Sara Aagesen, die spanische Ministerin für den ökologischen Wandel, hat einen Bericht zum Stromausfall vom 28. April vorgelegt, in dem ein multifaktorieller Ursprung feststellt wird. Die Ministerin sagte, dass drei Hauptfaktoren das System über einen „Punkt ohne Wiederkehr“ hinausgetrieben haben: unzureichende Spannungskontrollkapazitäten, Schwankungen aufgrund von Systembeschränkungen und Erzeugungsabschaltungen, die sie als „offensichtlich unsachgemäß“ bezeichnete.
Mit anderen Worten: Die Spannung wurde aufgrund der schlechten Planung des Netzbetreibers nicht reguliert, und mehrere Erzeuger leisteten nicht die erforderliche Arbeit. Aagesen beschrieb mehrere Anomalien im Stromnetz am 27. April und am Morgen des Stromausfalls. „Es gab bereits ab neun Uhr morgens Instabilitäten“, sagte sie und fügte hinzu, dass „verschiedene Anrufe von den Kontrollzentren getätigt wurden“.
Doch am Tag des Vorfalls, so erklärte sie, wurde der Stromausfall durch „ein Phänomen von Überspannungen, eine Kettenreaktion und Erzeugungsunterbrechungen ausgelöst, die wiederum weitere Unterbrechungen verursachten.“
Spannungsregelung
Einerseits fehlte es dem System an ausreichender Kapazität zur dynamischen Spannungsregelung. „Die Erzeugungseinheiten, die die Spannung hätten kontrollieren sollen, haben nicht die gesamte Blindleistung aufgenommen, die bei hohen Spannungen zu erwarten war“, sagte sie. Sie bezog sich dabei auf synchrone Erzeugungsanlagen – Kern- und Wasserkraftwerke – und Kombikraftwerke, die die Spannung nicht wie erwartet aufnahmen und zur Überspannung beitrugen.
„Die thermischen Erzeugungsanlagen, die die Spannung hätten kontrollieren müssen und dafür finanziell entschädigt werden, haben den Strom nicht absorbiert“, so der spanische Photovoltaik-Verband UNEF. „Die gesamte Blindleistung, die bei hohen Spannungen zu erwarten war, wurde nicht absorbiert“.
Der zweite Faktor waren die Systemschwingungen. Der Betreiber ergriff Korrekturmaßnahmen, die jedoch die Belastung des Systems erhöhten. Aagesen erklärte, der Netzbetreiber Red Eléctrica de España (REE) habe „genügend Erzeugungskapazität, um zu reagieren“. „Aber der Stromnetzbetreiber hat am Vortag nicht die gesamte Erzeugung eingeplant, die notwendig ist, um eine Überspannungsepisode zu kontrollieren.“
Drittens schalteten sich die Generatoren ab, da die anhaltende Hochspannung vor dem Blackout zu Sicherheitsauslösungen führte. Um 12:33 Uhr lösten mehrere Kraftwerke außerhalb des zulässigen Betriebsbereichs aus, so Aagesen.
Dekret mit elf Maßnahmen angekündigt
Die Ministerin bedauerte, dass der Bericht nicht alle von den beteiligten Parteien angeforderten Informationen enthält. Entso-E hatte zuvor in einem Schreiben an die Ministerin auf diese Lücke hingewiesen.
Die Ministerin kündigte außerdem ein per königlichem Gesetzesdekret verabschiedetes Paket von elf Maßnahmen zur Kontrolle der Spannung an, von denen acht den Netzbetrieb betreffen und drei die Cybersicherheit stärken sollen. „Es gibt keine Beweise für einen Cyberangriff“, erklärte sie. „Es wurden jedoch Schwachstellen festgestellt, die Netze oder Systeme potenziellen zukünftigen Risiken aussetzen könnten. Dieser Bericht sollte als Analyseinstrument und vor allem als Handlungsinstrument verstanden werden. Eine Gelegenheit, das zu stärken, was funktioniert, und zu überprüfen, was verbessert werden kann.“
UNEF wies darauf hin, dass die Photovoltaik-Technologie bereits die Spannung kontrollieren kann, aber die derzeitigen Vorschriften verhindern ihren Einsatz zu diesem Zweck. „Aus dem Photovoltaik-Sektor begrüßen wir die heutige Ankündigung von Ministerin Sara Aagesen, dass die Genehmigung des Verfahrens Operation 7.4 beschleunigt wird, wodurch die Photovoltaik-Technologie zur Kontrolle der Netzspannung beitragen kann“, sagte der spanische Verband. „Es ist auch an der Zeit, die Umsetzung anderer bereits verfügbarer Technologien zu beschleunigen, die für die Aufrechterhaltung stabiler Spannungsniveaus, die Bewältigung von Schwankungen und die Gewährleistung der Energiesicherheit auf der Grundlage erneuerbarer Energien von entscheidender Bedeutung sind, wie netzbildende Wechselrichter (die Genehmigung durch die europäischen Vorschriften steht noch aus) und Speicher.“
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Man sieht, daß da im Ganzen was im Argen liegt.
Strompreis/ als auch Stromverteilungsdesign braucht einen komplett neuen Ansatz.
„Energiewendeenthusianten, vereint euch…“
Das ist irgendwie ziemlich schräg:
Während die unabhängigen Ermittler aus der europäischen ENTSOE sich über mangelnde Kooperation der spanischen Netzbetreiber lautstark beklagen weiß die spanische Regierung alles schon … ?
Warum werden dann die auf EU Ebene richtigerweise vereinbarten Ermittlungen blockiert?
Ja, wie jetzt?
https://www.pv-magazine.de/2025/06/18/spanischer-netzbetreiber-ree-ursache-fuer-stromausfall-war-photovoltaik-anlage-in-badajoz/?utm_source=dlvr.it&utm_medium=facebook
🤔🤔🤔
Man kann weiter machen, aber:
1. Südanlagen gehören aktuell verboten.
2. Zudem sollte die Aussage: macht die Dächer voll auch gestoppt werden.
3. Anlagen müssen auf Eigenverbrauch optiert werden.
4. Und man muss zur Erkenntnis kommen, die Energiewende kostet sehr viel Geld.
Wenn ich sehe wir die PV YTber weinen, weil es Geld kostet.
Aber für andere Personen einen Co2 Preis, von über 200 Euro fordern und sich wüschen…
Speicher und Flexibilität machen all Ihre Abrisspunkte obsolet. Es reicht, sich darauf nun mit aller Kraft zu konzentrieren und die Dynamik auf beiden Seiten … bestenfalls in einer Synergie… wirken zu lassen. Dazu gehören natürlich für eine größere Stabilität netzbildende Wechselrichter und ein Strommarkt, der die Netzdienlichkeit und regionale Engpässe berücksichtigt… auch endlich die gemeinsame Nutzung von Netzanschlusspunkten, sodass Speicher an bestehenden Wind- oder Solarparks unkompliziert zugebaut werden kann.
Es ist aus meiner Sicht völliger Unsinn, jetzt bei der Erzeugung zu bremsen, obwohl die Lösung ganz woanders nach vorne gerichtet gelagert ist. Nutzen wir die Chance, der Markt gibt das gerade ohne Ende her…
zu 1. bis 3.: Alles hinfällig, wenn – ja wenn – wir jetzt endlich ordentlich Speicher ans Netz bekommen. Pro MW PV-Zubau müssen ab jetzt 4 MWh Speicher ans Netz. Dann ist der angedachte PV-Ausbau auf 215 GW bis 2030 weiter sinnvoll. Wenn wir Speicher nicht hinbekommen, sollten wir den PV-Ausbau zumindest temporär drosseln, weil wir weitere PV-Kapazität sonst mehrheitlich nur noch abregeln.
zu 4. Wir geben für fossile Energie (Öl, Gas, Kohle) um die 80 Mrd. pro Jahr aus. Über 20 Jahre rechnerisch 1,6 Billionen Euro. Kosten für CO2-Zertifikate nicht enthalten.
Der Zubau von noch mal 300 GW PV kostet um die 150 Mrd.
Der Zubau von noch mal 80 GW Windkraft – teils offshore – kostet 150 Mrd.
Der Zubau von 600 GWh Batteriespeicher kostet 150 Mrd.
Noch mal 500 Mrd. für Netzausbau.
Summe: 950 Mrd.
PV, Wind, Laufwasser und Biomasse generieren uns dann rund 900 TWh im Jahr. Stromverbrauch aktuell 500 TWh im Jahr. Dann bauen wir noch 30 Gaskraftwerke für 50 Mrd. Und dann haben wir rechnerisch noch 600 Mrd. übrig für Wasserstoff und Eventualitäten.
Soll heißen: Kosten sind nicht das Problem der Energiewende, so lange wir die Energiewende sinnvoll umsetzen.
Komisch, ich sage, dass es ein Risiko gibt. Aktuell kann dies in Spanien noch nicht komplett ausgeschlossen werden.
Und mir wird Panikmache vorgeworfen.
Es gibt schon zahlreiche Meldungen, dass sich Wechselrichter abschalten.
Vor wenigen Wochen war der Spruch: Das Netz ist unser Speicher.
Jetzt scheiße das Netz kostet ja Geld, wie kommen wir nur aus diser Nummer, wieder raus.
Die PV YTber haben sich nun ein neuen Slogan ausgedacht.
Netzdienlichkeit, Netzdienlichkeit, Netzdienlichkeit, Netzdienlichkeit:
Ich hätte gerne 1 Euro, wenn das Wort Netzdienlichkeit auf Youtube fällt.
Mit Netzdienlichkeit lassen sich die Stromkosten glätten, aber nicht die Kosten für den Netzausbau.
Beispiel:
Man kann gerne einen Feuerlöscher und Rauchmelder für die Wohnung kaufen.
Sind diese Personen dann auch bereit, bei der Feuerwehr vor Ort zu kürzen? Nur noch zwei statt vier Feuerwehrautos zu bevorzugen?
Das Netz muss immer auf 100 % ausgelegt sein, am besten mit n+1-doppelter Reserve.
Stephan
Die Netzbetreiber können systematisch Ereignisse reagieren, beonders um Ereignisse wo in der Zukuft liegen können.
Wenn man Spanien anschaut, war es ein ungeplantes Erreignis in Sekunden bruchteil.
In ein einer Straße gibt es ein Problem (Zu viel zu wenig Einspeisung, Wechselrichter steigen aus und in wenigen Millisekunden, ist das Problem gesamte Stromnetz betroffen.
1. Auch wenn die EEG nicht schuld sind, diesmal nicht schuld sind , besteht ein Risiko.
2. Viele PV Betreiber sagen ja schon, Ihre Wechselrichter steigen aus, wenn die Parameter überschritten werden.
3. Viele kleine Anlagen können komplexer und ein höheres Risiko für das System sein, als wir frühe wenige große Erzeuger.
4. Es ist die Zeit gekommen für professionelle Freiflächenanlagen mit Steuerung und nicht für Hobbystromerzeuger.
5. Sollten PV Anlagenbetreiber nicht eine Versicherung abschließen müssen, für denn Fall eines kollektiven Abschuss unseres Stromnetzes?
Das stimmt so nicht. Wir haben in DE gerademal 17,5 GW Solarleistung, die nicht ferngesteiert werden können, bei einer Mindestlast von etwa 35 GW.
https://www.energy-charts.info/charts/installed_power/chart.htm?l=de&c=DE&expansion=p_solar_control
Zu Ihren Punkten:
1: bitte konkretisieren. Panikmache hilft hier nicht weiter.
2: die WR steigen nicht aus, sondern reduzieren ihre Leistung in Abhängigkeit der Netzparameter, auch ohne irgendwleche übergeordnete Steuerungen. „Zur Erhöhung des Leistungsfaktors dienen Anlagen zur Blindleistungskompensation. Auch Photovoltaikanlagen müssen seit dem 1. Januar 2012 in Deutschland in der Lage sein, je nach Anlagengröße einen cos φ {\displaystyle \cos \varphi } zwischen 0,9 oder 0,95 untererregt bis übererregt fahren zu können, um je nach Anforderung des Netzbetreibers die lokale Netzspannung zu stabilisieren.“[Quelle:https://de.wikipedia.org/wiki/Leistungsfaktor%5D. Die großen PV-Anlagen sind i.d.R. sowieso regelbar.
3: das sehe ich genau umgekehrt!
4: beides wird gebraucht und ist längst Realität, zukünftig immer auch mit Batterie
5: der Aufwand, den die Netzbetreiber in DE für den Anschluss neuer Anlagen treiben, ist hoch (Anschlussbegehren + Netzverträglichkeitsprüfung, Abregelung mit FRE ab 25 kWp, Steuerung z.B. über Direktvermarkter ab 100 kWp, Einheitenzertifikat der WR, Anlagenzertifizierung Typ A + B je nach Größe). Mir scheint, Sie schießen über das Zeil hinaus.
Sowohl der Solarpark, als auch die angesprochenen Kraftwerke, die zur Blindleistungsregelung eingesetzt wurden, sind Type D Anlagen, d.h. am Höchstspannungsnetz >= 220 kV angeschlossen.
Diese Anlagen müssen mit Power System Stabilizer ausgestattet sein, der u.a. in der Lage sein muss, Inter-Area Oszillationen ab 0.1 Hz zu dämpfen.
Die Anlagen in der Leistungsklasse habe hohe Anforderungen an die Präqualifizierung, vor allem was Spannungs- und Frequenzregelung betrifft.
Es kann durch ein Fehlverhalten (oder Fehlkonfiguration) des Parkreglers zu Verstärkung von Schwingungen kommen.
Generell sind für die dynamische Frequenzregelung nur sehr kleine Leistungsbänder vorgesehen (im 1-stelligen %-Bereich der Nennleistung). D.h. auch bei einer Fehlfunktion des Reglers sollten dynamische Schwankungen der Leistung (und damit der Einfluss auf die Frequenz) nur minimal sein.
Leider ist nicht bekannt, ob die Spannungsschwankungen auch mit der gleichen Frequenz wie die Frequenzschwankungen aufgetreten sind.
Wenn sich diese im Bereich bis 1 Hz abgespielt haben, müssten auch die großen Synchrongeneratoren, die für den Einsatz vorgehalten wurden, entgegen gewirkt haben können, auch wenn die Reaktionszeiten langsamer sind. Vielleicht hat der PSS dieser Anlagen einen Kompensation der Schwankungen abgeschwächt, und damit das Problem nicht bekämpfen können.
Ein Auszug von Regulatorien:
https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2020-8965
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=OJ:JOL_2016_112_R_0001
@Michael: wo find ich etwas GENAUES über den Power System Stabilizer ? Wenn man die Spannung gegen den Strom verschiebt, senkt man ja nicht den wahren Maximalwert der Spannung, sondern nur den auf den Maximalwert des Stromes bezogenen ( also dem Wirkleistungsanteil ). Ein WR hebt die Spannung so lange an, bis er SEINE Leistung los wird.
Da haben wir es. Ich sehe hier unter anderem – das Problem.
@BotU
Hier einige Links (weitere Infos findet man bei der Suche nach Power System Stabilizer):
https://de.wikipedia.org/wiki/Pendeld%C3%A4mpfungsger%C3%A4t
https://www.gevernova.com/consulting/solutions/equipment-grid-code-compliance/power-system-stabilizers
Diese Stabilisierer werden typisch bei Synchronmaschinen verwendet.
Zur Spannungsregelung: Der WR hebt natürlich die Spannung an, aber nur bis zu den vorgegebenen Grenzen, dann fängt die Blindleistungsregelung an, die Spannung zu reduzieren (oder erhöhen), indem ein zusätzlicher Blindstrom eingeprägt wird, der entweder Kapazitiv (spannungsanhebend) oder Induktiv (spannungssenkend) ist.
Der Effekt ist deshalb wirksam, da die Impedanz der Leitungen üblich Induktiv ist, und somit der Spannungsabfall an der Leitung reduziert werden kann. Erreicht der Wechselrichter die maximale Scheinleistung, wird Wirkleistung reduziert, um die erforderliche Blindleistung bereitzustellen.
Bei dem Sachverhalt im Artikel geht es auch nicht um diese statische Spannungsanhebung, sondern um periodische Schwankungen, die entstanden sind.