Der Ausbau erneuerbarer Energien läuft in Spanien auf Hochtouren – doch die Infrastruktur hinkt hinterher. Netze sind überlastet, Speicher fehlen, Projekte stocken. Der Blick richtet sich nun auf Wasserstoff und mehr Vernetzung mit dem Rest Europas.
Kein Licht, kein Internet, kein Bahnverkehr: Es war der größte Blackout in Europa seit Langem. Am 28. April 2025 fiel auf der Iberischen Halbinsel der Strom aus. Die Spannungsregelung im Stromnetz versagte, nachdem eine Reihe technischer und systemischer Probleme zusammengekommen waren – darunter Schwankungen, Überspannungen, Abschaltungen von Anlagen und ein Abfall der Frequenz. Der Blackout demonstrierte eindringlich, wie sehr Netzausbau und Systemtechnik dem rasanten Ausbau der erneuerbaren Energien in Spanien und Portugal hinterherhinken. Bis heute ist das dortige Stromsystem in wichtigen Punkten auf eine Versorgung durch konventionelle Kraftwerke ausgelegt, dabei stammen im wind- und sonnenverwöhnten Spanien bereits rund 60 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen. Europaweit erzeugt nur Deutschland – in absoluten Zahlen gerechnet – noch mehr Strom aus erneuerbaren Ressourcen als Spanien.
Schon in vier Jahren sollen laut Nationalem Integrierten Energie- und Klimaplan (PNIEC) der spanischen Regierung bereits 81 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Quellen sprudeln. Um dieses Ziel zu erreichen, werden neue Solarparks mit einer Leistung von 76 Gigawatt (GW) anvisiert, dazu kommen Windparks mit einer Leistung von 62 GW. Am Angebot wird es also nicht scheitern – doch wie kommt die Energie zu den Abnehmern?
Förderung für Co-Location-Speicher bei Solarparks zu vergeben
Nach dem Blackout hat Spanien erkannt, dass es verstärkt in Netzinfrastruktur und Speicher investieren muss. Denn nicht nur die Netze sind anfällig, es fehlt auch an ausreichenden Speicherkapazitäten. Tagsüber produziert Spanien riesige Strommengen, die weder eingespeist noch gespeichert werden können. Die Leistung aller Batteriespeicher summierte sich im vorigen Jahr auf bescheidene 0,4 GW. Zeitnah sollen neue Speicher dazukommen: Um bis 2030 Speicheroptionen von 22,5 GW zu erreichen, vergibt der Staat mehr als 800 Millionen Euro an Fördergeldern, vor allem für Co-Location-Speicher bei Solarparks.
„Was die Verfügbarkeit von Netzanschlusspunkten angeht, gibt es keine Probleme“, sagt Jose Donoso, Generaldirektor des spanischen Solarverbands Unef. „Spanien hat genügend Anschlusspunkte.“ Das größte Problem lösen allerdings auch mehr Speicher nicht: Spanien braucht zusätzliche Netze. Donoso kritisiert „die langen administrativen Bearbeitungszeiten“ beim Netzausbau. Sie rühren auch daher, dass sich viele Unternehmen Netzkontingente gesichert haben, ohne die damit verbundenen Projekte – vor allem energieintensive Rechenzentren – tatsächlich zeitnah umzusetzen. Die Folge: 83 Prozent der Netze gelten als ausgelastet, obwohl sie es faktisch nicht sind. Viele Anträge auf Netzzugang werden daher abgelehnt. Würden alle Anträge bewilligt, könnten rund 100 GW an Energie zusätzlich genutzt werden. So einiges davon verhindern die blockierenden Netzreservierungen.
Erneuerbaren-Produktion steigt, Nachfrage stagniert
Selbst in einer Welt mit leistungsfähigen Netzen, ausreichend Speichern, genügend Wind und reichlich Sonne hätte die Energiewende in Spanien ein veritables Problem: die Strompreise. Während die Produktion an erneuerbaren Energien steigt, stagniert die Nachfrage. Überkapazitäten drücken die Preise – mitunter auf ein so niedriges Niveau, dass sich die Produktion nicht mehr rechnet.
In Spanien werden die Strompreise über den Großhandelsstrommarkt (Pool) bestimmt. Erzeuger und Lieferanten legen die Preise fest, die dann an die Abnehmer weitergegeben werden. Während eine Megawattstunde (MWh) Anfang 2022 noch mehr als 300 Euro kosten konnte, haben sich die Preise seitdem mehr als halbiert. Mitunter rutschen sie auf Werte von fünf Euro pro MWh – und sogar noch darunter. Langfristige Verträge mit Preisgarantien schützen nur bedingt vor solchen Ausschlägen nach unten: Seit Jahren werden in Spanien europaweit die niedrigsten Preise vereinbart – auch das eine Folge der Überkapazitäten.
Spanische Haushalte zahlen weniger für Strom als deutsche
Für Verbraucher ist das erfreulich. Im vergangenen Jahr lag der Strompreis für spanische Haushalte laut Vergleichsportal Strom-Report bei rund 26 Cent pro Kilowattstunde (kWh), während in Deutschland mehr als 38 Cent bezahlt werden mussten. Diese Relation findet sich auch bei den Preisen für Firmenkunden wieder. Was spanische Konsumenten und Unternehmen freut, bringt die Produzenten in die Bredouille. Denn die Banken werden zurückhaltender bei der Kreditvergabe, viele geplante Projekte stehen auf der Kippe und drohen die Ausbauziele der Regierung zu gefährden.
Auch daran trägt der Blackout vom April 2025 eine Mitschuld: Um das System zu stabilisieren, ist seitdem der Beitrag von Gaskraftwerken im Strommix erhöht worden. Aufgrund der stagnierenden Stromnachfrage bedeutet das für Betreiber von Solar- und Windparks: noch mehr ungenutzte Kapazitäten.
Wasserstoff-Produktion als neuer Stromabnehmer
Künftig soll ein Teil der Überkapazitäten für die Produktion von grünem Wasserstoff genutzt werden. Laut PNIEC soll bis 2030 eine installierte Elektrolysekapazität von 12 GW entstehen, inklusive der nötigen Infrastruktur. Damit wird auch das Speicherproblem angegangen: Strom lässt sich per Elektrolyse in Wasserstoff umwandeln und so problemlos speichern oder auch in Derivaten wie Ammoniak, Methanol und synthetischem Methan weiterverwenden.
Aktuell registriert der spanische Wasserstoffverband AeH2 399 Projekte für den Einsatz von Wasserstoff, davon 145 kommerzielle. Sollten sie alle realisiert werden, entspräche das rund 20 GW Elektrolysekapazität und einer geschätzten Produktion von etwa 2,65 Millionen Tonnen Wasserstoff pro Jahr. Der grüne Wasserstoff soll die Dekarbonisierung der Industrie vorantreiben. Mit diesen Plänen positioniert sich Spanien europaweit an der Spitze: Deutschland verabschiedet sich mangels langsamer Fortschritte gerade von dem Ziel, bis 2030 zumindest 10 GW an Elektrolysekapazität vorzuhalten. Ob Spanien schneller vorankommt, ist allerdings fraglich. So wurde zwar 2024 der Bau des ersten integrierten grünen Wasserstoff-Industrieparks Europas mit Netto-Null-Emissionen angekündigt, mit einer Elektrolysekapazität von 5 GW und 1000 neuen Arbeitsplätzen – viel zu hören vom Milliardenprojekt ist seitdem aber nicht mehr.
Wasserstoff-Überschüsse sollen an europäische Länder exportiert werden
Optimistisch rechnet Spanien weiterhin damit, dass sein eigener Bedarf an grünem Wasserstoff geringer ausfallen wird als die heimische Produktion. Überschüsse sollen in Zukunft in andere europäische Länder exportiert werden. Das Schlüsselprojekt dafür ist der Wasserstoffkorridor H₂med, der die Iberische Halbinsel mit Nordwesteuropa verbinden wird. Als wichtiger Bestandteil des europäischen Wasserstoffkernnetzes soll diese mehrteilige Pipeline inklusive eines Abschnitts durchs Mittelmeer von Spanien nach Frankreich ab 2032 etwa zwei Millionen Tonnen Wasserstoff pro Jahr und damit rund zehn Prozent des gesamten prognostizierten Wasserstoffverbrauchs in Europa transportieren. Über das französische Netz erreicht H₂med Deutschland als voraussichtlichen Hauptabnehmer. Der deutsche Gasnetzbetreiber OGE gehört zu den fünf Projektpartnern des 2,5 Milliarden Euro teuren Infrastrukturvorhabens.
Auch deutsche Unternehmen können von Spaniens geplantem Wasserstoff-Hochlauf profitieren: Laut einer Marktanalyse der Deutschen Auslandshandelskammer (AHK) Spanien bieten sich „erhebliche Chancen in den Bereichen Wasserstoffproduktion, Infrastruktur und Speicherung“. Markus Kemper, stellvertretender Geschäftsführer der AHK Spanien, sagt: „Die deutsche Verlässlichkeit wird in Spanien geschätzt. Und Deutschland möchte sich als Lieferant für Wasserstofftechnologien positionieren.“
Stärkere Anbindung ans europäische Stromnetz geplant
Wie beim Wasserstoff ist auch bei den Stromnetzen die Anbindung an den Rest Europas entscheidend. Mit besseren Verbindungen nach Frankreich und weiter nach Mitteleuropa könnten mehr Überschüsse exportiert werden, anstatt Anlagen abzuregeln. Umgekehrt ließen sich Versorgungsengpässe im spanischen Netz besser ausgleichen. Der Integrationsgrad des iberischen Stromnetzes ist gering: Laut Netzbetreiber Red Electrica Espana (REE) beträgt die Austauschkapazität mit dem Rest Europas nur zwei Prozent der installierten Kapazität – weit unter dem Ziel der EU, das für seine Mitgliedsländer bis 2025 mindestens zehn Prozent vorsah. Bis 2030 sollen es 15 Prozent sein.
Spanien wird froh sein, bis dahin auf fünf Prozent hochfahren zu können. Das größte Projekt ist ein 400 Kilometer langes Seekabel durch den Golf von Biskaya nach Frankreich, das ab 2028 die Austauschkapazität auf fünf Gigawatt erhöhen soll. Gebaut wird sie von einem Konsortium aus REE und dem französischen Netzbetreiber Reseau de Transport d’Electricite. Das Projekt gilt als EU-Energievorhaben von gemeinsamem Interesse und wird mit Milliardensummen gefördert. Nadia Calvino, Präsidentin der Europäischen Investitionsbank, erklärte bei der Unterzeichnung der ersten Tranchen: „Unsere Vereinbarung wird die Energieintegration, die die EU auch für ihre Wettbewerbsfähigkeit und strategische Autonomie benötigt, wesentlich voranbringen.“ Die Verbindungen zur Iberischen Halbinsel auszubauen, bringt für beide Seiten wirtschaftliche Vorteile: für Spanien und Portugal, weil mehr Strom exportiert werden kann, weniger abgeregelt werden muss und die Systemkosten sinken. Und der Rest Europas erhält mehr Zugang zu günstigem Grünstrom.