Spanien erntet, was es gesät hat – warum Madrid in der Energiekrise besser dasteht als Berlin

Während die Schließung der Straße von Hormus die Öl- und Gaspreise erneut in die Höhe treibt, klafft ein auffälliges Preisgefälle quer durch Europa: In Spanien kostet Strom zeitweise nur einen Bruchteil dessen, was Verbraucher in Deutschland oder Italien zahlen. Der Grund liegt nicht im Zufall, sondern in einem jahrelangen, konsequenten Ausbau erneuerbarer Energien – mit tiefgreifenden Konsequenzen für Wirtschaft, Industrie und Haushaltskassen.

Die neue Energiekrise: Hormus als Stresstest

Der Iran-Konflikt und die damit verbundene Blockade der Straße von Hormus haben die globalen Energiemärkte seit Anfang März 2026 unter Druck gesetzt. Der Ölpreis kletterte auf rund 119 Dollar pro Barrel Brent – fast das Doppelte des Niveaus vor der Krise. Die Gaspreise in Europa stiegen nach EU-Schätzungen um rund 70 Prozent, Öl um 50 Prozent – ein Zusatzposten von rund 13 Milliarden Euro allein bei Brennstoffimporten.

Für Europa ist es ein Déjà-vu. Schon 2022 hatten explodierende Gaspreise in Folge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine Industrie und Haushalte erschüttert. Der Europäischen Zentralbank zufolge liegen Strompreise in der EU noch immer rund 2,5-mal höher als in den USA, Gaspreise sogar fast viermal höher. Diese Schere, so die EZB, gefährde die industrielle Wettbewerbsfähigkeit Europas. Doch diesmal gibt es einen entscheidenden Unterschied: Nicht alle Länder sind gleich verwundbar.

Spanien: 60 Prozent Erneuerbare – und Preise nahe null

Spaniens Premierminister Pedro Sánchez fasste den Kontrast Ende März in Brüssel so zusammen: An einem Samstag habe der Börsenstrompreis in Spanien bei 14 Euro pro Megawattstunde gelegen – in Deutschland, Italien und Frankreich dagegen bei über 100 Euro. „Das ist kein Zufall, sondern das Ergebnis von acht Jahren Arbeit an der Spitze der Erneuerbaren”, sagte Sánchez (OilPrice.com).

Die Datenlage stützt diesen Befund:

• Erneuerbare Energien deckten 2025 insgesamt 55,5 Prozent der spanischen Stromerzeugung – inklusive dezentraler Anlagen sogar 56,6 Prozent, ein Allzeithoch von über 150 Terawattstunden (Red Eléctrica de España / Renew Economy)
• Windenergie war mit 21,6 Prozent die größte Einzelquelle, gefolgt von Kernenergie (19,1 %) und Solar-PV mit 18,4 Prozent – ebenfalls ein Rekord (Strategic Energy Europe)
• Spanien überschritt Ende 2025 die Marke von 80 Gigawatt installierter erneuerbarer Kapazität; allein 2025 kamen rund 10 GW hinzu, davon 9 GW Solar-PV
• Im August 2025 lief kein einziges Kohlekraftwerk mehr in Spanien – noch ein Jahrzehnt zuvor hatte Kohle ein Viertel der Stromerzeugung ausgemacht (Euronews)
• Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis in Spanien lag im Februar 2026 bei 16,43 Euro/MWh – in Deutschland bei 96,69 Euro/MWh, dem knapp Sechsfachen (GMK Center)

Wissenschaftliche Belege: Was Erneuerbare mit Strompreisen machen

Der Mechanismus hinter diesen Zahlen ist gut dokumentiert. In europäischen Strommärkten gilt das sogenannte „Merit-Order-Prinzip”: Das teuerste Kraftwerk, das gerade noch nötig ist, um die Nachfrage zu decken – typischerweise ein Gaskraftwerk – bestimmt den Preis für alle Erzeuger. Je mehr günstige Wind- und Solarkraftwerke vorrangig einspeisen, desto seltener kommen teure Gaskraftwerke zum Zug.

Der Internationale Währungsfonds hat diesen Effekt empirisch belegt: In einer Studie auf Basis von Daten aus 24 europäischen Ländern (2014–2021) errechnete IWF-Ökonom Serhan Cevik: Jeder Prozentpunkt mehr an erneuerbaren Energien im Strommix senkt den Großhandelsstrompreis im Schnitt um 0,6 Prozent. Der Effekt ist dabei nicht linear – je höher der Erneuerbaren-Anteil bereits ist, desto stärker wirkt jeder weitere Prozentpunkt. Ein Anstieg von 14 auf 50 Prozent Solar- und Windanteil könnte Großhandelsstrompreise demnach um fast 20 Prozent senken.

Die spanische Großbank BBVA Research hat dies für Spanien konkretisiert: In einer Studie vom Februar 2025 errechneten die Ökonomen, dass der Anstieg des Erneuerbaren-Anteils von 45 auf 65 Prozent zwischen 2021 und 2024 den spanischen Großhandelsstrompreis um knapp 20 Prozent gedrückt hat – allein die erste Hälfte (45 → 60 %) brachte minus 12,5 Prozent, die Steigerung auf 65 % weitere 7,5 Prozent. Das BBVA-Modell zeigt außerdem: Die Preise in Spanien lösen sich zunehmend von ihrem früheren Haupttreiber – dem Gaspreis.

Der Energy-Think-Tank Ember quantifiziert diesen Entkopplungseffekt auf 75 Prozent: Spaniens Wind- und Solarausbau hat den Einfluss teurer fossiler Kraftwerke auf den Strompreis seit 2019 um drei Viertel reduziert. Konkret: In der ersten Jahreshälfte 2019 bestimmten fossile Brennstoffe in 75 Prozent der Stunden den Börsenstrompreis – in der ersten Jahreshälfte 2025 nur noch in 19 Prozent. Dadurch lag Spaniens durchschnittlicher Großhandelsstrompreis im ersten Halbjahr 2025 32 Prozent unter dem EU-Durchschnitt (Ember-Report, zitiert in Euronews).

Durch den Verzicht auf Gasimporte hat Spanien zwischen 2020 und 2024 mehr als 26 Milliarden Kubikmeter Gas erspart – im Wert von 13,5 Milliarden Euro.

„Spanien hat die ruinöse Verbindung zwischen Strompreisen und volatilen fossilen Brennstoffen gebrochen – etwas, das seine europäischen Nachbarn dringend anstreben.”

— Chris Rosslowe, Senior Energy Analyst bei Ember

Spaniens Kernkraft: Preisdämpfer mit unvollständiger Rechnung

Ein Detail in der spanischen Erfolgsgeschichte verdient eine kritische Einordnung: Die rund 20 Prozent Kernenergie im Strommix helfen tatsächlich, den Börsenpreis zu stabilisieren – weil abgeschriebene Altreaktoren mit sehr niedrigen Betriebskosten produzieren und damit selten preissetzend werden. Doch dieser Effekt beruht auf einer unvollständigen Kostenrechnung.

Neue Kernkraftwerke sind schlicht nicht wettbewerbsfähig. Das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) beziffert die Stromgestehungskosten neuer Kernkraftwerke in Deutschland 2024 auf 13,6 bis 49,0 Cent pro kWh – ein Wert, der die Kosten für Onshore-Wind (4,3–9,2 Cent/kWh) und Freiflächen-Solar (4,1–7,4 Cent/kWh) um ein Vielfaches übertrifft. Lazard, die US-Investmentbank, die seit Jahren die weltweit meistzitierten LCOE-Vergleiche erstellt, hält Wind und Solar seit zehn Jahren in Folge für die günstigste neue Stromerzeugung.

Europäische Neubauprojekte liefern den Praxisbeweis:

• Hinkley Point C (Großbritannien): Ursprünglich für 18 Milliarden Pfund veranschlagt, Fertigstellung für 2025 geplant. Aktuelle Kosten: über 48 Milliarden Pfund, Betrieb frühestens 2030. Der Strom wird mit rund 150 Pfund pro MWh vergütet – mehr als doppelt so teuer wie der aktuelle Marktpreis.
• Flamanville (Frankreich): Sollte 3,3 Milliarden Euro kosten – Endabrechnung: über 23 Milliarden Euro, zwölf Jahre Verzögerung (BR24 Faktenfuchs).

Die externen Kosten fehlen in jeder LCOE-Rechnung. Das Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft (FÖS) errechnete, dass die Atomenergie in Deutschland von 1955 bis 2022 staatliche Förderungen von real rund 249 Milliarden Euro erhalten hat – Forschungssubventionen, Haftungsbeschränkungen, Rückbaufinanzierung. Allein der Rückbau europäischer Altreaktoren wird nach Branchenanalysen auf über 120 Milliarden Dollar geschätzt. Das AKW Lubmin etwa sollte eine Milliarde Euro Abrisskosten verursachen – heute kalkuliert man zehn Milliarden Euro, mit Abschluss in den 2040er Jahren. Ein Endlager für hochradioaktiven Müll hat weltweit kaum ein Land fertig – Deutschland bis heute nicht.

Das Fazit ist eindeutig: Die bestehenden spanischen Altreaktoren drücken kurzfristig den Börsenpreis, weil ihre Baukosten längst abgeschrieben sind. Das ist kein Argument für neue Kernkraftwerke – sondern eher das Gegenteil. Wer heute in neue Kernkraft investiert, bekommt ab 2035 frühestens Strom, zu Kosten, die Erneuerbare schon längst unterschritten haben werden. Fraunhofer ISE hält in seiner Studie 2024 ein vollständig auf erneuerbaren Energien basierendes System bis 2045 für günstiger als ein fossil-nukleares Mischsystem – getragen von sinkenden Kosten für Solar, Wind, Batteriespeicher und Sektorkopplung.

Wohin das Geld stattdessen sollte: Speicher und grüner Wasserstoff. Eine Studie der Stanford University zeigt, dass eine Kombination aus Batteriespeichern und grünem Wasserstoff für 145 Länder eine vollständig saubere, zuverlässige Versorgung ermöglichen kann – mit jährlichen Gesamtkosteneinsparungen von rund 61 Prozent gegenüber dem heutigen fossilen System. Grüner Wasserstoff übernimmt dabei die saisonale Langzeitspeicherung, die Batterien allein nicht leisten können. Das ist genau das, was Spanien selbst als nächsten Schritt identifiziert hat: Mehr Speicher, bessere Netze – nicht neue Reaktoren.

Deutschland: Ausbaurekorde, aber strukturell verwundbar

Auch Deutschland hat beim Erneuerbaren-Ausbau erhebliche Fortschritte gemacht. 2025 lag der Anteil am Bruttostromverbrauch bei 55,1 Prozent, in der öffentlichen Netto-Stromerzeugung sogar bei 62 Prozent (Umweltbundesamt). Solar-PV überholte erstmals die Braunkohle und lieferte rund 87 TWh – ein Plus von 21 Prozent laut Fraunhofer ISE. Die Zahlen klingen ähnlich wie in Spanien – der Effekt auf die Preise ist es nicht.

Warum? Dafür gibt es mehrere strukturelle Gründe:

Fossile Abhängigkeit: Deutschland ist mit einem täglichen Ölverbrauch von rund 2,4 Millionen Barrel der zehntgrößte Ölverbraucher der Welt. Da eigene Förderung praktisch eingestellt ist, müssen Nettoimporte von rund 70 Prozent der Gesamtenergieversorgung (International Trade Administration) aus dem Ausland gedeckt werden. Die Gasimporte erreichten Ende 2025 über 350.000 Terajoule monatlich (Blue Gas Express).

Atomausstieg: Seit 2023 trägt Kernenergie im deutschen Strommix null Prozent bei. In Spanien liefert sie noch immer knapp 20 Prozent – eine wichtige Basis-Last, die die Netze stabilisiert und den Bedarf an teuren Gaskraftwerken als Backup reduziert.

Netzverbund: Deutschland ist über sein Stromnetz eng mit Nachbarländern vernetzt. Das kann Vorteile haben, bedeutet aber auch: Wenn die Gaspreise in ganz Europa steigen, überträgt sich das unmittelbar auf die deutschen Börsenpreise. Spanien liegt auf der Iberischen Halbinsel und ist deutlich isolierter – was in Krisen zum Schutzschild wird. Die EZB schätzt, dass ein tieferer grenzüberschreitender Netzverbund in Europa die Systemkosten um rund 9 Prozent – gut 26 Milliarden Euro jährlich – senken könnte; das ist Potenzial, das bislang ungenutzt bleibt.

Kennzahl	Spanien	Deutschland
EE-Anteil Strommix 2025	55,5 % (56,6 % inkl. Eigenverbrauch)	55,1 % Bruttostrom / 62 % öffentl. Netz
Installierte EE-Kapazität Ende 2025	> 80 GW	ca. 170 GW
Kernenergie-Anteil 2025	19,1 %	0 % (seit April 2023)
Großhandelsstrom Feb. 2026	16,43 €/MWh	96,69 €/MWh
Anteil Energieimporte gesamt	mittel, sinkend	~70 % der Gesamtversorgung
Batteriespeicher-Ranking (EU)	Platz 13	Platz 4

Quellen: Red Eléctrica, Umweltbundesamt, GMK Center, Ember

Wo Spaniens Modell an seine Grenzen stößt

Das spanische Modell hat trotz seines Erfolgs bekannte Schwachstellen – und internationale Institutionen weisen ausdrücklich darauf hin.

Der Blackout vom April 2025 war der schwerste Stromausfall in Europa seit zwei Jahrzehnten: Über 50 Millionen Menschen in Spanien und Portugal waren betroffen. Laut Ember musste der spanische Netzbetreiber daraufhin verstärkt auf Gaskraftwerke für Netzstabilisierungsdienste zurückgreifen. In den Monaten Mai bis Juli 2025 stieg die Abregelung erneuerbarer Energie auf 7,2 Prozent (zuvor: 1,8 %), und Netzstabilisierungskosten machten im Mai 2025 plötzlich 57 Prozent des Strompreises aus – zuvor nur 14 Prozent.

Fehlende Speicher: Die Internationale Energieagentur warnt in ihrem World Energy Outlook 2025 explizit: Spanien und Portugal gehören zu den Ländern mit den höchsten Abregelungsraten für Solar- und Windstrom in Europa – ein Zeichen, dass Erzeugung bereits jetzt die Netzkapazität überschreitet. Als Europas viertgrößtem Strommarkt steht Spanien nur das drittkleinste Batteriespeicher-Portfolio zur Verfügung (Platz 13). Pumpspeicher als Ausgleich sind zwar vorhanden, langfristige saisonale Speicher fehlen jedoch.

Russisches Gas: Trotz aller Fortschritte hat Spanien seine Importe von russischem LNG seit dem Ukraine-Krieg sogar erhöht – 2024 machte es 21 Prozent der Gasversorgung aus (laut Brookings Institution), gebunden an Langzeitverträge.

Ziele vs. Realität: Das nationale Klimaplan (PNIEC) sieht 74 bis 80 Prozent erneuerbare Stromerzeugung bis 2030 vor. Dafür müssen laut Red Eléctrica in nur vier Jahren über 50 GW Kapazität zugebaut werden. Die BBVA-Studie hält das für ambitioniert, aber erreichbar – sofern Netzinfrastruktur und regulatorische Rahmenbedingungen mithalten.

Was das für Europa bedeutet

Der IWF-Befund ist eindeutig: Erneuerbare senken Strompreise – und zwar überproportional, je höher ihr Anteil steigt. Das spanische Beispiel macht das zur gelebten Realität. Nach Einschätzung der EZB (Oktober 2025) könnten europäische Strompreise bei konsequenter Erreichung der nationalen Solar- und Windausbauziele bis 2030 um mehr als ein Viertel fallen und zugleich weniger volatil werden.

Die IEA bezeichnet die Iberische Halbinsel in ihrem World Energy Outlook 2025 als „führendes Labor für das Stromsystem der Zukunft” – ein Ort, wo die Energiewende bereits jetzt jene Herausforderungen meistert, die der Rest Europas noch vor sich hat (Strategic Energy Europe).

Deutschland und Spanien stehen beim Erneuerbaren-Anteil am Strom heute auf ähnlichem Niveau. Was sie trennt, ist die Geschichte: Spanien hat den Ausbau früher und mit günstigeren Rahmenbedingungen (Sonne, Wind, isoliertes Netz) vorangetrieben. Deutschland hat jahrelang Kernkraft als Brücke genutzt und diese dann abgeschaltet – ohne den Speicher- und Netzausbau schnell genug mitzuentwickeln, um die Abhängigkeit von Erdgas vollständig aufzulösen.

Das Fazit zieht Jan Rosenow, Professor für Energie- und Klimapolitik an der Universität Oxford: „Spanien befindet sich strukturell in einer fundamental anderen Position als die meisten seiner europäischen Nachbarn.” (OilPrice.com) In einer Welt, in der Öl- und Gaslieferwege durch Kriege, Sanktionen oder Seeblockaden jederzeit unterbrochen werden können, ist das keine akademische Fußnote mehr.

Häufige Fragen

Warum ist Strom in Spanien so viel billiger als in Deutschland? Trotz ähnlichem Erneuerbaren-Anteil (je ~55 %) profitiert Spanien von drei Strukturvorteilen: 19 Prozent Kernenergie als günstige Grundlast, geringere Importabhängigkeit bei fossilen Energieträgern, und ein isoliertes Stromnetz auf der Iberischen Halbinsel, das europäische Gaspreisschocks abfedert. Im Februar 2026 lag der Großhandelspreis in Spanien bei 16,43 €/MWh – in Deutschland bei 96,69 €/MWh.

Was ist der Merit-Order-Effekt bei erneuerbaren Energien? In europäischen Strommärkten setzt das teuerste noch benötigte Kraftwerk den Preis für alle. Je mehr günstige Wind- und Solarkraftwerke einspeisen, desto seltener werden teure Gaskraftwerke gebraucht. Laut IWF senkt jeder Prozentpunkt mehr Erneuerbare den Großhandelspreis um 0,6 Prozent – überproportional bei steigendem Anteil.

Wie wirkt sich die Hormus-Krise auf die Strompreise in Europa aus? Die Blockade der Straße von Hormus hat den Ölpreis auf rund 119 Dollar pro Barrel getrieben. In Europa stiegen die Gas- und Strompreise um 50 bis 70 Prozent – allerdings nicht überall gleich. Länder mit hohem Erneuerbaren-Anteil und geringer Gasabhängigkeit wie Spanien sind deutlich weniger betroffen.

Lohnt sich der Bau neuer Kernkraftwerke als Alternative? Die Daten sprechen dagegen. Fraunhofer ISE beziffert die Stromgestehungskosten neuer Kernkraftwerke auf 13,6 bis 49,0 Cent/kWh – ein Vielfaches von Onshore-Wind (4,3–9,2 Cent) und Freiflächen-Solar (4,1–7,4 Cent). Europäische Neubauprojekte wie Hinkley Point C (Kosten von 18 auf 48 Mrd. Pfund gestiegen) und Flamanville (3,3 auf 23 Mrd. Euro) bestätigen das Muster.

Senkt mehr Photovoltaik die Strompreise in Deutschland? Ja, der Zusammenhang ist empirisch belegt. BBVA Research zeigt: In Spanien hat der Anstieg des EE-Anteils von 45 auf 65 Prozent den Großhandelspreis um knapp 20 Prozent gedrückt. Die Preissenkung wirkt über den Merit-Order-Effekt allerdings nur, wenn gleichzeitig Speicher und Netze ausgebaut werden.

Verwendete Quellen & Studien

• IWF Working Paper: „Chasing the Sun and Catching the Wind” (Cevik, 2022) – Panelanalyse 24 europäischer Länder
• BBVA Research: „Reaping the Benefits of Renewable Energy in the Spanish Economy” (Feb. 2025, PDF)
• Ember: „Decoupled – how Spain cut the link between gas and power prices using renewables” (Okt. 2025)
• IEA: World Energy Outlook 2025 – Iberische Halbinsel als Labormodell
• EZB: „Europe’s road to renewables” – Rede EZB-Direktor (Okt. 2025)
• Red Eléctrica de España (REE): Jahresberichte 2025/2026
• Fraunhofer ISE: Öffentliche Stromerzeugung Deutschland 2025 (Jan. 2026)
• Umweltbundesamt: Erneuerbare Energien in Deutschland – Wachstum 2025 (März 2026)
• Brookings Institution: „After the energy crisis – Policy responses in the Iberian Peninsula” (2025)
• Bruegel: EU Renewables Value Tracker (2026)
• Euronews: Hormuz Shutdown – Implications for Europe (März 2026)
• Fraunhofer ISE: Stromgestehungskosten erneuerbare Energien, Studie 2024 (PDF) – inkl. neue Kernkraft 13,6–49,0 Ct/kWh
• Lazard LCOE+ Analysis (Juni 2024, PDF) – Wind/Solar 10. Jahr in Folge günstigste Neubaualternative
• FÖS: Gesellschaftliche Kosten der Atomenergie in Deutschland (PDF, 2020) – 249 Mrd. € staatliche Förderung 1955–2022
• Deutsche Welle: Nuclear’s cleanup cost threatens the expansion dream (März 2026) – Lubmin: €1 Mrd. → €10 Mrd. Rückbaukosten
• Yahoo Finance/Telegraph: Hinkley Point C Kosten auf £48 Mrd. gestiegen (Feb. 2026)
• Stanford University / PV Magazine: Battery Storage + Hydrogen = 61% Kostenersparnis (2024)
• BR24 Faktenfuchs: Atomstrom – teuer oder günstig? (Dez. 2025)

Stand: 3. April 2026. Preisangaben beziehen sich auf Großhandels-/Börsenstrompreise.