Portugal: 71 % erneuerbarer Strom 2024 – stiller Vorsprung vor Deutschland

Neue Zahlen des portugiesischen Netzbetreibers markieren einen Wendepunkt für sauberen Strom. Der Strommix hat sich in kurzer Zeit deutlich verschoben – und die Daten sind relevant für Investoren, Planer und Haushalte.

Portugals leiser Vorsprung vor Deutschland

Portugal schloss das Jahr 2024 damit ab, dass erneuerbare Energien 71 % des nationalen Stromverbrauchs abdeckten, wie aus den Systemdaten hervorgeht. Deutschland, als industrielles Schwergewicht Europas, hat ebenfalls stark zugelegt, blieb aber unter diesem Wert. Portugals Ergebnis stützt sich auf mehrere Säulen: Wasserkraft, Wind, Solar und Biomasse konnten zulegen oder ein hohes Niveau halten.

"Portugal erreichte 2024 einen Anteil von 71 % erneuerbarem Strom, angeführt von Wasserkraft mit 28 % und Wind mit 27 %, dazu Solar mit 10 % und Biomasse mit 6 %."

Hinter dem prozentualen Anteil zählen auch die absoluten Mengen. Die erneuerbare Stromerzeugung lag 2024 bei 36,7 TWh. Daraus ergibt sich eine gesamte Stromnachfrage von rund 51,7 TWh. Die folgende Übersicht kombiniert Anteile mit einer groben Erzeugungsmenge, um die Grössenordnung einzuordnen.

Quelle	Anteil am Verbrauch	Ca. Erzeugung (TWh)
Wasserkraft	28%	~14,5
Wind	27%	~14,0
Solar-PV	10%	~5,2
Biomasse	6%	~3,1

Solar: das Durchbruchsjahr

Bei Solar fiel der stärkste Sprung an. Die Erzeugung stieg gegenüber dem Vorjahr um 37 %, weil Portugal sowohl grosse Solarparks als auch fortlaufend viele Dachanlagen zugebaut hat. Niedrigere Modulpreise, kurze Bauzeiten und klare Auktionssignale wirkten als Beschleuniger. Zur Mittagszeit drängte Solar Gaskraftwerke häufig aus der Merit-Order. Abregelungen blieben dank Interkonnektoren und flexibler Wasserkraft vergleichsweise gering.

Wasserkraft legt kräftig nach

Die Wasserkraft erhöhte ihre Produktion um 24 %, begünstigt durch ein hydrologisch besseres Jahr und eine kluge Einsatzplanung. Betreiber nutzten die Speicher, um Schwankungen von Wind und Solar auszugleichen. Pumpspeicher brachten zusätzliche Flexibilität, um Überschüsse in schwachen Laststunden aufzunehmen. Der Aufschwung steht im Kontrast zu Dürrejahren, in denen die Pufferwirkung der Wasserkraft nachliess und die Importe anstiegen. Das Wasserrisiko bleibt jedoch präsent – entsprechend eng verfolgen Betreiber die saisonalen Prognosen.

Wind bleibt stabil

Wind lieferte über Winterstürme und Küstenwinde hinweg ein nahezu grundlastähnliches Rückgrat. Durch Repowering stieg die Erzeugung, ohne dass zusätzliche Flächen in gleichem Mass benötigt wurden. Netzausbauten senkten die Abregelung in sehr windreichen Nächten. Offshore-Wind ist weiterhin Teil der Planung; die Meeresboden-Planung ist inzwischen klarer, doch die bisherigen Zuwächse stammen überwiegend aus Onshore-Anlagen.

Gas fällt auf ein 21-Jahres-Tief

Fossile Erzeugung deckte 2024 nur noch 10 % des Stromverbrauchs. Der Gasverbrauch zur Stromproduktion sank um 17 % und erreichte damit den niedrigsten Stand seit 2003. Für die Versorgungssicherheit blieben LNG-Ladungen dennoch wichtig. Laut Systemaufzeichnungen kamen die Lieferungen vor allem aus Nigeria (53 %) und den Vereinigten Staaten (41 %). Weniger Laufstunden von Gaskraftwerken reduzierten die CO₂-Intensität und dämpften die Grosshandelspreise in wind- und niederschlagsreichen Wochen.

"Der Gasverbrauch für Strom sank 2024 um 17 % und fiel auf den niedrigsten Stand seit 2003, da erneuerbare Energien in Spitzenstunden vordrangen."

Warum es zu diesem Schub kam

• Verlässliche Politik: regelmässige Auktionen, bankfähige Verträge und klare Netzregeln.
• Wasserkraft-Flexibilität: Speicher und Pumpspeicher zum Ausbalancieren von Solarspitzen und Windböen.
• Schnellere Genehmigungen: weniger Bürokratie für Repowering und mittelgrosse Solarprojekte.
• Interkonnektion: intensiver Handel mit Spanien unterstützt den stündlichen Ausgleich.
• Welle bei Dachanlagen: Eigenverbrauchsmodelle erhöhen das Tagesangebot und senken die Last.

Was das für Rechnungen, Netze und Nachbarn bedeutet

Mehr Strom mit Grenzkosten nahe null drückt in windigen oder regenreichen Phasen tendenziell die Preise. Das entlastet Verbraucher, erhöht aber zugleich die Volatilität. Das portugiesische Netz bewältigte stärkere Intraday-Schwankungen mithilfe von Wasserkraft, Batterien und grenzüberschreitenden Flüssen in den spanischen Markt. Engpässe treten dennoch in stürmischen Nächten auf. Speichervorhaben sollen diese sehr niedrigen Preisphasen aufnehmen und die Energie in der abendlichen Spitze wieder vermarkten.

Für industrielle Abnehmer wächst der Handlungsspielraum. Unternehmen können Stromlieferverträge (PPAs) abschliessen, die an lokale Wind- oder Solarparks gekoppelt sind. Rechenzentren und stromintensive Betriebe können Teile ihres Verbrauchs in Zeitfenster mit niedrigen Preisen verschieben. Für den Netzbetreiber sind präzise Prognosen zentral; deshalb stehen bessere Wettermodelle und Anlagentelemetrie heute im Mittelpunkt des Tagesgeschäfts.

Ein wesentliches Risiko bleibt die Wasserverfügbarkeit. In einem trockenen Jahr könnte die Wasserkraft spürbar nachgeben, und Gas müsste wieder häufiger als Reserve einspringen. Auf der Nachfrageseite wirken politische Massnahmen entgegen – etwa Effizienzprogramme, Wärmepumpen und intelligentere Tarife. Zudem federt der iberische Markt Schocks ab, weil Spaniens Mix Lücken schliessen und Überschüsse aufnehmen kann, wenn sich die Wetterlage dreht.

Europas grösseres Bild

EU-weit überschritten Erneuerbare in der ersten Hälfte 2024 die 50-%-Marke an der Stromerzeugung. Wind und Solar lagen zusammen bei rund 30 % des Mix, während fossile Energieträger auf etwa 27 % fielen – begünstigt durch geringere Nachfrage und starke erneuerbare Einspeisung. Der geplante Windzubau bis 2027 ist umfangreich; europaweit sind mehr als 100 GW vorgesehen. Solar wächst weiterhin – sowohl im Kraftwerksmassstab als auch auf Dächern.

Deutschland installierte 2024 viele neue Solarmodule und Windanlagen. Der Anteil bleibt dennoch hinter Portugal zurück, weil die deutsche Nachfrage deutlich grösser und stärker industriell geprägt ist. Portugal profitierte von einem kompakteren Netz, viel Wasserkraft und einem schnellen Solarausbau, was die jährliche prozentuale Verschiebung zusätzlich verstärkte.

Worauf 2025 zu achten ist

• Hybridstandorte: Solar neben Wind oder Wasserkraft, um Netzanschlüsse gemeinsam zu nutzen.
• Batterie-Pipelines: Vier-Stunden-Systeme, die Abendspitzen adressieren und Day-ahead-Prognosen glätten.
• Schwimmende PV auf Stauseen: weniger Flächenbedarf und engere Kopplung an Wasserkraftanlagen.
• Grüner-Wasserstoff-Piloten: Nutzung ausserhalb der Spitzenzeiten dort, wo Leitungen und Häfen vorhanden sind.
• Last durch E-Auto-Laden: gesteuertes Laden, das Fahrzeuge zu flexibler Nachfrage macht.

Zwei praktische Hinweise für Leser

Der Kapazitätsfaktor sorgt oft für Verwirrung. Gemeint ist die durchschnittliche Leistung über einen Zeitraum, geteilt durch die maximal mögliche Leistung. Portugals Windparks liegen übers Jahr typischerweise bei etwa 30 % bis 40 %. Solar erreicht – je nach Standort und Neigung – eher 20 % bis 25 %. Diese Werte sind wichtig für Erlöse und Netzplanung, weil sie anzeigen, wann Energie tatsächlich anfällt.

Ein kurzes Haushaltsbeispiel macht das greifbarer. Eine 5-kW-Dachanlage in Lissabon kann unter guten Bedingungen ungefähr 7.500 kWh pro Jahr erzeugen. Eine typische Wohnung verbraucht 2.500 bis 3.000 kWh. Mit Eigenverbrauchsregeln und einem smarten Wechselrichter könnte eine Familie den Grossteil des Tagesverbrauchs decken und den Rest einspeisen. Eine kleine Batterie verschiebt Solarstrom aus dem späten Nachmittag in die Abendstunden. Die Amortisation hängt von Tarif, Dachneigung und Anlagenkosten ab – die Rechnung spricht jedoch zunehmend für die Installation.

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