Am 28. April 2025 kam es zu einem grossflächigen Stromausfall auf der Iberischen Halbinsel, der die Versorgung von mehr als zehn Millionen Menschen in Spanien und Portugal zeitweise unterbrach. Die Ursache war eine automatische Trennung des iberischen Netzes vom kontinentaleuropäischen Verbund infolge instabiler Systemoszillationen. Der Vorfall gehört zu den schwerwiegendsten Ereignissen im europäischen Verbundnetz der letzten Jahre. Der folgende Bericht analysiert den zeitlichen Ablauf, die technischen Hintergründe und die Netzreaktion auf Basis der öffentlich bestätigten Fakten.
Edit: Abbildung 4: neues Bild: Winkeldifferenzen Spannung (20.08.2025/MG)
Bildquellen siehe unten.
TEIL 1: Hergang und Ursachen
Ausgangslage
Spanien ist nur sehr schwach an Frankreich angebunden: Ausser zwei 400-kV-Link sind nur zwei lokale 220-kV-Kabeln vorhanden. Seit 2015 ist die Übertragungskapazität durch eine 2-GW-HGÜ verdoppelt worden. Die in VSC-Technik realisierte Anlage ist schwarzstartfähig und ist in der Lage, die Lastrichtung innert 150 ms umzukehren.
Dennoch gilt die schwache Anbindung zu Frankreich als preispolitisch motivierter Engpass, weil die Franzosen Konkurrenz für den teuren AKW-Strom durch tiefe Solarstrompreise aus Spanien fürchten.
Abbildung 1: Betroffenes Gebiet
Störungsbeginn
In der Nacht und kurz vor Mittag des 28. April 2025 registrierten Wide Area Measurement Systems (WAMS) im französisch-iberischen Raum starke Spannungsschwankungen.
Abbildung 2: Heatmap der Spannungen im 400-kV-Netz
In der letzten halben Stunde ereigneten sich zwei Ereignisse mit Oszillationen. Um 12:03 h erst mit Frequenzen um ca. 0,6 Hz, welche zu Spannungsabweichungen führten. Dazwischen gab es verschiedene Eingriffe der Netzoperateure, um die Schwingungen zu dämpfen. So wurde auch die HGÜ auf Festleistungsbetrieb gestellt, um die Schwingungen wirksam zu dämpfen. Mit Shunt-Reaktormanövern wurde der Blindleistungshaushalt jüstiert, um die fluktuierende Netzspannung zu stützen.
Die zweite Welle um 12:19 zeigten eine hohe Modenbeteiligung iberischer Knoten, die auch den Interarea-Modus Ost-Zentrum-West (0,21 Hz) mit einer geringen Amplitude anregten. Das iberische Netz schwingte kohärent mit ähnlicher Amplitude gegenüber dem restlichen kontinentaleuropäischen Netz.
Abbildung 3: Winkellagen der Moden während der ersten Welle (oben) und während der zweiten Welle (unten)
Abbildung 4: Winkelabweichungen an vier Standorten auf der iberischen Halbinsel
Diese zweite Schwingung konnte durch weitere Gegenhandelsmassnahmen, die erneut die Stromflüsse zwischen Spanien und Frankreich reduzierten, sowie durch die Kopplung der internen Stromleitungen im Süden Spaniens wirksam gemildert werden.
Kollaps und Automatische Netztrennung
Ab 12:32 gab es in Spanien Ausfälle und Schutzauslösungen, welche nach ersten Schätzungen etwa 2200 MW Erzeugungsleistung vom Übertragungsnetz trennten. Die Ursachen werden derzeit noch untersucht. In Spanien und Portugal kam es in der Folge zu einem Spannungsanstieg und gleichzeitig sank die Frequenz stark ab und das Netz begann um 12:33 die Synchronität mit dem europäischen Netz zu verlieren. Die aktivierten Lastabwurf- und Netzschutzpläne konnten den anschliessen Zusammenbruch nicht verhindern: Die AC-Übertragungsleitungen zu Frankreich wurden durch den Frequenzschutz getrennt und darauf auch die HGÜ stillgelegt.
Abbildung 6: Spannung (rot), Frequenz in Spanien (blau), Frequenz in Mitteleuropa (grün)
Abbildung 6: Frequenz und RoCoF (Erste Ableitung der Frequenz nach der Zeit)
Stabilisierungsmassnahmen
Es wurden schwarzstartfähige Kraftwerke angefahren und synchronisiert und dann auch die Verbindung zu Marokko wieder hergestellt. Die Betreiber Red Eléctrica de España (REE) und Rede Eléctrica Nacional (REN) koordinierten Lastwiederherstellung und die Synchronisation von Erzeugungseinheiten. Die Frequenzstabilität wurde ab 13:10 Uhr MESZ schrittweise verbessert. Parallel bereitete RTE in Frankreich die erneute Verbindung der Kuppelleitungen vor. Diese wurde in mehreren Stufen zwischen 13:11 Uhr und 13:15 Uhr MESZ umgesetzt.
Wiederherstellung des Verbundbetriebs
Zwar konnte das iberische Netz bereits am Nachmittag wieder an das kontinentaleuropäische Verbundsystem angeschlossen werden, jedoch dauerte die vollständige Wiederherstellung der Übertragungsnetzfunktionen – inklusive Netztopologie, Reservehaltung und betrieblicher Sicherheit – bis zum folgenden Morgen um ca. 04:00 Uhr MESZ (29. April 2025). Erst zu diesem Zeitpunkt war der reguläre Betriebszustand wiederhergestellt, wie ENTSO-E in seinem Bericht vom 16. Juli 2025 bestätigte.
Die Ursachen liegen in dem dynamisch nichtlinearen Systemverhalten des Übertragungsnetz. Da solche Phänomene auch andernorts auftreten können, ist die genaue Analyse wichtig. Im zweiten Teil wird darauf näher eingegangen.
TEIL 2: Analyse und Hintergrund
Systemdynamik
Das Übertragungsnetz ist mit seinen Induktivitäten und Kapazitäten ein dynamisches, nichtlineares System, das Tendenz zu Chaos und Bifurkationen hat. Der Netzspezialist Dr.-Ing. habil. Michael Fette erklärt im Youtube-Kanal von Prof. Dr.-Ing. Stefan Krauter in fünf Sessions detailliert, wie der Hergang sich entwickelt hat.[3] Mit Hopf-Bifurkationen und Lyapunov-Analysen findet er Verzweigungen und Stabilitätskriterien in den anfangswertsensitiven Netzsystemen. Die Bifurkationen (Gabelungen) markieren Stabilitätsgrenzen in der Kraftwerksführung und Lyapunov-Exponent beschreibt die Geschwindigkeit zweier Punkte im Phasenraum, die sich annähern oder entfernen, was ein Indikator für Stabilität ist. Diese Frequenzgradienten zeigen, wann das System instabil wird.
Es konnte ein Drift-Prozess identifiziert werden, der auch an anderen Tagen ähnliches Verhalten hatte. Das bedeutet, dass das Verhalten erstens systemtypisch für das gegenwärtige Netz Spaniens ist und dass ein solches Ereignis potenziell wieder auftreten kann. So lässt sich zeigen, dass leistungselektronische Last- oder Erzeugungsänderungen parametrische Änderung des Netzes verursachen. Diese Erkenntnisse sind an sich nicht neu, erklärt Fette in seinen Ausführungen. So weiss man zum Beispiel seit 1918, dass gekoppelte Synchronmaschinen instabil oder ausser Tritt fallen können. Neu sind bestimmte Systemparameter in Kombination im Netz, die dazu führen, dass das System langsam kollabiert.
Erkenntnisse
Der Kollaps zeigt sich typischerweise in zwei Phasen: Ein Oszillationsprozess tritt auf und verschwindet wieder, was ein schneller Vorgang ist, gefolgt von einem langsamen Driftprozess bis zum Zusammenbruch. Das heisst, das Ereignis ist höchstwahrscheinlich prototypisch und weisst alle Merkmale der nichtlinearen Theorie zu Kollapsvorgängen der Spannung hin. Dabei liegt das grundlegende Problem im Spannungs- und Blindleistungshaushalt.
Regler und Schutzeinstellungen müssen verbessert werden. Dabei ist die länderübergreifende und koordinierte Gesamtsicht wichtig. Die Dämpfungsverhältnisse müssen ebenfalls verbessert werden. Das wird in Zukunft ein permanenter Prozess werden, der auch für andere Bilanzgruppen wichtig wird.
Und schliesslich ist der Störfall reproduzierbar, analysiert Fette überzeugend und mit grossartiger Fachkompetenz.
Es gab auch noch Schalthandlungen, die kritisiert wurden in diesem Zeitraum. Die sind aber systemisch unerheblich. Darum wird hier nicht darauf eingegangen.
Und selbst wenn diese Schalthandlungen erheblich waren, so sind sie nur untergeordnet, da sie soweit bekannt, eine Folge des Systemverhaltens waren.
Erneuerbare Energien
Erneuerbare Energien haben eine leistungselektronische Anbindung an das Netz um Gegensatz zu den meisten konventionellen Kraftwerken, die direkt über einen Synchrongenerator relativ hart an das Netz gekoppelt sind. Die Schwungmasse, die bei thermischen und hydraulischen Kraftwerken mit Synchrongeneratoren einen selbstregulierenden Effekt hat, gibt es nicht bei Kraftwerken, die über einen Inverter an das Netz angebunden sind. Stattdessen müssen moderne Inverter netzstützend und in Zukunft netzbildend sein. Sie stellen eine synthetische Momentanreserve bereit, die auch virtuelle Trägheit genannt wird. Leistungselektronik kann nämlich sehr schnell auf Störgrössenänderungen reagieren. Sind also PV- und Windkraftanlagen Teil des Problemes oder Teil der Lösung? Kurz gesagt: Beides, denn alte Wechselrichter – und solche dürften in Spanien noch viele in Betrieb sein – sind eben einfach nur passiv netzfolgend. Nicht zuletzt war das damals eine Forderung, um unzulässiges Inseln zu vermeiden.
Netzdienlichkeit
PSS Power System Stabiliser stabilisieren Schwingungen im Netz allerdings kommen die mit der neuen Form von Schwingungen nicht zu Gange. Netzbildende Inverter und virtuelle Trägheit oder auch synthetische Momentanreserve genannt, setzen sich technologisch immer mehr durch.
Politik: Es sollten nur systemdienliche Lösungen gefördert werden, da sonst immer Eigeninteressen hinderlich sind. Das heutige System ist gesteuert durch die Energiebörse und ist damit Effizienz und ökonomisch getrieben. Immer häufiger sind daher Eingriffe der Netzoperateure erforderlich, um Stabilität zu gewährleisten. Auch im Fall Blackout Iberia könnten solche Eigeninteressen ungünstig beigetragen haben.
Fette nennt die Möglichkeit, einen frequenzgesteuerten dynamischen Tarif einzuführen, der dann Geräte zu oder wegschalten würde.
Autarkie
Kleine autonome Zellen, die am Netz angebunden sind, haben die Chance, bei einem Ausfall weiter zu funktionieren. Das systemische Verhalten im Gesamtsystem muss jedoch noch erforscht werden. Aufgrund der genannten Eigenschaften gekoppelter Systeme aufgrund ihres dynamischen nichtlinearen Verhaltens führt ein stabiles Einzelsystem nicht automatisch zu einem stabilen Gesamtsystem: Die Gefahr besteht in einem Notstrompark mit 10 bis 20 Generatoren eines Megarechenzentrums genauso wie im europäischen Verbund der ENTSO-E. Bisher hat man den Systemeigenschaften viel zu wenig Gewicht beigemessen. Der beste Zeitpunkt ist es jetzt zu tun.
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Abkürzungen
Facts: Flexible-AC-Transmission-System (Leistungselektronische Stromrichter)
VSC: Voltage-Source-Converter
HGÜ: Hochspannungsgleichstromübertragung
HVDC: Highvoltage-Direct-Current –> vgl. HGÜ
ENTSO-E: Europäische Netzgesellschaft
Red Eléctrica: Übertragungsnetzbetreiber Spanien
REN: Übertragungsnetzbetreiber Portugal
STATCOM: Static Synchronous Compensator (Facts)
UPFC: Unified power flow controller (Facts)
Begriffe
Lyapunov-Funktionen sind ein mächtiges Werkzeug in der Theorie dynamischer Systeme, um die Stabilität von Gleichgewichtspunkten zu untersuchen. Sie helfen zu verstehen, wie sich Systeme mit der Zeit verhalten, ohne die Lösungen der Systemgleichungen explizit berechnen zu müssen. Einfach: Wenn eine Lyapunov-Funktion gefunden wird, die in der Nähe des Gleichgewichtspunkts immer abnimmt, deutet das auf Stabilität des Systems hin.
Bildquellen
Titelbild: Gittermast Markus Gehrig
Abb. 1: ENTSO-E
Abb. 2: El Consejo de Seguridad Nacional
Abb. 3: ENTSO-E von WAMS-Messungen von Red Eléctrica, REN und anderen kontinentaleuropäischen ÜNB
Abb. 4: ENTSO-E Winkel-Differenzen Spannung
Abb. 5: ENTSO-E von Red Eléctrica, Swissgrid
Abb. 6: ENTSO-E von Red Eléctrica aus PMU-Daten
Abb. 7: Fette Competence in Energy GmbH (arrangiert Markus Gehrig)
Literaturverweise
[1] ENTSO-E: Technical Report – 28 April Blackout , 16. Juli 2025, Brüssel https://www.entsoe.eu/publications/blackout/28-april-2025-iberian-blackout/
[2] Versión no confidencial del informe del comité para el análisis de las circunstancias que concurrieron en la crisis de electricidad del 28 de abril de 2025, El Consejo de Seguridad Nacional
[3] Stefan Krauter / Michael Fette Blackout Spanien Teil 1 bis 5 – Was kann die Ursache gewesen sein?
Weiterführende Literatur zum Thema
[4] IEEE: Detection and Analysis of Inter-Area Oscillations
Through a Dynamic-Order DMD Approach, 2022
[5] ESIG: Diagnosis and Mitigation of Observed Oscillations in IBR-Dominant Power Systems 2024
[6] Dynamic Study Model for the Interconnected Power System of Continental Europe in Different Simulation Tools