Stromausfall am 28. April in Spanien: 64 Verfahren und ungeklärte Spannungsregelung

Der Blackout vom 28. April: 64 Verfahren und eine Norm, die 17 Monate zu spät kommt

Am 22. April 2025 schalteten sich drei Photovoltaikanlagen in Cáceres und Cuenca —insgesamt 739 MW— wegen Überspannung ab. Sechs Tage später, am 28. April, waren genau diese drei Anlagen die ersten, die ausfielen. Das System hatte am 16., 22. und 24. gewarnt. Niemand korrigierte die Schutzeinstellungen. Um 12:33:24 an jenem Mittag lag die gesamte Iberische Halbinsel im Dunkeln.

Der Iberische Blackout ist der erste große Stromausfall Kontinentaleuropas, der durch Überspannung ausgelöst wurde – nicht durch Spannungseinbruch und Unterfrequenz wie in Italien 2003 oder Indien 2012. Dieses Detail verändert die Deutung der Ursachen. Es erklärt auch, warum der Verteidigungsplan des Systems, der für das gegenteilige Szenario ausgelegt war, das Problem verschärfte statt es zu stoppen.

Was in den 27 Sekunden geschah, die die Halbinsel verdunkelten

Die Erzeuger begannen sich abzuschalten, um sich vor dem Spannungsanstieg zu schützen. Dabei hörten sie auf, Blindleistung aufzunehmen. Ohne diese Aufnahme stieg die Spannung weiter, und mehr Erzeuger fielen aus. Eine positive Rückkopplung, die zuvor niemand dokumentiert hatte.

Zuerst Granada, 355 MW. Dann Badajoz, 727 MW. Danach eine gleichzeitige Welle in Segovia, Huelva, Badajoz, Sevilla und Cáceres: weitere 930 MW. 2.000 MW in 20 Sekunden verloren. Die automatische Lastabwurfung, die Standardverteidigung gegen Blackouts, nahm Blindverbrauch weg und trieb die Spannungen noch höher.

Die tieferen Ursachen: ein 25 Jahre altes Betriebsverfahren und unbeaufsichtigte Blindleistung

Das Betriebsverfahren 7.4 war 25 Jahre lang nicht aktualisiert worden und verlangte von den erneuerbaren Energien den Betrieb mit festem Leistungsfaktor. Die deutschen und dänischen Netzkodes forderten bereits 2008-2010 dynamische Spannungsregelung; der harmonisierte europäische Kode formalisierte dies 2016. Nicht, dass die Wechselrichter die Spannung nicht hätten regeln können: Die spanischen Vorschriften verboten es.

Währenddessen betrieben diejenigen, die dazu verpflichtet waren —GuD-Kraftwerke, Wasserkraft und Kernkraft— am Morgen des 28. April stundenlang unterhalb von 75 % ihrer Blindleistungs-Sollvorgabe. Red Eléctrica überwachte das nicht in Echtzeit. Niemand sanktionierte es. Und der Abschlussbericht der ENTSO-E, 472 Seiten, anonymisiert jede Anlage und erklärt schriftlich, dass er keine Verantwortlichkeiten zuweist. Seine Empfehlungen sind freiwillig.

Die Verfahren der CNMC: REE, Iberdrola, Endesa und die Kernkraftwerke

Die CNMC (spanische Energieaufsicht) eröffnete das erste Paket am 18. April 2026. Red Eléctrica war als einziger ein sehr schwerer Verstoß vorgeworfen worden, mit Bußgeldern bis zu 60 Millionen Euro, weil sie die Ausgleichsdienstleistungen nicht auf den bekannten Erzeugungsmix jenes Tages abgestimmt hatte. Iberdrola, Endesa, Naturgy und Repsol erhielten Verfahren wegen schwerer Verstöße, bis zu 6 Millionen Euro, wegen Verstößen gegen die Spannungsregelung.

Innerhalb von zwei Wochen wurde aus dem Rinnsal eine Lawine. Eine zweite Runde brachte 15 weitere Verfahren, mit Engie, TotalEnergies und Contour Global auf der Liste. Am 27. April folgte das dritte sehr schwere Verfahren: Cofrentes und Almaraz, untersucht wegen mutmaßlich nicht genehmigter Produktionsreduzierung. Am 4. Mai kamen acht weitere hinzu. Insgesamt: 64 Verfahren. Keine Sanktion ist rechtskräftig.

Was ein Jahr später weiterhin ungeklärt ist

Power Electronics, der größte spanische Wechselrichterhersteller mit 1,3 Milliarden Euro Umsatz, sagte es im April ungeschminkt: In Australien und den USA regulieren seine Geräte die Spannung; in Spanien erlaubte die Vorschrift das auch ein Jahr nach dem Blackout noch nicht. "Deutschland hat am Tag nach dem Blackout auf Batterien gesetzt, und wir treiben uns immer noch herum".

Das Königliche Notgesetz 25/2026, im Staatsanzeiger (BOE) vom 30. September, schreibt schließlich Artikel 7.e) des RD 413/2014 um, damit erneuerbare Energien an der Spannungsregelung teilnehmen können. Es kommt zu spät und lässt das Kleingedruckte für später offen. In der Zwischenzeit kostet der Notfall-Einsatz der GuD-Kraftwerke mehr als 1 Milliarde Euro pro Quartal.

Ein Datum ordnet alles Vorhergehende neu. In seiner Anhörung im April enthüllte José Bogas, CEO von Endesa, dass Red Eléctrica seit 2009 erkannt hatte, dass die Spannungen stiegen, und beantragt hatte, das Limit auf 435 kV anzuheben. Erst 2016 gelang das – sieben Jahre mit minimalem Spielraum.