Der Markt für Batteriespeicher in Spanien steht an einem Wendepunkt. Obwohl das Land führend beim Ausbau erneuerbarer Energien in Europa ist, sind bislang nur 18 MW an eigenständigen Batteriespeichern installiert – das sind 300-mal weniger als in Großbritannien. Doch dieses Paradox steht vor dem Ende: Neue Marktmechanismen, ein rasanter Zubau von Solarenergie und Herausforderungen bei der Netzstabilität führen dazu, dass sich einer der vielversprechendsten Batteriespeichermärkte Europas öffnet.

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Diese Analyse untersucht, warum Spanien bei der Batteriespeicherung hinterherhinkt, was sich aktuell verändert und wie Entwickler von den neuen Chancen profitieren können.

Wichtigste Erkenntnisse

• Spanien verfügt nur über 18 MW Batteriespeicher im Vergleich zu 5,6 GW in Großbritannien
• Dennoch hat die installierte Solarkapazität von 33 GW dazu geführt, dass die jährlichen Einspeisequoten bis 2025 auf 56 % gefallen sind – ein Zeichen für den steigenden Bedarf an flexibler Nachfrage
• Ein neuer Kapazitätsmarkt ab 2025 sowie Märkte für Spannungsregelung ab 2026 schaffen verlässliche Einnahmequellen über mehrere Jahre
• Tägliche Preisspreads erreichten 2025 ein Rekordniveau von 94 €/MWh, da die steigende Solarproduktion die Mittagsstrompreise einbrechen lässt
• Spanien hat 700 Mio. € aus dem Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (FEDER) für eigenständige Batteriespeicher bereitgestellt
• Der Stromausfall im April zeigte den dringenden Bedarf an höherer Netzstabilität

Warum Spanien keine Batteriespeicher hat: Historische Hürden

1. Robustes Netzmanagement

Der spanische Übertragungsnetzbetreiber (REE) hat Europas modernstes Kontrollzentrum für erneuerbare Energien (CECRE) aufgebaut, das folgende Merkmale aufweist:

• Echtzeitüberwachung aller Anlagen >1 MW
• Proaktive Abregelung erneuerbarer Energien, um das Netz trotz 80 % EE-Anteil stabil zu halten
• Begrenzte Verbindung nach Frankreich (3 GW), wodurch Spanien auf Eigenversorgung angewiesen ist

Dieser zentralisierte Ansatz gibt dem ÜNB Werkzeuge an die Hand, um die Schwankungen erneuerbarer Energien effektiv zu steuern und den Bedarf an Flexibilität und Speicher zu verzögern.

2. Dominanz der Wasserkraft

Spanien betreibt 17 GW Wasserkraftkapazität und 3,3 GW Pumpspeicher. Diese Anlagen bieten traditionell:

• Kostenlose synchrone Trägheit durch rotierende Turbinen im Betrieb
• Saisonale Energiespeicherung in Stauseen. Die Betreiber optimieren nach Wasserwert, wobei Strompreise Monate im Voraus berücksichtigt werden.

Spanische Pumpspeicher konkurrieren direkt mit Batteriespeichern (BESS) und begrenzen damit das Potenzial von Batterien am Großhandelsmarkt.

3. Fehlende Systemdienstleistungsmärkte

Im Gegensatz zu Großbritannien oder Texas hat Spanien keine Märkte für Systemdienstleistungen geschaffen, die für klimaneutrale Systeme unerlässlich sind:

• Kein Frequenzregelungsmarkt: Große Erzeuger sind verpflichtet, kostenlose Reserven für die Frequenzhaltung bereitzustellen
• Keine Kapazitätszahlungen: Während britische Batteriespeicher 10-15 % ihrer Einnahmen aus dem Kapazitätsmarkt erzielen können, tragen spanische Anlagen ein reines Marktrisiko
• Kein Markt für Spannungsregelung: Die Bereitstellung von Spannungsregelung ist verpflichtend, aber keine Einnahmequelle

Ohne diese Erlösströme waren Batteriespeicher für Investoren und Entwickler in Spanien wirtschaftlich wenig attraktiv.

4. Das Zusammenspiel von Wasser- und Solarenergie

Die letzten zwei Jahre waren in Spanien außergewöhnlich niederschlagsreich; bis Ende Mai lag die gespeicherte Regenmenge bei 43.412 Millionen Kubikmetern, 22 % über dem Zehnjahresdurchschnitt.

Dadurch hat sich die Wasserkrafterzeugung von 14,2 TWh im Jahr 2022 auf 30,4 TWh im Jahr 2024 mehr als verdoppelt, obwohl die installierte Kapazität unverändert blieb. Diese Fülle an flexibler Wasserkrafterzeugung hat den zunehmenden Preisdruck durch Solarenergie überdeckt und die täglichen Preisspreads trotz massivem Solarzubau auf etwa 73 €/MWh begrenzt gehalten.

Diese engen Spreads haben die Arbitragemöglichkeiten für Batterien verringert. Doch trotz eines weiteren nassen Jahres 2025 sind die Preisspreads wieder auf das Niveau von 2022 gestiegen – ausgelöst durch ein größeres Solarangebot bei stabiler Nachfrage.

5. Extrem negative Preise sind selten

Bis 2024 hatte Spanien nie negative Großhandelsstrompreise erlebt. Das ändert sich nun, und die Zahl der negativen Preisstunden steigt 2025 schneller als in Frankreich und Deutschland.

Dabei gibt es einen entscheidenden Unterschied: Während die negativen Stunden zunehmen, bleiben die Preise nahe bei 0 €/MWh und fallen nicht tief ins Negative.

Zwei strukturelle Faktoren begrenzen, wie negativ spanische Preise werden können:

1. Begrenzte Netzanbindung: Die 3-GW-Verbindung nach Frankreich schirmt Spanien von den extrem negativen Preisen in Mitteleuropa ab. Wenn die deutschen Preise auf -150 €/MWh fallen, kann Spanien nicht genug importieren, um die Preise weiter zu senken.
2. Wirtschaftliche Abregelung: Die meisten spanischen Solaranlagen sind große kommerzielle Projekte mit Fernsteuerung. Bei negativen Preisen wird die Produktion eingestellt. Dieses preisabhängige Verhalten sorgt für einen Boden nahe 0 €/MWh.

Die Zunahme negativer Preise schafft Chancen für Speicher:

• Reduzierung von Einnahmeunsicherheiten
• Schaffung stabiler, modellierbarer Arbitragemuster

Dies könnte sich jedoch ändern, wenn mehr erneuerbare Must-Run-Kapazitäten ans Netz gehen und die Netzanbindung wächst – dann könnten die Preistäler tiefer und die Spreads breiter werden.

Die Gamechanger: Warum 2025 anders ist

1. Solar-Kannibalisierung eröffnet neue Möglichkeiten

Der Solarboom in Spanien lässt die Einnahmen einbrechen. Während die installierte Kapazität von unter 10 GW im Jahr 2018 auf 33 GW im Jahr 2025 gestiegen ist, sind die Durchschnittserlöse für Solarstromerzeuger massiv gesunken. Die jährlichen Einspeisequoten fielen von 83 % (2023) auf 67 % (2024) und liegen 2025 im Schnitt bei 56 %.