Der Blackout des spanischen Stromnetzes: Ein Warnsignal
Am 28. April 2025 kam es auf der Iberischen Halbinsel zu einem großflächigen Stromausfall, der Spanien und Portugal betraf und etwa 60 Mio. Menschen in Mitleidenschaft zog. Die Ursache lag in einer Kette von Störungen. Die spanische Regierung führte den Vorfall auf Überspannungen im Stromnetz und Planungsfehler zurück.1ZfK: Blackout-Rätsel gelöst: Spaniens Regierung spricht von „Planungsfehler“, 18.6.2025 Die Diskussion über die originären Ursachen des Blackouts dauern an. Es gibt Hinweise darauf, dass eine Kombination aus dem hohen Anteil erneuerbarer Energien, der Drosselung von konventionellen Kraftwerken, Planungsfehlern sowie einer falschen Netzdesigns die Netzstabilität an diesem Tag zum Zusammenbruch gebracht haben.2Friedrich-Alexander-Universität: Versorgungsunterbrechung und Netzwiederaufbau auf der iberischen Halbinsel am 28. und 29. April 2025, 12. Mai 2025 Was immer auch die genauen Auslöser waren, sie führten zu Frequenzschwankungen und der Aktivierung eines Schutzmechanismus, der zwar das Netz stabilisieren sollte, letztendlich jedoch zum Zusammenbruch des Systems beitrug. Innerhalb von Sekunden fehlten rund 15 GW Stromerzeugung und die damit einhergehenden Frequenzstörungen sorgten für die nahezu vollständige und automatische Abschaltung des spanischen und portugiesischen Stromnetzes. Der Stromausfall legte Städte lahm, lähmte den Verkehr und betraf wichtige Infrastrukturbereiche wie das Internet und den Mobilfunk.
Um das europäische Verbundnetz zu schützen, wurde gleichzeitig die Verbindung zu Frankreich getrennt. Die Abtrennung der Iberischen Halbinsel vom kontinentaleuropäischen Verbundnetz war notwendig, um eine weitergehende Instabilität zu vermeiden, die im schlimmsten Fall zu Stromausfällen in weiteren Regionen oder sogar Ländern geführt hätte. Das portugiesische Netz wurde nicht von Spanien getrennt, da beide technisch und systemisch ein gemeinsames Netz bilden. Trotz der raschen Wiederherstellung der Stromversorgung bis zum nächsten Morgen war der Vorfall in jüngster Zeit eine der schwerwiegendsten Netzstörungen in Europa. Er löste eine umfangreiche Debatte über Netzstabilität und Versorgungssicherheit aus und verursachte einen Schaden, der in die Milliarden geht.
Fachleute sind überzeugt, dass das Risiko eines Stromausfalls niedriger gewesen wäre und die Stromversorgung deutlich schneller hätte wiederhergestellt werden können, wenn das iberische und französische Stromnetz stärker miteinander verbunden gewesen wären. Dieser Vorfall zeigt deutlich die Komplexität des aus lokalen, nationalen und transnationalen Netzen gebildeten europäischen Strommarktes: Der Ausgleich zwischen Stromerzeugung und -verbrauch endet längst nicht an den Grenzen der Nationalstaaten. Die Netzstabilität ist zu einer europäischen Aufgabe geworden.
Auf dem Weg zu einem europäischen Strombinnenmarktes
Das heutige europäische Verbundsystem ist das technische Rückgrat der Stromversorgung in Europa. Es verbindet zahlreiche nationale Übertragungsnetze synchron miteinander, sodass Strom physisch über Grenzen hinweg fließen kann. Ziel ist eine sichere Versorgung, Netzstabilität und die effiziente Nutzung von Kraftwerken über Ländergrenzen hinweg (beispielhaft für den Energieverkehr sei hier Deutschland angeführt, siehe Abbildung 1). Schon in den 1920er Jahren entstanden die ersten bilateralen, grenzüberschreitenden Verbindungen, zum Beispiel zwischen der Schweiz, Deutschland und Frankreich. Die Idee und Umsetzung eines umfassenden transeuropäischen Stromverbundnetzes existiert seit den 1950er Jahren. Technisch begann die Vernetzung nach dem Zweiten Weltkrieg, politisch wurde sie ab den 1990er Jahren im Rahmen der EU vorangetrieben und systematisch ausgebaut.
Energieexporte und -importe, Beispiel Deutschland (YTD 2025 in TWh)
Abb. 1: Energieexporte und -importe, Beispiel Deutschland (YTD 2025 in TWh); Quelle: Frauenhofe ise, Energy-Charts, Stand: 8. September 2025
Das europäische Verbundnetz sorgt für eine höhere Versorgungssicherheit, da bei Ausfällen von Kraftwerken oder Netzkomponenten andere Regionen oder Länder sofort einspringen können. Es trägt außerdem zur Integration erneuerbarer Energien bei, indem wetterbedingte Schwankungen ausgeglichen werden können. So kann Deutschland beispielsweise bei viel Wind überschüssigen Strom exportieren oder an anderen Tagen importieren. Das Verbundnetz soll gewährleisten, dass trotz regionaler Unterschiede in Erzeugung und Verbrauch überall eine stabile Netzfrequenz von 50 Hertz gehalten wird – eine Grundvoraussetzung für die zuverlässige Stromversorgung. Die Größe des Netzes und die Vielzahl der Verbindungen schaffen eine Redundanz, die das System widerstandsfähiger macht. Auf der Iberischen Halbinsel jedoch versagte dieser Ausgleich mit Frankreich, obwohl innerhalb des europäischen Verbundnetzes grundsätzlich große Reserven für den gegenseitigen Ausgleich bereitstehen. Unabhängig vom konkreten Auslöser führte die unzureichende Kompensation der verlorengegangenen Stromproduktion in Spanien durch andere europäische Stromquellen zum Zusammenbruch des Netzes.
Die EU-Kommission hat bereits 2024 beschlossen, dass jedes Mitgliedsland bis 2030 in der Lage sein muss, mindestens 15% seiner Stromerzeugung grenzüberschreitend zu transferieren. Der Grad der Vernetzung zwischen Spanien und Frankreich liegt jedoch aktuell bei nur etwa 6% der Stromkapazität.3https://www.euractiv.de/section/eet/news/europaeische-stromnetze-spanien-hat-enorme-schwierigkeiten-mit-frankreich/ Es gibt derzeit nur drei Hochspannungsverbindungen zwischen Spanien und Frankreich, eine weitere ist im Bau und zwei zusätzliche Trassen über die Pyrenäen werden diskutiert.4https://ec.europa.eu/energy/infrastructure/transparency_platform/map-viewer/main.html Es wird also deutlich, dass dringend weitere sogenannte Interkonnektoren zur Stabilisierung des iberischen Stromnetzes benötigt werden. Der nur schleppend verlaufende Ausbau sorgt regelmäßig für politischen Verstimmungen zwischen den Ländern. Interkonnektoren sind nicht nur technisch für die Stabilisierung von Stromnetzen entscheidend, sondern auch im Hinblick auf den gemeinsamen europäischen Stromhandel und die Entwicklung einer europäischen Energieunion ähnlich dem europäischen Binnenmarkt. Sie sind zentrale Bausteine für die Vision einer sicheren, nachhaltigen und bezahlbaren Energieversorgung in Europa. Die Europäische Energieunion startete mit der Vorstellung einer Rahmenstrategie im Jahr 2015 und seither werden Maßnahmen weiterentwickelt, um Energiepreise durch stärkere Marktintegration und mehr Investitionen zu senken und den Weg in eine klimaneutrale Stromversorgung zu ebnen.
Wie ein besseres Netz den Strom billiger macht
Das beschrieben europäische Verbundnetz ist das technische System, in dem der Strom physikalisch fließt. Der Handel mit Strom hingegen findet in sogenannten Strommarktgebieten oder Gebotszonen statt. Eine Gebotszone ist ein räumlich abgegrenztes Marktgebiet, für das ein einheitlicher Strompreis gebildet wird. Die Stromgebotszonen orientieren sich meist an Landesgrenzen, wobei es Ausnahmen gibt (so gehört etwa Luxemburg zur deutschen Gebotszone). Marktteilnehmer geben innerhalb ihrer Zone Gebote zum Kauf oder Verkauf von Strom ab. Die Stromerzeugung selbst ist dabei unabhängig von der Gebotszone. Es spielt keine Rolle, ob der Strom aus österreichischer Wasserkraft, polnischer Kohle oder deutschem Wind stammt, solange die grenzüberschreitenden Netzkapazitäten ausreichen. Einfach gesagt, da wo Angebot und Nachfrage zusammentreffen, entsteht der Strompreis für die jeweilige Zone. Im EU-Strombinnenmarkt erfolgen die meisten Stromlieferungen über langfristige Terminkontrakte, ergänzt durch den Handel am Day-Ahead-Markt (am Tag vor der Lieferung) sowie den Intraday-Markt (am Tag der Lieferung). Der Handel an diesen Spotmärkten ist weitgehend automatisiert und deutlich komplexer als hier dargestellt.
Bei der Berechnung der Strompreise spielen neben Angebot und Nachfrage auch die Verfügbarkeit von Übertragungskapazitäten und mögliche Netzengpässe eine Rolle. Müssen beispielsweise große Mengen Wind- oder Solarstrom quer durch Europa transportiert werden, wird stets geprüft, ob genügend Netzkapazität vorhanden ist, um den Strom ans Ziel zu bringen. Im europäischen Strommarkt zahlen Käufer und Verkäufer jeweils den Preis ihrer eigenen Gebotszone, unabhängig davon, woher der Strom tatsächlich kommt (siehe Abbildung 2). Exportiert etwa Frankreich Strom nach Italien, bekommt der französische Stromerzeuger den französischen Strompreis vergütet, während der italienische Abnehmer den italienischen zahlt. Die Differenz zwischen diesen Preisen – sofern sie existiert – geht dabei nicht verloren: Sie wird als sogenannter Netzengpass-Erlös an die beteiligten Übertragungsnetzbetreiber ausgezahlt und meist zwischen den betroffenen Ländern aufgeteilt. Ziel ist es, die zum Teil erheblichen Preisdifferenzen zwischen den Gebotszonen auf lange Sicht zu verringern und die Bedeutung begrenzter Übertragungskapazitäten im Stromhandel zu minimieren.
Durchschnittliche Börsenstrompreise nach Gebotszonen, 2024 in EUR/MWh
Abb. 2: Börsenstrompreise nach Gebotszonen, 2024 in EUR/MWh (Italien, Schweden und Norwegen haben mehr als eine Gebotszone, weshalb es über das jeweilige Land unterschiedliche Börsenstrompreise gibt); Quelle: ENTSO-E, Frauenhofe ise, Energy-Charts, Stand: 8. September 2025
Durch den Ausbau eines eng verknüpften europäischen Stromnetzes profitieren langfristig die Verbraucher, denn Stromanbieter können günstigen Strom aus verschiedenen Regionen in Europa einkaufen und einen wettbewerbsfähigen Preis anbieten – vorausgesetzt die Netzkapazitäten reichen aus.
Die Verbindung von Stromnetzen als Investitionschance
Interkonnektoren, die Strommärkte miteinander verbinden, sind zentrale Bausteine für das Design des Europäischen Strommarktes. Es ist jedoch nicht immer einfach, diesen Baustein zu platzieren. So ist es beispielsweise technisch relativ unkompliziert und preiswert, das deutsche Stromnetz mit dem französischen zu verbinden – salopp gesagt: ein paar Leitungen über den Rhein genügen. Bei schwieriger Geografie ist der Aufwand aber deutlich höher, etwa bei Trassen über die Pyrenäen oder Alpen, durch das Kattegat oder die Irische See. Der Zehnjahresentwicklungsplan (TYNDP) der europäischen Übertragungsnetzbetreiber schätzt den erforderlichen Investitionsbedarf für grenzüberschreitende Netzprojekte und umfangreiche Modernisierungskosten bis 2030 auf rund 170 bis 240 Mrd. Euro europaweit.5Zehnjahresentwicklungsplan (TYNDP) der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, Stand August 2025
Transaktionsvolumen in europäische Infrastruktur nach Sektoren (letzten fünf Jahre)
Abb. 3: Transaktionsvolumen in europäische Infrastruktur nach Sektoren (letzten fünf Jahre), inkl. auch Debt Financing und M&A Aktivitäten; Quelle: Infralogic, September 2025.
Fazit
Für Anleger, die bereit sind, in Infrastruktur zu investieren, bietet dieses Segment ein breites Feld an Möglichkeiten. Über die vergangenen fünf Jahre wurden in Europa rund 117 Mrd. USD in Übertragungsnetze und Interkonnektoren investiert (siehe Abbildung 3). Als Helaba Invest sind auch wir in diesem wachsenden Marktsegment tätig und prüfen derzeit ein Investment an einem unterseeischen Interkonnektor. Der Cashflow dieses langfristigen Investments speist sich im Wesentlichen aus zwei Quellen: Neben den stabilen Einnahmen aus der sicheren Bereitstellung und Verfügbarkeit des Kabels und seiner Komponenten tragen auch die bereits beschriebenen und schwankenden Netzengpasserlöse zum Cashflow bei. Ein Vorteil dieser Form des Investments ist die hohe Vorhersehbarkeit. Wir können heute sehr zuverlässige Prognosen zum wachsenden Stromverbrauch in den durch unseren Konnektor verbundenen Märkten aufstellen. Neben einer guten Einschätzung der Nachfrageentwicklung lässt sich auch das Angebot absehen. Die Laufzeiten von Kraftwerken, der Ausbau der erneuerbaren Energien sowie potenzielle Konkurrenz durch weitere Interkonnektoren können ebenfalls gut prognostiziert werden. Hinzu kommt, dass Stromnetze einer engen Regulatorik unterliegt, was die Downsiderisiken deutlich mindert. Insgesamt rechnen wir bei einem Ankaufspreis vom 10- bis 12-fachen des EBITDA mit einer Rendite von über 11% pro Jahr bei relativ stabilen Ausschüttungen.
Für die Menschen in den beiden Ländern wird der Strommarkt ein Stück weit liberaler und damit günstiger werden. Außerdem sinkt das Risiko eines großflächigen Stromausfalls wie im eingangs beschriebenen Beispiel auf der Iberischen Halbinsel, da plötzliche Ausfälle in einem Marktgebiet durch freie Kapazitäten in einem anderen Gebiet zumindest bis zu einem gewissen Grad ausgeglichen werden können.
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