17.04.2026

Der veröffentlichte Abschlussbericht der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ist eine umfassende Analyse des landesweiten Stromausfalls auf der Iberischen Halbinsel am 28. April 2025. Der Vorfall gilt als einer der grössten überregionalen Stromausfälle in Europa seit über 20 Jahren und wurde als „Scale 3“-Ereignis klassifiziert, was die höchste Stufe der Incident Classification Scale darstellt und eine Untersuchung auf EU-Ebene erforderte.

1. Die Ausgangslage vor dem Kollaps.

Am Vormittag des 28. April 2025 herrschten in Spanien und Portugal ideale Bedingungen für erneuerbare Energien: Es war sonnig und leicht windig. Dies führte dazu, dass die Strompreise am Spotmarkt auf nahezu 0 € pro Megawattstunde fielen. Infolgedessen exportierte Spanien massiv Strom – etwa 5 Gigawatt (GW) – in das französische Nachbarnetz.

Trotz dieser scheinbar positiven Situation war das Netz bereits an der Belastungsgrenze:

• Hohe Betriebsspannung: Spanien betreibt seine Übertragungsnetze traditionell sehr nah an der oberen Grenze von 435 kV, während andere europäische Länder eher im Bereich von 400 bis 420 kV agieren.
• Wartungsarbeiten: Zwei wichtige grenzüberschreitende Leitungen nach Frankreich und Portugal waren aufgrund geplanter Instandhaltungsmassnahmen abgeschaltet.
• Fehlende Blindleistungsreserven: Blindleistung ist für die Spannungsstabilisierung essenziell (vergleichbar mit dem Ausbalancieren beim Fahrradfahren). Am Vormittag waren die Reserven jedoch nahezu aufgebraucht, unter anderem weil lokale Schandreaktoren (Einheiten zur Blindleistungsbereitstellung) aufgrund vorheriger Spannungsabfälle abgeschaltet worden waren.

2. Physikalische Phänomene und Instabilitäten.

Kurz vor dem eigentlichen Ausfall wurden zwei zentrale physikalische Phänomene beobachtet, die das Netz destabilisierten:

1. Forced Oscillations: Regional begrenzte, umrichtergetriebene Schwingungen mit einer Frequenz von 0,63 Hz.
2. Interarea Oscillations: Eine europaweite Schwingung (0,2 Hz), bei der Energie mit einer Periode von 5 Sekunden zwischen Ost- und Westeuropa hin- und herpendelte.

Ein weiteres kritisches Problem war, dass die konventionellen Kraftwerke (Kohle, Gas, Kernkraft) nicht in der Lage waren, die geforderte Menge an Blindleistung bereitzustellen; der Schwellenwert von 75 % der Bereitsstellung wurde nicht erfüllt. 

3. Die Chronologie des Zusammenbruchs (Die 83-Sekunden-Kaskade).

Der eigentliche Kollaps erfolgte in einer hochdynamischen Kaskade innerhalb von nur 83 Sekunden:

12:32:00 Uhr

Die Nettolast im Verteilnetz stieg sprunghaft um 317 MW an, während gleichzeitig die Einspeisung aus Wind und Photovoltaik (PV) um 208 MW sank. Dies führte zu einer Abweichung von rund 500 MW, die mangels Blindleistungsreserven nicht abgefangen werden konnte.

12:32:57 Uhr

Ein Transformator in Granada löste seinen Überspannungsschutz aus und schaltete ab, was einen massiven Spannungssprung und Asymmetrien in den Stromphasen verursachte.

12:33:00 – 12:33:18 Uhr

Innerhalb von nur 18 Sekunden verlor die Halbinsel 2,5 GW Erzeugungsleistung, da sich zahlreiche PV-Anlagen aufgrund der instabilen Spannung automatisch abschalteten.

12:33:19 Uhr

Spanien und Portugal verloren die Synchronität mit dem europäischen Verbundnetz.

12:33:20 – 12:33:25 Uhr

Die Leitungen nach Marokko und Frankreich trennten sich automatisch. Die Iberische Halbinsel wurde zur „elektrischen Insel“ und das System brach vollständig zusammen.

12:34:00 Uhr

Totaler Blackout.

Illustration © stromzeit.ch*

4. Der Wiederaufbau des Netzes.

Trotz der Schwere des Vorfalls gelang der Wiederaufbau koordiniert und innerhalb von weniger als 24 Stunden. Portugal war nach etwa 12 Stunden, Spanien nach 16 Stunden wieder vollständig am Netz.

Zwei Ansätze wurden kombiniert:

• Top-Down-Ansatz: Strom wurde aus den Nachbarnetzen (Frankreich und Marokko) bezogen, um das Netz schrittweise wieder unter Spannung zu setzen.
• Bottom-Up-Ansatz: Nutzung von schwarzstartfähigen Wasserkraftwerken, die keinen externen Strom benötigen, um den Betrieb aufzunehmen.

Eine grosse Herausforderung während des Wiederaufbaus war der Ausfall der Kommunikation. Da das Handynetz und Computer ohne Strom nicht funktionierten, mussten Mitarbeiter der Netzbetreiber teilweise physisch zu Anlagen fahren, um Anweisungen zu geben.

5. Lehren und Empfehlungen für die Zukunft.

Der Abschlussbericht identifiziert 14 Hauptfaktoren für den Ausfall und gibt 17 Empfehlungen zur Verbesserung der europäischen Netzstabilität:

• Sichtbarkeit kleiner Anlagen: Ein zentrales Problem war die „Blindheit“ gegenüber Anlagen unter 1 MW (Dach-PV), die für die Übertragungsnetzbetreiber unsichtbar sind. Hier ist eine bessere Überwachung notwendig.
• Echtzeit-Monitoring: Das aktuelle System arbeitet oft noch in 15-Minuten-Intervallen. In Krisenmomenten sind jedoch dynamische Echtzeitsimulationen im Sekunden- oder Millisekundenbereich erforderlich.
• Automatisierung statt menschlicher Eingriffe: Die menschliche Reaktionszeit war für die 83-sekündige Kaskade zu langsam. Kritische Komponenten wie Schandreaktoren müssen künftig automatisiert gesteuert werden.
• Anpassung der Wechselrichter: Erneuerbare Energien wirkten im Vorfall teils als „Brandbeschleuniger“, da ihre starren Schutzparameter zu schnellen Abschaltungen führten. Künftige Systeme müssen so konzipiert sein, dass sie kurze Turbulenzen „aushalten“, statt sofort vom Netz zu gehen.
• Harmonisierung der Spannung: Spanien wurde aufgefordert, seinen Betriebsspannungsbereich an den schmaleren europäischen Standard (400–420 kV) anzupassen.

Warum war das spanische Stromnetz schon vorab so hoch belastet?

Das spanische Stromnetz befand sich am Vormittag des 28. April 2025 bereits in einem kritischen Zustand an der Belastungsgrenze, was durch eine Kombination aus Marktsituation, technischer Fahrweise und infrastrukturellen Einschränkungen verursacht wurde.

Illustration © stromzeit.ch*

Die wesentlichen Gründe für die Vorbelastung waren:

• Extreme Exportmengen durch Erneuerbare Energien: Aufgrund idealer Wetterbedingungen (sonnig und windig) produzierten Photovoltaik- und Windkraftanlagen so viel Strom, dass die Preise am Spotmarkt auf 0 € pro Megawattstunde fielen. Dies führte dazu, dass Spanien massiv Strom exportierte – allein 5 Gigawatt (GW) flossen in das französische Nachbarnetz.
• Betrieb an der oberen Spannungsgrenze: Spanien betreibt sein Übertragungsnetz traditionell sehr nah an der zulässigen Höchstgrenze von 435 kV. Im Gegensatz dazu bewegen sich andere europäische Länder wie Deutschland oder Frankreich üblicherweise in einem sichereren Bereich zwischen 400 und 420 kV. Einzelne Knotenpunkte in Spanien lagen bereits vor dem Vorfall extrem nah an diesem kritischen Grenzwert:
• Eingeschränkte Netzkapazitäten durch Wartungsarbeiten: Zum Zeitpunkt des Vorfalls waren zwei wichtige grenzüberschreitende Leitungen aufgrund von geplanten Instandhaltungsmassnahmen abgeschaltet: eine 400-kV-Leitung nach Portugal und eine 220-kV-Leitung nach Frankreich. Dies reduzierte die Pufferkapazität des Netzes erheblich.
• Fehlende Blindleistungsreserven: Die Reserven an Blindleistung, die für die Spannungsstabilisierung im Netz essenziell sind (vergleichbar mit dem Ausbalancieren beim Fahrradfahren), waren am Vormittag faktisch aufgebraucht.
• Manuelle Abschaltung von Stabilisierungsanlagen: In Südspanien waren sogenannte Schandreaktoren (Einheiten zur Kompensation von Blindleistung) abgeschaltet worden. Dies geschah aufgrund lokaler Spannungsabfälle während vorangegangener Schwingungsepisoden, was dazu führte, dass diese wichtigen „Stossdämpfer“ im Moment der eigentlichen Krise nicht zur Verfügung standen.
• Unzureichende Unterstützung durch konventionelle Kraftwerke: Auch die konventionellen Kraftwerke (Kohle, Gas, Kernkraft) erfüllten ihre Aufgabe zur Spannungsstützung nicht ausreichend; sie stellten weniger als 75 % der geforderten Blindleistung bereit.

Das System war durch die Kombination aus maximalem Export, hoher Betriebsspannung und fehlenden technischen Reserven bereits so instabil, dass es wie auf einer „Rasierklinge“ balancierte, bevor die eigentliche Fehlerkaskade einsetzte.

Welche Rolle spielten die manuell abgeschalteten Schandreaktoren beim Blackout?

Die manuell abgeschalteten Schandreaktoren spielten eine kritische Rolle bei der Destabilisierung des Netzes, da sie als wichtige „Stossdämpfer“ für die Spannungsregulierung fehlten.

Details zu ihrer Rolle:

• Funktion und ursprünglicher Zustand: Schandreaktoren sind Einheiten, die Blindleistung bereitstellen bzw. kompensieren und so zur Spannungsstabilisierung beitragen. Im Vorfeld des Blackouts waren diese Reaktoren im Süden Spaniens manuell abgeschaltet worden, weil es während vorheriger Schwingungsepisoden zu lokalen Spannungsabfällen gekommen war.
• Verschärfung der Krise: Als der Übertragungsnetzbetreiber Red Eléctrica versuchte, die auftretenden Oszillationen durch eine Drosselung der Exporte nach Frankreich und das Koppeln interner Leitungen zu dämpfen, stieg die Spannung im Netz an. Dies erhöhte die natürliche Blindleistungsproduktion. Da die Schandreaktoren jedoch abgeschaltet waren, fehlten sie als „Schwamm“, um diese überschüssige Blindleistung aufzusaugen. Dies führte dazu, dass das Netz auf einer „Rasierklinge“ balancierte.
• Der Faktor Mensch: Ein zentrales Problem war, dass die Reaktoren manuell gesteuert wurden. In dem hochdynamischen System, das innerhalb von nur 83 Sekunden kollabierte, war die menschliche Reaktionszeit viel zu langsam. Es musste telefoniert und manuell eingegriffen werden, was eine schnelle Korrektur der Spannungszustände unmöglich machte.
• Präventionspotenzial: Der Abschlussbericht stellt fest, dass der Blackout wahrscheinlich hätte verhindert oder abgemildert werden können, wenn diese Reaktoren automatisiert im Sekunden- oder Subsekundenbereich hätten gesteuert werden können, anstatt auf menschliches Eingreifen angewiesen zu sein.

Das Fehlen dieser Kompensationsanlagen die durch die Netzführung und Erneuerbare Energien verursachten Spannungssprünge unkontrollierbar machte.

Wie genau funktionierten diese 0,2 Hz Schwingungen durch ganz Europa?

Die in den Quellen beschriebenen 0,2 Hz-Schwingungen werden als sogenannte „Interarea Oscillations“ bezeichnet und stellten eines der zentralen physikalischen Phänomene dar, die dem Blackout vorausgingen.

Funktionsweise und Charakteristik dieser Schwingungen:

• Europaweite Ausbreitung: Im Gegensatz zu den regional begrenzten „Forced Oscillations“ (mit 0,63 Hz) zogen sich die 0,2 Hz-Schwingungen durch ganz Europa. In dem Untersuchungsbericht wird dieses Phänomen als „East Central West Mode“ klassifiziert.
• Pendeln von Energie: Physikalisch bedeutete dies, dass elektrische Energie zwischen West- und Osteuropa hin- und herpendelte. Man kann sich das System wie eine riesige, schwingende Masse vorstellen, bei der die Energie über den gesamten Kontinent verteilt periodisch die Richtung wechselte.
• Zeitlicher Rhythmus: Eine Frequenz von 0,2 Hz entspricht genau einer Schwingung alle 5 Sekunden. Das bedeutet, alle fünf Sekunden erreichte das Energiependel seinen Umkehrpunkt, was zu messbaren Schwankungen im gesamten europäischen Verbundnetz führte.
• Auslöser und Verstärkung: Die Quellen geben an, dass eine lokale Instabilität in Spanien (zwischen 12:19 Uhr und 12:22 Uhr) schliesslich diese europaweite Instabilität auslöste. Diese Schwingungen wiesen eine hohe Amplitude in der Frequenz auf, was weit über das normale Mass an Variabilität hinausging.
• Gegenmassnahmen und Trägheit: Normalerweise können solche Schwingungen durch die Trägheit grosser Schwungmassen (die rotierenden Generatoren in konventionellen Kraftwerken) aufgefangen und gedämpft werden. In diesem speziellen Fall war das Netz jedoch bereits so stark belastet und die Blindleistungsreserven so erschöpft, dass die Dämpfung nicht ausreichte. Der spanische Netzbetreiber versuchte vergeblich, durch die Reduktion des Stromaustauschs mit den Nachbarländern gegenzusteuern.

Die 0,2 Hz-Schwingung fungierte als ein kontinentales Resonanzphänomen, das die Instabilität des spanischen Netzes auf die europäische Ebene hob und verdeutlichte, wie eng verzahnt die Stromsysteme heute reagieren.

Warum gelten kleine Solaranlagen unter 1 MW als Problem?

Kleine Solaranlagen (Photovoltaik-Dachanlagen) mit einer Leistung von unter 1 Megawatt (MW) gelten laut den Quellen aus mehreren Gründen als problematisches Risiko für die Netzstabilität:

• Mangelnde Sichtbarkeit und Überwachung: Diese Anlagen sind für die Übertragungsnetzbetreiber (TSOs) weitestgehend „unsichtbar“, da sie in der Regel nicht aktiv überwacht werden. Dies führt dazu, dass Netzbetreiber in kritischen Momenten nicht genau wissen, wie viel Leistung diese Anlagen gerade einspeisen oder wann sie vom Netz gehen.
• Fehlinterpretation von Netzzuständen: Während des Blackouts am 28. April 2025 wurde ein plötzlicher Lastanstieg von 317 MW im Verteilnetz beobachtet. Der Abschlussbericht stellte jedoch fest, dass dies kein realer Anstieg des Verbrauchs war, sondern die unbemerkte Abschaltung tausender kleiner Photovoltaikanlagen. Da diese für die Betreiber unsichtbar waren, erschwerte dies die Analyse und Reaktion auf die Fehlerkette massiv:
• Rolle als „Brandbeschleuniger“: Kleine Anlagen verfügen oft über starre Schutzparameter und Leistungsfaktoren. Anstatt bei Spannungsschwankungen stabilisierend einzuwirken, schalten sie sich bei Überspannung sofort automatisch ab, um sich selbst zu schützen. Im Krisenfall wirkten sie daher eher als „Brandbeschleuniger“, die den Zusammenbruch beschleunigten, anstatt das Netz zu glätten.
• Fehlende Blindleistungsregelung: Im Gegensatz zu modernen Grossanlagen sind viele kleine Bestandsanlagen nicht dazu verpflichtet oder technisch in der Lage, Blindleistung zur Spannungsstabilisierung bereitzustellen. Dies entzieht dem Netz in kritischen Phasen wichtige Kompensationsmöglichkeiten.
• Herausforderung beim Netzwiederaufbau: Nach einem Blackout sind diese Anlagen schwer zu kontrollieren. Wenn sie sich beim Wiederhochfahren des Netzes automatisch wieder zuschalten, sobald eine Frequenz erkannt wird, können sie durch unkoordinierte Einspeisung die Spannung und Frequenz destabilisieren. Daher wurden sie während der ersten 12 Stunden des Wiederaufbaus in Spanien und Portugal angewiesen, offline zu bleiben, da sie nicht in die Systemführung integriert sind.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass ihre massenhafte, aber unkoordinierte und unbemerkte Reaktion auf Netzstörungen das System für die Betreiber unberechenbar macht.

Wie funktionieren die Ansätze zum Wiederaufbau des Stromnetzes?

Der Wiederaufbau des Stromnetzes auf der Iberischen Halbinsel nach dem Blackout von 2025 erfolgte nach festgelegten Krisenplänen und basierte auf zwei komplementären Strategien: dem Top-Down-Ansatz und dem Bottom-Up-Ansatz. Eine grundsätzliche Herausforderung beim Netzwiederaufbau besteht darin, dass die meisten Kraftwerke (z. B. Kohlekraftwerke) für ihren eigenen Betrieb zunächst Strom benötigen und daher nicht einfach „per Knopfdruck“ gestartet werden können, wenn das Netz tot ist.

Die zwei zentralen Ansätze zum Wiederaufbau:

• Top-Down-Ansatz (Energiebezug von Nachbarn): Hierbei wird elektrische Energie aus stabilen Nachbarnetzen importiert, um das eigene Netz schrittweise wieder unter Spannung zu setzen. Im Fall des spanischen Blackouts begann man bereits kurz nach dem Ausfall, über die Verbindungen nach Frankreich im Norden und nach Marokko im Süden Energie zuzuführen.
• Bottom-Up-Ansatz (Schwarzstartfähigkeit): Dieser Ansatz nutzt schwarzstartfähige Wasserkraftwerke, die keinen externen Strom benötigen, um die Produktion aufzunehmen. Diese Anlagen können in regional begrenzten Bereichen erste „elektrische Inseln“ bilden, die dann langsam stabilisiert und vergrössert werden.

Kritische Faktoren während des Prozesses:

• Synchronisation: Die schwierigste Aufgabe für die Netzbetreiber besteht darin, Erzeugung und Verbrauch jederzeit exakt in Deckung zu bringen, um die Frequenz stabil bei 50 Hz zu halten. Gelingt dies nicht, bricht das im Aufbau befindliche System sofort wieder zusammen, was während des Wiederaufbaus in Spanien und Portugal mehrfach geschah.
• Verbot für Erneuerbare Energien: Während der ersten 12 Stunden der Systemherstellung wurde allen Wind- und Photovoltaikanlagen untersagt, sich zuzuschalten. Da diese Anlagen in Spanien nicht in die Schwarzstartfähigkeit integriert sind und nicht direkt von den Netzbetreibern kontrolliert werden können, würden sie durch unkoordinierte Einspeisung die Spannung und Frequenz destabilisieren.
• Kommunikation als Nadelöhr: Da mit dem Stromausfall auch Computer- und Handynetze versagten, war die Koordination extrem erschwert. In einigen Regionen wie Madrid oder Barcelona verzögerte sich die Wiederherstellung erheblich, da Mitarbeiter der Übertragungsnetzbetreiber teilweise physisch mit dem Auto zu den Anlagen fahren mussten, um vor Ort Anweisungen zu geben.

Durch die Kombination dieser Massnahmen konnte die Synchronität mit dem europäischen Verbundnetz nach etwa sieben Stunden wiederhergestellt werden; nach 12 Stunden war Portugal und nach 16 Stunden Spanien wieder vollständig am Netz.

Wie halfen schwarzstartfähige Wasserkraftwerke beim Wiederaufbau des Netzes?

Schwarzstartfähige Wasserkraftwerke spielten eine entscheidende Rolle beim Bottom-Up-Ansatz zur Wiederherstellung des Stromnetzes, da sie im Gegensatz zu vielen anderen Kraftwerkstypen in der Lage sind, ohne externe Hilfe den Betrieb aufzunehmen.

Die Funktionsweise und Bedeutung dieser Kraftwerke:

Unabhängigkeit von Hilfsstrom: Während konventionelle Kraftwerke (wie z. B. Kohlekraftwerke) Strom aus dem Netz benötigen, um überhaupt hochfahren zu können, benötigen Wasserkraftwerke keine externen Hilfsenergien. Es reicht vereinfacht gesagt aus, den „Stöpsel zu ziehen“, damit die Turbine durch das Wasser angetrieben wird und sofort Strom produziert.

• Bildung regionaler Inselnetze: Diese Kraftwerke begannen in kleinen, regional begrenzten Gebieten wieder mit der Stromproduktion. Von diesen Kernpunkten aus wurde das Netz schrittweise wieder aufgebaut, stabilisiert und unter Spannung gesetzt.
• Präzise Netzstabilisierung: Bei diesem Prozess ist es die Aufgabe der Wasserkraftwerke, die Spannung und die Frequenz (50 Hz) stabil zu halten, während der Verbrauch im Netz synchron zur Erzeugung langsam wieder hochgefahren wird. Da dies eine extreme Präzision erfordert, wird die Arbeit oft als „Sisyphusarbeit“ beschrieben, da das System bei kleinsten Abweichungen sofort wieder zusammenbrechen kann.
• Kontrollierbare Einspeisung: Ein wesentlicher Vorteil war, dass diese Anlagen direkt unter der Kontrolle der Netzbetreiber standen. Im Gegensatz dazu wurde Erneuerbaren Energien (Wind und Photovoltaik) in den ersten 12 Stunden untersagt, sich zuzuschalten, da sie in Spanien nicht in die Schwarzstartfähigkeit integriert sind und durch unkoordinierte Einspeisung das instabile Netz erneut hätten zum Einsturz bringen können.

Die Wasserkraftwerke bildeten das elektrische Fundament, auf dem das restliche Netz durch den Bezug von Energie aus Nachbarländern (Top-Down-Ansatz) und die schrittweise Zuschaltung weiterer Kapazitäten wieder aufgebaut werden konnte.

Könnte ein solcher Kaskadeneffekt auch das restliche Europa mitreissen?

Ein flächendeckender Zusammenbruch des restlichen Europas durch einen solchen Kaskadeneffekt gilt als sehr unwahrscheinlich, obwohl die physikalischen Auswirkungen eines regionalen Blackouts auf dem gesamten Kontinent spürbar sind.

Details zur Stabilität des europäischen Verbundnetzes:

• Kontinentale Auswirkungen: Auch wenn der Blackout auf Spanien und Portugal begrenzt blieb, wurde der Vorfall in ganz Europa durch Frequenzschwankungen bemerkt. Es kam zu sogenannten „Interarea Oscillations“ (0,2 Hz), bei denen elektrische Energie im 5-Sekunden-Takt zwischen West- und Osteuropa hin- und herpendelte. Dies zeigt, wie eng das europäische Netz physisch miteinander verknüpft ist.
• Schutzmechanismen der Nachbarn: Ein Übergreifen der Kaskade auf das restliche Europa wurde durch gezielte Schutzmassnahmen verhindert. So koppelte Frankreich das spanische Netz ab, um sich selbst zu schützen. Dadurch blieben die Auswirkungen in Frankreich auf die Region der Pyrenäen begrenzt, während der Rest des europäischen Netzes stabil blieb.
• Sicherheitsvorteil Mitteleuropas: Länder wie Deutschland gelten als wesentlich sicherer vor solchen Kaskadeneffekten als die Iberische Halbinsel. Da Deutschland ein zentrales Transitland ist, ist es viel stärker im europäischen Verbundnetz verzahnt als Spanien oder Portugal, die sich in einer elektrischen Randlage befinden. Spannungsschwankungen können in Mitteleuropa durch die Vielzahl an Nachbarländern deutlich besser ausgeglichen werden.
• Seltenheit solcher Ereignisse: Ein landesweiter oder gar überregionaler Stromausfall in dieser Grössenordnung ist ein extrem seltenes Ereignis; der letzte vergleichbare Vorfall in Europa lag zum Zeitpunkt des Berichts über 20 Jahre zurück.

Das europäische Verbundnetz ist durch seine starke Verzahnung im Kernbereich sehr robust gegenüber regionalen Fehlern an den Rändern. Dennoch unterstreicht der Bericht die Notwendigkeit, die europäische Netztechnik weiter zu automatisieren und zu synchronisieren, um auch unwahrscheinliche Szenarien in der Zukunft zu verhindern.

Welche 17 Empfehlungen gibt der Bericht zur Netzstabilität?

Der im Abschlussbericht veröffentlichte Katalog umfasst 17 Empfehlungen, die sich an Übertragungsnetzbetreiber (TSOs), Verteilnetzbetreiber (DSOs) und nationale Behörden richten. Obwohl der Bericht die Empfehlungen im Detail auf über 470 Seiten ausführt, lassen sich die Kernpunkte aus den Quellen in folgende zentrale Themenbereiche zusammenfassen.

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1. Überwachung und Sichtbarkeit (Monitoring):

• Sichtbarkeit von Kleinanlagen: Eine der wichtigsten Lehren ist die Beseitigung der „Blindheit“ gegenüber Anlagen unter 1 MW (typischerweise Dach-Photovoltaik). Diese müssen für Netzbetreiber sichtbar und überwachbar gemacht werden, um unbemerkte Massenabschaltungen wie beim Vorfall 2025 zu verhindern.
• Echtzeit-Monitoring: Das System muss von einer Planung im 15-Minuten-Takt auf eine dynamische Echtzeitüberwachung im Sekunden- oder Millisekundenbereich umgestellt werden.
• Verbesserte Netzsimulationen: Die Modelle zur Betriebsplanung müssen so angepasst werden, dass sie kurzfristige Effekte und Schwingungen (Oszillationen) im Bereich von 0,2 bis 0,6 Hz vorhersagen können.

2. Automatisierung statt manueller Eingriffe:

• Automatisierte Spannungsregelung: Die Steuerung kritischer Komponenten wie der Schandreaktoren darf nicht mehr manuell erfolgen. Diese müssen künftig automatisiert im Sub-Sekundenbereich reagieren können, da die menschliche Reaktionszeit für hochdynamische Kaskaden (hier 83 Sekunden) zu langsam ist.
• Zentralisierte Regelung: Es werden klare Vorgaben für eine automatisierte, zentrale oder regionale Spannungsregelung gefordert.

3. Technische Anforderungen an Anlagen:

• Anpassung der Schutzparameter (Ride-Through-Capability): Erneuerbare Energien dürfen bei kleinen Turbulenzen oder Spannungsschwankungen nicht sofort aus Schutzgründen abschalten. Sie müssen so eingestellt werden, dass sie kurze Instabilitäten „aushalten“, ohne das Netz durch Massenabschaltungen weiter zu belasten.
• Blindleistungsbereitstellung: Es müssen strengere Vorgaben für konventionelle Kraftwerke und moderne erneuerbare Anlagen durchgesetzt werden, damit diese ihre Sollwerte bei der Blindleistungsbereitstellung (Spannungsstützung) verlässlich erfüllen.
• Integration in den Netzwiederaufbau: Erneuerbare Energien sollten künftig in die Schwarzstartfähigkeit und die Prozesse zum Netzaufbau integriert werden, damit sie in Krisenfällen kontrolliert zur Stabilisierung beitragen können, statt zwangsweise abgeschaltet zu werden.

4. Harmonisierung und Kommunikation:

• Standardisierung der Betriebsspannung: Spanien wurde aufgefordert, seinen breiten Spannungsbereich (bis 435 kV) an den schmaleren europäischen Standard von 380 bis 420 kV anzupassen, um die Kompatibilität im Verbundnetz zu erhöhen.
• Redundante Kommunikationssysteme: Es müssen Notfallsysteme für die Kommunikation zwischen Netzbetreibern etabliert werden, die auch bei einem totalen Blackout ohne externe Stromversorgung funktionieren (z. B. wenn das Handynetz ausfällt).
• Europäische Synchronisation: Die operativen Daten und Überwachungsstrategien müssen europaweit besser synchronisiert werden, um auf grenzüberschreitende Schwingungen schneller reagieren zu können.

Diese Massnahmen sollen sicherstellen, dass das Stromnetz durch mehr Intelligenz und Automatisierung robuster gegenüber den dynamischen Anforderungen der Energiewende wird.

Warum ist ein Blackout in Deutschland oder in der Schweiz weniger wahrscheinlich?

Ein Blackout in Deutschland oder in der Schweiz wird als sehr unwahrscheinlich eingestuft, insbesondere im Vergleich zur Situation auf der Iberischen Halbinsel. Dies liegt vor allem an der zentralen Lage und der technischen Struktur des Stromnetzes.

Die Hauptgründe für die höhere Stabilität sind:

• Starke Verzahnung im Verbundnetz: Deutschland fungiert als zentrales Transitland für Strom in Europa. Es ist wesentlich stärker in das europäische Verbundnetz integriert als Spanien oder Portugal, die sich elektrisch gesehen in einer Randlage befinden.
• Ausgleich durch Nachbarländer: Aufgrund der vielen Grenzkuppelstellen zu zahlreichen Nachbarländern können Spannungsschwankungen in Deutschland viel besser ausgeglichen werden. Selbst wenn es zu Instabilitäten käme, könnten die Nachbarnetze stabilisierend wirken.
• Schutzmechanismen: Während des Vorfalls im Jahr 2025 zeigte sich die Robustheit des mitteleuropäischen Netzes: Frankreich koppelte das spanische Netz zum Eigenschutz ab, wodurch der Rest Europas (einschliesslich Deutschlands) stabil blieb und lediglich Frequenzschwankungen bemerkte.
• Seltenheit solcher Ereignisse: Ein landesweiter oder überregionaler Stromausfall in dieser Grössenordnung ist ein extrem seltenes Ereignis. In Europa gab es vor dem Vorfall von 2025 über 20 Jahre lang keinen vergleichbaren landesweiten Blackout.

Bezüglich der Schweiz enthalten die Quellen keine expliziten Informationen. Es lässt sich lediglich aus dem Kontext des „europäischen Verbundnetzes“ ableiten, dass für zentral gelegene Länder ähnliche Stabilitätsvorteile durch die starke Vernetzung gelten wie für Deutschland. Da die Schweiz jedoch nicht direkt in den Quellen genannt wird, sollten Sie diese Information für die Schweiz unabhängig verifizieren.

Fazit.

Ein vergleichbares Ereignis in Deutschland oder der Schweiz gilt als sehr unwahrscheinlich. Als zentrales Transitland ist Deutschland und auch die Schweiz wesentlich stärker im europäischen Verbundnetz verzahnt als Spanien oder Portugal, die sich in einer Randlage befinden. Spannungsschwankungen könnten in Mitteleuropa durch die Vielzahl an Nachbarländern wesentlich besser ausgeglichen werden. Dennoch unterstreicht der Bericht die Notwendigkeit, die Netztechnik europaweit an die Dynamik der Energiewende anzupassen.

Disclaimer / Abgrenzung

Stromzeit.ch übernimmt keine Garantie und Haftung für die Richtigkeit und Vollständigkeit der in diesem Bericht enthaltenen Texte, Massangaben und Aussagen.

Quellenverzeichnis (April 2026).

#203 Abschlussbericht zum Stromausfall in Spanien und Portugal ✦ Podcast Klima und Kohle - YouTube
https://www.youtube.com/watch?v=RPGwFeoQgD0

https://www.entsoe.eu/publications/blackout/28-april-2025-iberian-blackout/

Dieser Podcast analysiert den umfassenden Abschlussbericht zum Stromausfall, der sich am 28. April 2025 in Spanien und Portugal ereignete. Die Ursache für den Blackout war eine komplexe Kaskade aus physikalischen Phänomenen, wie etwa Frequenzschwingungen und mangelnder Blindleistung, verschärft durch regulatorisch bedingte Abschaltungen von Photovoltaikanlagen. Der Bericht betont, dass die Netzwiederherstellung innerhalb von 24 Stunden dank koordinierter Massnahmen erfolgreich verlief, offenbart jedoch auch Defizite bei der Echtzeitüberwachung kleinerer Erzeugereinheiten. Als Konsequenz werden 17 Empfehlungen ausgesprochen, die eine stärkere Automatisierung und eine bessere europäische Synchronisation fordern, um die Resilienz gegenüber hochdynamischen Netzschwankungen zu erhöhen. Für Deutschland gilt ein solches Szenario aufgrund der zentralen Lage im europäischen Verbundnetz und der engen Verzahnung mit Nachbarländern als äusserst unwahrscheinlich. Insgesamt dient die Aufarbeitung dazu, das Vertrauen in die Stabilität der Energiewende durch technische und strukturelle Anpassungen langfristig zu sichern.

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