Stromausfall Spanien, Portugal – Gefahr von Blackouts und Brownouts in der Schweiz – eine Risikoabschätzung.

30.5.2025, Update.

Eine Analyse des Frauenhofer ISE.

Grid Codes und Netzbildende Wechselrichter.

Dr. Sönke Rogalla, Abteilungsleiter Leistungselektronik und Netzintegration, erläutert, wie Wechselrichter in einem Stromsystem ohne Großkraftwerke netzbildend wirken. Dafür sind Regelungscodes nötig, die in Mikrosekunden Ströme und Spannungen erfassen und die Leistungshalbleiter so steuern, dass die Geräte erforderliche netzdienliche Verhalten zeigen.

Mit bestem Dank an Fraunhofer ISE.

Stabiles Schweizer Stromnetz, neue Algorithmen ETH Zürich für netzbildende, taktvorgebende Wechselrichter.

Gridforming, Fehlerstützung, Schwungmasse, Bereitstellung harmonischer Ströme oder Ungleichgewichte.

Netzbildende Wechselrichter.

Herausforderungen in modernen Stromnetzen. 

Das Stromnetz ist ein unglaublich komplexes System, dessen Stabilität eine sehr anspruchsvolle Aufgabe ist. Das europäische Verbundnetz, oft als die größte Maschine der Welt bezeichnet, läuft seit etwa 100 Jahren extrem zuverlässig. Wenn man genauer betrachtet, was alles geregelt werden muss, um dieses System am Laufen zu halten, verdient das allen Verantwortlichen großen Respekt.

Klassische Herausforderungen für die Netzstabilität umfassen die Winkelstabilität, die Spannungsstabilität und die Frequenzstabilität – Konzepte, die in der Netzregelung schon lange bekannt sind. Was jedoch neu hinzukommt und wo viel Forschung und Innovation stattfinden, sind die Resonanzstabilität und die Converter Driven Stability. Diese sind eng verknüpft mit der zunehmenden Dominanz von Leistungselektronik, also Wechselrichtern oder Stromrichtern, in unserem Netz.

Um die Anforderungen an Anlagen, die an das Netz angeschlossen werden, zu harmonisieren, gibt es auf EU-Ebene sogenannte Grid Codes oder Netzanschlussrichtlinien. Die wichtigste Richtlinie für Stromerzeuger ist die Requirements for Grid Connected Generators (RFG). Diese EU-Vorgaben werden von den einzelnen Nationalstaaten in nationales Recht umgesetzt. Wichtig ist, dass die Einhaltung dieser Grid Codes nicht nur eine freiwillige Herstellerverpflichtung ist. Insbesondere in Ländern wie Deutschland und Spanien wird die Einhaltung durch unabhängige Zertifizierungsinstitute überprüft. Anlagen dürfen nur dann ans Netz angeschlossen werden, wenn sie entsprechende Zertifikate vorweisen können.

Die Grid Codes decken eine Vielzahl von Anforderungen ab:

• Regelung der Wirkleistung (Active Power).
• Durchfahren von Netzfehlern (Fault Ride Through) bei Spannungs- und Frequenzfehlern.
• Anlagen- und Netzschutz, der regelt, wann sich eine Anlage trennen darf und wann sie zwingend am Netz bleiben muss.
• Regelung der Blindleistung (Reactive Power) zur Spannungsstützung.
• Verhalten bei Inselnetzbildung.
• Anforderungen an die Spannungsqualität, um das Netz nicht durch Oberschwingungen oder andere Merkmale zu belasten und robust dagegen zu sein.

Das Beispiel des Blackouts auf der iberischen Halbinsel (Spanien und Portugal) hat sehr plastisch vor Augen geführt, wie relevant die Einhaltung dieser Grid Codes ist. Im spanischen Grid Code gibt es spezifische Regelungen, wie den Limited Frequency Sensitive Mode (LFSM O und U). Dieser schreibt vor, dass Erzeuger bei außergewöhnlichen Frequenzänderungen mit einer Wirkleistungsreduktion (bei Überfrequenz, LFSM-O) oder -erhöhung (bei Unterfrequenz, LFSM-U) reagieren müssen. Im Fall eines Frequenzabsackens, wie es beim angesprochenen Ereignis vorkam, können Anlagen als erneuerbare Energiequellen zwar nicht mehr Leistung liefern, als sie gerade erzeugen. Sie müssen aber, und das ist gefordert, unbedingt am Netz bleiben. Der spanische Grid Code definiert dafür einen relativ weiten Frequenzbereich (runter bis 47,5 Hz für mindestens 30 Minuten) und Spannungsbereiche (z.B. bis 85% der Nennspannung muss die Anlage dranbleiben), in denen sich Anlagen nicht vom Netz trennen dürfen. Es wird davon ausgegangen, dass die Anlagen im spanischen Netz diese Anforderung auch eingehalten haben, da sie technisch nicht kritisch zu erfüllen ist.

Ein weiterer wichtiger Punkt im spanischen Grid Code, der auf die Stabilität einzahlt, ist der Fokus auf die Dämpfung von Leistungsschwingungen (Power Oscillation). Spanien ist hier schon relativ weit und fordert für größere Anlagen detaillierte Simulationsmodelle, um zu zeigen, dass diese Schwingungsmodi nicht verstärkt werden. Es gibt sogar erste Anlagen, insbesondere im Windbereich, in die Power System Stabilizer (PSS) implementiert werden, um solchen Schwingungen entgegenzuwirken. Solche Regler wurden bisher nur in konventionellen Kraftwerken eingesetzt. Interarea Oscillationen sind kein neues Phänomen (seit den 80er Jahren bekannt), aber Gegenmaßnahmen müssen nun auch auf neue Anlagen ausgerollt werden.

Das, was bisher beschrieben wurde, basiert im Wesentlichen auf dem RFG 1.0, der seit 2016 implementiert ist. Aktuell wird bei der EU-Kommission der Entwurf für den RFG 2.0 überarbeitet, dessen Inkrafttreten auf EU-Ebene Mitte bis Ende des Jahres erwartet wird, gefolgt von nationalen Umsetzungs- und Herstellerübergangsphasen. Ein sehr prominenter Aspekt des RFG 2.0 wird die Forderung nach Gridforming-Fähigkeiten sein.

Bisher funktionieren die meisten erneuerbaren Anlagen als stromgeregelte Anlagen. Sie messen Netzfrequenz und -spannung, synchronisieren sich darauf und speisen dann einen Strom ins Netz ein, der von ihrem Betriebspunkt abhängt. Dieses Prinzip funktioniert aber nur so lange, wie noch andere Netzbildende Einheiten im Netz sind – vor allem konventionelle Kraftwerke mit Synchrongeneratoren. Wenn diese zunehmend ersetzt werden, muss auch deren Funktion, nämlich das Netz "zu bilden" (eine stabile Spannung und Frequenz vorzugeben), ersetzt werden.

Gridforming.

Hier kommt Gridforming ins Spiel. Das ist ein grundlegender regelungstechnischer Strategiewechsel. Anstatt sich zu synchronisieren und Strom einzuspeisen, sollen die Anlagen als Spannungsquellen betrieben werden. Diese Spannungsquellen müssen sich dann untereinander synchronisieren. Die Regelung schaut sich dabei das Verhalten von Synchrongeneratoren ab und emuliert es, weshalb auch von synthetischer oder virtueller Schwungmasse (Inertia) gesprochen wird.

Gridforming Converter zeichnen sich dadurch aus, dass ihre innere Spannungsquelle stabil ist und sich nur langsam ändert, selbst wenn sich im Stromnetz schnell etwas tut. Dadurch stellt ein Netzbildender Wechselrichter instantan das zur Verfügung, was das Netz braucht. Dies läuft auf Millisekunden- bis Sekunden-Skala ab. Die Spannungsquelle wird erst danach langsam nachgeführt, um wieder in den Betriebspunkt der Anlage zu gelangen.

Ein Anforderungskatalog für Netzbildende Wechselrichter umfasst:

•  Fähigkeit, die Netzspannung zu erzeugen.
• Beitrag zur Fehlerstützung.
• Bereitstellung harmonischer Ströme oder Ungleichgewichte.
• Einbringung von Schwungmasse (Momentanreserve).
• Bedämpfung von Schwingungsinteraktionen.

Laborversuche haben die Fähigkeiten von Gridforming Converters demonstriert. In einem Test, bei dem ein Gridforming Converter an einem Netz betrieben wurde und die Netzverbindung plötzlich getrennt wurde (Inselbildung), brach die Spannung nur kurz zusammen. Der Wechselrichter reagierte und innerhalb von weniger als einer Millisekunde konnte die Spannung stabilisiert werden, wobei der Wechselrichter sofort den benötigten Strom übernahm. Dies zeigt die schnelle Reaktion einer spannungseinprägenden Regelung.

Ein weiteres Beispiel, das einem System Split Event oder einer Netzauftrennung ähnelt (wie dem auf der iberischen Halbinsel), wurde im Labor nachgestellt. Dabei wurden ein Synchrongenerator, zwei Gridforming Wechselrichter (mit simulierter langer Übertragungsleitung dazwischen) und eine Last in einem Netzbereich betrieben, der Leistung in ein vorgelagertes Netzgebiet exportierte. Bei einer plötzlichen, uninformierten Trennung dieses Bereichs reduzierten die Gridforming Wechselrichter schlagartig ihre Leistung. Sie schwingten zwar kurz gegeneinander, fingen sich aber langsam und waren deutlich schneller in der Stabilisierung als der Dieselgenerator. Die Netzfrequenz stieg zwar kurz an (da plötzlich mehr Leistung im Inselnetz war), stabilisierte sich aber.

Solche Laborergebnisse zeigen, dass die Stabilisierung des Netzes mit Netzbildenden Wechselrichtern möglich ist. Angesichts der zunehmenden Integration von Anlagen auf Basis von Leistungselektronik und dem Rückgang konventioneller Kraftwerke ist es nun an der Zeit, Gridforming-Fähigkeiten zu implementieren, was auch durch den kommenden RFG 2.0 vorangetrieben wird.

Wie können Stromnetze stabilisiert werden?

Moderne Stromnetze stabil zu halten, ist eine sehr komplexe Angelegenheit. Das europäische Verbundnetz, das oft als die größte Maschine der Welt bezeichnet wird, läuft seit etwa 100 Jahren extrem zuverlässig.

Zur Stabilisierung des Stromnetzes müssen verschiedene Aspekte geregelt werden:

Klassische Stabilitätskonzepte.

Dazu gehören die Winkelstabilität, die Spannungsstabilität und die Frequenzstabilität, die in der Netzregelung schon lange bekannt sind.

Neue Herausforderungen.

Mit der zunehmenden Dominanz von Leistungselektronik (Wechselrichtern, Stromrichtern) im Netz kommen neue Themen wie die Resonanzstabilität und die Converter Driven Stability hinzu, die viel Forschung und Innovation erfordern.

Um die Stabilität zu gewährleisten, gibt es auf EU-Ebene Grid Codes oder Netzanschlussrichtlinien, die Minimalanforderungen für alle Mitgliedstaaten vorgeben und für alle an das Netz angeschlossenen Anlagen bindend sind. Die wichtigste Richtlinie für Stromerzeuger ist die Requirements for Grid Connected Generators (RFG). Diese EU-Vorgaben werden national umgesetzt. Die Einhaltung dieser Grid Codes ist nicht freiwillig, sondern wird insbesondere in Ländern wie Deutschland und Spanien von unabhängigen Zertifizierungsinstituten überprüft. Anlagen benötigen entsprechende Zertifikate, um ans Netz angeschlossen zu werden.

Grid Codes decken eine Vielzahl von Anforderungen ab, die zur Netzstabilität beitragen:

• Regelung der Wirkleistung (Active Power).
• Durchfahren von Netzfehlern (Fault Ride Through - FRT), sowohl bei Spannungs- als auch bei Frequenzfehlern.
• Anlagen- und Netzschutz, der regelt, wann sich eine Anlage trennen darf und wann sie am Netz bleiben muss, um das Netz zu schützen.
• Regelung der Blindleistung (Reactive Power), die wesentlich zur Spannungsstützung im Stromnetz relevant ist
• Verhalten bei Inselnetzbildung.
• Anforderungen an die Spannungsqualität, um das Netz nicht mit Oberschwingungen zu belasten und robust dagegen zu sein.

Das Beispiel des Blackouts auf der iberischen Halbinsel verdeutlicht die Relevanz der Grid Codes. Im spanischen Grid Code gibt es spezifische Regelungen, wie den Limited Frequency Sensitive Mode (LFSM O und U), der vorschreibt, wie Erzeuger bei außergewöhnlichen Frequenzänderungen mit einer Wirkleistungsreduktion (Überfrequenz) oder -erhöhung (Unterfrequenz) reagieren müssen. Bei einem Frequenzabsacken können erneuerbare Anlagen zwar nicht mehr Leistung liefern, als sie gerade erzeugen, aber sie müssen unbedingt am Netz bleiben. Der spanische Grid Code definiert hierfür weite Frequenzbereiche (z.B. bis zu 47,5 Hz für mindestens 30 Minuten) und Spannungsbereiche (z.B. bis 85 % der Nennspannung müssen Anlagen am Netz bleiben), in denen Anlagen nicht abschalten dürfen. Dies wird als technisch nicht kritisch angesehen und es wird davon ausgegangen, dass die Anlagen in Spanien diese Anforderung auch eingehalten haben.

Ein weiterer wichtiger Punkt im spanischen Grid Code ist der Fokus auf die Dämpfung von Leistungsschwingungen (Power Oscillation). Für größere Anlagen werden detaillierte Simulationsmodelle gefordert, um zu zeigen, dass Schwingungsmodi nicht verstärkt werden. Es gibt bereits Anlagen, insbesondere im Windbereich, in denen Power System Stabilizer (PSS) implementiert werden, um diesen Schwingungen entgegenzuwirken. Solche Regler wurden bisher hauptsächlich in konventionellen Kraftwerken eingesetzt. Interarea Oszillationen sind zwar kein neues Phänomen, aber Gegenmaßnahmen müssen nun auch für neue Anlagen ausgerollt werden.

Die bisherigen Anforderungen basieren im Wesentlichen auf dem RFG 1.0, der seit 2016 implementiert ist. Aktuell wird der Entwurf für den RFG 2.0 bei der EU-Kommission überarbeitet und soll voraussichtlich Mitte bis Ende des Jahres in Kraft treten. Ein sehr prominenter Aspekt des RFG 2.0 wird die Forderung nach Gridforming-Fähigkeiten sein.

Die meisten erneuerbaren Anlagen funktionieren heute als stromgeregelte Anlagen. Sie messen Netzfrequenz und -spannung, synchronisieren sich und speisen dann einen Strom ein. Dieses Prinzip funktioniert jedoch nur, solange netzbildende Einheiten, vor allem konventionelle Kraftwerke mit Synchrongeneratoren, im Netz vorhanden sind. Wenn diese zunehmend ersetzt werden, muss ihre Funktion, das Netz zu "bilden" (eine stabile Spannung und Frequenz vorzugeben), ersetzt werden.

Hier setzt Gridforming an, ein grundlegender regelungstechnischer Strategiewechsel. Anstatt sich zu synchronisieren und Strom einzuspeisen, sollen die Anlagen als Spannungsquellen betrieben werden. Diese Spannungsquellen müssen sich untereinander synchronisieren. Die Regelung emuliert das Verhalten von Synchrongeneratoren, weshalb auch von synthetischer oder virtueller Schwungmasse (Inertia) gesprochen wird.

Gridforming Converter zeichnen sich durch eine stabile innere Spannungsquelle aus, die sich nur langsam ändert, selbst bei schnellen Netzänderungen. Dadurch stellt ein netzbildender Wechselrichter instantan das zur Verfügung, was das Netz braucht (auf Millisekunden- bis Sekunden-Skala).

Erste Stellungnahmen Anfang Mai 2025.

16.5.2025, Update

Der gigantische Stromausfall kostete über eine Milliarde Franken. Die spanische Wirtschaftslobby CEOE schätzt, dass der Ausfall das Bruttoinlandsprodukt um umgerechnet rund ein Milliarde Franken oder 0,1 Prozent schmälert.

Viele Experten befassen sich mit dem grossflächigen Stromausfall in Spanien und Portugal Ende April 2025. Die spanische Energieministerin Sara Aagesen gab bekannt, dass eine plötzliche Störung in einem Umspannwerk in Granada das Ereignis auslöste, woraufhin es zu weiteren Ausfällen in Badajoz und Sevilla kam und letztlich weite Teile beider Länder betroffen waren. Obwohl die genaue Ursache der anfänglichen Störungen noch untersucht wird, schliessen die Ermittler einen Cyberangriff, ein Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage sowie unzureichende Netzkapazität als Ursache aus. Nach dem Blackout wird in Spanien verstärkt über den Atomausstieg und die Rolle erneuerbarer Energien im Stromnetz diskutiert. Energieministerin Aagesen verteidigt zwar die aktuelle Energiepolitik, zeigt sich aber auch offen für eine längere Laufzeit von Kernkraftwerken, falls diese zur Versorgungssicherheit beitragen und die Betreiber Sicherheit und akzeptable Preise garantieren.

Die spanische Energieministerin Sara Aagesen teilte Mitte Mai 2025 mit, dass eine plötzliche Störung in einem Umspannwerk im südspanischen Granada den landesweiten Blackout am 28. April ausgelöst hat. Die Energieministerin betonte, dass die Aufklärung "wesentlich komplexer" sei, als einfach einer bestimmten Energiequelle die Schuld zu geben. Die Ermittler schliessen derzeit einen Cyberangriff auf den Netzbetreiber REE, ein Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage oder eine unzureichende Netzkapazität als Ursache aus.

Was man über den Stromausfall in Spanien und Portugal weiss.

Stand Mai 2025.

Der Stromausfall begann mit einer plötzlichen Störung in einem Umspannwerk im südspanischen Granada. Granada liegt in der Region Andalusien. Sekunden nach diesem Vorfall in Granada gab es weitere Ausfälle in Badajoz und Sevilla. Zwischen dem ersten Ausfall in Granada und dem dritten in Sevilla lagen demnach nur etwa 20 Sekunden. Diese drei anfänglichen Vorfälle führten zu Netzabschaltungen und lösten eine Reihe von weiteren Netzabschaltungen aus. Der Netzbetreiber REE versuchte vergeblich, die Ausfälle zu isolieren. Es ging ein Erzeugungsverlust von 2,2 Gigawatt Strom verloren.

Fast ganz Spanien war zeitweise ohne Strom. Teile des benachbarten Portugal waren ebenfalls betroffen. Der historische Blackout betraf mehr als 60 Millionen Menschen. Der Stromausfall hielt für viele Stunden an. Laut der Ministerin ist die Ursache des Blackouts wesentlich komplexer, als einfach einer bestimmten Energiequelle die Schuld zu geben. Die vollständige Aufklärung läuft noch. Es werden Millionen von Daten analysiert. Man macht Fortschritte bei der Identifizierung der Orte, an denen die Ausfälle begannen (Granada, Badajoz, Sevilla). Es wird noch geprüft, ob Oszillationen im europäischen Stromnetz, die eine halbe Stunde zuvor beobachtet wurden, mit dem Blackout zusammenhängen.

Brisant ist, dass der Netzbetreiber REE und die Nationale Kommission für Märkte und Wettbewerb (CNMC) bereits im Jahr 2023 vor Stromausfällen in Spanien warnten. Demnach könnten "hohe Spannungen im Netz zu einer vorzeitigen Abschaltung der daran angeschlossenen Anlagen führen", wobei die Spannungen bereits damals "nahe an oder sogar über den zulässigen Werten" lagen. Als mögliche gefährdete Regionen wurden Galicien und Andalusien genannt; Granada, wo der erste Ausfall am 28. April geschah, liegt in Andalusien. Der Bericht von 2023 warnte, dass sich das Problem verschärfen würde, sollten keine wirksamen Gegenmassnahmen ergriffen werden, und nannte April und Mai als besonders kritische Monate. Nach eigenen Angaben betreibt REE das System seit dem Blackout mit weniger Erneuerbaren und mehr Gaskraftwerken.

Expertengespräche im Mai 2025.

Blackout in Spanien - was kann die Ursache gewesen sein?

Netzspezialist Dr.-Ing. Michael Fette, der sich sehr intensiv mit Netz-Systeminstabilitäten beschäftigt hat, erteilt 2 Tage nach dem Blackout in Spanien und Portugal am 28.4.2025 eine ersten Stellungnahme.

Blackout Spanien, Teil 1

Ein Expertengespräch, 30.4.2025:
Ein Update zu diesem Video ist angekündigt und in wenigen Wochen verfügbar.

Blackout Spanien, Expertengespräch Teil 2, 12.5.2025

Blackout Spanien, Expertengespräch Teil 3, 22.5.2025

Zusammenfassung der drei Videos.

Die Experten erörtern den Stromausfall (Blackout) in Spanien. Dieses Ereignis wird als Gelegenheit genutzt, spezielle Dynamiken im Stromnetz zu untersuchen, die möglicherweise zu einem Kollaps führen. Es wird hervorgehoben, dass bestimmte Indikatoren auf genau diese Gründe hingewiesen hätten.

Ein zentrales Thema ist der grundlegende Umbau der Übertragungs- und Verteilnetze. Das System verändert sich maßgeblich von einem, das von Großkraftwerken im Übertragungsnetz mit inhärenter Stabilität geprägt war, hin zu einem System, das zunehmend von wechselrichterbasierten Anlagen dominiert wird. Klassische Generatoren brachten eine gewisse inhärente Stabilität mit, während wechselrichterbasierte Systeme als Stromquelle fungieren, aber Systemdienstleistungen des Netzes benötigen.

Durch den Einbau vieler Elemente wie dezentraler Einspeiser (z.B. Photovoltaik) und Lasten (z.B. Elektrofahrzeuge, Leistungselektronik in Haushalten) verändern sich nicht nur die Lastflussrichtungen, sondern auch die dynamischen Eigenschaften des Netzes erheblich. Netzebenen, die früher weitgehend entkoppelt betrachtet werden konnten, sind nun dynamisch miteinander verkoppelt und beeinflussen sich gegenseitig.

Die Veränderung führt zu einer verstärkten Nichtlinearität im System und macht die Netze schwingfähiger. Klassische Synchronmaschinen formten die Systemcharakteristik durch ihre Eisenmassen und sorgten für ein nichtlineares Verhalten, das aber in einem "quasi linearen Bereich" betrieben wurde. Mit der zunehmenden Leistungselektronik verschieben sich die Eigenschaften und können zu Anomalien führen. Das System verhält sich nicht mehr wie eine "feste Kartoffel", sondern eher wie ein "Wackelpudding".

Theoretische Konzepte zur Beschreibung dieser Phänomene sind die Katastrophentheorie (die beschreibt, wie Systeme ihre Eigenschaften durch Parameteränderungen ändern und kollabieren können) und die Duffing-Gleichung (eine Oszillationsgleichung, die Resonanzeffekte und Nichtlinearitäten beschreibt). Es gibt auch den Begriff der Hopf-Punkte, die den nutzbaren Arbeitsbereich eines Generators einschränken können und deren Lage vom Lastverhalten abhängt.

Das spanische Ereignis zeigte Oszillationen in der Frequenz, die als ungewöhnlich in ihrer Größenordnung beschrieben wurden. Es gab Hinweise auf einen Resonanzfall. Die Netzfrequenz ist ein lokales Phänomen, das sich ausgleicht. Das Netz schwingt natürlicherweise zur Ausgleichung, aber die beobachteten Schwingungen waren anders. Eine Beobachtung war, dass Litauen eine besonders große Reaktion zeigte, was auf das reflektive Verhalten von Wellen am physikalischen Ende des Netzes hinweist, ähnlich wie frühere Störungen in Spanien große Frequenzreaktionen in Ungarn an der damaligen Systemgrenze zeigten.

Ein wichtiger Aspekt von Kollapsvorgängen ist der Driftprozess. Ein Kollaps kann aus einem Oszillationsprozess bestehen, dem aber ein langsamer Driftprozess unterlagert ist. Die Erkennung dieses Drifts ist entscheidend, erfordert aber Spannungsmessungen, die zum Zeitpunkt der Diskussion aus Spanien noch nicht umfassend verfügbar waren. Spätere Informationen bestätigten jedoch, dass es sowohl Spannungs- als auch Frequenzschwingungen gab, was auf diesen Driftprozess hindeutet. Kollapsvorgänge mit einem Driftprozess wurden bereits bei früheren Blackouts beobachtet, z.B. in Griechenland 2004 und in den USA 2003.

Die Frequenzverläufe zeigten Deformationen im Vergleich zu einer reinen Sinusform. Es wurden Periodenverdopplungen und das Auftreten neuer Frequenzen und Seitenbänder festgestellt. Diese Deformationen können auf Sättigungseffekte in magnetischen Bausteinen wie Transformatoren und Generatoren hinweisen.

Vorgeschichte und mögliche Auslöser des spanischen Ereignisses werden diskutiert:

• Es gab Überspannungen im Höchstspannungsnetz bereits vor dem Blackout-Tag.
• Etwa drei Monate zuvor lösten Spannungsüberschläge/Oszillationen die Schutztechnik eines 1 GW Kernkraftwerks in Almaraz aus, was zu seiner Abschaltung führte.
• Um den Netzknoten Almaraz gab es seit Mitte April wiederholt starke Spannungsschwankungen.
• Am 22. April führte ein starker Spannungsanstieg zu Störungen im Schienenverkehr in Madrid und zur Abschaltung einer Raffinerie in Cartagena.
• Die beiden Kraftwerke Huelva und San Roque waren offensichtlich nicht im Betrieb und standen nicht zur Verfügung; sie werden als wichtig für den Spannungs- und Blindleistungshaushalt angesehen.
• Die schwache Kopplung nach Frankreich wurde spekuliert, aber obwohl eine stärkere Kopplung grundsätzlich helfen würde, wird sie eher als sekundär gegenüber den internen Netzproblemen in Spanien angesehen. Es gibt seit langem Diskussionen und Hindernisse für den Ausbau der Kuppelstellen, auch aus marktpolitischen Gründen.

Im Gegensatz zu einem Störfall 2021, bei dem Spanien einen Lastabwurf von 6 GW verkraftete, ohne dass das gesamte Netz zusammenbrach, führte das jüngste Ereignis zum totalen Blackout. Dies deutet darauf hin, dass das System zu diesem Zeitpunkt weniger robust war. Der Unterschied in den Reaktionen könnte darin liegen, dass das Ereignis 2021 eher ein Frequenz-/RoCoF-Problem war, während das jüngste Ereignis eher ein Spannungskollaps war.

Es wird die Meinung vertreten, dass das grundlegende Problem nicht unbedingt in einzelnen verbauten Komponenten liegt, sondern in der Koordinierung des Spannungs- und Blindleistungshaushalts des Netzes. Es geht um das abgestimmte Regelverhalten und die Anpassung der Schutzeinrichtungen an die neuen Verhältnisse. Insbesondere die Verbesserung der Dämpfungsverhältnisse auf allen Frequenzen wird als entscheidend angesehen.

Die Herausforderung liegt auch darin, dass Anlagen sehr unterschiedliche Zeitkonstanten haben, was ihre Koordinierung erschwert. Die Reaktion elektromagnetischer Felder in Synchronmaschinen ist instantan (mit Lichtgeschwindigkeit), während die synthetische Inertia von Wechselrichtern Verzögerungen aufweist. Diese Delays können die Systemstabilität beeinflussen.

Um solche Ereignisse zukünftig zu verhindern, sind neue Ansätze notwendig:

• Kontinuierliche Analyse und Messung der dynamischen Zustände des Netzes ist entscheidend.
• Es müssen Indikatoren und Messverfahren entwickelt werden, die auf der nichtlinearen Theorie basieren, um Kollapsvorgänge frühzeitig zu erkennen. Ein früher entwickeltes Gerät namens Collapse Prediction Relay (CPRD) sollte Zeit zum Reagieren ("Get time to react") gewinnen, indem es Anomalien erkennt und z.B. Spannungsregler blockiert, um das System zu beruhigen.
• Dezentrale Intelligenz und lokale Analysen (edge computing) sind notwendig, um Daten lokal zu bewerten und nur relevante Informationen weiterzugeben.
• Systemoptimierung und Anpassung an die neuen Bedingungen sind fortlaufende Aufgaben, die koordiniert zwischen Netzbetreibern umgesetzt werden müssen.
• Grid-forming Technologien können helfen, die von Synchronmaschinen verlorene Stabilität zu kompensieren.

Es wird die Möglichkeit diskutiert, zelluläre Netze zu bilden oder Sollbruchstellen einzubauen. Eine innovative Lösung wäre die Nutzung von frequenzabhängigen dynamischen Tarifen, um Lasten im Haushalt sofort zu steuern und die Verbrauchsseite aktiv in Regelkonzepte einzubinden, zusätzlich zu marktgesteuerten Ansätzen.

Fazit.

Der spanische Störfall ist nach Ansicht des Experten ein prototypischer Blackout, der mit den Merkmalen der nichtlinearen Theorie nachvollzogen werden kann. Das Problem liegt primär im Spannungs- und Blindleistungshaushalt und der unzureichenden Koordinierung. Der Störfall wird als reproduzierbar eingeschätzt, wenn die parametrischen Anregungen im Netz wieder auftreten. Dies betrifft nicht nur das spanische Netz, sondern das Phänomen der Deformation hat sich auch im europäischen Netz ausgebreitet. Es gibt viel Arbeit für Netzbetreiber, um die Anlagen besser zu koordinieren und das Regelverhalten sowie die Dämpfung zu verbessern. Reine Simulationsstudien reichen dafür nicht aus; es sind reale Messungen und angepasste Modelle nötig.

Erste Stellungnahmen Ende April 2025

16.5.2025 

Spekulationen und Diskussionen über die Rolle erneuerbarer Energien.

Der Stromausfall in Spanien und Portugal löste auch Spekulationen und Diskussionen über die Rolle erneuerbarer Energien aus. Seit dem Stromausfall wird in Spanien wieder verstärkt über den bis 2035 geplanten Atomausstieg und den Ausbau erneuerbarer Energien diskutiert. Kritiker halten es für möglich, dass der steigende Anteil erneuerbarer Energien oder ein Mangel an sogenannter "Netzträgheit" (ein Puffer für Frequenzabweichungen) ein Grund für den Stromausfall gewesen sein könnte, da der Anteil von Kernenergie und fossilen Brennstoffen am Strommix relativ gering ist. Konventionelle Anlagen wie Gas-, Kohle-, Kern- und Wasserkraftwerke, die aus dem Netz gehen, regeln die Spannung durch feste Sollwerte. Da das System mit immer mehr asynchronen Kraftwerken betrieben wird, führe dies bei gleicher Nachfrage zu zunehmenden Überspannungen (einem höheren Energiefluss als das Netz bewältigen kann), wodurch das Risiko steigt, dass sich Anlagen aus Sicherheitsgründen automatisch abschalten. Dies gilt bisher als die wahrscheinlichste Erklärung.

Energieministerin Aagesen verteidigte die stark auf Erneuerbare ausgerichtete Energiepolitik der Regierung. Sie argumentiert, dass Erneuerbare die Stromrechnungen senken und in Zeiten geopolitischer Instabilität eine grössere Unabhängigkeit bei der Energieversorgung wichtig ist. Ein Mix mit mehr erneuerbaren Energien verringere externe Risiken und ermögliche es, Eventualitäten zu antizipieren und schnell zu reagieren. Aagesen zeigte sich grundsätzlich offen für eine längere Laufzeit spanischer Atomkraftwerke, allerdings nur unter der Bedingung, dass die Betreiber Sicherheit und akzeptable Preise für Verbraucher garantieren und dies nachweislich zur Versorgungssicherheit beiträgt

Was bedeutet netzfolgend und was sind synchrone und asynchrone Kraftwerke?

Mit synchronen Kraftwerken oder synchroner Erzeugung sind traditionelle Anlagen wie Gas-, Kohle-, Kernkraft- und Wasserkraftwerke gemeint. Diese Kraftwerke werden als Anlagen beschrieben, die "die Spannung durch feste Spannungssollwerte regeln". Sie tragen auch zur sogenannten "Netzträgheit" bei, die als "eine Art Puffer für Frequenzabweichungen" fungiert. Sie sind in der Lage, das Stromnetz in Bezug auf Frequenz und Spannung aktiv zu stabilisieren und zu "bilden".

Asynchrone Kraftwerke werden im Kontext der Diskussion über erneuerbare Energien genannt. Diese Anlagen werden als solche beschrieben, die "nicht den Spannungssollwerten in Echtzeit folgen, sondern feste Leistungsbereiche beibehalten, die für die Spannungssteuerung nicht effektiv sind". Der zunehmende Anteil asynchroner Kraftwerke führt bei gleichbleibender Nachfrage zu "zunehmenden Überspannungen", also zu einem höheren Energiefluss, als das Netz bewältigen kann. Dies erhöhe das Risiko, dass sich Anlagen aus Sicherheitsgründen automatisch abschalten. Ein Mangel an "Netzträgheit", der mit dem geringeren Anteil von Kernenergie und fossilen Brennstoffen in Zusammenhang gebracht wird, wird ebenfalls als möglicher Grund für den Stromausfall diskutiert.

Mit "netzfolgend" werden also Eigenschaften von Kraftwerken beschreiben, die die Spannung durch feste Spannungssollwerte regeln. Wie viele erneuerbare Energien, die über Wechselrichter ans Netz gehen und diese gleichen Eigenschaften synchroner, netzbildender Kraftwerke haben, ist aktuell nicht bekannt. Wie mangelnde Netzträgheit und Spannungsprobleme, die durch den zunehmenden Einsatz asynchroner Technologien entstehen und als mögliche Erklärung für den Blackout in Spanien dient, wird aktuell noch untersucht.

Was sind netzbildende Kraftwerke?

Im Gegensatz zu synchronen Kraftwerken wie Gas- und kohlebefeuerte Wärmekraftwerke, Kernkraftwerke und Wasserkraftwerke, die Spannung durch feste Spannungssollwerte regeln, sind asynchrone Kraftwerke - wie viele erneuerbare Energien über Wechselrichter, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Abfallverbrennungsanlagen - die "nicht den Spannungssollwerten in Echtzeit folgen, sondern feste Leistungsbereiche beibehalten, die für die Spannungssteuerung nicht effektiv sind. Der zunehmende Betrieb des Stromsystems mit immer mehr asynchronen Kraftwerken bei gleicher Nachfrage führe demnach zu "zunehmenden Überspannungen".

Der Rückgang dieser synchronen Erzeugung und der Anstieg der asynchronen (eher "netzfolgenden") Anlagen wird in den Quellen als wahrscheinlichste Erklärung für die Spannungs- und Trägheitsprobleme angesehen, die zum Blackout am 28. April 2025 beigetragen haben könnten. Bis jedoch die Untersuchungsergebnisse vorliegen, bleibt dies ungewiss.

Was geschieht bei einer Netztrennung?

Eine Netzauftrennung oder Netztrennung oder auch "System Split" genannt ist ein Ereignis, bei dem ein Abschnitt des Stromnetzes vom restlichen Verbundnetz getrennt wird. Dies kann in Folge eines Fehlers oder aufgrund einer Anforderung geschehen.

Ausbreitung eines Winkelsprungs mit einer Wanderwelle.

Bei einer Netzauftrennung, insbesondere während einer Stromübertragung, tritt an der Trennstelle des Übertragungsnetzes ein Phasenwinkelsprung des Spannungszeigers auf. Die dadurch entstehende Wanderwelle breitet sich im Netz nahezu mit Lichtgeschwindigkeit aus. An allen Klemmen im betroffenen Netzabschnitt ist eine Änderung der Phasenwinkel zu erkennen.

Leistungsungleichgewicht.

Die Auftrennung führt in der Regel zu einem starken Wirk- und/oder Blindleistungsungleichgewicht in dem abgetrennten Netzabschnitt, da der bisherige Netzbezug oder die Netzeinspeisung schlagartig entfällt. Hohe Leistungsdefizite können die Folge sein.

Frequenz- und Spannungsänderungen.

Dieses Leistungsungleichgewicht resultiert in hohen Frequenzgradienten unmittelbar nach Störeintritt und dynamischen Frequenzabweichungen. Es kann auch zu einem kurzzeitigen Spannungseinbruch kommen.

Reaktionen von Erzeugungsanlagen auf eine Netztrennung.

Bei Synchron-Kraftwerken ändert sich durch den Winkelsprung abrupt der Polradwinkel und damit das wirksame elektrische Moment. Ein Spannungseinbruch reduziert die abgegebene elektrische Leistung, wodurch der Rotor beschleunigt; dies kann zum Aussertrittfallen führen, wenn der Polradwinkel zu gross wird. Synchronmaschinen können kurzzeitig ein Vielfaches ihres Nennstroms abgeben. Sie tragen so zur sogenannten Netzträgheit bei, die als Puffer für Frequenzabweichungen dient.

Netzfolgende Wechselrichter.

Netzfolgende Wechselrichter, auch netzstützend oder stromeinprägend genannt, transformieren mithilfe des Winkels am Netzanschlussknoten. Sie benötigen in der Regel eine Erkennung der Unterspannung, um Funktionen wie die dynamische Netzstützung zu aktivieren, was eine Reaktionsverzögerung von z.B. 8 ms oder 10-20 ms bedeuten kann. Sie reduzieren im Fehlerfall ihre Wirkstromeinspeisung zugunsten der Blindstromeinspeisung. Die Wirkstromwiederkehr nach dem Fehler dauert länger (z.B. 1,7 s) im Vergleich zu netzbildenden Wechselrichtern. Sie stellen typischerweise keine Momentanreserve sofort bereit. Anlagen mit netzfolgenden Wechselrichtern sind mit Verfahren ausgestattet, um ungewollte Inselnetze zu erkennen und sich vom Netz zu trennen.

Netzbildende Wechselrichter.

Netzbildende Wechselrichter, auch spannungseinprägend oder VCI genannt, unterscheiden sich durch ihre übergeordnete Regelungsstruktur. Sie sind so ausgelegt, dass sie sich an die Spannung anpassen und ein eigenständiges Spannungsquellenverhalten aufweisen. Sie reagieren auch in Netzfehlersituationen instantan auf den neuen Netzzustand und können schneller Blindströme zur Spannungsstützung einspeisen (z.B. nach ca. 2 ms). Sie können Momentanreserve bereitstellen, die instantan und unverzögert erfolgen muss, idealerweise innerhalb einer viertel Netzperiode (5 ms). Netzbildende Wechselrichter können auch "synthetische Schwungmasse" bereitstellen, was den anfänglichen Frequenzgradienten nach einer Netzauftrennung beeinflussen kann. Ihre Wirkstromwiederkehr nach einem Fehler ist schneller (z.B. 0,7 s). Von ihrer Natur aus wirken netzbildende Anlagen netzerhaltend, was im Verteilnetz im Zielkonflikt mit der Anforderung zur Vermeidung ungewollter Inselnetze steht.

Folgen für den abgetrennten Bereich.

Die Verletzungen zulässiger Frequenz- oder Amplitudengrenzen führen zur Abschaltung der verbleibenden Anlagen über den Netz- und Anlagenschutz (NA-Schutz), woraufhin der Netzabschnitt "schwarzfällt" (stromlos wird). Bei zufällig ausgeglichener Leistungsbilanz kann es unter Umständen zu einem semistabilen, ungewollten "Inselnetz" kommen, besonders mit vielen netzfolgenden Umrichtern.

Ziel der Reaktion.

Die Behandlung der Teilnetzbildung unterscheidet sich je nach Spannungsebene: Im Übertragungsnetz ist die Aufrechterhaltung, Stabilisierung, Resynchronisation und Wiederzuschaltung der gebildeten Teilnetze von grösster Bedeutung. Im Verteilnetz wird aufgrund geringerer Mess- und Eingriffsmöglichkeiten und Risiken meist die Abschaltung eines gebildeten Teilnetzes gefordert.

Die zunehmende Verdrängung konventioneller Kraftwerke durch leistungselektronisch gekoppelte Einspeiser (Wechselrichter), die überwiegend netzfolgend sind, führt zu einer Reduktion der Systemträgheit und kann bei Netzstörungen zu schnellen Frequenzabweichungen führen. Dies erhöht das Risiko von kaskadierenden Abschaltungen. Die Beherrschbarkeit von Netzauftrennungen wird dadurch anspruchsvoller. Netzbildende Wechselrichter werden als Schlüsseltechnologie zur Bereitstellung elektrischer Trägheit und Spannungsbildung in zukünftigen, stromrichterdominierten Netzen angesehen, um alle erforderlichen Eigenschaften der wegfallenden Synchrongeneratoren ersetzen zu können. 

Netzfolgende (Grid Following / GFL) oder netzstützende (Grid Supporting / GSI) Wechselrichter.

Netzfolgende (Grid Following / GFL) oder Netzstützende (Grid Supporting / GSI) Wechselrichter verhalten sich wie eine Stromquelle. Sie steuern den wechselstromseitigen Strom. Ihre Regelung folgt dem Phasenwinkel der vorhandenen Netzspannung mithilfe einer Phasenregelschleife (PLL). Die Transformation erfolgt mithilfe des Winkels am Netzanschlussknoten. Sie sind darauf programmiert, eine bestimmte Leistung in ein vorhandenes Netz einzuspeisen. Bei Netzfehlern (z.B. Unterspannung) benötigen sie eine Erkennung der Störung. Dies führt zu einer Reaktionsverzögerung, beispielsweise von etwa 8 ms. Die dynamische Blindstromeinspeisung erfolgt durch aktives Regeln der Ausgangsströme. Das Erreichen von 90% des Endwertes kann länger dauern (ca. 22 ms). Die Wirkstromwiederkehr nach der Fehlerklärung dauert länger. Anlagen mit netzfolgenden Umrichtern sind mit Verfahren ausgestattet, um ungewollte Inselnetze zu erkennen und sich vom Netz zu trennen. Sie stellen typischerweise keine Momentanreserve sofort bereit. Der zunehmende Einsatz von netzfolgenden, stromeinprägenden Stromrichtern bei gleicher Nachfrage kann zu zunehmenden Überspannungen führen und das Risiko von Anlagenabschaltungen erhöhen.

Netzbildende (Grid Forming / GFM) oder Spannungseinprägende (Voltage Source / VSC) Wechselrichter.

Diese Anlagen verhalten sich wie eine Spannungsquelle. Sie steuern die wechselstromseitige Spannung. Sie sind imstande, eine Wechselspannung mit einer gewünschten Amplitude, Frequenz und Form eigenständig zu stellen und diese einem Netz aufzuprägen. Ihre Regelung basiert auf dem Winkel ihrer eigenen Regelung. Viele Konzepte basieren auf der virtuellen Synchronmaschine (VSM), die die mechanischen Schwingungsgleichungen eines Synchrongenerators nachbildet. Sie synchronisieren sich mit dem Netz durch eine Frequenzregelung, die vergleichbar mit der Regelung eines Synchrongenerators ist. Sie reagieren auf Netzereignisse unmittelbar und verzögerungsfrei. Sie sind sofort reaktionsfähig auf Frequenzänderungen. Das Einspeisen von Blindstrom im Fehlerfall resultiert aus dem inhärenten Spannungsquellenverhalten. Die Reaktionszeit ist deutlich geringer (ca. 2 ms), und sie erreichen 90% des Endwertes schneller (ca. 7 ms). Eine schnellere Blindstrombereitstellung kann das transiente Rotorwinkelverhalten konventioneller Erzeugungsanlagen stabilisierend stützen. Sie können Momentanreserve bereitstellen, die idealerweise instantan und unverzögert erfolgen muss. Sie können synthetische Schwungmasse bereitstellen, die den anfänglichen Frequenzgradienten beeinflusst. Durch ihr Verhalten stellen sie automatisch Wirk- und Blindleistung netzdienlich ein, um die Netzspannung im Fehlerfall zu stützen. Im Vergleich zu netzfolgenden Anlagen wirken netzbildende Anlagen von ihrer Natur aus netzerhaltend. Dies steht im Zielkonflikt mit der Anforderung zur Vermeidung ungewollter Inselnetze im Verteilnetz. Sie müssen mit einer Strombegrenzung ausgestattet sein, um die Leistungselektronik zu schützen, da sie im Gegensatz zu Synchronmaschinen nur geringe Überlastfähigkeit haben. Ziel ist es, das netzbildende Verhalten auch während der Strombegrenzung aufrechtzuerhalten.

Netzbildende Stromrichter sollen notwendige stabilisierende Eigenschaften ähnlich wie Synchron-Kraftwerke haben. Sie können wesentliche Funktionen zur Sicherstellung der Systemstabilität übernehmen, die bisher von Synchronmaschinen erbracht wurden. Auch 100% stromrichterdominierte Netze können mit einem ausreichenden Anteil netzbildender Anlagen stabil betrieben werden.

Netzfolgende Wechselrichter können vorhandene Netzbedingungen wie Spannung und Frequenz messen und diesen folgen, um Strom oder Leistung einzuspeisen. Netzbildende Wechselrichter hingegen agieren aktiv als Spannungsquellen und sind in der Lage, das Netz in Bezug auf Frequenz und Spannung selbst zu stützen und zu stabilisieren, ähnlich wie traditionelle synchrone Generatoren. Sie reagieren schneller und tragen zur Netzstabilität bei, was in Stromnetzen mit hohem Anteil an Leistungselektronik zunehmend wichtiger wird.

Was ist Netzparallelbetrieb?

Netzparallelbetrieb bezeichnet den Betrieb von Energiequellen, die parallel zum öffentlichen Stromnetz verschaltet sind. Dabei handelt es sich meist um kleine, dezentrale Energiequellen, wie zum Beispiel Windenergieanlagen, Solarstromanlagen oder Blockheizkraftwerke. Die von diesen Quellen gewonnene Energie wird nicht in ein Inselnetz, sondern in das grosse Verbundnetz eingespeist. Anlagen, die im Netzparallelbetrieb arbeiten, insbesondere solche, die leistungselektronisch über Wechselrichter angebunden sind, können unterschiedliche Regelungskonzepte nutzen.

Netzgeführte oder netzfolgende Wechselrichter.

Diese verhalten sich wie eine Stromquelle. Sie speisen einen Strom ins Netz ein, basierend auf dem Spannungsphasor am Netzanschlusspunkt, und synchronisieren sich mithilfe einer Phasenregelschleife zur Netzfrequenz. Sie sind darauf programmiert, eine bestimmte Leistung in ein vorhandenes Netz einzuspeisen.

Netzbildende Wechselrichter.

Diese weisen ein spannungseinprägendes Verhalten auf und verhalten sich wie eine geregelte Spannungsquelle. Sie sind imstande, eine Sinusspannung mit definierter Frequenz und Amplitude eigenständig bereitzustellen. Im Parallelbetrieb mit anderen Erzeugern können sie als Spannungsquelle operieren. Ein netzbildender Wechselrichter synchronisiert sich mit dem restlichen Netz durch eine Frequenzregelung, die der eines Synchrongenerators vergleichbar ist. Sie können sowohl eigenständig (Inselbetrieb) als auch netzparallel betrieben werden.

Mit der zunehmenden Integration von erneuerbaren Energien und damit verbundenen leistungselektronisch gekoppelten Einspeisern, die überwiegend netzparallel betrieben werden, verschiebt sich die Rolle der Anlagen von der reinen Einspeisung hin zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen auch im Netzparallelbetrieb, um die Netzstabilität sicherzustellen, insbesondere da synchrone, konventionelle Kraftwerke immer mehr wegfallen. Netzparallelbetrieb ist der Standardbetriebszustand für die meisten dezentralen Erzeugungsanlagen, die mit dem übergeordneten Stromnetz verbunden sind und Energie einspeisen. Die Art und Weise, wie sie dies tun, als Strom- oder Spannungsquelle, unterscheidet sich je nach ihrer Regelungstechnologie (netzfolgend vs. netzbildend).

Was sind netzbildende Regelungen?

Eine netzbildende Regelung bezeichnet ein Regelungskonzept für leistungselektronisch angebundene Anlagen, typischerweise über Wechselrichter, das diesen Anlagen bestimmte netzstützende Eigenschaften verleiht. International wird dies als Grid Forming bezeichnet.

Verhalten als Spannungsquelle.

Im Gegensatz zu netzfolgenden Wechselrichtern, die sich wie eine Stromquelle verhalten, agieren netzbildende Wechselrichter als eine geregelte Spannungsquelle. Das bedeutet, sie steuern direkt die wechselstromseitige Spannung. Sie sind imstande, eine Wechselspannung mit einer gewünschten Amplitude, Frequenz und Form eigenständig bereitzustellen und diese dem Netz aufzuprägen.

Unabhängige Synchronisation.

Während netzfolgende Wechselrichter den Phasenwinkel der vorhandenen Netzspannung mithilfe einer Phasenregelschleife verfolgen und sich dadurch synchronisieren, synchronisieren sich netzbildende Wechselrichter mit dem Netz durch eine Frequenzregelung, die mit der Regelung eines Synchrongenerators vergleichbar ist. Ihre Transformation der Regelgrössen basiert auf dem Winkel ihrer eigenen Regelung, nicht auf dem Netzanschlusspunkt. Ein wichtiger Indikator für die netzbildende Eigenschaft ist, dass der Wechselrichter einen eigenständigen Spannungszeiger bereitstellt und ein Verharrungsvermögen aufweist. Er folgt also nicht sofort der Netzspannung.

Unmittelbare Reaktion und Netzstützung.

Netzbildende Anlagen reagieren auf Netzereignisse unmittelbar und verzögerungsfrei. Sie sind sofort reaktionsfähig auf Frequenzänderungen. Ihr Beitrag zur Spannungsstützung im Fehlerfall erfolgt instantan nach einer Änderung der Netzspannung. Sie können netzbildende Systemdienstleistungen, wie z. B. die Momentanreserve, auch aus der Verteilnetzebene effektiv erbringen

Beitrag zur Netzstabilität.

Durch ihr Verhalten tragen netzbildende Wechselrichter zur Netzstabilität bei, ähnlich wie Synchrongeneratoren. Sie können Momentanreserve bereitstellen, was idealerweise instantan und unverzögert geschehen muss. Sie ermöglichen die Bereitstellung von synthetischer Schwungmasse, was netzfolgende Regelungen bisher nicht leisten.

Regelungskonzepte.

Es gibt eine Vielzahl von netzbildenden Wechselrichterregelungen, darunter die Droop-Control, der Synchronverter und die virtuelle Synchronmaschine, welche auf der Nachbildung der mechanischen Schwingungsgleichungen eines Synchrongenerators basiert. Aufgrund ihres Spannungsquellenverhaltens können bei Netzfehlern mehrfache Überströme auftreten. Zum Schutz der Leistungselektronik ist daher eine schnelle Strombegrenzung notwendig. Die Herausforderung liegt darin, das netzbildende Verhalten auch während der Strombegrenzung aufrechtzuerhalten.

Vermeidung ungewollter Inselnetze.

Ein Zielkonflikt besteht mit der Anforderung zur Vermeidung ungewollter Inselnetze im Verteilnetz, da netzbildende Anlagen von Natur aus netzerhaltend wirken. Obwohl es bisher keine direkten normativen Anforderungen für das Verhalten netzbildender Wechselrichter in Netzfehlersituationen gab, werden zunehmend Richtlinien und Normen entwickelt, die netzbildende Eigenschaften fordern. Neue Prüfziele ergeben sich insbesondere in den Themenfeldern „Netzbildung / Spannungsquelle“ sowie „Bereitstellung von Momentanreserve“.

Netzbildende Regelungen darauf ausgelegt, leistungselektronisch angebundene Anlagen als Spannungsquellen im Netz agieren zu lassen, um wichtige netzstützende Funktionen wie Momentanreserve und synthetische Schwungmasse bereitzustellen, was für die Stabilität zukünftiger, von Leistungselektronik dominierter Netze entscheidend ist.

Einfluss netzbildender Wechselrichterregelung auf die Frequenzhaltung nach einer Netzauftrennung.

Die Netzauftrennung, also das Loslösen eines Netzabschnitts vom übergeordneten Verbundnetz nach einem Fehler oder einer Anforderung, ist aufgrund der zunehmenden Höherauslastung des Übertragungsnetzes und dem damit verbundenen Leistungsaustausch zwischen den sich ergebenden Teilnetzgebieten vor Eintritt der Auftrennung anspruchsvoller geworden. Eine Netzauftrennung führt oft zu einem starken Wirk- und/oder Blindleistungsungleichgewicht im abgetrennten Netzabschnitt. Der Einfluss netzbildender (Grid Forming / GFM) Wechselrichterregelungen auf die Frequenzhaltung nach einer Netzauftrennung ist signifikant und positiv im Vergleich zu netzfolgenden (Grid Following / GFL) Regelungen.

Unmittelbare Reaktion und Momentanreserve.

Netzbildende Wechselrichter verhalten sich im Wesentlichen wie eine geregelte Spannungsquelle und steuern die wechselstromseitige Spannung. Ein entscheidendes Charakteristikum ist die Bereitstellung von Momentanreserve, eine unmittelbare Leistungsänderung als Reaktion auf eine Spannungswinkeländerung oder Frequenzänderung. Diese Reaktion erfolgt idealerweise instantan (< 5 ms) und unverzögert. Nach einem Lastsprung reagiert das netzbildende System sofort und entlastet beispielsweise einen Synchrongenerator. Die Momentanreserve kann qualitativ gleichwertig sowohl aus Übertragungsnetzen als auch aus Verteilungsnetzen erbracht werden.

Reduzierung des Frequenzgradienten.

Durch die sofortige Bereitstellung von Wirkleistung als Reaktion auf das Leistungsungleichgewicht nach der Netzauftrennung tragen netzbildende Wechselrichter dazu bei, den anfänglichen Frequenzgradienten geringer zu halten. Der Frequenzgradient wird im Wesentlichen durch die vorhandene Momentanreserve und das auftretende Leistungsungleichgewicht bestimmt.

Bereitstellung synthetischer Schwungmasse.

Im Gegensatz zu netzfolgenden Regelungen, die keinen Beitrag zur synthetischen Schwungmasse leisten, können netzbildende Wechselrichter synthetische Schwungmasse bereitstellen. Viele netzbildende Konzepte, wie die virtuelle Synchronmaschine (VSM), ahmen die Bewegungsgleichungen eines Synchrongenerators nach und stellen dadurch dieses Trägheitsverhalten bereit. Diese synthetische Schwungmasse beeinflusst den Frequenzgradienten nach der Netzauftrennung. Die Trägheitszeitkonstante kann bei spannungseinprägend geregelten Stromrichtern direkt parametriert werden.

Geringere dynamische Frequenzabweichung.

Die Kombination aus Momentanreserve und schneller Primärregelung der netzbildenden Anlagen führt zu einer zeitlich späteren und geringeren dynamischen Frequenzabweichung im Vergleich zu netzfolgenden Regelungen. Das System zeigt einen nahezu aperiodischen Frequenzverlauf und eine gute Dämpfung. 

Einhalten von Frequenzgrenzwerten.

Untersuchungen zeigen, dass bei Verwendung netzbildender Wechselrichter die massgeblichen Frequenzgrenzen, wie z.B. 51,5 Hz im Überfrequenzfall, nicht verletzt werden. Im Gegensatz dazu kann bei hoher Durchdringung mit netzfolgenden Anlagen die Verletzung dieser Grenzen zur Abschaltung von Erzeugungseinheiten führen. Die verzögerte Reaktion netzfolgender Wechselrichter mit aktivierter Primärregelung kann dazu führen, dass das Leistungsungleichgewicht im ersten Moment vollständig vom Synchrongenerator ausgeglichen wird, was zu einem schnellen Frequenzabfall führt.

Ermöglichung weiterer Massnahmen.

Durch die verzögerte Erreichung systemkritischer Grenzwerte ermöglichen netzbildende Regelungen, dass weitere netzstabilisierende Massnahmen wie zum Beispiel Lastabwurf durchgeführt werden können, bevor es zu kritischen Zuständen kommt.

Stabilisierung stromrichterdominierter Netze.

Der Einsatz netzbildender Verfahren für einen Mindestanteil der Umrichter ist eine Voraussetzung, um die Frequenz- und Spannungsstabilität in Systemen mit sehr hohen Stromrichteranteilen sicherzustellen, sogar in Szenarien mit 100% Stromrichterdurchdringung.

Netzbildende Wechselrichter können durch ihr inhärentes Spannungsquellenverhalten und die Fähigkeit zur Bereitstellung von Momentanreserve und synthetischer Schwungmasse massgeblich zur Frequenzhaltung nach einer Netzauftrennung beitragen, indem sie den anfänglichen Frequenzgradienten reduzieren, die dynamische Frequenzabweichung begrenzen und helfen, die Frequenz innerhalb der zulässigen Grenzen zu halten. Dies ist für die Stabilität zukünftiger Stromnetze mit hohem Anteil an leistungselektronisch angebundenen Anlagen von entscheidender Bedeutung. Die Herausforderungen, die im Zusammenhang mit netzbildenden Regelungen bei Netzauftrennung auftreten können, sind unter anderem die Notwendigkeit ausreichender Energiereserven und die Beherrschung der Stromlimitierung des Wechselrichters während des Ereignisses, sowie die Vermeidung ungewollter Inselnetze im Verteilnetz, da netzbildende Anlagen netzerhaltend wirken.

Wie hoch ist das Risiko für einen Blackout in der Schweiz?

 

Der plötzliche Stromausfall in weiten Teilen Spaniens, Portugals und auch in Teilen Frankreichs hat die Sorgen vor einem grossflächigen Blackout in Europa und der Schweiz neu entfacht. Grossflächige und lang anhaltende Stromausfälle können erhebliche Auswirkungen auf die Gesellschaft haben und tragen katastrophisches Potenzial. Unvorbereitet zu sein, wird als fahrlässig bezeichnet. Doch wie wahrscheinlich ist ein solches Szenario in der Schweiz?

Die Einschätzungen der Experten sind vielschichtig. Leonard Schliesser, ETH-Forscher im Team Risiko und Resilienz, der eine Analyse zu den Risiken der europäischen Stromversorgung veröffentlicht hat, sagt, dass die Frage gar nicht sei, ob, sondern wann ein Szenario wie in Spanien auch in der Schweiz denkbar ist. Er erinnert an einen grossen Stromausfall in Italien im Jahr 2003, von dem auch die Schweiz betroffen war, was aber vielen Menschen gar nicht bewusst war, da Strom eine wenig sichtbare Infrastruktur ist.

Andere Experten sehen das unmittelbare Risiko als eher gering an. Gabriela Hug, ETH-Professorin, die zum europäischen Stromnetz forscht, schätzt das Risiko, dass ein solches Blackout in der Schweiz passiert, als eher klein ein. Sie meint, es sei fast unmöglich, dass das Schweizer Netz isoliert würde; ein Vorfall, der die Schweiz betrifft, würde wohl einen grösseren Teil des europäischen Netzes betreffen. Auch Swissgrid, der Betreiber der Schweizer Höchstspannungsnetze, schätzt das Risiko für einen Blackout als «sehr gering» ein. Petr Korba, Professor für elektrische Energiesysteme an der ZHAW, hält ebenfalls einen flächendeckenden Stromausfall im ganzen Land für unwahrscheinlich.

Trotzdem führt das Bundesamt für Bevölkerungsschutz Stromausfälle in seinem Gefährdungskatalog als ein wahrscheinliches Katastrophenszenario auf, das etwa einmal in 30 Jahren auftreten könnte, ausgelöst durch Unwetter, Fahrlässigkeit oder Sabotage.

Die Rolle der Schweiz im europäischen Netz.

Die Schweiz liegt im Herzen des europäischen Stromnetzes und gilt als Stromdrehscheibe für die Nachbarländer. Sie ist mit über vierzig Leitungen mit dem Ausland verbunden, deutlich mehr als zum Beispiel Spanien mit nur zwei bis drei starken Leitungen. Diese Vernetzung bietet Vorteile, da die Schweiz im Falle eines Ausfalls von allen Seiten Hilfe bekommen könnte. Die Verbindungen machen das System auch robuster. Wenn es Probleme gibt, kann die Schweiz korrigieren, indem sie insbesondere mit der Wasserkraft mehr Strom produziert. Pumpspeicherkraftwerke sind klassische Lieferanten, die innert Sekunden Energie liefern können. Swissgrid wird zudem als einer der besten Verteilnetzbetreiber Europas bezeichnet. Das Hochspannungsnetz ist redundant aufgebaut, sodass Strom über parallele Leitungen fliessen könnte, falls eine Leitung ausfällt, was Ausfälle kompensierbar macht.

Diese Position als Stromdrehscheibe birgt aber auch die grösste Schwachstelle. «Die Elektronen machen vor den Grenzen nicht halt», so Professor Korba. Wenn in den Systemen der Nachbarländer etwas schiefgeht, kann die Störung schnell in die Schweizer Systeme überschwappen. Auch Angriffe auf Stromdrehscheiben wie in Laufenburg könnten zum Problem werden, obwohl das Schweizer Netz generell als sehr sicher gilt. Bei mehreren Ausfällen drohen aber auch in der Schweiz Probleme.

Bei der Stromdrehscheibe in Laufenburg wird deshalb eine neue Redox-Flow-Batterie mit mindestens 1,2 Gigawattstunden Kapazität und eine Leistung von 500 Megawatt gebaut. Die Idee hinter der Redox-Flow-Batterie am Netzknotenpunkt Stern von Laufenburg ist ein visionärer Ansatz zur Stabilisierung des europäischen Stromnetzes und zur Förderung erneuerbarer Energien. 

Redox-Flow-Batterie am Stern von Laufenburg.

Die Herausforderungen der Energiewende.

Die Transformation hin zu erneuerbaren Energien spielt ebenfalls eine Rolle. Aus wissenschaftlicher Sicht ist dies schwierig zu beurteilen, da die statistische Grundlage fehlt. Generell lässt sich aber sagen, dass viele europäische Länder ihre konventionellen Kraftwerke abbauen, welche als Schwankungsdämpfer wirkten. Bei erneuerbaren Energien fliesst die Energie direkt ins System, ohne Zwischenspeicher, was zu kleineren Stabilitätsreserven führt und Schwankungen schlechter ausgleichbar macht. Latent ist die Gefahr eines Blackouts also etwas grösser.

Diese Thematik wurde auch in einer SRF «Arena»-Sendung diskutiert. SVP-Nationalrat Benjamin Giezendanner sah die Ursache für den Spanien-Blackout im «Flatterstrom» aus Wind und Solar und forderte mehr «Bandstrom» (z.B. aus AKW). Grünen-Nationalrätin Aline Trede widersprach und erklärte, dass moderne Netze dynamischer funktionieren müssen und Bandstrom zum Problem werden kann. Sie ist überzeugt, dass die Versorgungssicherheit in der Schweiz mit erneuerbaren Energien – mit Solar, Wasser und Biomasse – sichergestellt werden kann, gestützt auf Studien von vier Universitäten.

Die potenziellen Folgen eines Blackouts.

Sollte es zu einem grossflächigen Stromausfall kommen, wären die Auswirkungen gravierend. Kritische Infrastrukturen wie Spitäler wären gefährdet; sie könnten etwa einen Tag lang mit Notstromaggregaten überbrücken. Das Verkehrssystem wäre massiv eingeschränkt. Auch die Wasserversorgung würde ausfallen, da die Pumpen Strom benötigen. Der Zahlungsverkehr käme zum Erliegen, da keine Transaktionen mehr möglich wären. Leonard Schliesser beschreibt drastisch, dass eine Gesellschaft nur neun Mahlzeiten von der Anarchie entfernt sei. Empirische Studien zeigen, dass ein normaler Haushalt für ungefähr 72 Stunden vorsorgt; danach wird es eng. Bereits nach wenigen Stunden ohne Strom kann der Verlust der Telekommunikation Ängste auslösen, was die Situation schnell dramatisch machen kann.

Vorbereitung und Wiederherstellung.

Die Schweiz ist auf die Bedrohungslage sensibilisiert. Gerade wegen der Gefahr einer Strommangellage, was sich von einem Blackout unterscheidet - denn eine Strommangellage bedeutet, nur einen Teil des Bedarfs decken zu können, während bei einem Blackout ein ganzes Netzwerk stromlos ist - hat sich viel getan. Kritische Infrastrukturen haben ihre Konzepte überdacht und investiert. Swissgrid bereitet sich auf diverse ausserordentliche Szenarien vor.

Schweizer Stromanbieter wie die Axpo bereiten sich ebenfalls auf den Notfall vor. Sie gehen davon aus, dass es mindestens vier Stunden dauert, bis wieder Strom verfügbar ist, und acht bis zwölf Stunden, um das ganze Land wieder anzuschliessen. Der Prozess erfordert zunächst die Trennung vom europäischen Netz und dann den schrittweisen Wiederaufbau. Dabei ist Vorsicht geboten, um ein erneutes Zusammenbrechen des Netzes zu verhindern. Regelenergiefähige Kraftwerke sind entscheidend, um Lastsprünge auszugleichen. Wichtig sind auch trainierte Mitarbeiter in den Leitstellen und krisensichere Kommunikationsverbindungen.

Individuelle Vorsorge ist gefragt - Experten raten dringend zur Vorsorge.

Eine individuelle Notfallvorsorge ist eigentlich eine Bürgerpflicht, oder sollte es zumindest sein. Man kann darüber streiten, ob man für 72 Stunden oder zwei Wochen vorsorgen sollte. Angesichts der geringen Toleranz gegenüber kleineren Störungen, wie Zugverspätungen, könnte für die Mehrheit wohl eher 14 Tage ein passender Richtwert sein. Das SRF hat das Szenario «Ein Tag ohne Strom» in einer Infografik und einem Thementag beleuchtet, um die Einschränkungen im Alltag aufzuzeigen.

Die Infografik von SFR zeigt auf, was ein Tag ohne Strom für Konsequenzen hat.

SRF - ein Tag ohne Strom - Infografik.

Während private Notstromversorgung wie zum Beispiel mit Generatoren für Unternehmen, insbesondere kritische wie Grosstiefkühllager, sinnvoll sein kann, wird dies wegen der hohen Kosten wohl eine unternehmerische Entscheidung bleiben. Wichtig ist, dass die zentralen Pfeiler der Gesellschaft auch in einem solchen Fall funktionieren.

Welches sind die Hauptrisiken für einen Blackout in der Schweiz?

Mehrere Faktoren tragen zum potenziellen Risiko eines Blackouts in der Schweiz bei.

Die Rolle der Schweiz als Stromdrehscheibe Europas.

Die Schweiz liegt geografisch im Herzen des europäischen Stromnetzes. Sie ist eine wichtige Stromdrehscheibe für die Nachbarländer. Die Schweiz ist mit über vierzig Leitungen mit dem Ausland verbunden. Dies ist deutlich mehr als bei Ländern am Rande des Netzes wie Spanien oder Portugal (dort sind es nur zwei bis drei starke Leitungen). Diese starke Vernetzung macht das System zwar robuster und ermöglicht gegenseitige Hilfe im Notfall. Allerdings birgt genau diese Position als Drehscheibe auch die grösste Schwachstelle. Wenn in den Systemen der Nachbarländer etwas schiefgeht, kann diese Störung schnell in die Schweizer Systeme überschwappen. Ein weiterer Risikofaktor im Zusammenhang mit der Drehscheibenfunktion sind mögliche Angriffe auf kritische Punkte wie etwa die Stromdrehscheibe in Laufenburg. Obwohl das Schweizer Netz generell als sehr sicher gilt und redundant aufgebaut ist, um Ausfälle zu kompensieren, könnten bei mehreren Ausfällen gleichzeitig auch in der Schweiz Probleme drohen.

Die Transformation des Energiesystems (Energiewende).

Die Umstellung auf erneuerbare Energien spielt ebenfalls eine Rolle, auch wenn die wissenschaftliche Beurteilung aufgrund fehlender statistischer Grundlage schwierig ist. Viele europäische Länder bauen ihre konventionellen Kraftwerke ab. Diese Kraftwerke wirkten durch ihre Grossgeneratoren als wichtige Schwankungsdämpfer im Netz. Bei erneuerbaren Energien fliesst die Energie meist direkt ins System, ohne Zwischenspeicher. Dies führt zu kleineren Stabilitätsreserven und macht es schwieriger, Schwankungen auszugleichen. Experten sehen die Gefahr eines Blackouts dadurch latent als etwas grösser an.

Ungewisse Auslöser und Ereignisse.

Stromausfälle können durch eine Reihe von Ereignissen ausgelöst werden, die schwer vorherzusagen sind. Das Bundesamt für Bevölkerungsschutz listet Stromausfälle in seinem Gefährdungskatalog als ein wahrscheinliches Katastrophenszenario auf, das etwa einmal in 30 Jahren auftreten könnte. Als Auslöser nennt das Bundesamt für Bevölkerungsschutz beispielsweise Unwetter, Fahrlässigkeit oder Sabotage. Die genaue Ursache des jüngsten Ausfalls in Spanien war zunächst unklar, wobei ein Cyberangriff von der spanischen Regierung ausgeschlossen wurde.

Was unternimmt die Schweiz, um einen Blackout präventiv zu verhindern?

Die Schweiz ist sich der potenziellen Bedrohung bewusst und ergreift Massnahmen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und das Risiko zu minimieren.

Investition in und Ausbau der Netzinfrastruktur.

Die Schweiz verfügt über eine moderne Netzinfrastruktur. Swissgrid, der Betreiber der Schweizer Höchstspannungsnetze, schätzt das Risiko für einen Blackout als «sehr gering» ein. Diese Infrastruktur muss allerdings ständig weiterentwickelt und ausgebaut werden. Ansonsten, so warnt Swissgrid, steigt das Risiko.

Redundanz und Stabilität im Netz.

Das Schweizer Stromnetz gilt generell als sehr sicher. Das Hochspannungsnetz ist redundant aufgebaut. Das bedeutet, dass der Strom über parallele Leitungen fliessen kann, sollte eine Leitung ausfallen. Ähnlich wie im Strassenverkehr gibt es Ausweichmöglichkeiten. Ein Ausfall kann auf diese Weise kompensiert werden. Probleme drohen jedoch, wenn es zu mehreren Ausfällen gleichzeitig kommt. Sogenannte regelenergiefähige Kraftwerke sind dafür da, Lastsprünge im Netz auszugleichen. Diese Kraftwerke können ihre Leistung schnell anpassen, um Schwankungen im Stromnetz auszugleichen. Pumpspeicherkraftwerke sind klassische Lieferanten, die innert Sekunden Energie liefern können und zur kurzfristigen Bereitstellung von Regelenergie dienen. Wenn es Probleme gibt (z.B. weniger Strom ins Netz fliesst als heraus), kann die Schweiz korrigieren, indem insbesondere mit der Wasserkraft mehr Strom produziert wird.

Vorbereitung und Training der Akteure.

Auch wenn das Risiko als unwahrscheinlich gilt, bereiten sich Schweizer Stromanbieter wie die Axpo auf den Notfall vor. Sie trainieren die Personen in den Leitstellen entsprechend. Mithilfe von Simulatoren werden Tests durchgeführt, welche Sprünge das System verkraftet. Axpo hat krisensichere Kommunikationsverbindungen und Notstromversorgungen eingerichtet, um auch im Falle eines Ausfalls kommunizieren zu können. Swissgrid und andere Fachleute bereiten sich auf diverse ausserordentliche Szenarien vor.

Vorbereitung kritischer Infrastrukturen.

Gerade wegen der Bedrohungslage einer Strommangellage hat sich im Bereich der Widerstandsfähigkeit viel getan.Vor allem kritische Infrastrukturen wie Chemieparks, Wasserwerke oder auch Krankenversorger haben ihre Konzepte überdacht und wo nötig investiert.

Die Rolle im europäischen Netz.

Die Schweiz ist als Stromdrehscheibe Europas mit über vierzig Leitungen mit dem Ausland verbunden. Diese starke Vernetzung macht das System robuster. Im Notfall würden die Nachbarländer helfen. Durch den stetigen Ausbau und die Modernisierung der Netzinfrastruktur, den redundanten Aufbau des Netzes, die Nutzung flexibler Energiequellen wie Wasserkraft und Pumpspeicher, intensive Notfallplanung und Training der Betreiber sowie die Stärkung der Widerstandsfähigkeit kritischer Infrastrukturen. Die Position im europäischen Verbundnetz bietet zudem die Möglichkeit der gegenseitigen Unterstützung, birgt aber gleichzeitig auch das Risiko, dass Störungen aus Nachbarländern übergreifen können.

Ist die Schweiz im Vergleich mit anderen europäischen Ländern gut abgesichert?

Generell kann man sagen, dass die Schweiz im Vergleich zu einigen anderen europäischen Ländern in einer vergleichsweise guten Position ist. Die Schweiz liegt im Herzen des europäischen Stromnetzes. Sie ist mit über vierzig Leitungen mit dem Ausland verbunden. Im Notfall würden die Nachbarländer helfen. Länder am Rande des Stromnetzes, wie Spanien, Portugal, die Türkei und Italien, seien häufiger von flächendeckenden Ausfällen betroffen. Spanien und Portugal haben beispielsweise nur zwei bis drei starke Leitungen ins Ausland. Die Schweiz verfügt laut Swissgrid, dem Betreiber der Höchstspannungsnetze, über eine moderne Netzinfrastruktur. Das Hochspannungsnetz ist zudem redundant aufgebaut. Das bedeutet, dass bei einem Ausfall einer Leitung der Strom über parallele Leitungen fliessen und der Ausfall kompensiert werden kann.

Wenn es im Schweizer Netz Probleme gibt wie zum Beispiel ein Ungleichgewicht zwischen Einspeisung und Verbrauch, kann die Schweiz schnell korrigierend eingreifen, insbesondere durch eine erhöhte Stromproduktion mit Wasserkraft. Sogenannte regelenergiefähige Kraftwerke, zu denen Pumpspeicherkraftwerke gehören, können ihre Leistung innert Sekunden anpassen, um Schwankungen auszugleichen und zur kurzfristigen Bereitstellung von Regelenergie dienen.

Das Risiko wird von Experten als "sehr gering" eingeschätzt. Allerdings machen die Rolle als Drehscheibe und die Transformation des Energiesystems in ganz Europa das Schweizer Netz anfällig für Störungen aus dem Ausland. Die Schweiz ist sich der Bedrohungslage bewusst und hat die Sensibilität für das Thema erhöht, insbesondere im Bereich kritischer Infrastrukturen.

 

Das "Netz der Zukunft" in der Schweiz.

 

Das Schweizer Stromsystem befindet sich in einem grossen Umbruch. Dieser wird vor allem durch drei Hauptgründe vorangetrieben:

• Dekarbonisierung: Ablösung fossiler Energieträger durch Erneuerbare, erhöhter Strombedarf zum Beispiel durch Wärmepumpen, E-Mobilität, Rechenzentren, die Dezentralisierung.
• langfristiger Ausstieg aus der Kernenergie, zunehmende Stromproduktion in kleineren, dezentralen Anlagen wie Solar- und Windenergie.
• Digitalisierung: Erhöhung von Automatisierung, Flexibilität und Effizienz im Energiesystem.

Diese Veränderungen, insbesondere die zunehmend volatile Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie, die Stromspeicherung in Batterien und Pumpspeicherkraftwerken sowie der wachsende Stromverbrauch, bringen zusätzliche Herausforderungen für den sicheren Netzbetrieb mit sich. Dazu gehören der Wegfall von Kraftwerken mit gesicherter, steuerbarer Leistung wie Kernkraft und Kohle und die Zunahme grossräumiger, volatiler internationaler Stromflüsse.

"Netz der Zukunft" - 5,5 Milliarden Franken Investition.

Um diesen zukünftigen Anforderungen gerecht zu werden, hat Swissgrid ihre langfristige Netzplanung aktualisiert. Für das Zieljahr 2040 wurden 31 wesentliche Netzverstärkungs- und Netzausbauprojekte im Schweizer Höchstspannungsnetz identifiziert, die bis dahin umgesetzt sein müssen. Diese Projekte bilden zusammen mit dem bestehenden Netz das "Netz der Zukunft". Swissgrid plant, bis 2040 rund 5,5 Milliarden Franken zu investieren, um das Übertragungsnetz fit für die Energiezukunft zu machen.

Das "Netz der Zukunft" soll die Basis für die erfolgreiche Transformation des Energiesystems legen und einen sicheren, leistungsfähigen und effizienten Betrieb des Schweizer Stromsystems gewährleisten, indem es bestehende und zukünftig drohende Engpässe beseitigt. Es soll Kraftwerke, Speicher und Verbraucher miteinander verbinden und die Nutzung des produzierten Stroms rund um die Uhr und überall ermöglichen.

In der zukünftigen Energiewelt sollen Produktionsanlagen, Speicher und grosse Verbraucher digital und automatisiert miteinander kommunizieren und sich abstimmen, um Erzeugung und Verbrauch im Gleichgewicht zu halten und das Netz stabil zu steuern. Ein leistungsfähiges Stromnetz mit zusätzlichen Kapazitäten bildet dafür die Grundlage. Bei der Netzplanung muss die Schweiz langfristig und über die Grenzen hinaus denken, da das Schweizer Übertragungsnetz eng mit dem europäischen Verbundnetz verknüpft ist. Swissgrid arbeitet mit angrenzenden Netzbetreibern an der Entwicklung eines zusätzlichen Gleichstromnetzes, dem sogenannten Supergrid, zur Übertragung grosser Strommengen über lange Distanzen.

Es gibt Herausforderungen wie den schleppenden Ausbau der Stromnetze und fehlende Akzeptanz für Netzprojekte, sowie Klärungsbedarf bei widersprüchlichen Anforderungen, insbesondere in Bezug auf die Integration neuer Technologien aus niedrigeren Spannungsebenen.

Die Integration dezentraler, flexibler Ressourcen wie Photovoltaik und Hausbatterien ist eine Herausforderung. Zukünftige netzstabilisierende und netzbildende Beiträge könnten potenziell überwiegend durch Stromrichter aus niedrigen Spannungsebenen kommen, was neue Fragen aufwirft.

Das "Netz der Zukunft" in der Schweiz ist das strategische Projekt von Swissgrid, um das Übertragungsnetz durch gezielte Investitionen und 31 Projekte bis 2040 an die Anforderungen eines dekarbonisierten, dezentralisierten und digitalisierten Energiesystems anzupassen und die Netzstabilität zu gewährleisten.


Weitere Informationen zum Schweizer Hochspannungsnetz.

Swissgrid: Netz der Zukunft – Weiterentwicklung des Schweizer Hochstspannungsnetzes und Integration der Schweiz in das entstehende europäische Gleichstromnetz, das sogenannte Supergrid.

Netz der Zukunft.

Disclaimer / Abgrenzung

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

Vielen Dank an Breaking Lab für dieses tolle Video.
Ebenso an Stefan Kauter.