Tamtejszy, niezależny operator rynku energii elektrycznej na 8 dni zawiesił działalność konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. W tym czasie energia była dystrybuowana manualnie przez operatora do odbiorców, a w razie konieczności dokonywano zakupu energii elektrycznej z sąsiednich obszarów. Cena płacona za energię elektryczną w tym okresie była ceną administracyjną, ustalaną na podstawie historycznych cen rynkowych w analogicznych okresach.

Przywracanie normalnych dostaw

Po kilku godzinach udało się przywrócić energię elektryczną w części z dotkniętych rejonów. Do godz. 23 dostawy energii zostały wznowione w Pensylwanii, Ohio oraz u 75% odbiorców New Jersey. Dłużej musieli czekać mieszkańcy rejonu Cleveland oraz stanu Nowy Jork (szczególnie okolic wodospadu Niagara) - tam dostawy energii przywrócono następnego dnia. Wraz z szybkim wznowieniem dostaw, operatorzy apelowali do konsumentów o maksymalną redukcję poboru energii elektrycznej. W początkowym okresie istniało duże niebezpieczeństwo niedoboru wytwarzanej energii dlatego, że znacznej liczbie wytwórców nie udało się jeszcze wznowić produkcji (wiele elektrowni planowało wznowić pracę dopiero w trakcie weekendu). Operatorzy zapowiadali, że w przypadku dużego wzrostu zapotrzebowania, będą zmuszeni dokonywać chwilowych, kontrolowanych wyłączeń niektórych obszarów. Sytuacja taka wystąpiła w przypadku FirstEnergy Corp., które po przywróceniu dostaw prądu do 1,4 mln klientów, było zmuszone na 2 godziny odciąć dostawy energii do 125 tys. odbiorców.

Przyczyny awarii

Już po kilku godzinach od momentu wystąpienia awarii wykluczono możliwość jakoby przyczyną tej sytuacji był atak terrorystyczny. Pojawiły się za to liczne sprzeczne informacje na temat ewentualnego źródła całego zdarzenia. Kanadyjski Departament Obrony Narodowej za przyczynę awarii podał uderzenie pioruna w regionie Niagary po stronie Stanów Zjednoczonych. Rzecznik kanadyjskiego premiera stwierdził, że awaria zapoczątkowana została przez pożar w elektrowni Consolidated Edison w stanie Nowy Jork. Były też głosy na temat ewentualnej awarii w jednej z elektrowni jądrowych w Pensylwanii. Wszystkie te oskarżenia szybko spotkały się z krytyką ze strony przedstawicieli tamtejszego operatora – Niagara Mohawk, którzy stwierdzili, że żadne takie fakty nie miały miejsca. Potwierdziła to również stanowa agencja zarządzania kryzysowego, twierdząc, że w żadnej z tych elektrowni nie zanotowano problemów.
Pomimo tych wyjaśnień oraz faktu, że prawo stanu Nowy Jork zapewnia ochronę prawną przedsiębiorstw elektroenergetycznych w przypadku awarii systemu, akcje brytyjskiego NGT (National Grid Transeco) – właściciela Niagara Mohawk podczas piątkowej sesji straciły na wartości 4%. Wiele przedsiębiorstw sieciowych operujących na obszarach dotkniętych awarią zanotowało podobne spadki. Analitycy zgodnie stwierdzili, iż przedsiębiorstwa te są chronione prawnie i w przypadku, gdy nie zostanie im udowodnione rażące zaniedbanie, ich koszty ograniczone zostaną wyłącznie do kosztów związanych z przywróceniem normalnych dostaw do odbiorców. Pomimo to istniało duże ryzyko związane z możliwością utraty reputacji i zaufania ze strony klientów, między innymi wskutek akcji medialnej, a to mogło przynieść o wiele wyższe koszty.
Agencja ratingowa Standard & Poor’s Ratings Services zapowiedziała 18 sierpnia, że nie zamierza obniżać oceny kredytowej przedsiębiorstw energetycznych, które ucierpiały w wyniku awarii. Agencja uznała, że pomimo iż są one odpowiedzialne za przywrócenie dostaw i normalnego funkcjonowania sieci, to nie odpowiadają za wywołanie całego zdarzenia. Poza tym zaangażowanie tych podmiotów w szybkie przywrócenie dostaw energii elektrycznej może wygenerować dodatkową wartość.
Wkrótce po awarii, wiele instytucji i agencji rządowych zapowiedziało śledztwo w sprawie wyjaśnienia przyczyn zaistnienia tego zdarzenia. Jedną z takich organizacji była rada zajmująca się niezawodnością działania sieci elektroenergetycznej w Ameryce Północnej – NERC (North American Electric Reliability Council). Rada powstała po jednej z dużych awarii sieci w 1965 roku, właśnie w celu przeciwdziałania tego typu wypadkom w przyszłości. W ciągu niespełna 40 lat działalności NERC miały miejsce dwie większe awarie: 1977 r. w Nowym Jorku oraz 1996 r. na zachodzie Stanów Zjednoczonych. Jednak ta z 14 sierpnia tego roku okazała się największa w całej historii Ameryki Północnej.
Już w pierwszych komentarzach przewodniczący NERC (Michael Gent) wykluczył możliwość, aby bezpośrednią przyczyną było uszkodzenie jakiejkolwiek z elektrowni. Tak duża awaria musiała bowiem zostać wywołana awarią sieci. Organizacja wykluczyła również możliwość przeciążenia sieci w wyniku wysokich temperatur oraz ponadprzeciętnego zapotrzebowania (w momencie wystąpienia awarii, nie więcej niż 70% możliwości wytwórczych było zaangażowane w celu zaspokojenia popytu w obszarze).
Podejrzenia Rady skupiły się od razu na amerykańsko-kanadyjskim systemie problematycznej sieci transmisyjnej (tzw. Lake Erie Loop) w rejonie jeziora Erie, łączącej Nowy Jork z Detroit, Detroit z Kanadą, a Kanadę z Nowym Jorkiem. Już 15 sierpnia wieczorem NERC poinformowało, że pierwsza awaria nastąpiła na 345-kilovoltowej linii koło Cleveland. W krótkim czasie po niej, uszkodzeniu uległy kolejne linie w Ohio, a w dalszej kolejności wyłączyły się dalsze linie na Środkowym Zachodzie, Kanadzie i ostatecznie Północnym Wschodzie. W swoim śledztwie, NERC ustaliło bowiem, że w czasie kiedy przepływ energii został zakłócony, obsługa techniczna zauważyła niespodziewane zdarzenie na północnej linii wspomnianej pętli: około 300 MW energii płynącej na wschód, nagle odwróciła swój bieg i w ciągu sekund 500 MW zaczęło płynąć w kierunku zachodnim. Ponieważ prąd wybiera sobie najłatwiejszą ścieżkę, zmiana kierunku musiała zostać wywołana nagłą redukcją mocy gdzieś na linii w zachodnim krańcu pętli. W wyniku tego, poziomy energii w systemie zaczęły się wahać, co spowodowało, że wytwórcy i inne sieci w regionie zaczęły się wyłączać automatycznie.
Rada przedstawiła szczegółowy rozkład czasowy zdarzeń inicjujących ostateczny „blackout”. O godz. 15:06 uszkodzeniu uległa pierwsza 345 kV linia przesyłowa na zachód od Cleveland. Zwykle, awaria taka nie powinna nieść poważnych konsekwencji, ponieważ obciążenie wyłączonej linii przenoszone jest na linie sąsiednie, jednak w wyniku nadmiernego obciążenia, jedna z linii uległa dużemu rozciągnięciu i zahaczyła o drzewo, co spowodowało jej odłączenie (po 26 minutach od pierwszej awarii). Pozostałe linie przesyłowe w rejonie Cleveland były już w tym momencie silnie przeciążone. Zawiodły trzy kolejne (ostatnia o godz. 16:06). W wyniku tych wyłączeń, w przeciągu kolejnych kilku minut systemy elektroenergetyczne na wschodzie Stanów Zjednoczonych i w Kanadzie zanotowały znaczne wahania napięcia i kierunków przepływu energii. W efekcie wyłączone zostały kolejne linie i elektrownie. O godz. 16:11 nastąpiła przerwa w dostawie energii.
Dalsze śledztwo skupiło się więc na poszukiwaniu przyczyn, które wywołały uszkodzenie pierwszej z linii. Grupa śledcza założyła, że najbardziej prawdopodobną przyczyną był błąd ludzki polegający na niedotrzymaniu określonych standardów przesyłowych (mogło się także okazać, że niewystarczające okazały się istniejące standardy). Głównym podejrzanym stało się przedsiębiorstwo obsługujące dostawy energii w regionie Ohio – firma FirstEnergy Corp. Wyjaśnienia wymagało: co doprowadziło do awarii linii przesyłowej oraz dlaczego po wyłączeniu kolejnych linii system lokalny nie został całkowicie odcięty, a sąsiedni operatorzy poinformowani o wyjątkowej sytuacji. Na wiadomość, że FirstEnergy może być odpowiedzialnym całego zdarzenia oraz w perspektywie ewentualnych konsekwencji prawnych (kary ze strony regulatora, pozwy cywilne), wartość akcji przedsiębiorstwa spadła o około 14%.
Jak ustalono, około dwie godziny przed przerwą w dostawie energii wyłączona została elektrownia Eastlake należąca do FirstEnergy. Zgodnie z zasadami, operator był zmuszony zapewnić awaryjną generację z innej elektrowni, zwrócić się o pomoc do sąsiednich operatorów, skorzystać z systemu rezerw lub ostatecznie odciąć część odbiorców aby zapewnić zbilansowanie produkcji energii elektrycznej w systemie z zapotrzebowaniem. Według ekspertów, utrata jednego wytwórcy jest wystarczającym powodem do przeciążenia linii, w momencie gdy nie zostają podjęte żadne kroki zapobiegawcze.
Według jednego z raportów, w godzinach przed ostateczną awarią, FirstEnergy nie chcąc przekazywać własnej sprzedaży do innych operatorów, ani nie korzystając z rezerw systemowych, być może pobierała nieplanowaną energię elektryczną z sąsiednich sieci. Jest to praktyka znana jako „leaning on the grid”, czyli dosłownie „kładzenie się na sieci”. Raport stanowi, że w czasie przed awarią, FirstEnergy importowało duże ilości energii elektrycznej z Detroit Edison, American Electric Power (AEP) i innych. Firma AEP, która jest współwłaścicielem niektórych linii razem z FirstEnergy potwierdziła, że jej systemy automatycznej kontroli wykryły nadzwyczajne warunki i odłączyły linie łączące obszar AEP z Ohio. Odłączenie obszaru Ohio od niektórych systemów sąsiadujących spowodowało cyrkulację energii wewnątrz obszaru, a także w systemach jeszcze połączonych. System AEP zadziałał poprawnie odłączając się w momencie przeciążenia. Zarzutem pod jego adresem może być jedynie to, że nie ostrzegł innych przed problemem. Pozostałe przedsiębiorstwa sieciowe w tym czasie nie wiedziały, co dzieje się na terenie FirstEnergy, który stał się „czarną dziurą” wysysającą energię z sąsiednich obszarów.
Kiedy 680 MW jednostka z Eastlake uległa awarii, operator już miał niedobór energii elektrycznej z powodu rozległej awarii jednej z elektrowni atomowych. Operatorzy z FisrtEnergy powinni byli więc być świadomi poważnego problemu i podjąć odpowiednie kroki zapobiegające destabilizacji systemu. Przedstawiciele FirstEnergy powiedzieli w zeznaniach, że wprawdzie poprosili o 595 MW energii z systemu rezerw automatycznych (ARS), ale dostarczono jedynie 342 MW. Ujawnione rozmowy telefoniczne pomiędzy operatorami FirstEnergy i niezależnego operatora na środkowym zachodzie (MISO) ukazały, że operatorzy FirstEnergy nie mieli żadnego pojęcia o tym, co działo się w ich obszarze w kluczowych, krytycznych godzinach przed „blackoutem” z powodu problemów komputerowych w ich centralnym pomieszczeniu kontrolnym. W pomieszczeniu tym powinien się włączyć alarm, który nie zadziałał. Ujawniono również, że ani operatorzy FirstEnergy, ani MISO nie podjęli żadnych działań w stosunku do serii uszkodzeń linii przesyłowych, które poprzedziły ogólną awarię. Operatorzy FirstEnergy wiedzieli, że coś się dzieje, ale z uwagi na kłopoty komputerowe, nie mieli pojęcia, które z linii są w danej chwili przeciążone.
Powyżej zaprezentowane zostały niektóre z dotychczasowych ustaleń śledztwa w sprawie największej w historii awarii systemu elektroenergetycznego w Ameryce Północnej. Ciągle jednak nie ukazał się ostateczny raport, który jednoznacznie wskazywałby odpowiedzialnych za powstanie całego zdarzenia. Śledztwo obejmuje analizę niezliczonych ilości danych, a moment ogłoszenia ostatecznego raportu jest ciągle przesuwany.
Błędem z pewnością jest fakt, iż projektując system, nie przewidziano kaskadowego wyłączania się prądu. Sieć powinna być izolowana by nie dopuścić do takiego efektu domina. Jeżeli problem zaczął się w Ohio, czy Michigan, jego zasięg nie powinien sięgnąć Manhattanu. NERC zakomunikowało, że w 2002 r. było 97 naruszeń standardów planowania oraz 444 naruszenia standardów operacyjnych. Jak twierdzi organizacja, około połowa z nich była tego typu, że mogła doprowadzić do dużych awarii.
W poszukiwaniu winnych

Po awarii z 14 sierpnia rozgorzała prawdziwa debata na temat polityki energetycznej Stanów Zjednoczonych, sieci elektroenergetycznej oraz kierunków, w których powinna podążać energetyka.
Często wskazywano na brak odpowiedniej koordynacji i planowania pomiędzy regionami. Dużą winę za awarię zrzucono jednak na przestarzałą sieć energetyczną, a przede wszystkim na deregulację w sektorze elektroenergetycznym, która nie dostarcza odpowiednich bodźców, skłaniających do inwestycji w unowocześnianie i rozbudowę sieci przesyłowej. W trakcie liberalizacji sektora zapomniano, że służy on dobru publicznemu i powinien zapewniać stabilność i niezawodność. W efekcie, sieć jest niedoinwestowania i nie jest w stanie utrzymać potrzeb gospodarki, która w dużej mierze oparta jest na energii elektrycznej.
Sektor elektroenergetyczny w Stanach Zjednoczonych wykorzystał zalety wolnego rynku jedynie do wytwarzania właściwej ilości energii elektrycznej po właściwej cenie. Energia elektryczna nie jest jednak zwykłym produktem, który można przechowywać w dużych ilościach. System elektroenergetyczny potrzebuje znacznej nadwyżki mocy wytwórczych i zdolności przesyłowych, aby móc sprostać szczytowemu zapotrzebowaniu, takiemu jak w upalnych dniach sierpnia. System wymaga również dużego zaangażowania w zakresie planowania i koordynacji oraz bodźców w obszarze utrzymywania i unowocześniania linii transmisyjnych. Liberalizacja, jaką przeprowadzono w Stanach Zjednoczonych, nie spisała się w żadnym z tych punktów. Istnieją trzy podstawowe powody, dla których nowe mechanizmy nie zadziałały do końca właściwie:
a) Istnieje określony, stosunkowo stały popyt na energię elektryczną, a zdolności wytwórcze jedynie nieznacznie go przewyższają (nie istnieją duże nadwyżki mocy), w związku z czym przedsiębiorstwa wytwórcze mają duże możliwości aby manipulować cenami.
b) Pomysł stworzenia dużego narodowego rynku do handlu energią elektryczną ma większy sens jako teoria ekonomiczna niż fizyczna, ponieważ „pochłania energię aby przesyłać energię”. Jak twierdzą specjaliści, przesył energii elektrycznej jest wydajny na odległość najwyżej kilkuset kilometrów, na większe odległości przestaje to być technicznie efektywne z uwagi na duże straty energii.
c) Lokalni operatorzy na zliberalizowanym rynku energii nie posiadają bodźca ekonomicznego aby inwestować w rozwój infrastruktury sieciowej. Brak rozwoju sieci napotyka na wzrost przesyłanej energii elektrycznej związanym z rosnącym zapotrzebowaniem, ale przede wszystkim z możliwościami wolnego rynku i wzmożonym przesyłem energii elektrycznej na znaczne odległości. Powoduje to, że linie pracują w warunkach zbliżonych do ich maksymalnych możliwości.
d) W poprzednim systemie, przedsiębiorstwo zajmujące się dostawą energii elektrycznej do klientów było zmuszone dostarczać plany rozwoju do komisji stanowej. Obydwie organizacje prognozowały popyt na energię elektryczną i podejmowały decyzje, jakie ewentualne inwestycje w moce wytwórcze lub sieć elektroenergetyczną należy podjąć. Następnie, w celu pokrycia kosztów, ustalano ceny. W obecnych warunkach, nikt nie odgrywa decydującej roli w zakresie planowania.
Wielu uważa, że sytuacja z 14 sierpnia jest czymś w rodzaju budzika. Nowa ustawa energetyczna, która w czasie ostatniej awarii już była w Kongresie, powinna wymusić większe inwestycje w sieć elektroenergetyczną. Do tej pory nikt o to nie zabiegał, gdyż nie było to zbyt popularne ani efektowne dla potencjalnych zwolenników. Ostrzega się jednak, że dla podniesienia niezawodności sieci, nie wystarczy po prostu wyrzucić mnóstwa pieniędzy. Odpowiednie inwestycje wymagają planowania i wydatków we właściwych miejscach. Jak się uważa, niezawodność sieci może zostać w dużym stopniu podniesiona poprzez kierunkowe (dedykowane) wytwarzanie oraz zarządzanie stroną popytową.
W konsekwencji sytuacji z 14 sierpnia, w ostatnich miesiącach wyraźnie wzrosła uwaga, jaką zaczęto przypisywać bezpieczeństwu dostaw energii elektrycznej. Warto więc podnieść kilka podstawowych i praktycznych pytań:
- Kiedy można stwierdzić, że osiągnięty został wystarczający poziom bezpieczeństwa?
- Czy liberalizowane rynki dostarczają odpowiedni poziom bezpieczeństwa?
- W jaki sposób, nie pomniejszając konkurencji wolnorynkowej, regulator może dostarczyć odpowiednich bodźców w celu podniesienia bezpieczeństwa?
Zbudowanie i utrzymanie właściwego poziomu dostaw energii elektrycznej jest z natury problematyczne z kilku powodów:
- żaden system nigdy nie jest całkowicie bezpieczny i przy poniesieniu pewnych kosztów każdy system może zostać uczyniony bardziej bezpiecznym;
- nie istnieje żaden bezpośredni „rynek” bezpieczeństwa, trudno więc stwierdzić jaki poziom bezpieczeństwa jest wystarczający;
- ponieważ infrastruktura elektroenergetyczna jest bardzo kapitałochłonna, koszty nadmiaru bezpieczeństwa systemu są bardzo wysokie, a efekty publicznie niewidocznie. Koszty niedostatecznego bezpieczeństwa są również (przynajmniej potencjalnie) bardzo wysokie, ale dla odmiany bardzo widoczne (za każdym razem gdy pojawia się niedobór energii, zdarzeniu towarzyszy duże zainteresowanie polityczne i medialne);
- w sytuacjach spektakularnych awarii systemów (takich jak ostatnio), zawsze istnieje tendencja do wydawania publicznych pieniędzy na duże, nieprzygotowane projekty;
- istniejąca nieufność w stosunku do sprywatyzowanych lub zliberalizowanych rynków, powraca triumfalnie w momentach, gdy pojawiają się większe awarie.
Bezpośrednio po sytuacjach kryzysowych, wzmaga się więc polityczna presja w kierunku interwencji państwa i wydawania publicznych środków na podniesienie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Stwarza to szczególny problem w zliberalizowanych systemach, gdzie rynki powinny (z założenia) same ustalać właściwy poziom bezpieczeństwa. W przypadku próby wyręczania rynku przez rząd, każdorazowo gdy dostawy energii elektrycznej są poważnie zagrożone, indywidualna skłonność do inwestowania może zostać pomniejszona, przez co niektóre korzyści z liberalizacji mogą zostać utracone.
Jaki stopień bezpieczeństwa jest więc wystarczający? Odpowiedź wydaje się być bardzo prosta: jest to balans pomiędzy kosztami zwiększenia bezpieczeństwa a korzyściami, jakie może ono przynieść. Z jednej strony, pomiar kosztów zwiększenia bezpieczeństwa systemu jest bardzo prosty. Generalnie, koszty zwiększają się nieproporcjonalnie szybko w momencie zbliżania się do 100% bezpieczeństwa. Z drugiej jednak strony, ocena korzyści ewentualnych usprawnień jest trudniejsza do oceny, ponieważ nie istnieje żaden rynek, na którym klienci mogliby wyrazić swoje preferencje odnośnie stopnia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Można jednak założyć, że skłonność płacenia przez klientów za dodatkowe bezpieczeństwo w momencie zbliżania się do 100% bezpieczeństwa systemu będzie spadać.
Kto powinien dostarczać właściwy poziom bezpieczeństwa? Postawa wobec tego pytania jest generalnie wskaźnikiem podejścia do liberalizacji rynków energii. Osoby, u których występuje duży entuzjazm wobec liberalizacji (Wielka Brytania, Stany Zjednoczone), oczekują, że rynki same będą zapewniać właściwy poziom bezpieczeństwa. Natomiast ci, których postawa wobec liberalizacji jest bardziej sceptyczna (Europa kontynentalna), uważają, że rynki nie są w stanie same zapewnić wystarczającego poziomu bezpieczeństwa. Oczekują oni, że rząd określa i w razie konieczności finansuje właściwy poziom bezpieczeństwa. W obydwu podejściach istnieją elementy „za” i „przeciw” takiemu rozwiązaniu. Z uwagi, że bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej ma charakterystykę dobra publicznego, wolny rynek będzie zawsze dążył do minimalizowania wydatków na jego poprawę. Z kolei skupienie odpowiedzialności za sieć elektroenergetyczną w rękach monopolu może prowadzić do nadmiaru inwestycji w bezpieczeństwo, ponieważ konsekwencje (zarówno polityczne, jak i ekonomiczne) ryzykowania przerw w dostawach są w tym wypadku bardziej dotkliwe niż utrzymywanie znacznej nadwyżki zdolności przesyłowych.

Seria awarii w Europie

Austria
Bliskim doświadczenia przerw w dostawach energii elektrycznej była 27 sierpnia Austria. Zgodnie z tym, co ujawnił austriacki producent i dystrybutor energii elektrycznej – firma Verbund, w wyniku zwiększonych przepływów energii, spowodowanych awarią 380-kV linii pomiędzy Węgrami i Chorwacją, o godzinie 9:15 nastąpiła sytuacja krytyczna w sieci austriackiej. Linie biegnące z północy na południe były silnie przeciążone, co wywołało przerwę w połączeniu z Czechami. Tylko dzięki natychmiastowym działaniom, polegającym na szybkim przełączeniu niektórych linii oraz wykorzystaniu wszystkich dostępnych elektrowni w regionie, udało się utrzymać dostawy energii elektrycznej oraz zapobiec większej awarii. Do ustabilizowania sytuacji przyczyniły się także dobre połączenia z krajami sąsiednimi.

Wielka Brytania
28 sierpnia miała miejsce awaria sieci elektroenergetycznej w Londynie, w wyniku czego dostaw energii elektrycznej pozbawionych zostało około 410 tys. klientów. Awaria nastąpiła w czasie popołudniowego szczytu i objęła 20% dostaw energii elektrycznej Londynu. Z uwagi na porę, o jakiej wystąpiła awaria, największy chaos wywołała ona w systemie komunikacyjnym. Dopływy prądu w większości dotkniętych obszarów udało się przywrócić w przeciągu 30 minut, jednak pełne usunięcie awarii zajęło około dwóch i pół godziny. Jak ogłosił brytyjski operator NGT (National Grid Transco), główną przyczyną awarii był niewłaściwie zainstalowany przekaźnik zabezpieczający. Podobna awaria miała jeszcze miejsce w kolejnym tygodniu w Birmingham. Dotknęła ona około 220 tys. klientów i wywołana została przez podobną usterkę.

Szwecja i Dania
23 września, około 5 mln ludzi w południowej Szwecji i wschodniej Danii na kilka godzin zostało pozbawionych prądu. Była to najgorsza awaria sieci elektroenergetycznej w tamtym rejonie od 20 lat. Pomimo, iż dostawy energii elektrycznej udało się wznowić w przeciągu kilku godzin, to awaria wywołała duże zamieszanie, szczególnie w większych z dotkniętych miast, takich jak Kopenhaga. Awaria została zapoczątkowana w Szwecji. O 12:35 z niewiadomych przyczyn wyłączono 1,135 MW elektrownię nuklearną Oskarshamn. Ponieważ import energii elektrycznej ze wschodniej Danii został wstrzymany, a na liniach łączących południe Szwecji z Niemcami i Polską akurat prowadzone były prace konserwacyjne, w obszarze południowej Szwecji wystąpił niedobór energii elektrycznej, co wywołało destabilizację systemu i kolejne wyłączenia po stronie elektrowni (w tym 1,800 MW elektrownię nuklearną Ringhals). W konsekwencji nastąpiło wstrzymanie dostaw energii elektrycznej, które objęło również wschodnią część Danii, w tym najbardziej dotkniętą wyspę Zealand.

Włochy
Wyżej opisanych wydarzeń w Wielkiej Brytanii oraz Skandynawii, nie można wprawdzie w żaden sposób przyrównać do sytuacji jaka miała miejsce 14 sierpnia w USA i Kanadzie, z uwagi na swój lokalny charakter oraz stosunkowo niewielką liczbę dotkniętych odbiorców, to wkrótce jednak, europejskim odpowiednikiem amerykańskiego „blackoutu” stały się Włochy.
Bezpośrednio po sierpniowej awarii w Ameryce Północnej, wiele osób, zajmujących się siecią elektroenergetyczną we Włoszech, zapewniało, że sytuacja taka nie jest możliwa do powtórzenia na Półwyspie Apenińskim. W niedzielę 28 września, ta „niemożliwa” sytuacja pozostawiła większość z 57 mln mieszkańców Włoch na prawie cały dzień bez prądu.
Awaria rozpoczęła się wcześnie rano, po tym jak łamiące się drzewo uszkodziło 380 kV linię przesyłową na terenie Szwajcarii, łączącą ten kraj z siecią we Włoszech. Pierwotna przyczyna była więc, podobnie jak w przypadku awarii w Wielkiej Brytanii (błędnie zainstalowany sprzęt), wypadkiem, który przy większej ostrożności mógł być uniknięty. Zastanawiający pozostaje jednak cały łańcuch zdarzeń, które nastąpiły w dalszej kolejności i w efekcie doprowadziły do największej awarii systemu elektroenergetycznego, jakiej Włochy kiedykolwiek doświadczyły. W konsekwencji tzw. efektu domina, dostaw energii elektrycznej, z wyjątkiem Sardynii, pozbawiony został cały obszar Włoch.
W przeciągu pół godziny od uszkodzenia pierwszej linii, z powodu przeciążenia, wyłączyła się druga. W wyniku tego, prawie równocześnie wyłączyły się dwie kolejne linie, tym razem pomiędzy Francją i Włochami. Ostatecznie, wszystkie linie elektroenergetyczne, łączące Włochy z krajami sąsiednimi, zostały odłączone. W sumie odcięte zostało 6 GW zdolności przesyłowych, reprezentujących 25% nocnego zapotrzebowania na energię elektryczną całych Włoch. W wyniku opisanego szeregu awarii, tymczasowo dostawy energii utracili także odbiorcy na południu Szwajcarii.
Bezpośrednio po awarii nastąpił czas wzajemnych oskarżeń i zrzucania winy. Szwajcarski Atel stwierdził, że włoski operator (GRTN) nie zareagował pomimo ostrzeżeń o zagrożeniu. Francuski operator (RTE) wskazał na liczne błędy na liniach włosko-szwajcarskich. Włoscy politycy z kolei, oskarżali siebie nawzajem uznając, że awaria była przyczyną braku inwestycji i niewłaściwej polityki gospodarczej.
Podczas bowiem, gdy początkowy powód awarii może być wyjaśniony jako działanie niezależnej siły zewnętrznej, to rozmiar obszaru, objętego wyłączeniem oraz czas, jaki potrzebowano aby przywrócić normalne dostawy, ukazał zubożały stan włoskiej elektroenergetyki, szczególnie w zakresie wewnętrznych mocy wytwórczych. Podczas gdy zapotrzebowanie na energię elektryczną rosło w ostatnich latach we Włoszech powyżej wzrostu gospodarczego, więcej w tym czasie uczyniono aby utrudnić budowę nowych elektrowni niż aby zapewnić samowystarczalność energetyczną kraju. W efekcie, Włochy importują około 17% własnego zapotrzebowania (głównie z Francji oraz Szwajcarii).