Maßnahmen nach dem Stromausfall: So schützen Sie eine Anlage mit fünfmal mehr Photovoltaik als 2019

Obwohl noch immer Unklarheiten bestehen, erschien die Regierung gestern, um die Schlussfolgerungen des Berichts des Ausschusses zur Analyse der Elektrizitätskrise vom 28. April vorzustellen. Die dritte Vizepräsidentin und Ministerin für den ökologischen Wandel, Sara Aagesen, erschien nach dem Ministerrat, um einige Einzelheiten und Lösungen darzulegen.

Was ist passiert?

Es gab eine Reihe aufeinanderfolgender Probleme und die Lösung verschärfte die Situation weiter. Das Ministerium erstellte eine vierphasige Chronologie der Ereignisse, die bereits Tage vor dem Ereignis begann, als im System bereits Spannungsstörungen erkannt wurden. In dieser Vorphase ereignete sich ein weiteres wichtiges Ereignis. Am Vortag, dem 27. April, schloss der Tagesmarkt und dann verhängte Red Eléctrica technische Beschränkungen, wie an jedem anderen Tag des Jahres. Mit anderen Worten: Sobald Strom aus verschiedenen Quellen (Wind, Photovoltaik, Wasserkraft usw.) verkauft wurde, plant der Betreiber 10 Anlagen ein, um sowohl hinsichtlich ihrer Erzeugungskapazität als auch zur Kontrolle der Spannung zu dienen. Doch in diesem Fall wurde am Sonntag um 20:00 Uhr eines davon für nicht verfügbar erklärt und der Betreiber beschloss, es während der zentralen Stunden des 28. April nicht zu ersetzen, obwohl es das ganze Jahr über nicht so wenige synchrone Anlagen gegeben hatte. Zu diesem Zeitpunkt funktionierte das System theoretisch – und unter Berücksichtigung der Stromerzeugung der vorangegangenen Tage – größtenteils dank der Beiträge von Wind- und Photovoltaikenergie, und Red Eléctrica erwartete keine Probleme.

Bereits am 28. wurde um 9:00 Uhr morgens eine Instabilität festgestellt, die sich um 10:00 Uhr noch deutlicher verstärkte. Es wurden Spannungsschwankungen gemeldet, die jedoch innerhalb der vorgeschriebenen Grenzen lagen. Von 12:00 bis 12:30 Uhr kam es zu einem rhythmischen „Schwingen“, wie Aagesen es definierte. Diese Schwankungen sind normal, aber gefährlich, und Spanien und die Türkei, die beiden Extremländer des gesamteuropäischen Netzes, sind häufiger davon betroffen. Um 12:03 Uhr trat eine Schwankung auf, die weder bekannt noch typisch war: Sie vibrierte stärker als natürliche und normale Schwankungen. Sie war lokal begrenzt und hatte ihren Ursprung auf der Iberischen Halbinsel, wurde aber auch in Frankreich und Deutschland festgestellt. Sie war mit einer bestimmten – nicht näher bezeichneten – Anlage und deren anormalem Verhalten verbunden. Hier kommt es zu dieser Verkettung von Problemen: Der Betreiber ergreift die notwendigen Maßnahmen, und diese sind wirksam, bekämpfen aber die Symptome, nicht das Problem, und tragen zum Spannungsanstieg bei. So werden beispielsweise die Stromexporte nach Frankreich reduziert, was logischerweise eine Reduzierung der Stromerzeugung in Spanien bedeutet, was sich auf die Spannung auswirkt. Um 12:16 Uhr wiederholt sich die Schwankung in geringerem Ausmaß und wird erneut gestoppt, doch um 12:19 Uhr taucht eine neue, bekannte Schwankung aus Mitteleuropa auf. Die Maßnahmen sind ständig aktiv. Obwohl eines der von Red Eléctrica als Backup aktivierten Kraftwerke ans Netz gehen soll, kann dies nicht sofort geschehen; es dauert anderthalb Stunden: Es wäre erst um 14:00 Uhr verfügbar. Zu diesem Zeitpunkt war das spanische Festland bereits seit fast anderthalb Stunden dunkel.

Die zweite Phase ist der Stromausfall, der nur wenige Sekunden dauert, von 12:32:57 bis 12:33:18 Uhr. Laut Transición Ecológica stieg die Spannung „schnell und stetig“ an. Kleinere Kraftwerke begannen abzuschalten, kurz darauf folgten größere. Auch in Granada und Badajoz fiel die Evakuierungsinfrastruktur aus, was wiederum die Stromerzeugungsinfrastruktur in Badajoz und Segovia unterbrach. Es gibt nun einen Kaskadeneffekt mit Infrastrukturausfällen in Huelva, Sevilla, Cáceres und Badajoz.

Die dritte und letzte Phase ist die Zusammenbruchsphase, ebenfalls flüchtig: von 12:33:18 bis 12:33:30, also 12 Sekunden. Hier kommt es bereits zu einem Verlust der Synchronisation mit Europa und damit auch zu einem Verlust der Verbindung. Zu diesem Zeitpunkt, so räumte Aagesen ein, „gab es nichts mehr zu tun“. Eine Eindämmung wäre nur „mit einem enormen Spannungspotenzial“ möglich gewesen, „das mit jeder Millisekunde größer wurde“.

Welche Maßnahmen werden ergriffen?

Es gibt mehrere, aber zumindest vorerst nur wenige konkrete Vorschläge. Das Ministerium für ökologischen Wandel spricht von einer „verstärkten Überwachung und Überprüfung der Einhaltung der Verpflichtungen aller Beteiligten am Stromnetz“ und von „technischen Maßnahmen zur Verbesserung der Spannungsregelung und des Schutzes vor Schwankungen im Netz“. Viele Details werden nicht genannt, abgesehen von der Umsetzung des Betriebsverfahrens 7.4 durch die CNMC, das es asynchronen Anlagen – im Wesentlichen Wind- und Photovoltaikanlagen – ermöglichen würde, Spannungsschwankungen zu bewältigen.

Außerdem wird vorgeschlagen, die Nachfrage und Flexibilität des Stromsystems durch eine Erhöhung der Speicherkapazität zu steigern und die Regulierung der Anpassungsdienste sowie die technischen Beschränkungen des Systems zu überprüfen. Ein weiteres wichtiges Thema ist der Ausbau der Verbindungen mit Frankreich, ein seit Jahren ungeklärtes Problem. Es sind mehrere Verbindungsleitungen geplant, die 5 % der Erzeugungskapazität des Landes abdecken sollen. Das bedeutet, dass sie nach ihrer Fertigstellung immer noch die Hälfte des von der Europäischen Union für 2020 gesetzten Ziels (10 %) erreichen werden. Um das Ziel von 15 % für 2030 zu erreichen, müssen sie sich verdreifachen.

Sind alle Quellen gleich? Hat dies Auswirkungen auf die Systemverwaltung?

Das ist nicht der Fall, und das hat erhebliche Auswirkungen. Nicht nur, dass sie es nicht im wahrsten Sinne des Wortes sind, sondern auch, dass ihr Beitrag zum System ein anderer ist. Beispielsweise produziert Kernkraft – früher Kohle – fast ständig und dient als Grundnahrungsmittel. In den letzten Jahren hat sie jedoch etwas an Bedeutung verloren, hauptsächlich zugunsten der Photovoltaik, die wie Windkraft nur unregelmäßig verfügbar ist. Gas- und Dampfturbinenkraftwerke und Wasserkraft hingegen sind regelbar und können schneller (Wasserkraft fast sofort) in Betrieb genommen werden.

Es gibt jedoch noch weitere Schlüsselkonzepte wie Synchronisation, Stabilität und Trägheit. Das System muss 230 Volt und 50 Hertz aufrechterhalten, und synchrone Quellen gewährleisten die Stabilität, da sie Spannung und Frequenz regulieren können. Asynchrone Quellen hingegen folgen zwar der vom Netz vorgegebenen Spannung, liefern aber kein Netzsignal; sie können es weder selbst erzeugen noch Schwankungen ausgleichen (zumindest bis zur Umsetzung der Betriebsanweisung 7.4).

Trägheit betrifft den physikalischen Aspekt des Stromerzeugungsprozesses in Kohle-, Öl-, Gas-, Kern- oder Wasserkraftwerken. Strom wird mit Wechselstrom mit 50 Hertz erzeugt, was den 50 Richtungswechseln des Wechselstroms von einem Punkt zum anderen entspricht. Die Rotation der Turbinen in diesen Kraftwerken mit 1.500 Umdrehungen pro Minute hält die 50 Hertz aufrecht. Da es sich jedoch um riesige Komponenten handelt, die mehrere hundert Tonnen wiegen können, bewegen sie sich mit großer Trägheit. Und wenn das Netz schwankt und die Frequenz sich ändert, passen sich Quellen ohne diese Komponenten an die Änderung an und können das System zum Absturz bringen. Trägheitsquellen müssen diesen Abfall jedoch an den Generator weitergeben, der sich, wie bereits erwähnt, mit großer Trägheit bewegt, sodass die Frequenz für eine kurze Zeit, ein kurzes Intervall, aufrechterhalten wird, was einen Abfall verhindern kann.

Wie sieht der spanische Strommix aus?

Sehr vielfältig, wobei erneuerbare Energien eine führende Rolle spielen – und täglich um eine weitere wachsen –, obwohl dieser Wert je nach Nachfrage täglich schwankt. Vor dem Stromausfall lag die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien laut Daten von Red Eléctrica allein durch Wind-, Photovoltaik- und Wasserkraft bei über 70 %. Seitdem ist ein deutlicher Anstieg bei Gas, das für Systemstabilität sorgt, und in geringerem Maße bei Kernenergie zu verzeichnen.

Der Unterschied ist auch im Vergleich zum Energiemix vor wenigen Jahren deutlich spürbar. Die Photovoltaik erzeugte 2024 16,7 % des landesweiten Strommix und war damit erstmals die drittgrößte Energiequelle im Energiemix, hinter Windkraft (22,9 %) und Kernenergie (19,6 %). 2019 lag ihr Anteil bei nur 3,2 %, während Windkraftanlagen (20,8 %) und Kernenergie (21,4 %) auf sehr ähnlichen Anteilen blieben. Der Unterschied liegt vor allem bei Gas- und Gas-Kombikraftwerken, die 2019 21,2 % und 2024 13 % des Strommix erzeugten (Kohle ist ebenfalls fast vollständig verschwunden, und die Wasserkraft hat zugenommen). Das System unterscheidet sich in jedem Fall stark von dem vor fünf oder sechs Jahren. Und das wird auch in den kommenden Jahren so bleiben, denn die Regierung plant, die sieben Atomreaktoren des Landes zwischen 2027 und 2035 zu schließen und durch andere Quellen zu ersetzen.